/GUIDE_SHP_SE by Info Esha

SMÅ VATTENKRAFTVERK - EN HANDBOK

Svensk utgåva av ”Guide on how to develop a small hydro site” Celso Penche et al, ESHA 2004, Översatt och anpassad av Jonas Rundqvist, Christer Söderberg och Bo Bergander

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

FÖRORD Denna publikation; “Små vattenkraftverk – En handbok” har utformats med målsättning att ge ett verktyg för den som vill anlägga ett vattenkraftverk eller förstå hur ett vattenkraftverk fungerar i lite mer detalj. ”Små vattenkraftverk – En handbok” är baserad på skriften “Guide on how to develop a Small Hydro Site” som under 2003 och 2004 har uppdaterats och omarbetats med utgångpunkt i “Layman’s Guidebook on How to Develop a Small Hydro Site”, publiserad av ESHA - the European Small Hydropower Association. Denna har sedan översatts till svenska och anpassats till nordiska förhållanden. Denna nyutgåva har mycket gemensamt med sin förlaga samtidigt som den genomgått omfattande förändringar och uppdateringar till följd av den teknikutveckling som skett under dessa år, men också med hänsyn till nyare lagstiftning och miljöhänsyn. Den tidigare publikationen gavs ut på spanska, italienska och engelska, och i och med denna nyutgåva ges skriften även ut på svenska, tyska och franska. Detta arbete med att uppdatera och översätta “Guide on how to develop a Small Hydro Site” har organiserats av ESHA på uppdrag av den Europeiska Kommissionen. De personer som medverkat i uppdateringen och aktualiseringen av skriften har varit: Francis Armand (ADEME), Anton Schleiss (EPFL-LCH), Erik Bollaert (EPFL-LCH), Pedro Manso (EPFL-LCH), Jochen Bard (ISET), Jamie O’Nians (IT Power), Vincent Denis (MHyLab), Bernhard Pelikan (ÖVFK), Jean-Pierre Corbet (SCPTH), Christer Söderberg (SERO), Jonas Rundqvist (ISAB Dammar & Kraft) och Luigi Papetti (Studio Frosio). Vi vill också rikta ett särskilt tack till Celso Penche (ESHA), författare till den ursprungliga utgåvan, och som har medverkat i arbetet med denna nya utgåva. Översättning och anpassning till nordiska förhållanden har genomförts av Bo Bergander (SWECO VBB), Christer Söderberg (SERO) och Jonas Rundqvist (ISAB Dammar & Kraft) Utformningen och genomförandet av ett småskaligt vattenkraftsprojekt är inte en trivial uppgift. Det innefattar ett brett tekniskt fält och många aspekter och förhållanden måste tas i beaktande innan en anläggning kan stå färdig. Det kräver också kunskaper rörande tillståndsprocesser, vattenrätt, ekonomi mm. I ”Små vattenkraftverk – En handbok” beskrivs samtliga dessa aspekter på ett lättförståeligt sätt, som stegvis ger de kunskaper som krävs för ett lyckat projektgenomförande.

David Miller President of ESHA

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

SMÅ VATTENKRAFTVERK - EN HANDBOK

INNEHÅLL 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9.

Inledning Vattenkraftshydraulik Vattenföring och fallhöjd Fältundersökningar Vattenbyggnad Elektromekanisk utrustning Miljöpåverkan Ekonomiska analyser Administrativt regelverk

1 12 39 68 87 125 169 203 224

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

KAPITEL 1: INLEDNING INNEHÅLL 1

INLEDNING................................................................................................................................ 2 1.1

En fri bränsleresurs med evighetspotential ..........................................................................2

1.2

Definition av småskalig vattenkraft .....................................................................................3

1.3

Platskonfiguration ................................................................................................................3

1.3.1

Strömkraftverk .............................................................................................................4

1.3.2

Anläggningar med kraftstationsbyggnaden vid dammfoten ........................................6

1.3.3

Anläggningar vid bevattningskanaler ..........................................................................7

1.3.4

Anläggningar integrerade i dricksvattensystem...........................................................8

1.4

Planering av ett projekt ........................................................................................................9

BILDFÖRTECKNING Bild 1. 1 Anläggning med hög fallhöjd...............................................................................................4 Bild 1. 2 Anläggning med låg fallhöjd................................................................................................5 Bild 1. 3 Anläggning med låg fallhöjd hopbyggd med en damm .......................................................6 Bild 1. 4 Anläggning med låg fallhöjd utnyttjande befintlig dammbyggnad .....................................7 Bild 1. 5 Anläggning med låg fallhöjd - sifonintag ............................................................................7 Bild 1. 6 Anläggning sammanbyggd med bevattningskanal...............................................................8 Bild 1. 7 Anläggning i bevattningskanal med förlängt krön för överströmning.................................8 Bild 1. 8 Anläggning integrerad med dricksvattensystem ..................................................................9

Små vattenkraftverk – En handbok

INLEDNING1

1.1

En fri bränsleresurs med evighetspotential

ESHA 2004

Som ett resultat av FN:s konferens i Rio om miljö och utveckling har Europeiska Unionen, EU, åtagit sig att år 2000 stabilisera utsläppen av koldioxid , CO2, vilka är den främsta anledningen till växthuseffekten, till den nivå som rådde år 1990. Utöver det har EU åtagit sig att till år 2010 sänka koldioxidutsläppen med 8 procent (för den industrialiserade världen i övrigt gäller en minskning med 5 procent medan Sverige inom ramen för EU:s åtaganden har rätt att öka utsläppen med 4 procent, men vi har satt upp ett nationellt mål att istället kunna sänka våra utsläpp med 4 procent). Det är uppenbart att EU inte kommer att uppnå detta ambitiösa mål utan betydande stöd till energieffektivisering och en ökad satsning på förnybara energikällor. EU-kommissionen är medveten om detta förhållande och ett av energistödprogrammens mål är att fördubbla andelen förnybar energi i den totala energikonsumtionen mellan åren 1997 och 2010. För att driva på utvecklingen har EU antagit ett direktiv, Directive 2001/77/EC, som syftar till att främja el från förnybara energikällor och som ger varje medlemsland konkreta mål för ökningen av andelen förnybar elenergi. Ända sedan elektricitet började produceras har vattenkraften varit, och är fortfarande, den främsta förnybara energikällan inom EU för generering av el. Vattenkraft, stor- och småskalig, representerar enligt EU:s vitbok 13 procent av den sammanlagda elproduktionen och reducerar därmed koldioxidutsläppen med över 67 miljoner ton per år. Men medan den storskaliga vattenkraften kräver överdämning av stora landarealer med avsevärda miljökonsekvenser och sociala konsekvenser, integreras små vattenkraftverk (mindre än 10 MW enl EU kommissionens definition, Sverige tillämpar 1,5 MW) betydligt lättare med det lokala ekosystemet. År 2001 producerades ungefär 365 TWh vattenkraft inom den Europeiska Unionen från en sammanlagd effekt på 118 GW. Småskalig vattenkraft representerade 8,4 procent av installerad effekt (9,9 GW) och producerade 39 TWh (ungefär 11 procent av all vattenkraft). Med ett mer fördelaktig regelverk skulle EU Kommissionens mål år 2010 på 14 000 MW kunna uppnås och småskalig vattenkraft skulle vara en av de största förnybara elproduktionsslagen efter storskalig vattenkraft och vindkraft. Den övervägande andelen små vattenkraftverk är av typen strömkraftverk, vilket anger att kraftverket enbart använder det tillrinnande vattnet för sin drift utan egentlig reglering i kraftverksdammen. När tillrinningen når ett förbestämt lägsta värde stoppas kraftproduktionen. Strömkraftverken kan således inte lagra vatten för användning vid tidpunkter då det är effekttoppar. Vissa anläggningar kan vara konstruerade för att enbart köras tillsammans med ett isolerat lokalt elnät utan sammankoppling med huvudnätet, detta brukar kallas ö-drift. I Europa är emellertid kraftstationerna vanligen anslutna till huvudnätet. Små strömkraftverk kan inte ständigt producera kraft. Vid vissa tidpunkter kan flödet bli så lågt att turbinen (turbinerna) ej längre kan drivas. Ett sätt att övervinna detta är att utnyttja regleringsmöjligheter i sjöar eller magasin längre uppströms. Man kan utnyttja en vattenkraftanläggning vid lägre flöden om man i stället för en turbin installerar två eller flera mindre turbiner. Vid sjunkande flöden kan någon eller några turbiner kopplas ur så att vattnet räcker till för att driva den eller de turbiner som är kvar i drift. Att ha ett kraftverk kopplat till det allmänna nätet har den fördelen att nätet håller frekvensen åt generatorn och därmed håller turbinen vid ett konstant varvtal. Detta innebär att den el som kraftverket inte själv förbrukar 2

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

eller som inte förbrukas i någon industriell process i anslutning till kraftverket måsta säljas på elnätet till de villkor som gäller på elmarknaden. I Sverige och många EU-länder finns regler och vissa stödsystem för produktion av el från förnybara energikällor med avsikt att stimulera denna miljövänliga elproduktion. Vissa EU-länder som Tyskland, Spanien och Portugal använder ett fastprissystem med garanterade priser, vilket har visat sig ge ett gott resultat, medan andra som Storbrittanien, Sverige, Belgien och Italien använder ett stöd genom så kallade elcertifikat eller gröna certifikat som producenten kan sälja utöver den kraft han normalt säljer och får ersättning för. Den pågående avregleringen av elmarknaden inom EU kan komma att medföra förändringar i stödsystemen, men samtidigt ställer EU:s direktiv 2001/77/EG krav på en ökande andel av el från förnybara energikällor för att nå uppsatta mål. 1.2

Definition av småskalig vattenkraft

Det finns ingen enhetlig definition av småskalig vattenkraft inom EU. EU-Kommissionen anger en installerad effekt av 10 MW som övre gräns för ett litet vattenkraftverk och den tillämpas även av ESHA, UNIPEDE (International Union of Producers and Distributors of Electricity) samt av fem av medlemsländerna. Andra EU-länder har en lägre gräns, däribland Sverige som tillämpar 1,5 MW och därmed har den lägsta gränsen bland EU:s medlemsländer. Gränsen har betydelse för det speciella regelverk som är kopplat till definitionen av småskalig vattenkraft. 1.3

Utformning av anläggningen

Målet med vattenkraft är att omvandla den lägesenergi som finns i ett vattenflöde när det faller mellan två höjdnivåer (fallhöjd) till elektrisk energi. Den energi som kan utvinnas är proportionell mot flödet och fallhöjden. Vattenkraftanläggningar kan indelas efter fallhöjd och i Sverige är en vanlig indelning för småskalig vattenkraft. Hög fallhöjd: Medelhög fallhöjd:

över 50 m 15-50 m

Låg fallhöjd:

2-15 m

Fallhöjder under 2 m utnyttjas sällan p g a dålig ekonomi. Länder med annan topografi , till exempel Österrike, har andra indelningar. Små vattenkraftverk kan även indelas på andra sätt, bland annat följande. •

strömkraftverk

•

kraftverk med korttidsreglering

•

kraftverk med kraftverksbyggnaden integrerad med dammkroppen 3

Små vattenkraftverk – En handbok

•

ESHA 2004

kraftverk med en vattenväg bestående av en tub mellan dammen och kraftstationsbyggnaden eller en kombination av en kanal och en tub.

1.3.1 Strömkraftverk Strömkraftverk har ingen eller obetydlig aktiv reglering av vattnet i kraftverksdammen utan använder den vattenmängd som strömmar till kraftverksdammen (det innebär att det i huvudsak hålls oförändrad vattennivå i kraftverksdammen). När vattenflödet når en för turbinen lägsta kritiska flöde stängs den av. Det lägsta flöde som en turbin kan drivas med har en konstruktionsteknisk bakgrund speciell för varje turbintyp och turbinstorlek. De flesta kraftverk, i synnerhet de med höga och medelhöga fallhöjder, har en dammbyggnad för att avleda vatten till intaget, varifrån det leds till turbinen (turbinerna) via ett rör, i dessa sammanhang vanligen benämnd tub. Tuber är dyra och därför kan denna lösning bli oekonomisk. Ett alternativ (bild 1.1) är att leda vattnet i en nivåkanal som löper parallellt med vattendraget fram till ett intag betydligt närmare kraftstationen , varpå den leds i en kort tub till kraftstationen. Om terrängens topografi och markbeskaffenheten är olämplig för att anlägga en kanal, kan en lågtryckstub med viss lutning vara en lösning. Efter passage av turbinen återförs vattnet till huvudfåran via en avloppskanal.

Bild 1. 1 Anläggning med hög fallhöjd Tillfälligt kan ett mindre magasin anslutet till kraftverksdammen utnyttjas när effektbehov och kraftpris är högt.

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bild 1. 2 Anläggning med låg fallhöjd

De låga fallhöjderna förekommer vanligen i dalgångar och flackare terräng. Två olika konstruktionsprinciper är möjliga. Antingen avleds vattnet till turbinerna genom en kort tub (bild 1.2) liknande det som förekommer vid högre fallhöjder, eller också skapas en låg fallhöjd genom att man dämmer upp vatten med hjälp av en dammkropp så att fallhöjd uppstår mellan uppsidan och nedsidan om dammkroppen, vilken är försedd med ett inbyggt intag, utskovsluckor och ev fiskvandringsväg.

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bild 1. 3 Anläggning med låg fallhöjd hopbyggd med en damm 1.3.2 Anläggningar med kraftstationsbyggnaden vid dammfoten Ett litet kraftverk saknar ekonomiska förutsättningar att anlägga en stor kraftverksdamm som kan utnyttjas när elbehovet är som störst, till exempel vid effekttoppar. Men om dammen redan har anlagts för andra ändamål som flödesreglering, bevattning, vattenavledning till ett samhälle, fritidsverksamhet m m kan det vara möjligt att producera el med utnyttjande av ett flöde som ej inkräktar på den ursprungliga användningen av dammen. Det kan också av miljöskäl stipuleras ett minimiflöde från dammen vilket kan utnyttjas för elproduktion. Huvudfrågan är hur man sammanbinder uppströmsytan med nedströmsytan med en vattenväg och hur man placerar turbinen i denna vattenväg. Om en damm redan har ett bottenutskov, som i bild 1.4, är lösningen given.

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bild 1. 4 Anläggning med låg fallhöjd utnyttjande befintlig dammbyggnad I andra fall, under förutsättning att dammen ej är alltför hög, kan ett hävertintag installeras. Integrerade hävertintag (bild 1.5) erbjuder en elegant lösning vid anläggningar med fallhöjder upp till 10 m och för aggregat (turbin och generator) ej överstigande ca 1 000 kW. Det finns emellertid exempel på hävertintag med aggregat upp till 11 MW (Sverige) och fallhöjder upp till 70 m (USA).

Bild 1. 5 Anläggning med låg fallhöjd - hävertintag 1.3.3 Anläggningar vid bevattningskanaler Två typer av anläggningar kan konstrueras för att utnyttja fallhöjder vid bevattningskanaler. A. Kanalen är utvidgad i erforderlig utsträckning för att kunna hysa intaget, kraftstationsbyggnaden, avloppskanalen och den laterale förbiströmningen. Bild 1.6 visar en anläggning av detta slag, med en nedsänkt kraftstationsbyggnad innehållande en vinkelväxlad kaplanturbin. För att tillförsäkra vattentillförseln för bevattningsändamålet, skall anläggningen inkludera en sidoliggande förbiströmning, som den i figuren, för den händelse att turbinen skulle stängas. 7

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Denna typ av anläggning måste konstrueras samtidigt som kanalen, eftersom utvidgning av kanalen när den är i bruk är mycket dyrbar.

Bild 1. 6 Anläggning sammanbyggd med bevattningskanal B. Om kanalen redan existerar kan en anläggning av den typ som visas i bild 1,7 vara en möjlighet. Kanalen utvidgas något för att inkludera intaget och förbiströmningen. För att minska bredden på intaget till ett minimum bör en förlängt krön för överströmning anläggas. Från intaget går en tub längs kanalen och leder vattnet under tryck till turbinen. Efter passage genom turbinen återförs vattnet till kanalen via en kort avloppskanal. Normalt finns inte fisk i kanaler, varför en fiskvandringsväg sällan är erforderlig.

Bild 1. 7 Anläggning i bevattningskanal med förlängt krön för överströmning 1.3.4 Anläggningar integrerade i dricksvattensystem Dricksvatten tillförs samhällen genom att leda vatten från en högt belägen reservoar via ett trycksatt rör. I denna typ av dricksvattenanläggningar absorberas vanligen energin i den nedre delaen av röret vid övergången till vattenreningsanläggningen med hjälp av speciella ventiler. Att installera en

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

turbin på denna plats för att nyttiggöra denna energi är en fördelaktig lösning, under förutsättning att tryckstötar (vattenhammare-effekten) kan undvikas. Tryckstötar är särskilt farliga när turbiner installeras i äldre rör. För att tillförsäkra vattentillförsel vid alla tidpunkter måste en förbiledning installeras. I vissa vattensystem släpps vattnet efter turbinen ut i en öppen bassäng. Reglersystemet bibehåller automatiskt vattennivån i bassängen. Om turbinen av någon anledning stannar, öppnas automatiskt en förbiledningsventil för att bibehålla nivån i bassängen. Om förbiledningsventilen vid något tillfälle skulle vara ur funktion och övertryck skulle uppstå, öppnas snabbt en motviktstyrd nödventil som stängs så fort trycket åter sjunkit. Allt stängande och öppnande av dessa ventiler måste emellertid vara tillräckligt långsamt för att hålla tryckvariationerna inom tillåtna gränsvärden. Styr- och reglersystemet måste vara mer omfattande i den typ av system där turbinens utloppsdel är utsatt för mottryck från vattenledningssystemet, vilket framgår av bild 1.8.

Bild 1. 8 Anläggning integrerad med dricksvattensystem 1.4

Planering av ett projekt

För att nå ett slutresultat i planeringen av ett vattenkraftprojekt måste man gå igenom en komplicerad och iterativ process, där hänsyn tas till miljöpåverkan och olika tekniska lösningar, vilka sedan jämförs ur ekonomisk synvinkel. Även om det inte är enkelt att ge en detaljerad handledning hur man ska utvärdera en vattenkraftanläggning, är det möjligt att beskriva de grundläggande stegen som ska följas, innan man tar ställning till om en noggrannare studie av projektets genomförbarhet ska utföras. •

Platsens topografi och markbeskaffenhet

•

Utvärdering av vattentillgången och dess potential för energiproduktion

•

Noggrant val av anläggningens placering och huvudsakliga utformning

•

Utvärdering av lämpliga turbiner, generatorer och behov av reglering av dessa

Små vattenkraftverk – En handbok

•

Utvärdering av miljöpåverkan och åtgärder för att minska denna påverkan

•

Ekonomisk utvärdering av projektet och möjlig finansiering

•

Tillämpligt regelverk och processen för att erhålla ett tillstånd

ESHA 2004

Det vatten som strömmar i naturliga eller anlagda vattenvägar,leds genom låg- eller högtryckstuber, rinner över dammkrön och genom utskov samt får turbiner att rotera, omfattas av grundläggande ingenjörskunskap om strömningslära. Kapitel 2 behandlar detta teknikområde inklusive praktiska tillämpningar som uppkommit genom århundraden av erfarenhet från vattenbyggnader. För att avgöra om en tänkt anläggning kommer att kunna realiseras är det nödvändigt att börja med den vattentillgång som är tillgänglig vid den valda platsen. Energipotentialen är proportionell mot produkten av vattenflöde och fallhöjd. Frånsett låga fallhöjder kan bruttofallhöjden normalt anses konstant, medan vattenflödet varierar över tiden. För att välja den optimala turbinlösningen och bedöma platsens årliga produktionspotential är en varaktighetskurva mycket användbar. Enstaka flödesmätningar saknar reellt värde. För att mäta bruttofallhöjden erfordras förhållandevis enkla metoder. De resultat som uppnås genom att använda standardiserade avvägningsinstrument har visat sig vara tillräckligt noggranna, men utvecklingen av elektroniska avvägningsutrustningar gör höjdbestämningar enklare, snabbare och säkrare. Att göra en varaktighetskurva vid en etablerad mätningsplats är inte särskilt svårt, men att ta fram en sådan kurva på en plats utan mätutrustning kräver en djupare kunskap om tillrinningen. I kapitel 3 redovisas olika metoder att mäta vattenföringen i strömmande vatten och hydrologiska modeller att beräkna flödesregimen vid platser utan mätutrustning. I kapitel 4 redovisas olika tekniker som ortofotografi, geomorfologi m fl, vilka numera används för utvärdering av platser för att om möjligt förhindra felberäkningar och misstag. En del av dessa möjliga misstag redovisas och metoder presenteras hur man kan undvika dem. I kapitel 5 redovisas grundläggande planlösningar och vattenbyggnader som dammkroppar, kanaler, utskov, intag och tuber genomgås detaljerat. Kapitel 6 behandlas den elektromekaniska utrustningen för att omvandla lägesenergin i vattnet till elektrisk energi. Turbiner som sådana redovisas ej utförligt medan olika typer av turbiner ges en noggrannare behandling, i synnerhet de för användning vid låga fallhöjder där tyngdpunkten läggs på kriterier för specifikt varvtal. Eftersom små vattenkraftverk numera vanligen drivs obemannade, redovisas kontrollutrustningar baserade på datorstyrning (PLC-utrustningar) Kapitel 7 behandlar miljöpåverkan. En miljökonsekvensbeskrivning (MKB) är erforderlig för att erhålla tillstånd för anläggning och drift av vattenkraftverk. Även om fler nyligen genomförda studier har visat att små vattenkraftverk ej förorsakar några utsläpp, ej lämnar något giftigt avfall och heller ej bidrar till växthuseffekten, måste projekterare och kraftverksägare vidta erforderliga åtgärder för att minimera den lokala påverkan på miljön.

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Kapitel 8 går igenom metoder, vilka kan tillämpas vid den ekonomiska utvärderingen av en anläggning. Olika metodiker av ekonomiska analyser beskrivs och illustreras med tabeller vilka visar de intäkter som anläggningen skapar. I kapitel 9 beskrivs det administrativa regelverk en sökande måste tränga igenom. Olyckligtvis har den pågående liberaliseringen av elmarknaden gjort det omöjligt att med noggrannhet bestämma en situation som för ett antal år sedan var tämligen klar. ESHA gav i december 1994, på uppdrag av EU-kommissionens Energidirektorat, ut rapporten ”Småskalig Vattenkraft. Generellt Ramverk om Lagstiftning och tillståndsförfarande inom Europaunionen” (Small Hydropower. General Framework for Legislation and Authorisation Procedures in the European Union) och även om denna rapport inte är helt aktuell så gäller den än idag i många stycken. Rapporten kan hittas på ESHA:s hemsida www.esha.be. Ytterligare viktiga överväganden för den som projekterar en anläggning är kraftersättning och det dithörande regelverket. Det styrs av energipolitiken och det institutionells ramverket i varje land. En översikt visas i Appendix A till kapitel 9.

1. Huvudförfattare: Celso Penche (ESHA), Francis Armand (ADEME), Vincent Denise (MhyLab)

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

KAPITEL 2: VATTENKRAFTSHYDRAULIK1 INNEHÅLL

Vattenkraftshydraulik................................................................................................................. 14 2.1

Inledning ............................................................................................................................14

2.2

Vattenströmning i rör .........................................................................................................14

2.2.1

Friktionsförluster........................................................................................................16

2.2.2

Energiförluster vid sektionsförändringar ...................................................................22

2.2.3

Tryckstötar i tilloppstuber..........................................................................................27

2.3

Kanalströmning..................................................................................................................29

2.3.1

Klassificering av kanalströmning...............................................................................30

2.3.2

Likformig kanalströmning .........................................................................................30

2.3.3

Energiprincipen i kanalströmning..............................................................................31

2.4

Litteraturförteckning ..........................................................................................................38

TABELLFÖRTECKNING Tabell 2. 1 Råhetshöjd "e", för några kommersiellt tillgängliga rör..................................................18 Tabell 2. 2 Mannings tal n (och M) för några kommeriellt tillgängliga rör ....................................21 Tabell 2. 3 Kc för olika konfusorvinklar ............................................................................................25 Tabell 2. 4Areakonstanter för olika kanalformer...............................................................................35 Tabell 2. 5 Empiriska uttryck för att beräkna yc................................................................................35

BILDFÖRTECKNING Bild 2. 1 Hastighetsfördelning laminär och turbulent strömning.......................................................15 Bild 2. 2 Hydraulisk gradient och energilinje ....................................................................................17 Bild 2. 3 u som funktion av N............................................................................................................20 Bild 2. 4 Förlustkoefficienter för grindar...........................................................................................23 Bild 2. 5 Förlustkoefficienter som funktion d/D................................................................................24 12

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bild 2. 6 Retardationskoefficienter ....................................................................................................25 Bild 2. 7 Inströmningsförluster ..........................................................................................................26 Bild 2. 8 Koefficienter för krökförluster............................................................................................26 Bild 2. 9 Typiska förlustkoefficienter för olika ventiler ....................................................................27 Bild 2. 10 Hastighetsfördelning i öppna kanaler................................................................................30 Bild 2. 11 Illustration av olika strömningstillstånd............................................................................31 Bild 2. 12 Tryckfördelning vid krökt kanalbotten .............................................................................32 Bild 2. 13 Den specifika energin som funktion av djupet..................................................................33 Bild 2. 14 Moodys diagram................................................................................................................36 Bild 2. 15 Illustration av tryckstöt i rör..............................................................................................37

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

VATTENKRAFTSHYDRAULIK 2.1

Inledning

Även om det finns generella matematiska uttryck för vätskors flödesmekanik, som i princip skulle kunna användas för att lösa de flesta av de hydrauliska problem som vattenkraftsingenjören stöter på, blir en sådan ansats praktiskt omöjlig. Även med dagens datorteknik är en sådan ansats opraktisk för flertalet problemställningar. Istället används som regel metoder som är specifika för den problemställning som beaktas. Dessa metoder bygger ofta på teoretiska härledningar som kompletterats med omfattande modellförsök och fältobservationer. I vattenkraftshydraulik förekommer bl.a. följande frågeställningar: • Optimering av vattenvägar map fallförluster och anläggningskostnad • Vattenståndsberäkningar i kanaler och vattendrag • Design av utskov så att höga flöden kan avbördas på ett säkert sätt • Utformning av energiomvandling nedströms utskov • Erosionsskydd av stränder mm • Vågbildning i reservoarer • Kontroll av företeelser såsom: o Strömningsfluktuationer i vattenvägar till följd av dynamiska fenomen o Luftinsugning vid intag o Svallning i vattenvägar o Tryckstegring i slutna ledningar o Kavitation Även om enskilda moment bland dessa beräkningar kan vara tämligen okomplicerade, krävs det djupare kunskap och erfarenhet för att ge en vattenkraftstation en lämplig utformning så att man undviker oönskade företeelser. Texten i detta kapitel är avsedd att ge en grundläggande förståelse för vattenkraftshydraulik. Man blir dock inte en fullfjädrad vattenkraftshydrauliker efter att ha läst det. Kom ihåg att det kan bli mycket dyrare att inte anlita expertis än att göra det! 2.2

Vattenströmning i rör

Energiprincipen: I vattenkraftssammanhang är det brukligt att uttrycka energiinnehållet i strömmande vatten som “tryckhöjd”eller “energinivå” där man tänker sig detta som höjden av en vattenpelare med samma energiinnehåll som det strömmande vattnet men omvandlat till lägesenergi. Detta synsätt är praktiskt jämfört med alternativet att uttrycka energin i Joule, eftersom det är vattennivåskillnader, eller tryckskillnader, som driver all vattenströmning. I stillastående vatten är energinivån lika med vattennivån. Energinivån hos vatten som strömmar i ett rör ges av Bernoullis ekvation: P V2 H 1 = h1 + 1 + 1 (2.1) γ 2g där: H1 Energinivå (m) h1 nivå i förhållande till ett referensplan (m) P1 Vattentryck (N/m2) γ Vattnets specifika tyngd (N/m3) V1 Vattenhastigheten (m/s) 14

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

gravitationskonstanten (m/s2)

Bild 2. 1 Hastighetsfördelning laminär och turbulent strömning

Energinivån i punkt 1 är då lika med summan av lägesenergin h1, tryckhöjden P1/ γ , samt rörelseenergin utryckt som hastighetshöjd. För strömning med fri vattenyta används samma ekvation, men med tryckhöjden ändrad till vattendjupet. Laminär resp turbulent strömning I ett rör med laminär strömning uppträder vattnet som tunna cylindrar. Den tänkta cylindern som ligger närmast rörets innersida rör sig inte alls, nästa cylinder något, och åter nästa ytterligare något snabbare. Vattenhastigheten ökar gradvis hela vägen in till rörets centrum. Det sker ingen blandning av vatten mellan cylindrarna. Om man un skulle injicera färgat vatten i en tunn stråle vid rörets inlopp, skulle detta bilda en rak linje längs hela röret. Om vattenhastigheten gradvis ökar nås en punkt när strålen av färgat vatten bryts upp och blandas med omgivande vatten. Strömningen har nu blivit turbulent. Virvlar blandar långsamt flytande vatten vid rörets ytterkant med snabbare flytande vatten längre in vilket gör att detta vatten bromsas upp. Hastighetsfördelningen blir mycket flackare med högre hastigheter vid rörets ytterkant jämfört med laminär strömning, men utan samma ökning till rörets centrum. Osborne Reynolds fann under systematiska modellförsök att övergången från laminär till turbulent strömning inte bara beror på strömningshastigheten, utan också på rörets diameter och vätskans viskositet, formulerat som en kvot mellan rörelsemängden och de viskösa krafterna. Denna kvot, känd som Reynolds tal, kan för ett cirkulärt tvärsnitt skrivas: D ⋅V (2.2) NR =

där:

D är rörets diameter (m) 15

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

V är strömningshastighet (m/s), och ν är den kinematiska viskositeten hos vätskan (m2/s). Man har vid försök funnit att övergång från laminär till turbulent strömning hos cirkulära tvärsnitt sker vid Reynolds tal omkring 2000. Det är inte alltid som övergången sker vid just NR=2000 utan detta kan variera något beroende på föörsöksuppställningen. Därför kan det vara befogat att tala om ett övergångsområde snarare än en övergångspunkt. Exempel 2.1 Ett cirkulärt rör med diametern 60mm leder 20-gradigt vatten. Bestäm vid vilket flöde övergången från laminär till turbulent strömning kan förväntas ske! Den kinematiska viskositeten hos 20-gradigt vatten är u = 1 x 10-6 m2/s. Antag NR = 2000 V=2000 / (106x0,06) = 0.033 m/s Q = AV = /4x 0,062 x 0,033 = 3,73 x 10-4 m3/s = 0,373 l/s Energiförluster hos strömmande vatten Strömmande vatten förlorar energi främst till följd av :

• •

Friktion mot rörväggen Viskösa förluster i vätskan

Friktionen mot rörväggen beror dels på rörets råhet och dels på hastighetsgradienten nära rörväggen. Som åskådliggörs i bild 2.1 är hastighetsgradienten nära väggen större vid turbulent strömning än vid laminär strömning. Därför ökar friktionsförlusterna vid högre Reynalds tal. Samtidigt, vid större turbulens, är blandningen mellan vattenpartiklarna intensivare och de viskösa förlusterna således högre. Därför kommer energiförlusterna vid rörströmning att öka med väggens råhet och med Reynolds tal. När vatten strömmar från en sektion till en annan förloras en viss mängd energi hf: 2

V1 P V P + 1 + h1 = 2 + 2 + h2 + h f 2g γ 2g γ

(2.3)

beroende i huvudsak på friktion mot rörväggen samt viskösa förluster. Figur 2.2 visar energilinjen (EGL) och trycklinjen (HGL) för ett fall med rörströmning mellan två sektioner. hf står för fallförlusten över sträckan. Om tvärsektionen är lika kommer strömningshastigheten att vara konstant och de båda linjerna är då parallella. Hur beräknas då hf? 2.2.1 Friktionsförluster Darcy och Weisbach härledde följande samband, giltigt för inkompressibla vätskor, för friktionsförlusterna: 2 ⎛L⎞ V hf = f ⋅ ⎜ ⎟ ⋅ (2.4) ⎝ D ⎠ 2g där: f= friktionsfaktor (saknar dimension) 16

Små vattenkraftverk – En handbok

L= D= V= g=

ESHA 2004

Rörets längd (m) Rörets diameter (m) Strömningshastigheten (m/s), och Gravitationskonstanten (9.81 m/s2).

Bild 2. 2 Hydraulisk gradient och energilinje

För laminär strömning kan f beräknas direkt ur ekvationen: 64 ⋅ν 64 f = = (2.5) V ⋅ D NR Enligt ekvation (2.5) är friktionsfaktorn oberoende av vaggens råhet och omvänt proportionell mot Reynolds tal. Att f minskar med högre NR betyder inte att friktionsförlusterna minskar vid högre strömningshastighet. I formeln för friktionsförlusten ingår strömningshastigheten i kvadrat, medan friktionsfaktorn är omvänt proportionell mot hastigheten. Tillsammans gör detta att friktionsförlusten blir enkelt proportionell mot strömningshastigheten vid laminär strömning. Detta kan visas genom att ersätta f i ekvation (2.4) med dess samband i (2.5): 64 ⋅ν L V 2 32 ⋅ v ⋅ L ⋅ V ⋅ ⋅ = (2.6) hf = V ⋅ D D 2g g ⋅ D2

För turbulent strömning (NR>>2000) är friktionsfaktorn mindre beroende av Reynolds tal, och mer influerad av väggens råhet, eller snarare väggens relativa råhet e/D, där "e" representerar väggens råhetshöjd och D rörets diameter. Några värden på "e" ges i tabell 2.1

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Tabell 2. 1 Råhetshöjd "e", för några kommersiellt tillgängliga rör

Material Polyetylen Fiberglas med epoxy Skarvfritt stål (nytt) Skarvfritt stål (ngt rostigt) Skarvfritt stål (galvaniserat Svetsat stål Gjutjärn (Emaljerat) Asbestcement Trä Betong (stålform, släta fogar)

e(mm) 0,003 0,003 0,025 0,250 0,150 0,600 0,120 0,025 0,600 0,180

Även vid turbulent strömning existerar ett laminärt underskikt vid rörets vägg. Tjockleken på det laminära underskiktet minskar med ökande Reynolds tal. Beroende på förhållandet mellan tjockleken hos det laminära underskiktet och väggens råhetshöjd skiljer man på hydrauliskt glatta ytor och hydrauliskt råa ytor. När råhetshöjden är avsevärt mindre än det laminära underskiktet betraktas således ytan som hydrauliskt glatt, dvs ytans råhet inverkar inte på friktionen mot väggen. Von Karmans ekvation definierade följande ekvation för att bestämma friktionsfaktorn för hydrauliskt glatta ytor: ⎛N f ⎞ 1 ⎟ = 2 ⋅ log10 ⎜ R (2.7) ⎜ ⎟ 2 , 51 f ⎝ ⎠ Vid det motsatta förhållandet, att väggens råhetshöjd är avsevärt större än det laminära underskiktet betraktas ytan som hydrauliskt rå, och friktionsfaktorn blir oberoende av Reynolds tal, och styrs helt av väggens råhet. Enligt von Karman kan, för hydrauliskt råa ytor, friktionsfaktorn bestämmas som: 1 D⎞ ⎛ (2.8) = 2 ⋅ log10 ⎜ 3,7 ⎟ e⎠ f ⎝ Mellan dessa ytterlighetsfall är ytan varken hydrauliskt glatt eller rå och följande samband definierades av Colebrook and White för att bestämma friktionsfaktorn: ⎛e/D 1 2,51 ⎞⎟ = −2 ⋅ log10 ⎜⎜ + (2.9) f N R f ⎟⎠ ⎝ 3,7 Ekvation 2.7 och 2.9 är arbetssamma att lösa för hand, vilket inspirerade Moody att skapa det välkända diagrammet "Friction factors for pipe flow" (figure 2.3) Enligt diagrammet finns fyra zoner med skilda strömningsförhållanden: 1. en laminär zon där f är linjärt beroende av NR (ekvation 2.5) 2. en dåligt definierad kritisk zon 3. en övergångszon som inleds med hydrauliskt glatta rör (ekvation 2.7) och som fortsätter där f beror av både NR och e/D (ekvation 2.9) 4. en zon med fullt utvecklad turbulens där f beror uteslutande av e/D (ekvation 2.8) Exempel 2.2

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Beräkna med hjälp av Moody-diagrammet friktionsförlusten för ett svetsat stålrör med 900mm diameter och 500m längd för flödet 2,3m3/s

Strömningshastigheten är 4Q /π D2 = 1.886 m/s Från tabell 2.1 erhålls: e = 0.6 mm och således e/D = 0.6/900 = 0.000617 NR =DV / u = (0.9 x 1.886)/ 1.31 = 1.3x106 ( u = 1.31 10 -6) Moody-diagrammet ger, för e/D = 0.00062 och NR = 1.3*106 friktionsfaktorn till f=0.019 Från ekvation (2.4) 2

h f = 0, 019 ⋅

500 1,886 ⋅ = 1, 91m 0, 9 2 ⋅ 9, 81

Ekvation (2.9) är mycket användbar vid beräkningar av rörströmning. Exempelvis kan man, för att beräkna maximal vattenhastighet för ett rör med diametern D och längden L, utan att överskrida en given strömningsförlust hf, introducera variabeln µ: 1 µ = fN R2 (2.10) 2

Om vi ersätter NR med dess värde enligt (2.2) och f med dess värde enligt (2.4) får vi: gD 3h f µ= (2.11) Lν 2 där alla variabler är kända. När µ beräknats, och f lösts ut från (2.10) och (2.9) erhålls: ⎛ e / D 2,51 ⎞ ⎟ + (2.12) N R = −2 2 µ log10 ⎜ ⎜ 3,7 ⎟ 2 µ ⎝ ⎠ Denna ekvation låter oss plotta hur NR varierar med µ för olika värden på e/D, se figur 2.6, en variant av Moody-diagrammet som låter oss bestämma NR i ett steg. Exempel 2.3 Beräkna vid vilket vattenflöde som friktionsförlusten uppgår till 2m/km i ett svetsat stålrör med 1,5m diameter. Vattnet håller 10oC.

Ersätt värden i (2.12), med e/D=0.6/1500 = 4x104, efter att µ bestämts. 3

µ=

9,81⋅ 1, 5 ⋅ 2

1000 ⋅ (1,31⋅ 10 −6 )

= 3,86 ⋅ 1010

⎛ 4 ⋅ 10 −4 2,51 N R = −2 2 ⋅ 3,86 ⋅ 1010 log10 ⎜ + ⎜ 3,7 2 ⋅ 3,86 ⋅ 1010 ⎝ V=

⎞ ⎟ = 2,19 ⋅ 10 6 ⎟ ⎠

N R ⋅ν 2,19 ⋅ 106 ⋅ 1,31 ⋅ 10 −6 = = 1,913 m/s; Q=V⋅A=3,38 m3/s D 1,5

Det existerar flera nomogram baserade på Darcy-Weisbach/Coolebrook-White formel för att bestämma friktionsförluster i ett rör för olika flöden, diametrar och ytråhet. Ett exempel visas på nästa sida, med benäget tillstånd av Hydraulic Research, Wallingford U.K. 19

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Empiriska formler Under åren har empiriska samband för att bestämma frikstionsförlusterna formulerats som grundats på observationer och erfarenhet. Många gånger saknar de teoretiskt underbyggnad och ibland är de dessutom dimensionsberoende. De har istället intuitivt varir grundade på tron att friktionsförlusterna vid rörströmning är:

1. 2. 3. 4. 5.

Oberoende av vattentrycket Proportionella mot rörets längd Omvänt proportionella mot någon exponent av diametern (1/Dx ) Proportionella mot någon exponent av strömningshasigheten (vx) Beroende av rörväggens råhet

Bild 2. 3 u som funktion av N

Mannings formel En av de mer kända av dessa formler som har tillämpning på rörströmning, men som kanske används mest för strömning med fri vattenyta, härleddes av Manning 5 / 3 1 /2

1 A S ⋅ P 2 /3 n

(2.13)

Där: n är Mannings Tal P är den våta perimetern (m) A är tvärsektionens area (m2), och S är den hydrauliska gradienten (Slope) I Sverige skrivs oftast Mannings formel som: V2 hf = L ⋅ 2 4/3 M R

Små vattenkraftverk – En handbok

där:

ESHA 2004

M = 1/n R = Hydrauliska radien (A/P)

För en cirkulär sektion blir (2.13): 10,29 ⋅ n 2 ⋅ Q 2 S= D 5.333

(2.14)

Tabell 2.2 visar Mannings tal n (och M) för några kommersiellt tillgängliga rör: Tabell 2. 2 Mannings tal n (och M) för några kommeriellt tillgängliga rör

Rörmaterial

Svetsat stål Polyetylen (PE) PVC Asbest cement Gjutgärn Trä (friskt) Betong (stålform god ytjämnhet)

0.012 0.009 0.009 0.011 0.014 0.012 0.014

82 110 110 90 70 82 70

I exempel 2.4 och 2.5 kan de resultat som erhålls med Darcy-Weisbachs ekvation jämföras med de som Mannings formel ger. Exempel 2.4 Beräkna med hjälp av Mannings formel friktionsförlusterna för det fall som ges i exempel 2.2

Antag n=0.012 för svetsat stålrör 500 ⋅10,29 ⋅ 0,012 2 ⋅1,2 2 hf = = 1,87 m 0,9 5,333 Med Mannings formel erhålls i detta fall något lägre förluster. Exempel 2.5 Beräkna friktionsförlusten för ett 500m långt svetsat stålrör med flödet 4m3/s för diametrarna 500 mm, 800 mm, 1200 mm, and 1500 mm. Använd både Darcy-Weisbachs ekvation och Mannings formel.

D (mm) Q(m3/s) V (m/s) L (m)

500 0.785 4 500

800 2.011 4 500

1200 4.524 4 500

1500 7.069 4 500

Darcy-Weisbach e (mm) hf (m)

0.6 0.6 17.23 9.53

0.6 5.73

0.6 4.35

Manning n hf (m)

0.012 0.012 0.012 0.012 18.40 9.85 5.73 4.26

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Som kan observeras är skillnaderna måttliga mellan de båda metoderna och kan delvis tillskrivas koefficienterna för ytråhet som ju bara innehåller 1 respektive 2 värdesiffror. Det är dock ingen slump att Mannings formel ger större förluster för mindre rör och lägre för större rör. Mannings formel är mämligen inte dimensionsoberoende utan Mannings tal måste väljas med beaktande av rörets diameter. Därför är Darcy-Weisbachs ekvations att föredra.

2.2.2 Energiförluster vid sektionsförändringar Vatten som strömmar i ett rörsystem med störningar i form av inlopp, krökar, minskningar och ökningar hos tvärsektionen och ninder i form av ventiler, grindar etc drabbas av ytterligare energiförluster utöver de rena friktionsförlusterna. Detta beror på att sektionsförändringarna skapar tillkommande turbulens i strömningen som dissiperas visköst i vätskan. För olika typer av störningar har man på experimentell väg bestämt förlusternas storlek och funnit att de generellt kan uttryckas som ⎛V 2 ⎞ ⎟ ht = K ⋅ ⎜ ⎜ 2g ⎟ ⎝ ⎠ där:

K är en förlustkoefficient som beror av typ och geometri på störningen. V är medelhastigheten i ett referenstvärsnitt

Förlusterna vid störningar kan utvärderas tämligen enkelt för enstaka störningar som tillåter att rörströmningen återställer sig efter störningen. När störningarna kommer så tätt att vätskan inte hunnit återta tidigare strömningsbild blir det besvärligare att kvantifiera förlusterna. I dessa fall får vattenkraftsingenjören lita till sitt omdöme. 2.2.2.1 Grindförluster Vid inlopp till en tilloppstub tilloppstunnel etc finns alltid någon typ av grind. När vattnet strömmar genom grinden uppstår strömningsförluster. Detta kan förklaras dels med den friktion som grindens yta ger då vattnet strömmar förbi i kontakt med denna, men i huvudsak består förlusterna i att vattnet tvingas att accelerera mellan grindjärnen för att sedan bromsas upp gå grinden har passerats. Det är när vattnet ska anpassa sig till en lägre strömningshastighet som huvuddelen av förlusterna uppkommer. Grindförlusterna är oftast måttliga och kan beräknas med ett uttryck formulerat av Kirchmer (se figur 2.7) 4/3 2 ⎛ t ⎞ ⎛V ⎞ (2.16) ht = Kt ⎜ ⎟ ⎜⎜ 0 ⎟⎟ sinΦ ⎝ b ⎠ ⎝ 2g ⎠

Parametrarnas innebörd ges i figur 2.7.

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bild 2. 4 Förlustkoefficienter för grindar

Om grinden inte är vinkelrät mot flödet utan står med en vinkel mot flödesriktningen blir grindförlusterna större. De beräknas enligt nedanstående formel V02 hβ = sinβ 2g Tabell 2.4: Tilläggsförluster för grindar med sned anströmning

t/b

1.0

0.9

0.8

0.7

0.6

0.5

0.4

0.3

0.2

0°

1.00

10°

1.06

1.07

1.08

1.09

1.10

1.11

1.12

1.14

1.50

20°

1.14

1.16

1.18

1.21

1.24

1.26

1.31

1.43

2.25

30°

1.25

1.28

1.31

1.35

1.44

1.50

1.64

1.90

3.60

40°

1.43

1.48

1.55

1.64

1.75

1.88

2.10

2.56

5.70

50°

1.75

1.85

1.96

2.10

2.30

2.60

3.00

3.80

…

60°

2.25

2.41

2.62

2.90

3.26

3.74

4.40

6.05

…

2.2.2.2 Förluster vid kontraktioner och expansioner När ett rör har en plötslig sektionsminskning uppstår en strömningsförlust till följd av acceleration och turbulens.

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Strömningsförlusten bestäms genom att multiplicera hastighetshöjden i den mindre sektionen med en kontraktionskoefficient Kc som beror av förhållandet d/D mellan sektionen före och efter kontraktionen/expansionen ⎛V 2 ⎞ (2.17) hc = K c ⋅ ⎜⎜ 2 ⎟⎟ ⎝ 2g ⎠ För d/D ≤ 0.76, kan Kc bestämmas enligt ⎛ d2 ⎞ k c = 0, 42⎜1 − 2 ⎟ D ⎠ ⎝

(2.18)

För d/D > 0.76 ersätts Kc med expansionskoefficienten Kex, som bestäms som hex

(V − V2 ) 2 = ⎛⎜1 − V2 ⎞⎟ = 1 2g

⎜ ⎝

V12 ⎛ A1 ⎞ V12 ⎛ d 2 ⎞ V12 ⎜ ⎟ ⎜ ⎟ = − = − 1 1 V1 ⎟⎠ 2 g ⎜⎝ A2 ⎟⎠ 2 g ⎜⎝ D 2 ⎟⎠ 2 g

(2.19)

där V1 avser strömningshastigheten i det mindre röret. I figur 2.8 visas hur koefficienterna Kc och Kex beror av d/D. Strömningsförlusterna kan minskas med hjälp av en gradvis övergång mellan sektionerna. Vid en sektionsminskning kallad en sådan anordning inloppskon eller konfusor (eng. “confuser”)och motsvarande diffusor för expansioner.

Bild 2. 5 Förlustkoefficienter som funktion d/D

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

För en inloppskon beror strömningsförlusten på konens vinkel såsom visas i Tabell 2.3 som visar experimentellt framtagna koefficienter Kc

Tabell 2. 3 Kc för olika konfusorvinklar

Vinkel 300 450 600

Kc 0.02 0.04 0.07

För en diffusor är problemet mer komplext. Figur 2.9 visar värden på Kex för olika diffusor vinklar som tagits fram i försök. Strömningsförlusten bestäms enligt: 2 2 ' ' V 1−V2 hex = K ex (2.20) 2g Ett rör som mynnar i en reservoar är ett extremfall av expansion där V2, givet storleken av reservoaren jämfört med röret kan betraktas som noll och utströmningsförlusten blir hela hastighetshöjden V12/2g. Ett inlopp till ett rör från en stor vattenkkroppär ett exempel på extremfall av plötslig kontraktion. Figur 2.10 visar värden på förlustkoefficienten vid inlopp som multiplicerad med hastighetshöjden V2/2g ger inströmningsförlusterna.

Bild 2. 6 Retardationskoefficienter

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bild 2. 7 Inströmningsförluster 2.2.2.3 Krökförluster Vatten som strömmar genom en rörkrök utsätts för ett större tryck längs rörväggen på krökens yttersida, kombinerat med ett lägre tryck på rörkrökens innersida. Denna tryckfördelning ger upphov till en sekundärströmning som visas i figur 2.11. Strömningen längs röret tillsammans med sekundärströmningen skapar ett spiralformat strömningsmönster som efter omkring en rörlängd på 100 rördiametrar helt har återställts till normal rörströmning, genom viskös inre friktion i vätskan.

Strömningsförlustens storlek vid rörkrökar beror av krökens radie samt rörets diameter. En del av strömningsförlusten beror också på den friktion som sekundärströmningen känner av mot rörets väggar, och är således beroende av väggens relativa råhet e/d. Figur 2.11, som hämtats från referens 3 ger värden på krökkoefficienten Kb för olika värden på r/d och krökningsvinklar.

Bild 2. 8 Koefficienter för krökförluster 2.2.2.4 Ventilförluster Ventiler och luckor används för att kunna skilja av olika delar av ett ledningssystem från varandra. I vattenkraftssammanhang är det vanligt att placera en ventil just uppströms om aggregatet för att kunna stänga av. Flödesreglering sker normalt med hjälp av ledskenorna kring turbinhjulet, eller för en peltonturbin med hjälp av nålventilen.

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Strömningsförlustens storlek vid ventiler beror av ventilens utformning och fabrikat. I figur 2.12 visas några typiska värden på förlustkoefficienten Kv för olika ventiltyper.

Kv=0.2

Kv=0.6

Kv=0.05

Kv=1.0

Bild 2. 9 Typiska förlustkoefficienter för olika ventiler

2.2.3 Tryckstötar i tilloppstuber I stationär strömning, då flödet anses vara konstant över tiden, beror drifttrycket längs en tilloppstub av vattnets statiska tryckhöjd samt de ackumulerade strömningsförlusterna till aktuell sektion av tilloppstubenn. Om en plötslig förändring av flödet sker, tex om turbinpådraget ökar eller minskar, ger detta upphov till tryckförändringar i vattenvägen. Detta fenomen kallas tryckstötar och kan ha en ödesdiger effekt; en tub kan brista av övertryck som, om än kortvarigt, kan vara flera gånger högre än det statiska vattentrycket. Tuben kan också kollapsa om tryckstöten ger upphov till tryck som är under atmosfärstryck. Enligt Newtons andra lag om rörelsers bevarande kommer kraften som utvecklas i en tilloppstub vid en plötslig förändring av strömningshastigheten att vara: dV (2.21) F =m dt Vi kan se att tidsaspekten är väsentlig. Varje förändring som sker momentant skulle ge upphov till oändliga krafter i ett stelt system. Lyckligtvis är inga system helt stela. Vatten inte helt inkompressibelt, och rörväggar deformeras. Dessutom har förändringar i ventilöppning, turbinpådrag etc en tidsutbredning. Beskrivningen som följer är hämtad från Allen R, Irvine, "Micro-Hydropower Sourcebook", med benäget tillstånd. Figur 2.13 illustrerar hur en hastighetsförändring orsakad av en plötslig luckstängning i nedströmsänden av en vattenväg ger upphov till tryckvågor i vattenvägen. Inledningsvis har vattnet hastigheten Vo enligt (a). När luckan stängt har vattnet en tendens att strömma vidare pga dess inneboende rörelsemängd. Eftersom dess väg är stängd, byggs ett tryck upp lokalt vid luckan, som komprimerar vattnet och får rörväggarna att töja sig något (b). Detta förlopp upprepar sig succesivt för närmast följande vattenvolym (c), och fronten med förhöjt tryck rör sig längs röret tills allt vatten står still, vattnet har sammanpressats och rörets töjts över hela dess längd (d). Nu har all rörelseenergi i vattnet konverterats till tryckenergi i vattnet och som töjning i rörväggarna.

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Eftersom vattnet i uppströmsreservoaren fortfarande har oförändrat statiskt tryck och vattnet i röret förhöjt tryck, vänds strömningen tillbaka mot reservoaren med hastigheten Vo (e). När det sammanpressade vattnet börjar strömma tillbaka reduceras trycket i röret till det normala. En “tryckreduktionsvåg” rör sig från reservoaren mot luckan (f) tills all energi som samlats i det sammnpressade vattnet och i töjningen av rörväggarna åter konverterats till rörelseenergi hos vattnet (g). Till skillnad mot i (a) rör sig nu vattnet från luckan mot reservoaren. Till följd av vattnets inneboende rörelsemängd tenderar vattnet att strömma ifrån luckan, vilket det hindras från eftersom inget nytt vatten släpps in. Följden blir att trycket närmast luckan sjunker, vattnet expanderar och rörväggarna dras samman (h). Detta förlopp upprepas succesivt för närmast följande vattenvolym och en omvänd tryckvåg rör sig längs röret mot reservoaren (i) tills hela röret är utsatt för trycksänkningen och rörväggens pressats samman (j). Utan friktion etc skulle denna negativa tryckvåg ha samma storlek som den första tryckvågen. Vattenkroppen står nu still, men undertrycket i röret tvingar in vattnet igen (k). Tryckvågen rör sig nu tillbaka längs röret (e) tills cykeln är komplett och vi är tillbaka vid (b). Tryckvågens hastighet beror av ljudhastigheten i vatten och elasticiteten hos rörväggarna. I verkligheten lutar tilloppstuben, men detta påverkar inte förloppet som princip, där det resulterande trycket beror av tryckvågens storlek i kombination med det statiska trycket vid betraktad sektion. Friktionseffekter kommer att leda till att vågen så småningom ebbar ut. Tidsförloppet för stängning av en ventil eller lucka har normalt en utsträckning av åtminstone några sekunder. Om stängningen hinner fullbordas innan tryckvågen nått fram och tillbaka till reservoaren (g) kommer tryckhöjningen att vara oförändrad. All rörelseenergi i vattnet kommer att lagras i det sammnpressade vattnet och i töjning av rörväggarna. Däremot, om luckan bara är delvis stängd när tryckvågen återkommer, har bara delar av rörelseenergin hos vattnet hunnit omvandlas och tryckstegringen reduceras. Om stängningen fortsätter kommer detta att ge upphov till en tryckvåg som balanseras av den negativa tryckvågen från det tidigare förloppet. Således kommer tryckstöten att reduceras om tiden för luckstängning är längre än vad det tar för tryckvågen att röra sig fram och åter längs röret. Denna tidsrymd benämns kritisk tid och bestäms av Tc = 2L /c

(2.22)

Där c är våghastigheten. Ljudhastigheten i vatten är omkring 1420 m/s. I ett rör eller en tunnel är våghastigheten en funktion av både ljudhastigheten i vatten och av vattenledningens elastiska egenskaper. Våghastigheten kan bestämmas med: k/ρ (2.23) c= k⋅D 1+ E ⋅t K = vattnets kompressionsmodul (2.2x109 N/m2) D = rörets innerdiameter (m) E = elasticitesmodulen hos rörmaterialet (N/m2) t = väggtjocklek (mm)

där

Har ventilen hunnit stänga när tryckvågen återkommer (T<Tc) kommer all rörelseenergi att omvandlas till övertryck, vilket uttryckt som tryckhöjd kan beräknas som: c ⋅ ∆V P= (2.24) g

där ∆v är förändringen i strömningshastighet. 28

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Om T > Tc kommer övertrycket att bli lägre och kan bestämmas enligt Allievis ekvation: ⎛N ⎞ N2 ∆P = P0 ⎜ ± + N⎟ (2.25) ⎜2 ⎟ 4 ⎝ ⎠ där Po är statiskt tryck vid stillastående vatten och ⎛ ρL ⋅ V0 ⎞ ⎟⎟ N = ⎜⎜ ⎝ P0 ⋅ t ⎠

(2.26) ρ = vattnets densitet (kg/m3) Vo = strömningshastighet (m/s) L =rörlängd (m) Po = statisk tryckhöjd (m) t = stängningstid (s)

där

Totalt tryck i tilloppstuben blir P = Po + ∆P . I kapitel 6 ges flera exempel på utformning av tilloppstuber som klargör ovanstående. För att göra mer exakta analyser måste, förutom vätskans och rörets elastiska egenskaper, också strömningsförluster beaktas. För att detta ska bli praktiskt lösbart måste beräkningarna göras med datorhjälp. Den intresserade hänvisas till Chaudry, Fox och Parmakian bland andra. 2.3

Kanalströmning

I motsats till rörströmning där flödet fyller hela sektionen, strömmar vattnet i en kanal med fri vattenyta. I de flesta fall är trycket vid vattenytan lika med atmosfärstryck, vilket i princip är lika utmed kanalens längd varför trycket betraktas som noll i vattenytan. I energiekvationen ersätts således trycktermen med aktuellt vattendjup. H = Z + d +α

där:

H Z d

V g

(2.1 b)

Energinivå (m) Kanalbottens nivå i förhållande till ett referensplan (m) Vattendjup (m) Vattnets specifika tyngd (N/m3) Vattenhastigheten (m/s) gravitationskonstanten (m/s2)

Beräkningar av friktionsförluster, strömningshastighet etc för ett givet flöde är något besvärligare i kanalströmning jämfört med rörströmning eftersom djupet och därmed sektionsarean kommer att variera med flödet. Annars bestäms friktionsförlusterna med samma samband och enligt samma principer som för rörströmning. Mer om detta senare. I en kanal oavsett utformning är strömningshastigheten ojämnt fördelad över tvärsnittet. Figur 2.14 illustrerar hur strömningshastigheten varierar över tvärsnittet för olika kanalutformningar. I ingenjörstillämpningar används trots detta alltid medelhastigheten över tvärsnittet vid olika typer av beräkningar. För att inte underskatta rörelseenergikompenenten i energiekvationen används således 29

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

en korrektionsfaktor α framför denna term. Denna korrektionsfaktor beror av kanalsektionen och varierar normalt mellan 1,05 och 1,2 Det första värdet avser en rektangulär kanal. Vid en översvämmad dalgång kan α-värdet uppgå till ca 2. Ett så stort α-värde innebär att stora delar av sektionen inte deltar i vattentransporten, och ofta delar man in en sådan sektion i en aktiv strömfåra och sidobankar.

Bild 2. 10 Hastighetsfördelning i öppna kanaler

2.3.1 Klassificering av kanalströmning Baserat på ett tidskriterium anses strömningen vara stationär när flödet i kanalen inte i någon punkt varierar med tiden, och instationär när flödet varierar med tiden. Med ett längdkriterium anses strömningen vara likformig då sektionen och vattendjupet är konstant över hela kanalens längd. Annars anses strömningen olikformig. En strömning som är både instationär och likformig är en sällsynt företeelse, och därför förstås likformig strömning att den även är stationär. Olikformigt flöde delas ofta upp i underkategorierna svagt olikformig strömning och kraftigt olikformig strömning. Figur 2.15 visar olika strömningsklasser: likformig (stationär) strömning, stationär olikformig strömning och instationär olikformig strömning. 2.3.2 Likformig kanalströmning Som delvis redan nämnts betrakts strömning som likformig då vattendjupet, sektionen och flödet är identiskt över kanalsträckan. Under dessa förhållanden är också energilinjen, vattenytan och kanalbotten parallella. I Sverige är Mannings formel den mest använda för att bestämma friktionsförluster i kanalströmning. Som tidigare visats skrivs Mannings formel i Sverige som V2 (2.27) hf = L ⋅ 2 4/3 M R En viss varning är på plats vad gäller Mannings formel. M måste väljas specifikt för varje vattenföring då formeln inte är dimensionslös. Dessutom förutsätter Mannings formel att 30

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

turbulensen är fullt utvecklad och kanalväggarna att betrakta som hydrauliskt råa. Vid låga vattenhastigheter gäller inte detta och friktionsförlusterna kommer att underskattas om Mannings formel används. Ur (2.27) kan härledas att för en given sektionsarea ökar flödet med den hydrauliska radien R. Detta kan uttryckas som att den hydrauliska radien är ett effektivitetsindex för tvärsektionen. Eftersom R är kvoten mellan sektionsareean och P den våta perimetern, kan detta också uttryckas som att den strömningstekniskt optimala sektionen är den som ger den lägsta våta perimetern för en given area. Av alla tvärsektioner är därför halvcirkeln den hydrauliskt optimala. Tyvärr är den inte optimal ur så många andra aspekter. Den är bl.a. dyr att anlägga och sköta, och används därför sällan. Rektangulära och trapetsformade tvärsektioner är vanligast.

Bild 2. 11 Illustration av olika strömningstillstånd

2.3.3 Energiprincipen i kanalströmning Tryckfördelning Likformig strömning är så gott som alltid också stationär. Om strömlinjerna är parallella och vi tar vattenytan som referensplan så kommer för varje vattenpartikel vid varje djup summan av lägesenergi och tryck att vara lika med vattendjupet. Det innebär att det statiska trycket ökar linjärt med vattendjupet. För kanaler med normal lutning kommer den statiska tryckhöjden i varje punkt att vara lika med det vertikala avståndet till vattenytan (figur 2.16 a). Tryckfördelningen är triangulär. Däremot om strömningen sker över en konvex yta, som tex tröskeln till ett utskov, kommer centrifugalkraften att motverka gravitationen vilken ger en tryckfördelning över djupet enligt figur 2.16 b. Om strömningen istället sker över en konkav yta kommer cintrifugalkraften att samverka med gravitationen och resulterar i en tryckfördelning över djupet enligt figur 2.16 c. Om vi antar att vattendjupet är litet i förhållande till radien kan det resulterande trycket uttryckas som: 31

Små vattenkraftverk – En handbok

= y ( a );

där:

= y− y⋅

V2 P V2 (b); = y + y ⋅ (c) rg rg γ

ESHA 2004

(2.28)

a, b resp c motsvarar rak, konvex och konkav botten enligt ovan ρ = vattnets tyngd y = djupet från vattenytan till betraktad punkt V = strömningshastigheten i denna punkt, och r = krökningsradien.

Bild 2. 12 Tryckfördelning vid krökt kanalbotten

Kritiskt djup Den specifika energin för flödet i en kanal relativt kanalens botten kan uttryckas som: V2 E = y+ (2.29) 2g om vi för enkelhets skull antar att α = 1 En kanalsektion med arean A och flödet Q har således den specifika energin: Q2 E= y+ (2.30) 2gA2 Givet flödet Q är alltså den specifika energin en funktion av y och y endast. Om vi så plottar y mot E för ett givet flöde Q erhålls en energikurva såsom visas i figur 2.17. Den undre linjen är asymptotisk med den horisontella axeln, och den övre linjen är asymptotisk med linjen E=y. Brytpunkten A på energikurvan representerar det djup y då kanalsektionen kan leda flödet Q med ett minimum av specifik energi. Detta djup benämns som kritiskt djup och är en viktig storhet i kanalströmning. Vid varje högre specifik energi finns det två möjliga alternativa djup. Vid det mindre djupet har flödet en högre hastighet, strömningen är superkritisk. Vid det större djupet har strömningen lägre hastighet, strömningen är subkritisk. Vid det kristiska djupet har alltså den specifika energin sitt minimum, och kan därgör härledas genom att sätta första derivatan av uttrycket för den specifika energin till noll. 2

Q dA dE =− 3 +1 = 0 dy gA dy

(2.31)

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Areaökningen av en liten nivåändring kan skrivas som dA = dY*T dår T är kanalensektionens ytvidd, se figur 2.17. Enligt definition är: A Y= (2.32) T

Variabeln Y kallas för “hydrauliskt djup” och eftersom den ingår i formeln för att beräkna kritiskt djup är även den en viktig parameter vid analys av kanalströmning. Om vi ersätter dA/dy med T och A/T med Y i (2.31): Q 2 dA Q 2 T V 2 1 V = = ⋅ = 1; =1 3 2 g Y gA dy gA A gY F=

(2.33)

(2.34)

Bild 2. 13 Den specifika energin som funktion av djupet

F är ett dimensionslöst tal som är känt som Froudes tal. Då F= 1 är strömningen kritisk, vid F > 1 är strömningen superkritisk och vid F < 1 är strömningen subkritisk. Superkritisk strömning kallas allmänt stråkande och subkritisk på motsvarande sätt strömmande. I figur 2.17 motsvarar linjen A-B superkritisk strömmning och A-C subkritisk strömning. Som indikeras i figur 2.17, kan ett antal kurvor över specifika energin beroende av djupet för en given kanalsektion ritas i samma diagram där kurvorna då representerar olika flöden. Högre flöden ger kurvor som hamnar till höger, och lägre flöden på motsvarande sätt till vänster. Alla kurvor blir asymptotiska med den horisontella axeln respektive E = Y. Den andra termen av (2.33) kan skrivas:

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Q 2 = YA g

(2.35)

I en rektangulär kanalsektion är Y = y och A=b*y; och (2.35) kan skrivas om som: Q2 = y 3b 2 (2.36) g För den rektangulära sektionen kan yc (kritiskt djup) beräknas som: yc = 3

Q2 q2 3 = gb2 g

(2.37)

där q=Q/b är flödet per breddmeter. Tabell 2.4 visar uttryck för olika tvärsnittsparametrar för vanligt förekommande kanalsektioner. Exempel 2.6 Beräkna det kritiska djupet för flödet 17 m3/s för en rektangulär kanal med bottenvidd b=6 m

Enhetsflödet q blir: Q=Q/b; 2,83m3/s Det kritiska djupet enligt (2.37) yc = 3

q 2 3 2,832 = = 0,93m g 9.81

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Tabell 2. 4 Areakonstanter för olika kanalformer

Tabell 2. 5 Empiriska uttryck för att beräkna yc

ESHA 2004

Transition zone

Turbulent rough

relative roughness e/D

Friction coefficient f

Laminar flow 64 f = Re

Critical

SmĂĽ vattenkraftverk â&#x20AC;&#x201C; En handbok

Turbulent smooth

Reynolds number

Bild 2. 14 Moodys diagram

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bild 2. 15 Illustration av tryckstöt i rör

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

2.4

Litteraturförteckning

N.H.C. Hwang y Carlos Hita, “Fundamentals of Hydraulic Engineering Systems”, Prentice Hall Inc. Englewood Cliffs, New Jersey 1987

F.H. White, “Fluid Mechanics”, MacGraw-Hill Inc. USA

A. Piqueras, “Evacuación de Broza”, ESHA Info n° 9 Estate 1993

L. Allievi, “The theory of waterhammer”, Transactions ASME 1929

H. Chaudry. “Applied Hydraulic Transients”, Van Nostrand Reinhold Co. 1979

V.L. Streeter E.B. Wylie, “Hydraulic Transients”, McGraw-Hill Book Co., New York 1967

J. Parmakian. “Waterhammer analysis”, Dower Publications, New York 1963

R.H. French, “Hidráulica de canales abiertos” Mc Graw-Hill/Interamericana de Mexico, 1988

V.T. Chow, “Open Channel Hydraulics”, McGraw-Hill Book Co., New York 1959

Övrig läshänvisning: H.W. King y E.F. Brater, “Handbook of Hydraulic”, Mc Graw-Hill Book Co., New York 1963 R. Silvester, “Specific Energy and Force Equations in Open-Channel Flow”, Water Power March 1961 V.L. Streetery E.B. Wylie “Fluid Mechanics”, McGraw-Hill Book Co., New York 1977

Av Jonas Rundqvist (ISAB Dammar & Kraft), Pedro Manso (EPFL) and Celso Penche (ESHA)

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

KAPITEL 3: VATTENFÖRING OCH FALLHÖJD INNEHÅLL 3

Vattenföring och fallhöjd ........................................................................................................... 41 3.1

Inledning ............................................................................................................................41

3.2

Vattenföring .......................................................................................................................42

3.3

Vattenföringsdata ...............................................................................................................42

3.4

Vattenföringsmätningar .....................................................................................................43

3.4.1

Med strömhastighetsmätare .......................................................................................43

3.4.2

Utspädningsmetoder...................................................................................................48

3.4.3

Mätöverfall.................................................................................................................50

3.4.4

Hydrauliska beräkningar ............................................................................................51

3.5

Vattenföringens karaktär....................................................................................................51

3.6

Vattenföring på platser utan mätningar..............................................................................54

3.7

Fallhöjd ..............................................................................................................................55

3.8

Minimivattenföring ............................................................................................................57

3.9

Installerad effekt och energiproduktion .............................................................................58

3.9.1

Fallhöjdens beroende av vattenföringen ....................................................................59

3.9.2

Prima kraft..................................................................................................................62

3.10

Höga flöden........................................................................................................................62

3.10.1

Dimensionerande flöden ............................................................................................63

3.10.2

Statistisk analys av höga flöden .................................................................................64

3.10.3

Hydrologisk modellering av avrinningsområdet........................................................66

3.11

Litteraturförteckning ..........................................................................................................67

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

BILDFÖRTECKNING Bild 3- 1: Schematisk bild av en vattenkraftsanläggning ..................................................................41 Bild 3- 2: Vattennivåmätning, definitioner ........................................................................................43 Bild 3- 3: Exempel på pegelstation ....................................................................................................44 Bild 3- 4: Avbördningskurva .............................................................................................................45 Bild 3- 5: Mätning av tvärsektionsarea ..............................................................................................46 Bild 3- 6: Strömhastighetsmätare.......................................................................................................47 Bild 3- 7: Konduktivitet över tiden ....................................................................................................49 Bild 3- 8: Vattenföringsmätning med mätöverfall.............................................................................50 Bild 3- 9: Exempel på hydrograf........................................................................................................51 Bild 3- 10: Exempel på varaktighetsdiagram.....................................................................................52 Bild 3- 11: Varaktighetsdiagram med logaritmisk Y-axel.................................................................53 Bild 3- 12: Exempel på standardiserade varaktighetsdiagram...........................................................54 Bild 3- 13: Tilloppssystem (exempel 3.1)..........................................................................................56 Bild 3- 14: Minimivattenföring..........................................................................................................58 Bild 3- 15: Exempel på turbinverkningsgrad som funktion av turbinvattenföring............................60 Bild 3- 16: Kraftproduktionens och fallhöjdens beroende av vattenföringen i vattendraget.............61 Bild 3- 17: Komponenter i en hydrologisk modell ............................................................................66 TABELLFÖRTECKNING Tabell 3- 1: Beräkning av varaktighet................................................................................................52 Tabell 3- 2: Turbiners nedre arbetsgräns ...........................................................................................59 Tabell 3- 3: Typiska kriterier för dimensionerande flöden ................................................................63 Tabell 3- 4: Frekvens och sannolikhet för olika livslängder..............................................................64 Tabell 3- 5: Exempel på årliga högvattenföringar .............................................................................65

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

VATTENFÖRING OCH FALLHÖJD1 3.1

Inledning

Eftersom vattenkraft drivs av fallande vatten är denna kraftkälla extremt beroende av de rätta lokala förutsättningarna. Det måste finnas en god tillgång på vatten under stora delar av året. Dessutom måste de topografiska förhållandena på platsen medge att det gradvisa fallet hos vattendraget kan koncentreras i en punkt så att tillräcklig fallhöjd skapas för kraftproduktion. Fallhöjden kan skapas genam att en damm anläggs över vattendraget, eller genom att vattnet leds med små fallförluster i kanaler/tunnlar/rör parallellt med vattendraget tills dess att tillräcklig fallhöjd erhållits. Ofta sker det genom en kombination av dessa åtgärder. Att planera hur ett vattendrag bäst ska utnyttjas för kraftproduktion är en av de mest krävande uppgifter som vattenkraftsingenjören ställs inför. Det finns ett obegränsat antal utbyggnadsmöjligheter eftersom varje lokalisering har sina egna specifika förutsättningar i form av geologi, topografi etc. Vattenkraftsingenjören måste hitta den optimala utformningen av produktionssystemet och den enskilda kraftstationen, vilket inkluderar val av dammtyp, intag, vattenledningssystem, utbyggnadsgrad samt lokalisering och utformning av de olika ingående byggnadsverken. Hur vattenkraftsingenjören lyckas med detta beror på erfarenhet och fantasi, men också på en, låt oss kalla det konstnärlig talang, eftersom en rent matematisk optimiseringsansats är omöjlig till följd av det oändliga antalet möjligheter och lokala begränsande faktorer.

Bild 3- 1: Schematisk bild av en vattenkraftsanläggning Bild 3-1 illustrerar hur vattnet under sin väg från A till B, oavsett om det följer vattendraget eller leds in genom en vattenkraftsanläggning, förlorar energin: P = Q·Hg·γ 41

Små vattenkraftverk – En handbok

Där

ESHA 2004

P är effekten som vattnet förlorar (kW) Q är flödet (m3/s) Hg är bruttofallhöjden (m), och γ är vattnets specifika tyngd, (9.81 kN/m3).

Vattnet kan antingen följa vattendraget och förlora denna effect genom friktion mot strömbotten och i turbulens, eller så kan det ledas in i vattenkraftverket med en vattenturbin i nedströmsänden. I det senare fallet förlorar vattnet samma energi genom strömningsförluster i vattenvägar och i tryckfall vid turbinen. Detta tryckfall driver denna runt och omvandlas till mekanisk och sedan elektrisk energi. Vid en utbyggnad är det vattenkraftingenjörens uppgift att hålla fallförlusterna låga utan att för den skull göra anläggningen onödigt kostsam. 3.2

Vattenföring

När det konstaterats att en plats är topografiskt lämplig för vattenkraftsutbyggnad, är den första frågan att klargöra hur vattenföringen lämpar sig för kraftproduktion. Detta beror inte bara på vattenföringens absoluta storlek, utan även på hur vattenföringen varierar över året, möjligheter till reglering och till produktion vid höglastperioder. Det första steget är alltid att undersöka vilka data som finns tillgängliga för vattendraget, eller för närliggande vattendrag, som medger att en varaktighetskurva för vattenföringen kan upprättas. Vid mycket lyckliga omständigheter finns en pegelstation etablerad på den sträcka av ett vattendrag där en småskalig vattenkraftsutbyggnad planeras. Om så är fallet räcker det med att använda de metoder som förklaras längre fram för att ta fram varaktighetskurvor mm för vattendraget. I annat fall får man tränga djupare in i problematiken. 3.3

Vattenföringsdata

I Sverige kan vattenföringsdata erhållas från SMHI (Sveriges Hydrologiska och Meterologiska Institut) Dessa data finns tillgängliga i ett flertal former som alla har sin tillämpning: •

Registrerad vattenföring vid pegelstationer

•

Karaktäristiska vattenföringsvärden för platser med pegelstationer.

•

Kartor över den specifika avrinningen.

Om man söker data för platser utanför Sverige kan uppgifter om källor fås från World Meteorological Organisation som driver en databas med hydrologisk information (INFOHYDRO). Denna innehåller bl.a: •

•

Institut och organ med hydrologisk verksamhet;

•

De största floderna, sjöarna och deras avrinningsområden

•

Mätstationer runt om i världen samt längden av deras mätserier.

För mer information gå in på www.wmo.ch

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bild 3- 2: Vattennivåmätning, definitioner 3.4

Vattenföringsmätningar

Om vattenföringsdata inte kan erhållas från etablerade källor, är ett alternativ att genomföra egna vattenföringsmätningar för aktuell plats. Även om en enstaka mätning inte har något större värde, kan en mätserie för en period så kort som ett år vara till stor hjälp för att utvärdera vattenföringen, kombinerad med andra källor. Det finns flera metoder för att utföra vattenföringsmätningar: 3.4.1 Med strömhastighetsmätare Denna metod är vanlig för åar och lite större vattendrag. Den kräver att man samtidigt mäter såväl hastighet som tvärsektionsarea. Mätstället ska väljas med omsorg och föredragsvis ligga på en rak och lugnt flytande sträcka av vattendraget, (se bild 3-2) där tvärsektionen är någorlunda konstant och arean väldefinierad. Allt eftersom flödet varierar kommer också vattennivån att sjunka eller stiga, vilket kan avläsas i en därför anordnad pegelstation (se bild 3-3). När ett antal mätningar genomförts kan sektionens avbördningskurva ritas upp. Se bild 3-4. Med en avbördningskurva är det tillräckligt att läsa av vattennivån för att direkt kunna översätta detta till ett flöde. Med viss regelbundenhet bör dock hastighet och tvärsektionsarea mätas för att kontrollera att avbördningskurvan fortfaramde är giltig.

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bild 3- 3: Exempel på pegelstation Avbördningskurvan kan också representeras matematiskt med uttrycket Q = a(H+B)n Där

(3.1) a och n = empiriska koefficienter H = uppmätt vattennivå B = tröskelvärde för vattenståndet.

För att bestämma B (se bild 3.2) kan värdena från två avläsningar användas, eller: Q1 = a(H1+B)n Q2 = a(H2+B)n

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bild 3- 4: Avbördningskurva Genom att grafiskt läsa av en tredje mätpunkt “H3 : Q3”, där Q3 är lika med kvadratroten ur produkten Q1 multiplicerat med Q2, kan Q3 uttryckas som: Q3 = Q1 ⋅ Q2 = a (H 3 + B ) = a(H 1 + B ) ⋅ a (H 2 + B ) n

vilket medför att:

( H 3 + B )2 = ( H 1 + B ) ⋅ ( H 2 + B ) och slutligen H 32 − H 1 H 2 B= H 1 + H 2 − 2H 3

(3.2)

ISO rekommendationer finns för hur denna teknik korrekt används. 3.4.1.1 Mätning av tvärsektionsarean För att bestämma tvärsektionsarean hos ett naturligt vattendrag kan det delas in I ett antal trapetsformade element enligt bild 3-5. Tvärsektionsarean bestäms sedan som :

Små vattenkraftverk – En handbok

S =b

ha + h2 + ..... + hn n

ESHA 2004

(3.3)

3.4.1.2 Mätning av strömhastigheten

Eftesom strömhastigheten varierar både i höjd och bredd över vattendragets tvärsektion är det inte tillräckligt att mäta hastigheten i en enstaka punkt för att få ett rättvisande värde på medelhastigheten. Det är nödvändigt att ta hänsyn till vattendragets hastighetsfördelning i sektionen.

Bild 3- 5: Mätning av tvärsektionsarea Mätning (uppskattning) av strömhastigheten med flottör

En enkel metod för att bedöma strömhastigheten i ett vattendrag är att mäta tiden för en flottör att transporteras mellan två sektioner. Den hastighet som erhålls måste sedan korrigeras med hänsyn till medelhastighetens storlek i förhållande till ythastigheten. Denna korrektionsfaktor ligger normalt mellan 0.60 och 0.85 vilket också åskådliggör metodens precision.

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Mätning med flygel

Två varianter är vanligast, nämligen propeller- samt rotorströmmätare. Vid propellermätare roterar en mindre propeller kring en horisontell axel som hålls parallell med strömningsriktningen med hjälp av fenor. Anordningen har normalt extra tyngder för att den inte ska “följa med” strömmen. Rotorströmmätaren däremot bestör av ett horisontellt hjul med halvsfärer som roterar kring en vertical axel. (Bild 3.6)

Bild 3- 6: Strömhastighetsmätare

Antalet roterade varv avläses manuellt eller elektriskt under en viss tidsrymd. Antalet varv per tidsrymd konverteras sedan till en strömhastighet med hjälp av kalibrerade kurvor för instrumentet. Genom att flytta instrumentet horisontellt och vertikalt över tvärsektionen kan en fullständig hastighetsfördelning för tvärsnittet upprättas och flödet genom detsamma beräknas. I större vattendrag kan mätningarna utföras från en bro, men störningarna från bropelare i vattnet kan ge avsevärda mätfel. Mätning från båt eller från en vajeranordning som spänns över vattendraget är ofta att föredra. Samtidigt som strömhastigheten mäts bör också bottendjupet kontrolleras eftersom bottenprofilen kan förändras av flödesförhållandena. Vattennivån bör också kontrolleras både före och efter uppmätning av hastighetsprofilen för att säkerställa att flödet inte förändrats under mätningens gång. För att göra det möjligt att extrapolera avbördningskurvan att gälla för höga flöden kan det också vara värdefullt att uppskatta vattenytans lutning för en sträcka 500m uppströms och nedströms mätsektionen. En sådan mätning gör det möjligt att beräkna friktionskoefficienter för vattendraget med vars hjälp vattennivån vid höga flöden kan beräknas. Allt eftersom vattenhastigheten ökar blir mätningar av strömhastigheten svårare att genomföra med precision. Mätutrustningen kommer att vika av nedströmnsåt. Detta kan i viss mån kompenseras genom att utrustningen lutning nedströmsåt registreras och resultaten kompenseras för detta. Det är också möjligt att öka tyngden hos utrsustningen etc. Till slut blir dock utrustningen så otymplig att mätningar blir opraktiska.

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Mätning med elektromagnetisk strömhastighetsmätare

En elektromagnetisk strömhastighetsmätare läser av vattenhastigheten med hjälp av elektrisk induktion. Denna saknar rörliga delar och kan inneslutas i ett strömlinjeformat hölje med lågt motstånd från det strömmande vattnet. Denna anordning används på samma sätt som flyglarna beskrivna ovan. Den elektromagnetiska strömhastighetsmätarens fördelar är bl.a. att den är mindre och har ett större mätspann. Den är framför allt användbar vid låga vattenhstigheter då flyglar har svårare med precisionen. Det bör tilläggas att, eftersom varje vattendrag är unikt bör ett mätprogram övervägas noga och planeras innan det genomförs. Vattenföringen genom sektionen erhålls genom att hastigheterna ritas in I en bild av denna med förstorad vertical skala. Linjer som markerar samma strömhastighet konstrueras sedan och areorna mellan dessa mäts med planimeter. Ett exempel på detta förfarande visas I bild 3-7a. Som ett alternativ kan tvärsektionen delas in vertikalt och medelhastigheten för varje del beräknas och multipliceras med aktuell area enligt bild 3-7b. Det är också värdefullt att göra en kontroll av med hjälp av den uppmätta vattennivålutningen. På detta vis kan en katalog med friktionsvärden etableras för olika flöden vilket blir värdefullt när höga flöden ska bestämmas. ISO har publicerat riktlinjer för dessa förfafranden för att säkerställa att dessa utförs likformigt.12:3 3.4.2 Utspädningsmetoder Om vattnet är kraftigt turbulent är flyglar mm svåra att använda. Då kan vattenföringen bestämmas genom att ett spårämne tillförs vattendraget och sedan koncentrationen av detta mätas ett stycke nedströms där fullständig blandning erhållits. Spårämnet kan antingen tillföras kontinuerligt eller abrupt i en enda dos. Genom att jämföra koncentrationen av ämnet nedströms kan utspädningen beräknas och därmed det aktuella flödet.

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bild 3- 7: Konduktivitet över tiden

Nu för tiden används en variant av denna metod som utvecklats av Littlewood7, som kan utföras med relativt enkel och billig utrustning. Metoden bygger på den varierade konduktiviteten hos olika starka NaCl-lösningar. Denna metod bygger i sin tur på arbete utfört av Aastad and Sognen8.9 Vattenföringen bestäms genom att kontinuerligt tillföra en känd volym (V) av en saltlösning (c1) i vattendraget, samtidigt som konduktiviteten mäts nedströms. På så vis kan en kurva över konduktivitetens förändring över tiden upprättas enligt bild 3-7. Vattenföringen ges av sambandet: Q= där

V V * ∆c * x x T2 v ∆c ' V T v V* ∆c* ∆c’

(3.5) = volym av saltlösning = varaktighet (s) = volym av den starkare lösningen = vattenvolym = förändring av konduktivitet (ohm-1) = baskonduktivitet

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bild 3- 8: Vattenföringsmätning med mätöverfall

3.4.3 Mätöverfall Om vattenföringen som ska mätas är måttlig (säg < 4 m3/s) kan det vara lämpligt att anlägga ett mätöverfall. Vattendraget stängs då av en dammkonstruktion och all vattenföring kanaliseras genom mätöverfallet. Detta kan ges olika utformning där de vanligaste är triangelformade (Thomsonöverfall) och rektangulära mätöverfall. Med ett mätöverfall räcker det med att läsa av vattenståndet ett stycke uppströms överfallet för att kunna bestämma flödet. Det triangelformade mätöverfallet har störst precision vid mindre vattenföringar medan en rektangular utformning klarar ett större spann av flöden. Typiska mått visas i bild 3-8. Rännor kan också användas där dessa ges en exakt utformning som utprovats i modellförsök. Fördelen med rännor är att de normalt ger en lägre dämningseffekt uppströms mätsektionen. Flödet bestäms genom att uppströms- och nedströmsvattenstånd registreras och flödet avläses i ett kalibrerat diagram. De är emellertid betydligt mer kostsamma än ovan beskrivna mätöverfall och i normala fall kan tillräckliga vattenföringsdata erhållas med enklare medel.

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bild 3- 9: Exempel på hydrograf

3.4.4 Hydrauliska beräkningar Liksom för metoderna med mätning av strömhstigheten bygger denna metod på att tvärsektionsarean och vattenståndet bestäms genom mätningar. Vattenföringen genom sektionen kan sedan beräknas med hjälp av vattennivåns fall i strömriktningen samt en för förhållandena lämplig friktionskoefficient. Denna metod förutsätter att det är praktiskt möjligt att mäta in vattenytans lutning vid tillfällen för höga flöden, eller att åtminstone markera vattenståndet över en sträcka uppströms och nedströms den sektion där area och djup bestäms, för att återkomma och utföra nivåavvägning senare. För att korrekt bedöma friktionskoefficient är det till stor hjälp om detta utförts även vid tillfällen då flödet kunnat mätas med hjälp av strömhastighetsmätare. Flödet bestäms med hjälp av t.ex. Mannings formel (för vidare diskussion se kapitel 2): A ⋅ R 2 / 3 ⋅ S 1/ 2 Q= n

(3.6)

Denna metod är naturligtvis mycket beroende av valet av Mannings tal, n. Har Mannings tal beräknats för andra flöden kan metoden ge god precision. Typiska värden på Mannings tal för vattendrag ges i kapitel 2. 3.5

Vattenföringens karaktär

För att de registrerade flöden som erhålls från en pegelstation mm ska vara till nytta, måste flödesvärdena arrangeras i en tydbar form. Detta kan vara i form av en hydrograf som visar flödenas 51

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

variation med tiden (bild 3-9) Ett annat sätt ar att organisera de registrerade flöden i storleksordning och på så sätt beskriva hur stor del av tiden som flödet har uppgått till eller överstigit ett visst värde. Sådana diagram benämns varaktighetsdiagram. 9 8 7

Flöde [m3/s]

6 5 4 3 2 1 0 0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

80.0

90.0

100.0

Del av tid [%]

Bild 3- 10: Exempel på varaktighetsdiagram

Om en serie med dagliga flödesobservationer arrangeras i kategorier efter storlek kan en varaktighetskurva enkelt upprättas. Tabell 3- 1: Beräkning av varaktighet Flöde lika eller större än:

Tid

Del av tid

[m3/s]

[Dagar]

[%]

11.2

14.8

6.5

16.7

5.5

21.9

24.7

4.5

100

27.4

142

38.9

183

50.1

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

1.5

215

58.9

256

70.1

0.35

365

100.0

Flöde [m3/s]

0.1 0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

80.0

90.0

100.0

Del av tid [%]

Bild 3- 11: Varaktighetsdiagram med logaritmisk Y-axel

Vid datoriserade pegelstationer är det enklaste sättet att upprätta varaktighetsdiagram att läsa in registrerade värden till ett kalkylblad, ordna dessa i storleksordning, samt sortera dessa i storleksklasser antingen för hand eller med hjälp av ett makro. Att upprätta grafen görs sedan lämpligen i samma program. I bild 3-10 visas ett exempel på resultatet av ett sådant förfarande. I många fall är högsta flödesnoteringen storleksordningar större än de lägre noteringarna och i dessa fall kan det vara praktiskt att använda en logaritmisk skala för flödesvärdena. Om logaritmen av flödesvärdena följer normalfördelningen blir en sådan grafisk representation av varaktighetsdiagrammet en rak linje, se bild 3-11. Varaktighetsdiagram kan göras mer jämförbara om man normaliserar dem genom att tex dividera varje flödesvärde med avrinningsområdets storlek och det årliga avrinningsdjupet. Resultatet, ett dimensionslöst varaktighetsdiagram kan jämföras direct med motsvarande diagram för andra avrinningsområden. Bild 3-12 visar 20 olika varaktighetsdiagram som plottats tillsammans. I bild 312 delar samtliga kurvor en gemensam skärningspunkt. Så behöver inte nödvändigtvis vara fallet.

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bild 3- 12: Exempel på standardiserade varaktighetsdiagram

En annan enkel metod att normalisera varaktighetsdiagrammen är att dividera flödesvärdena med årsmedelvattenföringen. Precis som tidigare exempel tillåter ett sådant förfarande att varaktighetsdiagram från olika avrinningsområden och storlek direkt jämförs. Sådana metoder kan vara mycket användbara om det vid en planerad utbyggnad av en vattenkraftsanläggning finns data tillgängliga från näraliggande avrinningsområden med liknande karaktäristika. Det kan vidare vara viktigt att veta hur vattentillgången är under olika tider på året. Det är möjligt att upprätta varaktighetsdiagram för olika årstider eller enskilda månader. Det utförs genom att flödesvärdena från den önskade perioden helt enkelt betraktas som varande hela populationen av mätvärden, enligt samma metodik som beskrivits ovan. 3.6

Vattenföring på platser utan mätningar

Om det för platsen för en tänkt vattenkraftsutbyggnad fullständigt saknas mätdata som kan vara av värde för att utvärdera vattenföringen, är det nödvändigt att börja från första början. Kanske finns användbara mätserier för nederbörd. Om inte bör nederbördsmätning påbörjas så snart som möjligt. Även mätdata för ett enskilt år kan visa sig värdefullt när ett syntetiskt varaktighetsdiagram ska konstrueras. Förutom detta är det första steget att försöka bedöma årsmedelvattenföringen. Detta kan göras genom vattenbalansberäkningar. Medelvattenföringen under långa perioder kan antas vara lika med skillnaden mellan den årliga medelnederbörden och evaporationen. Uppfattning om storleken på dessa faktorer kan ofta fås från meterologiska kartor eller liknande. För att åstadkomma resultat som kan ligga till grund för en vattenkraftsutbyggnad av någon omfattning måste detta arbete överlåtas till experter. Efter att ett värde för årligt avrinningsdjup (mm) kunnat etableras kan detta omvandlas till en medelvattenföring enligt formeln: Qm = (Davrinning x A) / 31536 54

Små vattenkraftverk – En handbok

Där

ESHA 2004

Qm = Medelvattenföring (m3/s) Davrinning = avrinningsdjupet (mm) A = Avrinningsområdets storlek (km2), och 31536 utgör antalet sekunder under ett år

Även om medelvattenföringen ger en uppfattning om utbyggnadsmöjligheten för platsen är det önskvärt med en bättre uppfattning om hur flödet varierar med tiden. Avrinningsförloppet är beroende av en mängd faktorer där nederbördens fördelning över året, nederbördens form (regn eller snö), hur stor yta av avrinningsområdet som utgörs av sjöar kan nämnas. Även avrinningsområdets geologiska karaktär i form av jordarter, växtlighet topografi spelar in. Består avrinningsområdet av i huvudsak genomsläppliga jordarter, är det troligt att en större del av avrinningen förs till vattendragen i form av grundvatten. Är marken mer ogenomsläpplig kommer det mesta vattnet i form av ytlig avrinning. Det första fallet med en större andel grundvattenutflöde kommer att ha en jämnare avrinning, medan det i det senare fallet kommer at vara mer markerade flödestoppar i samband med nederbörd som sedan snabbt ebbar ut. 3.7

Fallhöjd

Bruttofallhöjden för en vattenkraftsanläggning utgörs av höjdskillnaden mellan vattennivån vid intagsreservoaren och vattennivån vid kraftverkets utlopp i vattendraget. Normalt benämns bruttofallhöjden enbart fallhöjd. Bestämning av fallhöjden kan i ett första orienterande skede baseras på befintliga kartor, men så fort en plats är mer än bara allmänt intressant utförs kompletterande uppmätningar i terrängen. Den precision som krävs avgör också vilka metoder som kommer på fråga. Tidigare genomfördes uppmätningar med avvägningsinstrument, men en sådan metod är tidskrävande. Med moderna teodoliter och särskilt med nutidens totalstationer går en uppmätning avsevärt snabbare. Uppmätningar med hjälp av GPS har blivit vanliga och kan vid vissa uppställningar ge avsevärd precision. När en gång topografin blivet kontrollerad och bruttofallhöjden bestämd för ett förslag på vattenkraftsutbyggnad, bestäms den nyttiga fallhöjden som bruttofallhöjden reducerad med friktions- samt lokala fallförluster. Exempel 3.1 behandlar detta:

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bild 3- 13: Tilloppssystem (exempel 3.1) Exempel 3.1 Bild 3.14 visar tilloppssystemet för en tänkt vattenkraftsutbyggnad. Utbyggnadsvattenföringen uppgår till 3 m3/s och bruttofallhöjden till 85 m. Tilloppstuben har diametern 1.0 m för den första delsträckan samt 0.90 m i den andra. Krökningsradien för tuben är lika med fyra tubdiametrar. Vid intaget är en grind placerad med 600 lutning från horisontalen. Grinden är utförd av bandjärn med tjockleken 12 mm och avståndet mellan järnen är 70 mm. Bestäm fallförlusten i tilloppssystemet.

Om vi antar att vattenhastigheten i grinden är 1m/s, kan grindarean bestämmas enligt: S=

1 ⎛ t ⎞Q 1 ⎜ ⎟ K 1 ⎝ t + b ⎠ V0 sen α

där S är arean i m2, t är grindjärnens tjocklek (mm), b är avståndet mellan grindjärnen (mm), Q är flödet i (m3/s), v0 är vattenhastigheten och K1 är en koefficient som vid automatisk grindrensning kan sättas till 0.80. För v0 = 1 m/s blir S=5.07 m2. Av praktiska skäl antas en grindarea på 6 m2 vilket ger en vattenhastighet v0 = 0.85 m/s, vilket är acceptablet. Den lokala fallförlusten över grinden kan bestämmas med Kirschner ekvation: ⎛ 12 ⎞ hr = 2,4⎜ ⎟ ⎝ 70 ⎠

3/ 4

0,8 2 = 0,007 m 2 ⋅ 9,81

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Friktionförlusterna i tilloppstubens första delsträcka är en funktion av vattenhastigheten 3.16 m/s. Inloppet till tuben är dåligt utformat, och förlustkoefficienten för inströmningen kan sättas till Ke = 0.8 Friktionsförlusten i den första delsträckan bestäms enligt Mannings formel till: hF 10,29 x0,012 2 x3 2 = = 0,008 m / m 108 1,15,333

Fallförlustkoefficienten i den första tubkröken är Kb = 0.085 ; i den andra Kb = 0.12 och i den tredje Kb = 0.14 Den konade tubövergången som har en vinkel på 30o, ger en fallförlust på hc = 0.02 m (baserat på vattenhastigheten 4.72 m/s och förhållandet mellan diametrarna på 0.8.) Friktionsförlusten i tubens andra delsträcka bestäms på samma sätt som ovan till hf/65 = 0.0234 (vattenhastigheten uppgår till 4.72 m/s) Fallförlustkoefficienten för ventilen är Kv= 0.15. Den totala friktionsförlusten uppgår således till 0.008 x 108 + 0.0234 x 65 = 2.385 m Tilläggsförlusterna blir: För grinden

0.007 m

Vid tubinloppet 0.8 x 508

0.406 m

För första kröken 0.085x0.508

0.043 m

För andra kröken 0.12x1.135

0.136 m

För tredje kröken 0.14x1.135

0.159 m

I konen 0.02x1.135

0.023 m

och i ventilen 0.15x1.135

0.170 m

Den totala fallförlusten uppgår till 4,21m där 2.385 m härrör från friktionsförluster och 1.375 m från lokala tilläggsförluster. Fallhöjden över turbinen blir 81.24 m. Fallförlusten motsvarar 4.42% vilket är rimligt. En förbättrad inströmning till tuben kan sänka förlustkoefficienten där till 0.004, vilket i sin tur skulle minska de totala fallförlusterna med 39 cm. 3.8

Minimivattenföring

Om hela flödet i ett vattendrag används för kraftproduktion kommer detta att leda till att vattendraget mellan intag och utlopp under långa perioder av året lämnas helt utan vatten. Även om inlopp och utlopp inte ligger långt isär, skulle detta kunna få konsekvenser för vattenlevande organismer.

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bild 3- 14: Minimivattenföring

För att detta ska undvikas lämnas så gott som alltid ett visst flöde till vattendraget. Detta flöde kallas normalt för minimivattenföring, även om andra benämningar förekommer. Det finns en intressekonflikt mellan att få ut så mycket kraftproduktion som möjligt ur en vattenkraftsanläggning och att bevara vattenföring i den ursprungliga vattenvägen för att minska påverkan på vattenlevande organismer. Detta blir särskilt tydligt under perioder med låga flöden då kraftproduktionen kraftigt kan påverkas även av, vid en första anblick, måttliga krav på minimivattenföringar. 3.9

Installerad effekt och energiproduktion

Varaktighetsdiagrammet ger möjlighet att välja en lämplig utbyggnadsvattenföring, och med hänsyn till minimivattenföring och turbinverkningsgrad vid olika flöden är det möjligt att bestämma lämplig installerad effekt och den årliga förväntade energiproduktionen. Bild 3.14 visar varaktighetsdiagrammet för en plats för en tänkt vattenkraftsutbyggnad. Vanligtvis ansätts utbyggnadsvattenföringen i ett första steg till medelvattenföringen reducerad med minimivattenföringen. Det är dock viktigt att genomföra en optimeringsprocess där olika utbyggnadsgrader studeras med avseende på anläggningskostnader och årlig energiproduktion. När väl utbyggnadsvattenföringen QD och fallförlusterna i tilloppssystemet beräknats måste lämplig turbintyp väljas. Verkningsgraden hos de olika turbintyperna beror av flödet, och vid låga flöden

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

nås till slut så låg verkningsgrad att det inte är meningsfullt att producera. Detta flöde är inte entydigt definierat men tabell 3.1 ger en uppfattning om acceptabla flödesspann för olika turbiner. Den årliga energiproduktionen är en funktion av: E = fn (Qi, Hn, ηturbine, ηgenerator, ηgearbox, ηtransformer, Υ,h) Där:

Qi Hn ηturbin ηgenerator ηväxel ηtransformator t

(3.X)

= medianflödet för betraktat område i varaktighetsdiagrammet = Fallhöjd över turbinen = turbinverkningsgrad = generatorverkningsgrad = verkningsgrad hod växel = transformatorverkningsgrad = antalet timmar/år för Qi

Den årliga energiproduktionen kan exempelvis beräknas genom att det användbara flödet i varaktighetsdiagrammet delas in vertikalt i delområden motsvarande olika Qi. För varje område bestäms ingående parametrar enligt (3.X) och energiproduktionen beräknas. Den totala årliga energiproduktionen bestäms sedan som summan av alla delmängder. I kapitel 6 behandlas turbinerna och andra komponenter nödvändiga för energiproduktion i större detalj. Tabell 3.2 nedan ger ungefärliga värden på olika turbiners nedre arbetsgräns. Tabell 3- 2: Turbiners nedre arbetsgräns

Turbin Qmin (% av QD) Francis spiral 30 Francis sumpmontage 30 Semikaplan 15 Kaplan 15 Cross-flow 15 Pelton 10 Turgo 10 Propeller 65 3.9.1 Fallhöjdens beroende av vattenföringen Beroende på vattenföringen i vattendraget och på det vattenflöde som används för energiproduktion kan fallhöjden över turbinen variera avsevärt. Den övre vattennivån kan vara beroende av vattenföringen. Om intagsreservoaren kontrolleras av ett enkelt överfallsutskov kommer vattennivån att stiga med ökad vattenföring i vattendraget. Om intagsreservoaren kontrolleras med hjälp av luckor för att hålla reservoaren vid dämningsgräns kan vattenytan hållas konstant för alla vanliga vattenföringar. Under lågflödesperioder eller vid korttidsreglering kan reservoarytan även ligga under normal nivå. Fallförlusterna i tilloppssystemet är proportionell mot turbinvattenföringen i kvadrat. Således kommer fallhöjden över turbinen att öka med lägre turbinflöden.

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Nedströmsvattenytans variation med vattenföringen beror på vilken typ av vattenkropp som utloppet sker till. Om utloppet sker direkt i en intagsreservoar till en nedströmsliggande kraftstation kan nivån i många fall vara närmast konstant för normala flödesvariationer. Sker utloppet i ett naturligt vattendrag kan å andra sidan vattennivåerna variera avsevärt.

Nedströmsvattenytans beroende av flödet kan vara svårt att beräkna. Hydrologic Engineering Center (HEC) tillhörande US Army Corp of Engineers i Davis, California, har utvecklat en programvara ”HEC RAS” för att göra stationära och instationära strömningsberäkningar för alla typer av vattendrag med fri vattenyta. HEC RAS kan laddas ner kostnadsfritt via internet ( http://www.usace.army.mil ) Även om programvaran är gratis och lätttillgänglig är beräkningsresultatens kvalitet som alltid beroende av användaren och kvaliteten på indata.

Bild 3- 15: Exempel på turbinverkningsgrad som funktion av turbinvattenföring

För kraftverk med stora fallhöjder kan man möjligen försumma fallhöjdsvariationerna till följd nivåförändringar i vattendraget. I kraftverk med mindre fallhöjd har dessa variationer en ofta dramatisk inverkan på energiproduktionen. Om fallhöjden H1 över en turbin avviker från den nominella fallhöjden HD kan slukförmågan hos turbinen uttryckas som: Q1 = Qd ⋅

H1 Hd

(3.7)

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bild 3.16 visar ett verkligt exempel på hur fallhöjden beror av flödet, och hur detta påverkar kraftproduktionen vid olika vattenföringar

Bild 3- 16: Kraftproduktionens och fallhöjdens beroende av vattenföringen i vattendraget.

Reglering Eftersom kraftersättningen kan vara avsevärt högre under perioder med höglast än under låglast finns det ofta ett intresse av att koncentrera kraftproduktionen till sådana perioder, att reglera produktionen. Reglering kan ha olika skala. Årsreglering syftar till att utjämna skillnader i produktion mellan torrår och våtår, säsongsreglering har som syfte att spara kraftproduktion till vintern då konsumtionen är som högst. En annan form av reglering, som kanske är mer aktuell för mindre vattenkraftsstationer är s.k. dygnsreglering, då kraftproduktionen koncentreras till de timmar på dygnet då konsumtionen är som störst. För att kunna genomföra dygnsreglering krävs en intagsreservoar av inte oansenlig storlek. Ett enkelt exempel: Tillrinningen vid den aktuella tidpunkten uppgår till 10m3/s, medan utbyggnadsvattenföringen är 20m3/s. För att kunna producera fullt under 8 av dygnets 24 timmar krävs en intagsreservoar med volymen: 8 (h) * 3600 (s/h) * (20 – 10) (m3/s) =288 000m3 Om en avsänkning av reservoaren med högst 0,5m är acceptabel krävs en reservoaryta på närmare 60ha. För ett generellt fall bestäms reservoarvolymen enligt:

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

VR = 3.600·tP·(QP-(QR-Qres)) För att reservoaren ska hinna återfyllas under låglasttid gäller: tP (QP-(QR-Qres))≤tOP (QR-Qres) och således QP ≤

t OP − t P (QR − Qres ) tP

Det tillgängliga flödet för produktion under låglasttid blir

QOP = Där:

24(Q R − Qres ) − t P Q P > Qmin tOP QR QD QP QOP tP tOP Qres Qtmin H

= aktuell vattenföring (m3/s) = utbyggnadsvattenföring (m3/s) = Höglastvattenföring (m3/s) = Låglastvattenföring (m3/s) = tid med höglast = tid med låglast (24 - tP) = minimivattenföring (m3/s) = undre arbetsgräns för turbin (m3/s) = fallhöjd (m)

3.9.2 Prima kraft Ett strömkraftverk, dvs ett kraftverk utan regleringsbart intagsmagasin, kan normalt sett inte leverera sk prima kraft. Prima kraft är den kraft som man garanterat (eller under minst 95% av året) kan leverera när som helst som behovet finns. Detta beror på att ett strömkraftverk enbart producerar på den aktuella tillrinningen. Ofta är detta inte ett stort problem eftersom det totala kraftproduktionssystemet dels är utspritt geografiskt och därför inte lika känsligt för lokala nederbördsvariationer, dels för att det ingår en mängd olika energislag i kraftproduktionssystemet. 3.10

Höga flöden

Samtidigt som vattenföringen är “bränslet” för vattenkraftsproduktion, utgör vattenföringen i form av höga flöden också ett hot mot kraftstationer och alla andra anläggningar som byggs i och vid vattendrag. Därför måste de hydrologiska utredningarna inte bara behandla tillgängligheten av vatten för produktion, utan även frekvens och omfattning av höga flöden i vattendraget. Hotet från höga flöden beror inte bara på toppflödet i m3/s utan i hög grad även på den vattenvolym som flödet innehåller, dvs på flödeshydrografen.

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

3.10.1 Dimensionerande flöden Om flödet in till en anläggning blir större än vad anläggningen klarar av riskerar anläggningens dammar att haverera, en skada som i sig kan vara allvarligt. Oftast är det dock följderna av en havererad damm som är riktigt katastrofala. När vattnet i reservoaren strömmar ut genom den havererade dammen kan flöden som är flerfalt större än det orsakande högflödet uppstå. Detta vatten bildar så en flodvåg som rör sig nedåt dalgången och som kan orsaka stor ödeläggelse. Kraven på hur höga flöden anläggningarna ska tåla beror på dammarnas riskklassning. Denna riskklassning beror i sin tur på den tillkommande skada som ett eventuellt dammhaveri skulle innebära jämfört med den skada som orsakas av det höga flödet i sig längs dalgången. I Sverige tillämpas ytterligare en klassificering kallad konsekvensklass, och som förutom på den tillkommande skada i samband med höga flöden, även beror av den skada som orsakas av ett ”spontant” dammhaveri. Med detta menas ett haveri som inte orsakas av ett högflöde. Det är viktigt att skilja på dimensionerande flöde och erforderlig avbördningskapacitet, eftersom omfattande dämpning kan ske i reservoarer där en del av inflödet magasineras i form av höjda vattennivåer och vars utflöde fördröjs. För dammar med hög säkerhetsklassning tar man i många länder hänsyn till detta genom att kombinera två skilda kriterier för dimensionerande flöden: (ursäkta Svengelskan) •

Maximum Inflow Design Flood: Anläggningen ska tåla detta flöde utan att få omfattande skador eller utsättas för oacceptabelt stor haveririsk. Däremot accepteras att vattennivån i reservoaren tillfälligt stiger över det normala samt begränsade skador som inte äventyrar dammens säkerhet. Detta flöde bestäms ofta med hydrologisk modellering i syfte att erhålla vad som kallas ”Probable Maximum Flood”

•

Normal Operation Design Flood: Anläggningen ska kunna hantera detta flöde utan att normala driftvillkor överskrids. Varken skador eller tillfällig överdämning accepteras. Detta flöde bestäms ofta med hjälp av frekvensanalys av befintliga flödesserier och utgörs av 1000-års flödet eller liknande.

För dammar med lägre säkerhetsklassning varierar kraven. Normalt accepteras frekvensanalys för bestämning av flödets storlek, och krav på återkomsttid samt hänsyn till dämpning och överdämning tillåts i varierande utsträckning. I tabell 3-3 presenteras typiska krav på dammanläggningar: Tabell 3- 3: Typiska kriterier för dimensionerande flöden

Allvarlighetsgrad

Dimensionerande flöde

Hög

Maximum Inflow Design Flood: PMF, Probable Maximum Flood eller liknande. Alternativt 10.000-års flöde Normal Operation Design Flood: 1000-års flöde

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Måttlig

100- till 1000-års flöde

Låg

Typiskt 100-årsflöde även om formella krav saknas i en del länder.

Med ett 100-årsflöde menas ett flöde som har en årlig sannolikhet på 1/100. Återkomsttiden är således lika med inversen av frekvensen. I nedanstående tabell visas sannolikheten för att händelser med varierande frekvens ska inträffa under en anläggnings livstid: Tabell 3- 4: Frekvens och sannolikhet för olika livslängder

Livslängd

10 år

50 år

100 år

200 år

9,6 %

39 %

63 %

87 %

0,001 (1000)

9,5 %

18 %

0,0001 (10.000)

0,1 %

0,5 %

Frekvens (Återkomsttid) 0,01

(100)

Om vi antar att ett mindre vattenkraftverk planeras för en ekonomisk livslängd av 50 år och dimensioneras för ett högflöde motsvarande 100-års återkomsttid, är det således 39% sannolikhet att detta överskrids under anläggningens livslängd. (Den som tycker detta verkar tillfredställande, kan säga upp brandförsäkringen på huset sitt!) Det ekonomiskt optimala valet av dimensionerande flöde för en enskild dammanläggning, med beaktande av marginalkostnad för tillkommande utskovskapacitet och sannolikheteten för-, och kostnaden av ett eventuellt haveri, är normalt större än ett flöde motsvarande 100 års återkomsttid även för anläggningar i den lägsta allvarlighetsklassen. 3.10.2 Statistisk analys av höga flöden Som tidigare behandlats finns det i huvudsak två metoder att bestämma dimensionerande flöde: •

Statistisk analys av flödesdata

•

Hydrologisk modellering av avrinningsområdet

Frekvensanalys är en statistisk metod för att beräkna sannolikheten för att en händelse ska inträffa baserat på en serie av tidigare händelser. Tekniken för att beräkna flöden som motsvarar olika återkomsttider är tämligen okomplicerad och baseras på årliga högvattenföringar. För frekvensanalys finns av höga flöden används normalt sannolkhetsfördelningen logPearson III, eftersom den hanterar sannolikheter som är osymmetriska kring medelvärdet. Det finns ju en undre fysisk gräns (Q=0) för hur liten vattenföringen kan bli, men knappast för hur stor den kan bli. Skevhetsfaktorn beskriver graden av asymmetri samt om den är positiv eller negativ. Specialfallet att skevheten är noll, ger en symmetrisk sannolikhetsfördelning, som sammanfaller med logNormalfördelningen som fortfarande används. All frekvensanalys är känslig för korta och ickerepresentativa dataserier och fel förstärks när värden för händelser med mycket större återkomsttid än mätseriens längd ska hanteras. LogPearson III och en korrekt bestämning av skevhetsfaktorn är dock känsligare än LogNormal. För att avhjälpa detta används på många håll 64

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

skevhetsfaktorer som bestäms inte bara enligt den matematiska definitionen utifrån mätserien, utan där generell kunskap för skevheten för den aktuella regionen korrigeringar tas med. Frekvensanalysen kan utföras enligt den grafiska metoden då de årliga högflödena plottas efter storleksordning på särskilt papper för detta ändamål. Y-axeln representerar flödesvärdet och x-axeln representerar sannolikheten. Punkterna ska bilda en rak linje som kan förlängas och användas för att extrapolera extremvärden mm. I den analytiska metoden beräknas medelvärde, standardavvikelse samt skevhetsfaktor (för logPearson III-fördelningen) av logaritmen av flödesvärdet. En frekvensfaktor för den sannolikhet/frekvens som önskas läses sedan ur ett diagram och flödesvärdet med denna frekvens beräknas sedan som medelvärdet adderat med produkten av frekvensfaktorn av standardavvikelsen. Båda metoderna beskrivs detaljerat i litteraturen. Som ett illustrativt exempel beräknas flödet med 100 års återkomsttid baserat på både logNormalfördelning och log Pearson III. Följande flödesserie av årliga högvattenföringar beaktas:

Tabell 3- 5: Exempel på årliga högvattenföringar 1970-

Flöde (m3/s)

1980-

Flöde (m3/s)

Metodiken är som följer: 1: Beräkna logaritmen av flödesvärdena 2: Beräkna medelvärdet av logaritmerna 3: Beräkna standardavvikelsen för logaritmerna (3b: Beräkna skevhetskoefficienten) 4: Läs av frekvensfaktorn för den önskade sannolikheten (f = 0,01) 5: Beräkna logaritmen av önskat flödesvärde 6: Omvandla logaritmen till ett flödesvärde Med LogNormalfördelningen erhålls en högvattenföring med 100-års återkomsttid på 83 m3/s, och med LogPearson III-fördelningen blir resultatet 103m3/s, nästan 25% högre. Är något värde mer realistiskt än det andra? Detta exempel illustrerar att, även om metoderna är enkla att applicera, behövs erfarenhet och ingenjörsmässigt omdöme för att avgöra vilken metod som bör användas och hur tillförlitliga resultaten är.

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

3.10.3 Hydrologisk modellering av avrinningsområdet Att ta fram ett dimensionernade flöde med hjälp av hydrologisk modellering inkluderar att kartlägga möjliga nederbördsmängder, variationer i avbördningsområdets karaktär, snösmältningsintensitet, flödesdämpning fram till betraktad anläggning mm. Det finns detaljerade riktlinjer för detta och i olika länder tillämpas delvis olika metoder. Det har är ett arbete som hör hemma hos de verkliga experterna.

Bild 3- 17: Komponenter i en hydrologisk modell

Små vattenkraftverk – En handbok

3.11

ESHA 2004

Litteraturförteckning

1. José Llamas, “Hidrología General. Principios y Aplicaciones”. Servicio Editorial de la Universidad del País Vasco, 1933. 2. ISO 1100-1: 1996 “Measurement of liquid flow in open channels. Part 1: Establishment and operation of a guaging station”. 3. ISO/DIS 110-2 “Measurement of liquid flow in open channels – Part 2: Determination of the stage-discharge relation” (revision of ISO 1100-2: 1982). 4. ISO 2537: 1988 “Liquid flow measurement in open channels – Rotating element currentmeters”. 5. ISO 955-1: 1994 “Measurement of liquid flow in open channels – Tracer dilution methods for the measurement of steady flow – Part 1: General”. 6. ISO 3846: 1989 “Liquid flow measurement in open channels by weirs and flumes – Rectangular broad-crested weirs”. 7. ISO 3847: 1977: “Liquid flow measurement in open channels by weirs and flumes – End-depth method for estimation of flow in rectangular channels with a free overfall”. 8. ISO 4359-1983 “Liquid flow measurement in open channels: Rectangular, trapezoidal and Ushaped flumes”. 9. ISO 4360: 1984 “Liquid flow measurement in open channels by weirs and flumes – Triangular profile weirs”. 10. ISO 4362: 1992 “Measurement of liquid flow in open channels – Trapezoidal profile”

Av Jonas Rundqvist (ISAB Dammar & Kraft), Bernhard Pelikan (ÖVFK), Vincent Denis (MHyLab) and Celso Penche (ESHA)

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

KAPITEL 4: FÄLTUNDERSÖKNINGAR

INNEHÅLL: 4

Fältundersökningar..................................................................................................................... 70 4.1

Inledning ............................................................................................................................70

4.2

Grundläggning av vattenkraftskonstruktioner ...................................................................70

4.3

Kartografi ...........................................................................................................................70

4.4

Geotekniska undersökningar..............................................................................................71

4.4.1

Undersökningsmetoder ..............................................................................................71

4.4.2

Undersökningsmetodik: Ett praktikfall......................................................................72

4.5

Att lära av misstag..............................................................................................................80

BILDFÖRTECKNING Bild 4- 1: Schematisk bild av en vattenkraftsanläggning (El Cordiñanes) ........................................72 Bild 4- 2: Överfallsdammens omgivningar........................................................................................73 Bild 4- 3: Tvärsnitt av den kolluviala formationen............................................................................73 Bild 4- 4: Geomorfologisk representation av kanaldragningen .........................................................74 Bild 4- 5: Höger slänt vid kanalen .....................................................................................................74 Bild 4- 6: Lokal instabilitet vid schaktningsarbeten ..........................................................................75 Bild 4- 7: Befintligt sliding scarp vid arbetenas påbörjande..............................................................75 Bild 4- 8: Vy över den kolluviala formationen där tunneln är dragen...............................................76 Bild 4- 9: Geologiska formationer vid tunnelläget ............................................................................76 Bild 4- 10: tunnelns tvärsnittsform med betonglining .......................................................................77 Bild 4- 11: Tunneln delvis färdigställd ..............................................................................................78 Bild 4- 12: Tunnelförstärkning krosszon ...........................................................................................78 Bild 4- 13: Tunnelförstärkning huvuddel av tunnel...........................................................................79 Bild 4- 14: Exempel på krosszon för La Rienda-tunneln...................................................................79

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bild 4- 15: Schematisk bild av jetgrouting ........................................................................................80 Bild 4- 16: Haveri för tilloppskanalen vid Ruahihi............................................................................81 Bild 4- 17: Var är kanalen? ................................................................................................................82 Bild 4- 18: Intagsbassängen vid La Marea.........................................................................................83 Bild 4- 19 Vy av vattenkraftsanläggningen La Marea.......................................................................84 Bild 4- 20: Plan vy av vattenkraftsanläggningen La Marea...............................................................84 Bild 4- 21: Överfallsdamm som underminerats av strömmande vatten.............................................85 Bild 4- 22: Överfallsdamm som underminerats av strömmande vatten.............................................85 Bild 4- 23: Kanal ödelagd av upptryck ..............................................................................................86

Små vattenkraftverk – En handbok

FÄLTUNDERSÖKNINGAR1

4.1

Inledning

ESHA 2004

Tillräcklig fallhöjd och flöde är nödvändiga förutsättnmingar för vattenkraft. Lokaliseringen av ett vattenkraftverk till en plats är således villkorad till att bägge uppfylls. I kapitel 3 visas metodologier för att utvärdera tillgängligheten av tillräcklig vattenföring, samt hur fallhöjden bestäms för olika flödesförhållanden. Även om båda vattenföring och fallhöjd är gynnsamma för en vattenkraftsutbyggnad måste den valda platsen undersökas med avseende på geoteknik. Detta ger vid handen om platsen är lämplig för dammkonstruktioner och i sådana fall vilka typer av konstruktioner som kan vara lämpliga på platsen. Tekniken för fältundersäkningar är inne i en revolutionerande process, där datorer, satellitstödd inmätning och induktiva mätmetoder förbättras i rask takt. 4.2

Grundläggning av vattenkraftskonstruktioner

Grundläggning av vattenkraftskonstruktioner ska normalt ske på plana ytor, med tillräckliga omgivande släntlutningar utan stabilitetsproblem. Det finns ett antal programvaror utvecklade för att utvärdera släntstabilitet allt från komplexa tredimensionella modeller till enklare tvådimensionella ansatser. Antalet missöden i form av släntras eller instabilitetsproblem särskilt för tunnlar och kanaler är så stort att geotekniska fältundersökningar bör utföras redan tidigt under projektutvecklingsfasen. Dammen och magasinssidorna kan påverkas av instabilitet i ytliga formationer. En varierande magasinsnivå kan förstärka sådana instabilitetsfenomen. Längs en kanalsträckning kan geologiska faktorer påverka valet av kanaldragning, och släntsabliliteten kan också påverkas negativt av schakt i slänten samt eventuellt utläckande vatten från kanalen. 4.3

Kartografi

I den industrialiserade världen finns ett omfattande kartmaterial tillgängligt. Inom EU har snart hela territoriet digitaliserats och kartor till så stor skala som 1:5 000 finns tillgängliga för stora områden. I utvecklingsländer kan man å andra sidan vara glad att finna kartor till skala 1:25 000. Flygfoton kan i viss mån ersätta kartor. Till skillnad från kartor saknar flygfoton en fast bestämd skala. Bilderna distorteras också av linsfel, kameraaxelns lutning samt av markens topografiska relief. Flygfoton har en fördel i att de kan utvärderas stereoskopiskt, vilket kan tillåta en geolog att tolka geologiska strukturer och förhållanden av betydelse för vattenkraftkonstruktionerna. Flygfotona kan också kodas och bindas till ett koordinatsystem och ortorektifieras med hjälp av inmätta kontrollpunkter i terrängen. Upplösningar ner till 0,3-1m kan uppnås. Med detta underlag kan lämplig lokalisering av dammar, intag, kanaler tunnelsträckningar bestämmas med tillräcklig noggrannhet för de första skedena i projektet.

Små vattenkraftverk – En handbok

4.4

ESHA 2004

Geotekniska undersökningar

Geotekniska fältundersökningar ställer sig kostsamma jämfört med de inledande “skrivbords”studier som bedrivs. Av denna anledning väntar man ofta med dessa i det längsta, och försöker hålla omfattningen av dessa undersökningar så begränsad som möjligt. Tyvärr kan ett sådant förhållningssätt många gånger visa sig ödesdigert. Den som tycker att kompetens och ett gediget undersökningsarbete är dyrt kan finna tröst i att frånvaron av dessa så gott som alltid visar sig betydligt mer kostsamt, vilket kommer att illustreras av några fallstudier i slutet på detta kapitel. För en första ansats finns ofta geologiska förutsättningar dokumenterade i kartform. Den generella information som ges av dessa kartor måste dock bekräftas i fältstudier. 4.4.1 Undersökningsmetoder Inom geologin finns ett stort antal metodiker för att bestämma de geologiska förhållandena för en tänkt plats för ett kraftverk. Följande metoder är kanske mest förekommande: Fotogeologi. Fotogrammetri kan medge att en geolog kan uttolka bergarter, geologiska strukturer och eventuella stabilitetsproblem för slänter och liknande. Geomorfologiska kartor. Resultatet av fältundersökningar, uttolkning av flyfoton etc ritas lämpligtvis in på kartor där även de olika konstruktionernas läge anges. Här kan de olika geologiska förhållandenas påverkan på konstruktionerna beskrivas, för att göra informationen lättillgänglig för inblandade parter. Laboratorieförsök. Traditionella laboratorieförsök såsom jordartsklassificering, kornstorleksgradering triaxialförsök etc kan utföras och resultaten införas i ovantående kartor. Geofysiska undersökningar. Markradar, refraktionsseismik och konduktivitetsmätningar kan kompettera bilden av ytligare formationer. Strukturell geologisk analys. Även om detta kanske inte ingår under begreppet fältundersökningar, kan uttydandet av bergformationer, veckningsmönster svaghetszoner etc ge inblick i potentiella stabilitetsproblem i magasinet, tänkta tunneldragningar etc. Direkta undersökningar, provborrning. Bland dessa kan nämnas kartering av borrkärnor, hållfasthetsprov av borrkärnor och jordprover, permeabilitetsmätningar som Lugeontest mm.

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bild 4- 1: Schematisk bild av en vattenkraftsanläggning (El Cordiñanes)

4.4.2 Undersökningsmetodik: Ett praktikfall En kort redogörelse för de geotekniska undersökningarna för vattenkraftsprojektet El Cordiñanes beläget i Central Massif of Picos de Europa (Leon, Spanien) ger en uppfattning av omfattningen av dessa. Bild 4-1 visar utformningen av anläggningen, som omfattar: •

En 11.5 m hög överfallsdamm

•

Ett magasin med volymen 60 000 m3

•

En tilloppskanal med längden 2475 m. ( varav 776 m i tunnel)

•

En intagsbassäng nedströms tunneln

•

En 650m lång tilloppstub med 1.4 m diameter och 190m fall.

•

En kraftstationsbyggnad

4.4.2.1 Överfallsdammen Bild 4-2 visar lokaliseringen av överfallsdammen och hur de geologiska formationerna är distinkt annorlunda på respektive dalsida: Vänster dalsida är brant och följer den nästan vertikalt stupande skifferformationen Höger dalsida är flackare och består av en formation av kolluvium.

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bild 4- 2: Överfallsdammens omgivningar Bild 4-3 visar hur sammansatt den kolluviala formationen är. Borrhål B-1 (sondeo B-1) visar att det existerar en terass av alluvium under den kolluviala formationen. Dessa skikt har olika karaktäristika för grundläggning av överfallsdammen.

Bild 4- 3: Tvärsnitt av den kolluviala formationen

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bild 4- 4: Geomorfologisk representation av kanaldragningen 4.4.2.2 Tilloppskanalen Bild 4-4 visar en geomorfologisk representation av kanaldragningen. Två enskilda större zoner med potentiell instabilitet återfinns på hööger sida av vattendraget. Bild 4-5 och 4-6 visar kanalsidans utseende samt lokala instabilitetsproblem som uppkom under schaktningsarbetena. Bild 4-7 visar ett av flera släntbrott vid arbetenas påbörjande.

Bild 4- 5: Höger slänt vid kanalen

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bild 4- 6: Lokal instabilitet vid schaktningsarbeten Grundläggningen av kanalen bör uppfylla två kriterier: •

Stabilitet: Kanaler är stela och tål små deformationer.

•

Dränerande. Kanaler tål inte upptryck.

De geotekniska undersökningarna för utformas för att bekräfta att dessa två förutsättningar är uppfyllda. Undersökningarna bör utmynna i rekommenadtioner rörande eventuella åtgärder som garanterar dessa villkors uppfyllande.

Bild 4- 7: Befintligt släntbrott vid arbetenas påbörjande

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bild 4- 8: Vy över den kolluviala formationen där tunneln är dragen 4.4.2.3 Tilloppstunneln Tunnelkonstruktionen måste uppfylla följande villkor: •

Schaktarbetet måste anpassas till de omgivande geologiska formationer som tunneln genomkorsar.

•

Tunneln måste vara stabil och vattentät.

För att dessa villkor ska kunna uppfyllas måste de geologiska förhållandena där tunneln ska dras vara kända i detalj.. Bild 4-8 visar det kolluvium där tunneln löper. Bild 4-9 visar en genomskärning av de geologiska formationer där tunneln är dragen, och bild 4-10 visar tunnelns slutliga tvärsnittsform efter att betongliningen kommit på plats.

Bild 4- 9: Geologiska formationer vid tunnelläget

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bild 4- 10: tunnelns tvärsnittsform med betonglining Schaktarbetena för tunneln var mycket komplicerade till följd av den stora variationer hos de block som bildar formationen. Dessa varierade i storlek från mindre sten till block på ett par kubikmeter. Traditionell sprängning och lastning var utesluten. Specialutrustning som tunnelborrmaskiner och head-cutters etc oanvändbar. Schaktningen fick utföras meter för meter, med försiktig sprängning av större block för att dessa skulle kunna lastas ut. (Bild 4-11). Utförandet av betongliningen var också svårt. Zon 2 i bild 4-12 fylldes med betonginjektering.I själva verket fylldes även utrymmet mellan omkringliggande block, vilket stabiliserade den omgivande “bergmassan” Eftersom marken var mycket genomsläpplig anordnades dränering för att undvika yttre vattentryck. Tunnelbyggande i berg måste ta hänsyn till två viktiga faktorer:: •

Bergartsvariationen schaktningsmetod.

•

Bergmassans strukturella stabilitet längs dragningen. Även om bergmassan består av samma bergart genom hela tunneldragningen, kommer bergmassan inte att vara homogen med avseende på sprickbildning, svaghetszoner spänningsbild mm.

längs

tunnelsträckan,

vilket

kan

avgörande

påverkan

på

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bild 4-14 visar en krosszon som återfanns i La Rienda-tunneln, den andra delen av tunnelsystemet i El Cordiñanes-projektet. Berget i krosszonen reagerar naturligvis helt annorlunda på den spänningsomlastning som sker när tunnelsektionen tas ut. Genom att vetskap om denna svaghetszon fanns i förväg kunde eventuella incidenter undvikas. Som bild 4-12 och 4-13 visar utfördes tunnelförstärkningen helt annorlunda i denna zon.

Bild 4- 11: Tunneln delvis färdigställd

Bild 4- 12: Tunnelförstärkning krosszon

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bild 4- 13: Tunnelförstärkning huvuddel av tunnel

Bild 4- 14: Exempel på krosszon för La Rienda-tunneln

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Om kraftstationsbyggnaden anläggs på berg, rensas grunden ner till friskt berg, för att avlägsna vittrat ytligt berg. Om grundläggning av kraftstationsbyggnaden är tänkt att utföras på jord, måste grundförstärkning utföras. Det finns i huvudsak två metoder för detta nämligen cementinjektering och sk jetgrouting. Den mer traditionella cementinjekteringen är problematisk när grundläggningsmaterialet är väldigt heterogent och mycket genomsläppligt. Vid sådana förhållanden har jetgrouting använts med framgång. En liknande metod, stabilisering med kalkpelare, har blivit populär i samband med grundförstärkning vid vägbyggen. Denna senare metod är mindre kostsam, men bör kanske övervägas noga innan den tillämpas i vattenkraftssammanhang. risken för urlakning och bortspolning av kalken torde vara överhängande. Bild 4-15 illustrerar resultatet av jetgrouting vid grundförstärkning för en kraftstationsbyggnad.

Bild 4- 15: Schematisk bild av jetgrouting 4.5

Att lära av misstag

Två välkända experter, Bryan Leyland från Australien och Freddy Isambert från Frankrike presenterade artiklar på temat ”lära av misstag” vid HIDROENERGIA-konferensen i Milano 1995. Leyland citerade Winston Churchill – “den som ignorerar historien är dömd att upprepa den” – och hävdade att den som inte vill upprepa andras misstag måste studera dessa och förstå orsakerna

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

bakom misstagen. Isambert hävdade att “fallstudier har visat att mängder av mindre vattenkraftverk har havererat därför att de konstruerats, uppförts eller underhållits undermåligt”. Professor Mosony skrev i ESHA Info nr. 15 att; “en ärlig och öppen diskussion om misstag är nödvändigt om vi ska lära oss av misstag och undvika att de upprepas”. Vi kan också citera Marcus Tullius Ciceron (106-43 BC) “Alla människor kan begå misstag, men bara en idiot framhärdar i att upprepa dem”. Från redogörelser av misstag som presenterades vid ovan nämnda konferens tillsammans med över 50 andraf fallbeskrivningar hämtade från ASCE-publikationen “Lessons Learned from the Design, Construction and Operation of Hydroelectric Facilities”, återges följande nedan. De illustrerar vikten av utförligt genomförda utredningar och studier.

Bild 4- 16: Haveri för tilloppskanalen vid Ruahihi

Haveri för tilloppskanalen vid Ruahihi, Nya Zeeland Ruahihi vattenkraftsstation bestod av bl.a. en 2000m lång tilloppskanal längs ena dalsidan fram till tilloppstubenn. Kanalen hade anlagts i soft ignimbrite (aska från vulkanutbrott) och tätats med en typ av vulkanisk lera. Den bruna askan torkade och krackelerade under byggnadstiden, men till följd av askans speciella karaktär förblev sprickorna öppna även efter det att askan åter blötlagts vid kanalfyllning. Kanalvattnet läckte således ner i underliggande ignimbrit. När läckagen observerades vid dalgångens nedre del dränerades dalsidan med perforerade dränagerör som infördes vid släntfoten.

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Detta dolde problemet samtidigt som problemen förvärrades. Rören kanaliserade nämligen läckaget som var materialförande och gradvis byggdes stora håligheter i ignimbriten upp.

Bild 4- 17: Var är kanalen? Dagen efter att anläggningen invigdes havererade tilloppskanalen plötsligt. Bild 4-17 visar haveriets omfattning. Lärdomen av detta exempel är: •

Vulkaniska material är nyckfulla och har egenskaper som ofta är mindre önskvärda;

•

När läckage i form av uppvattningar upptäcks nedanför en kanal, reservoar eller liknande. Analysera grundorsaken och åtgärda denna. Sedan försvinner också symptomen.

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bild 4- 18: Intagsbassängen vid La Marea Kanalhaveri vid La Marea (Spanien) Vattenkraftsanläggningen La Marea innehåller bl.a en intagsdamm varifrån en tilloppskanal av leder vattnet via en tunnel och tub tillkraftstationen. Uppströms tunneln är kanalen rektangulär och byggd av armerad betong, medan kanalen nedströms tunneln är grävd och kanalsidorna tätade med en blandning av sand och lera, vilket sedermera skulle visa sig ödesdigert då tillräcklig vattentäthet inte uppnåddes. Kanalen har anlagts på en brant sluttning av vittrad sandsten. Omedelbart efter det att stationen tagits i drift började vatten läcka ut från kanalen. Den blöta sandstenen klarade inte skjuvpåkänningarna och ett skred förde med sig delar av kanalen och dalsidan ner till floden. Kanalen byggdes om vid sektionen för skredet, för att något senare utsättas för ett nytt skred, denna gång längre nedströms. Efter detta ersattes den skadade kanalen med en ståltub under en sträcka av omkring 200m, som fram till dags dato har fungerat tillfredställande. Detta fall lär oss att: •

Vittrad sandsten är skredbenägen, särskilt för släntlutningar brantare än 35º .

•

Kanaler ska vara vattentäta, alternativt ska de dräneras väl så att omgivande terräng inte vattenmättas.

•

Att istället för en kanal välja att föra vattnet i tub vid sektioner med branta sidoslänter kan vara ett bra alternativ.

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bild 4- 19 Vy av vattenkraftsanläggningen La Marea

Bild 4- 20: Plan vy av vattenkraftsanläggningen La Marea Läckage under en överfallsdamm (Frankrike) Detta fall behandlar en mindre överfallsdamm/intagsdamm som leder in vatten till en 600kW vattenkraftsanläggning bestående av en tilloppskulvert, en tilloppstub samt kraftstation. Mindre läckage och uppvattningar vid överfallsdammen hade observerats av driftpersonalen under en tid. Intagsmagasinet tömdes och dammgrundläggningen frilades genom utschaktning. Det uppdagades då att en strömningsväg hade öppnats under dammen som var grundlagd på friktionsmaterial. Hade läckaget fått fortsätta hade så småningom dammen undergrävts och havererat. (Bild 4-21 och 4-22) Av detta fall kan vi lära oss att genvägar i geotekniska undersökningar, konstruktionsutformning samt utförande kan vara ödesdigra.

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bild 4- 21: Överfallsdamm som underminerats av strömmande vatten.

Bild 4- 22: Överfallsdamm som underminerats av strömmande vatten. Kanalhaveri i en lågfallsanläggning Tilloppskanalen som är 5m bred och 500m lång, följer nära inpå vattendragets sida. Vattendraget var känt för dess plötsliga högflöden. En dag inträffade ett sådant högt flöde medan kraftstationen tillika med kanalintaget var avstängt. Kanalen hade då närapå torrlagts av läckage. Med högflödet steg vattennivån omkring kanalen vilken förstördes av de höga upptrycken. (Bild 4-23) 85

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bild 4- 23: Kanal ödelagd av upptryck Det finns många fler exempel som visar konsekvenserna av bristfällig utformning och expertis vid uppförandet av vattenkraftverk. Dessa exempel visar en hel flora av förhållanden som kan leda till haveri och ödeläggelse. I många av dessa exempel är det pinsamt uppenbart att många av dessa anläggningar utformats och uppförts av företag utan tillräcklig kunskap och erfarenhet. Att anlita sådana företag ger kanske attraktiva offerter, men tyvärr kan det vara det enda attraktiva med företaget.

Av Luigi Papetti (Studio Frosio), Jonas Rundqvist (ISAB Dammar & Kraft) och Celso Penche (ESHA)

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

KAPITEL 5: VATTENBYGGNAD INNEHÅLL:

Vattenbyggnad ........................................................................................................................... 90 5.1

Inledning ............................................................................................................................90

5.2

Dammar..............................................................................................................................90

5.2.1

Fyllningsdammar .......................................................................................................92

5.2.2

Betongdammar ...........................................................................................................93

5.2.3

Andra dammtyper ......................................................................................................95

5.2.4

Laster och stabilitet för betongdammar .....................................................................96

5.2.5

Dammsäkerhet ...........................................................................................................97

5.3

Utskov och överfallsdammar .............................................................................................98

5.3.1

Överfallströsklar.........................................................................................................99

5.3.2

Utskov med dammluckor .........................................................................................101

5.3.3

Andra utskovsanordningar .......................................................................................101

5.4

Energidödning nedströms utskov.....................................................................................105

5.5

Kraftstationsintag .............................................................................................................105

5.5.1

Allmänt.....................................................................................................................105

5.5.2

Typer av intag ..........................................................................................................106

5.5.3

Strömningsförluster..................................................................................................109

5.5.4

Grindar .....................................................................................................................110

5.5.5

Virvelbildning ..........................................................................................................113

5.6

Luckor och ventiler ..........................................................................................................114

5.7

Kanaler .............................................................................................................................116

5.7.1 5.8

Utformning och dimensionering ..............................................................................116

Tilloppstuber ....................................................................................................................118

5.8.1

Utformning och materialval .....................................................................................118 87

Små vattenkraftverk – En handbok

5.8.2

ESHA 2004

Dimensionering av tuber..........................................................................................120

BILDFÖRTECKNING: Bild 5- 1: Fyllningsdamm med moräntätkärna ..................................................................................93 Bild 5- 3: Exempel på valvdamm ......................................................................................................95 Bild 5- 4: Exempel på utformning av enkel- och dubbelkrökt valvdamm.........................................95 Bild 5- 5: Exempel på murverksdamm ..............................................................................................96 Bild 5- 6: Exempel på timmerdammar...............................................................................................96 Bild 5- 7: Laster på betongdammar....................................................................................................97 Bild 5- 8: Haveri vid mindre damm, brott och konsekvens ...............................................................98 Bild 5- 9: Utskov med och utan luckor ..............................................................................................99 Bild 5- 10: Avbördningskapacitet för överfall.................................................................................100 Bild 5- 11: Exempel på tröskelutformningar ...................................................................................100 Bild 5- 12: Avbördning för utskov med luckor ...............................................................................101 Bild 5- 13: Exempel på tröskelsarger...............................................................................................102 Bild 5- 14: Uppblåsbar gummidamm ..............................................................................................102 Bild 5- 15: Tröskelsarg som manövreras med tryckluft och gummiblåsor......................................103 Bild 5- 16: Exempel på nödutskov: Hydroplus fusegates................................................................103 Bild 5- 17: Schematisk utformning av hävertutskov .......................................................................104 Bild 5- 18: Schematisk utformning av tornutskov ...........................................................................104 Bild 5- 19: Labyrintöverfall .............................................................................................................105 Bild 5- 20: Faktorer för val av intagsutformning.............................................................................106 Bild 5- 21: Sekundärströmning i flodkrökar ....................................................................................107 Bild 5- 22: Exempel på intagsutformning........................................................................................108 Bild 5- 23: Det ”Franska” resp. "Tyrolska" intaget ........................................................................109 Bild 5- 24: Kraftintag.......................................................................................................................110 Bild 5- 25: Beräkning av grindförluster...........................................................................................111 Bild 5- 26: Exempel på länsar..........................................................................................................112

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bild 5- 27: Exempel på grindar och grindrensning..........................................................................112 Bild 5- 28: Djup vid intag, schematisk bild .....................................................................................114 Bild 5- 29: Trottel- resp. kulventil ...................................................................................................115 Bild 5- 30: Schematisk bild av en tubsektion ..................................................................................118 Bild 5- 31: Utformning av skarvar...................................................................................................119 Bild 5- 32: Grafisk redovisning av kostnad för tilloppstub .............................................................121

TABELLFÖRTECKNING Tabell 5- 1: Mannings tal för olika material ....................................................................................117 Tabell 5- 2: Areakonstanter för olika kanalutformningar ................................................................117

Små vattenkraftverk – En handbok

VATTENBYGGNAD1

5.1

Inledning

ESHA 2004

En vattenkraftsanläggning består av en rad olika byggnadsdelar som måste utformas och anpassas till lokala förutsättningar och fås att fungera tillsammans som en enhet. Hur de ingående byggnadsverken utförs beror också mycket på lokala traditioner och kunskaper. Några av de dominerande byggnadsverken i en vattenkraftsanläggning är: •

Damm och intag o Damm o Utskov, med energidödning o Fisktrappa o Anordning för minimitappning

•

Tilloppssystem o Intag o Kanaler o Tunnlar o Tuber o Stationsbyggnad

Konstruktionsprinciper och vanliga utföranden för dessa konstruktioner beskrivs i viss detalj nedan. 5.2

Dammar

Dammars huvudfunktion är vanligen att leda in vattnet från vattendraget och in till tilloppssystemet och slutligen kraftstationen, men dammar kan också ha andra funktioner. De kan användas för att öka fallhöjden och för att skapa magasinskapacitet. De kan också ha en rent miljövårdande funktion, som tex spegeldammar som är anlagda för att hålla uppe vattennivån i ett vattendrag. De kan också ha en skyddande funktion för att undvika översvämningar i samband med höga flöden. Sådana dammar byggs ofta längs vattendragets sidor, och benämns invallningar. Dammar kan alltså klassificeras efter deras funktion, men vanligare i vattenkraftssammanhang är att dammar klassificeras efter hur de är byggda i fyllnings- resp betongdammar. Vilken typ av dammkonstruktion som är lämplig beror på en mängd faktorer, där geotekniska och topografiska aspekter kanske är de viktigaste. Många gånger medger de lokala förutsättningarna ett ganska fritt val av dammtyp, och då kommer dammbyggnadstraditionen i landet att avgöra valet. Om tex friskt berg inte återfinns på rimligt djup, är stela konstruktioner såsom betongdammar svåra, och fyllningsdammar istället att föredra. I trånga dalgångar kan det vara svårt att finna plats för friliggande utskov och kraftintag, och fyllningsdammar kan därför vara besvärliga att orientera. I

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

sådana fall har betongdammar en fördel i det att utskov och kraftintag med fördel integreras i själva dammkroppen. I de nordiska länderna har inlandsisen gett oss dalgångar som är vida och täta moränmaterial i överflöd. Således är det inte förvånade att fyllningsdammar med tätkärna av morän utgör en överväldigande majoritet bland våra större kraftverksdammar. På många andra håll är förhållandena snarast de omvända med trånga branta dalgångar, och frånvaro av stora mängder jord med egenskaper lämpliga för tätkärnor. Internationellt anses en damm vara ”liten” när dammhöjden understiger 15m, krönlängden är mindre än 500m samt magasinsvolymen understiger 1 000 000m3. Huruvida en damm är ”stor” eller ”liten” enligt denna definition är mindre viktigt i Sverige, men internationellt kan det ha betydelse för de administrativa processer som är förknippade med tillståndsgivning. Fyllningsdammars fördelar är bl.a. att: • • •

De kan anpassas till en rad olika grundläggningsvillkor. De kan byggas av en stor mängd olika naturliga material som därför ofta kan återfinnas i närhet av byggplatsen Byggprocessen är kontinuerlig och mekaniserad

Bland fyllningsdammars nackdelar kan nämnas att de är mycket sårbara vid överströmning, de är dessutom känsliga för inre läckage och medföljande erosion, vilka kan vara svåra att upptäcka. Detta visar sig i en förhållandevis hög dödlighet i unga år för denna dammtyp jämfört med betongdammar. De starka sidorna hos betongdammar är: •

De passar för varierande topografiska förhållanden, dvs i trånga dalgångar såväl som i vidare dalgångar, förutsatt att grundläggningen kan ske på friskt berg.

•

De är måttligt känsliga för överströmning

•

Utskov och intag kan med fördel integreras i själva dammkroppen.

•

Utrymmen för dränage och övervakning kan enkelt anordnas i dammkroppen.

•

Kraftstationen kan integreras med dammen och placeras direkt vid dammtån.

Betongdammar har svaga sidor som motsvarar de starka sidorna hos fyllningsdammar, nämligen: • •

De ställer höga krav på grundläggning. Tillverkningsprocessen är okontinuerlig och arbetskraftsintensiv. Sten och grusmaterial måste processas för att kunna användas, vilket leder till höga kostnader.

Internationellt har både fyllningsdammar och betongdammar utvecklats sedan dammar slutade byggas i Sverige. Bland de mer prominenta nya dammtyperna förtjänar kanske stenfyllningsdammen med betongdäck samt betongdammen av gravitationstyp utförd med 91

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

vältkompakterad betong (RCC) ett särskilt omnämnande. Den förstnämnda kallas internationellt för Concrete Faced Rockfill Dam (CFRD) och eliminerar flera av de gängse svaga punkterna med fyllningsdammar med tätkärna, genom att känsligheten för läckage och inre erosion försvinner, samtidigt som behovet av ett lämpligt naturligt material för tätkärnan försvinner. Innovationen med vältkompakterad betong, är att byggprocessen för dessa gravitationsdammar blir högt mekaniserad och kontinuerlig och använder utrustning som vanligtvis förknippas med vägbyggen för placering och bearbetning av betongmassan. Nyare dammar av storlek utförs nästan alltid som någon av dessa två typer. 5.2.1 Fyllningsdammar Fyllningsdammar kan delas in i tre undergrupper: Homogena fyllningsdammar: Nya ”homogena” fyllningsdammar utförs nästan aldrig helt homogena, eftersom, för dammsäkerhetsskäl, någon typ av dränage av dammkroppen så gott som alltid utförs. Dessa dammar används för små dammhöjder (<4m) och ofta som sekundärdammar. Fyllningsdammar med tätkärna: Dessa används för dammhöjder från 4m och uppåt. Bild 5-1 visar en tvärsektion genom den övre delen av en fyllningsdamm med tätkärna. I teorin finns väl beprövade kriterier för utformning av dessa dammar och deras olika komponenter. För att dessa ska bli ekonomiska måste dock naturliga, på platsen tillgängliga material användas. För tätkärna och stödfyllning finns normalt bra material, för filterlagren kan det vara annorlunda. Att processa material till filtren är kostsamt, därför kommer det att finnas ett tryck från dammägaren och entreprenören att använda naturliga material så långt det är möjligt. Detta ställer stora krav på konstruktören, som måste göra dessa avvägningar under stor press. Fyllningsdammar med membrantätning: Dessa dammar har en bärande dammkropp av fyllnadsmassor, medan tätningen sker i ett tunt skikt, ett membran. Membranet kan vara av betong antingen som en lutande skiva på uppströmsslänten (CFRD) eller betongmur vertikalt i dammens centrum. Det kan även bestå av en centralt placerad asfaltkärna (norsk variant) Membranet kan också vara i form av en tätspont som slås i en tätkärna. En fjärde, delvis obeprövad variant är att använda tätning i form av plastduk på uppströmsslänten.

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bild 5- 1: Fyllningsdamm med moräntätkärna Fyllningsdammar klassificeras ofta efter jordfyllningsdamm eller stenfyllningsdamm.

materialet

stödfyllningen

som

antingen

5.2.2 Betongdammar Betongdammar brukar delas in efter deras statiska verkningssätt i följande tre grupper: Gravitationsdammar: Dessa dammar är helt beroende av sin egenvikt för stabilitet. Tvärsektionen hos dessa dammar är i princip triangulär med vertikal uppströmsyta och en nedströmsyta som lutar 1:0,8 (V:H) för att ge tillräcklig stabilitet och spänningsfördelning i grundläggningssnittet. Dimensionering inkluderar stabilitetsanalys med avsende på glidning och stjälpning, spänningskontroll samt temperaturförlopp hos nygjuten betong för att undvika oönskad sprickbildning mm. Bild 5-2 (vänster foto) visar en gravitationsdamm av RCC-typ. Notera den karaktäristiska trappformade nedströmnytan. Lamelldammar: Dessa dammar består av en rad självbärande sektioner (lameller) med en uppströmsvägg mot vattenkroppen som stödjer sig på en centralt placerad pelare. Dessa lameller står sida vid sida så att uppströmsväggen synbarligen blir kontinuerlig, men samverkar inte statiskt. I länder med kallare klimat kan väggen mot reservoaren utsättas för minusgrader och påfrysning av vatten mot uppströmsytan. Eftersom betongen är vattenmättad finns risk för frysskador och avskalning till följd av frostsprängning. För att minska dessa problem utförs ofta dammarna klimatskyddade med ett uppvärmt avskilt utrymme nedströms lamelldammens frontmur. Ett sådant utförande är också vanligt vid de få valvdammar som förekommer i norden. Bild 5-2, höger foto visar ett exempel på en lamelldamm. Notera att strukturellt är även utskovspartiet uppbyggt som en lamellkonstruktion.

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bild 5- 2: Gravitationsdamm (RCC) och lamelldamm Valvdammar: Dessa dammar bär upp den horisontella vattenlasten genom att föra över den till dalgångens sidor genom s.k.valvverkan, snarare än till dammens grundläggning. Valvdammar kan utföras som enkelkrökta dammar, dvs de har konstant krökning över hela dammhöjden, eller de kan utföras som dubbelkrökta valvdammar, vilket innebär att den horisontella krökningsradien varierar över dammens höjd. Enkelkrökta valvdammar utsätts, tvärtemot hur de är ”avsedda” att fungera, för omfattande krafter i vertikalled. Detta beror på att deformationen av dammen tenderar att vara låg i över och underkant av dammkroppen. I nederkant för att dammen är förankrad vid berggrunden och där kan betraktas som fast inspänd. I överkant därför att vattenlasten går mot noll, och faktiskt är noll over vattenlinjen. I mellanregionen är vattenlasten stor dammkroppen tenderar att pressas samman vilket leder till en translation nedströmsåt. Detta medför att enkelkrökta valvdammar måste armeras kraftigt. Den dubbelkrökta valvdammen däremot kan utformas så att den enbart utsätts för tryckkrafter i alla riktningar och i alla punkter. Detta kräver att den horisontella krökningsradien varieras över dammhöjden, vilket leder till en krökt sektion även i vertikalled. Valvdammar är strukturellt effektiva och reducerar avsevärt erforderlig mängd betong. De kräver däremot gynnsamma topografiska och geotekniska förhållanden. I bild 5-3 visas ett exempel på en valvdamm, och i bild 5-4 visas exempel påhur enkel- respective dubbelkrökta valvdammar kan utformas geometriskt.

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bild 5- 3: Exempel på valvdamm

Bild 5- 4: Exempel på utformning av enkel- och dubbelkrökt valvdamm 5.2.3 Andra dammtyper En variant av betongdammarna är utskovsdammen, som kan utföras med ett fritt överfallskrön alternativt vara utrustad med utskovsluckor. En utskovsdamm med stora utskovsöppningar i förhållande till dammhöjden utformas normalt som en lamellkonstruktion där utskovspelarna bär stora delar av vattentrycket. Är utskovsöppningarna små i förhållande till dammhöjden, utförs dammen ofta som en gravitationsdamm. En äldre dammtyp som knappast byggs idag men som fortfarande återfinns i stort antal i södra och mellersta Sverige är murverksdammen. Dessa dammar byggdes i den tidiga industrialiseringens år, innan betongen gjorde sitt inträde, och baserades på den byggnadsteknik som var tillgänglig då. Ett murverk av sten utgjorde den bärande dammkroppen och tätningen kunde utföras på flera sätt, som tex med fyllning av tätjord mot uppströmssidan, med träspont på uppströmssidan eller genom fogning av stenmuren. Murverksdammar idag har ofta en betongmur som tätning på uppströmssidan. Bild 5-5 visar ett exempel på en murverksdamm. Dessa gamla dammar liknar i många stycken en modern CFRD, förutom själva byggnadstekniken, och de delar också en rad positiva egenskaper.

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bild 5- 5: Exempel på murverksdamm Trädammar: Dessa dammar kan fortfarande återfinnas även om de med tiden blir mer sällsynta, pga deras bristande beständighet. Dessa byggdes huvudsakligen i två varianter, nämligen timmerkistedamm och träbocksdamm. Se bild 5-6.

Bild 5- 6: Exempel på timmerdammar 5.2.4 Laster och stabilitet för betongdammar Bild 5-7 visar de laster som förekommer på betongdammar. H står för horisontella laster, och V för vertikala laster. De horisontella lasterna är: 1; Vattentryck, 2; jordtryck från motfyllnad eller sediment, 3; Istryck, 4; Laster från drivgods, 5; vattentryck mot dammens nedströmssida, 6; dynamisk acceleration vid jordbävning, 7; vattentryckstillskott vid jordbävning. De vertikala lasterna är: 1; dammens egentyngd, 2; vattnets vertikala tryckkomponent mot dammens uppströmssida, 3;Upptryck från porvatten, 4; Dynamisk last vid jordbävning. Det finns också en last V5 som utgörs av den vertikala tryckkomponenten av ett vattentryck mot dammens nedströmssida. Förståelsen av upptryck från porvatten och dess betydelse för gravitationsdammars stabilitet har utvecklats mycket under 1900-talet. Att fenomenet upptryck hade betydelse för gravitationsdammars stabilitet var till en början inte känt. De första gravitationsdammarna av betong dimensionerades baserat på erfarenhet från motsvarande dammar byggda av murverk i sten. För murverksdammar är inte upptryck ett problem normalt, eftersom de kan dränera bort 96

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

uppläckande vatten från undergrunden. Denna dränering sker inte genom täta betongdammar, och i flera fall haverade de nya dammarna uppförda i betong. Moderna betongdammar dimensioneras för upptryck och åtgärder för att kontrollera upptrycken storlek används också. Sådana åtgärder kan bestå i att anlägga dränering i form av gallerier, borrade dränagehål i berggrunden samt genom att utföra ridåinjekteringar för att öka bergets täthet. Dessa åtgärder kan vara effektiva men kräver både underhåll och övervakning. Betongdammar byggda så sent som på 60-talet uppvisar regelmässigt brister i vilka upptryck dammen dimensionerats för, samt övertro på enskilda dränageåtgärder.

Bild 5- 7: Laster på betongdammar Betongdammar dimensioneras för: •

Stabilitet avseende stjälpning

•

Stabilitet mot utglidning

•

Materialpåkänningar och grundbelastning.

5.2.5 Dammsäkerhet Dammar har definierats som “the single man-made structures capable of causing most deaths”. Risker med dammbrott har allmänt förknippats med höga dammar och stora magasin, men beroende på omständigheter och placering kan också mindre dammar vålla avsevärda skador. Om man samtidigt beaktar att dessa dammar är betydligt fler och var och en kanske har betydligt lägre energiproduktion, kanske den relativa risken, (risk/kWh) är högre för denna grupp av anläggningar än för de stora. Bild 5-8 visar två foton av en mindre dam som havererat. Det vänstra fotot visar dammbrottet eller bräschen, medan det högra visar konsekvenserna för ett samhälle nedströms. Det är tydligt att även mindre dammar kan orsaka stora skador i händelse av dammbrott. Det är faktiskt så att det enda dödsfallet I samband med dammbrott I Sverige inträffade för en damm som bara var 4m hög. För att skilja på dammar med olika inneboende risk används i de flesta länder någon form av klassificeringssystem, där dammägarna anger vilken riskklass deras anläggning tillhör. Bedömningsskalan är subjektiv och dammar indelas typiskt i låg, medel och högrisk (USACE 1975) I Sverige används begreppen Klass 1, klass 2 samt övriga dammar (klass 3).

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bild 5- 8: Haveri vid mindre damm, brott och konsekvens 5.3

Utskov och överfallsdammar

Ett dammhaveri kan alltså ha omfattande konsekvenser nedströms en anläggning. En viktig del i att säkerställa att en anläggning är säker ligger i att det finns kapacitet att avbörda höga flöden förbi dammen. Av denna anledning är noggrant utformade utskov nödvändiga som låter överskottsvatten passera dammanläggningen på ett säkert och kontrollerat sätt. Utskov kan delas in i fasta utskov och rörliga utskov, se bild 5-9. Mindre, fasta utskov kallas ofta överfallströsklar, medan man med termen utskov ofta avser större anordningar. Utskov indelas i sin tur i fasta utskov och utskov utrustade med dammluckor. Fasta utskov och överfallströsklar har fördelen att vara enkla, robusta och tillförlitliga. De har nackdelen att inte kunna reglera vattennivån i reservoaren. I Sverige där de flesta anläggningar är av låg- eller mellanfallhöjd, innebär detta stora energiförluster i det att magasinsnivån måste hållas under dämningsgräns, för att avbördning av måttliga högflöden ska kunna ske utan att dämningsgränsen överskrids. Utskov med dammluckor kan däremot reglera vattennivån i magasinet och hålla nivån konstant för en mängd inflöden. Dessa anordningar är dock dyra och kräver mer underhåll än fasta överfallströsklar. I Sverige är de flesta dammar dock utrustade med dammluckor, och fasta överfallströsklar används mer som ett komplement till dessa för att öka säkerheten vid eventuella felfunktioner hos dammluckorna.

Små vattenkraftverk – En handbok

Fixed structure

ESHA 2004

Seuil / barrages fixes Weir crest Déversoir Weir face Coursier

water Niveau level variable

Alluvial Alluvionnement

Energy basin Bassin dissipation amortisseur Er osion cont re Protection contre protection érosion locale

Joint Joint

deposition

Step Marche positive

Impermeable screen Ecran d'étanchéité

Seuil Mobile structure Niveau watervariable level

/ barrages mobiles Radial Vannegate segment Pile Pilier

Parafouilles

Bild 5- 9: Utskov med och utan luckor 5.3.1 Överfallströsklar Överfallströsklar kan utformas på en mängd olika sätt, och så länge nedströmsvattenytan är låg är avbördningen över tröskeln en funktion av vattennivån uppströms samt av tröskelns form. Bild 5-9 visar avbördningsfunktionen för de vanligaste utformningarna av överfallströsklar. Ett skarpkantat överfall är enkelt att uppföra i mindre vattendrag. Det används kanske mindre som avbördningsanordning och mer för flödesmätning. Avbördningen defineras av avbördningskoefficienten Cd. Det breda överfallet är den vanligaste utformningen för lägre överfallsdammar. Det är enkelt i sin uppbyggnad, och har inte heller särskilt optimala avbördningskaraktäristika.

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Design

Type

H Sharp-crested weir

H Broad-crested weir

H Ogee weir

∆H w

Discharge relationship

Characteristics

Q = b·Cd·H3/2·√2g

Simple design

Cd = 0.42

Cost effective

Q = b·ce·Cd·H3/2·√2g Cd,mean = 0.42 2sinθ ce = 19(1+ξe4) H-w ξe= Le Q = b·CdD·H3/2·√2g

Simple design, underpressures on crest Cost effective

Highest discharge

CdD = 0.494

Costly design

(for H = HD)

Bild 5- 10: Avbördningskapacitet för överfall Det rundade överfallet har en utformning som ger optimal avbördningsförmåga. Dess form ges av en ”fri stråle” för ett vattenstånd HD, dvs vid detta vattenstånd är vattentrycket lika med atmosfärstrycket längs skibordet. Vid högre vattenstånd kommer undertryck att bildas på skibordet vilket ger en förhöjd avbördning. Vid vattenstånd mycket högre än Hd kan undertrycket nå ångbildningstryck, med risk för bildning av ångblåsor, som sedan imploderar och kan orsaka erosion.(s.k. kavitation) Ovan nämnda avbördningskoefficienter är giltiga för trösklar med oändlig bredd. I ett verkligt fall blir avbördningsförmågan lägre, till följd av bl.a kontraktion vid ledmurar, icke symmetrisk anströmning, dämning nedströmsifrån etc. För att korrekt beräkna avbördningsförmågan hänvisas till klassisk litteratur som Sinniger & Hager (1989).

Bild 5- 11: Exempel på tröskelutformningar

100

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

5.3.2 Utskov med dammluckor De vanligaste utformningrna av dammluckor med trösklar visas i bild 5-12. Avbördningen under en utskovslucka beror förutom på luckan och dess öppning även av formen på tröskeln under luckan. Type

Position

Discharge relationship

Design

Q = a·b·Cd·√2gh1 rectangular canal

⎡ a ⎛ δ2 ⎞⎤ ⎜⎜ 1 − ⎟⎟ ⎥ C d = C d0 − exp ⎢ b ⎠⎦ ⎣ 2 ⋅ h1 ⎝

h1 H =cte a

Flat gate

Cc a

⎡ 4 + 5 ⋅ e −0.76⋅δ ⎤ Cd0 = 0.98 ⋅ ⎢ ⎥ 9 ⎣ ⎦

δ = 90°

3 1 ⎤ ⎡ 32 ⎛ H0 H0 z e ⎞ 2 ⎥ ⎛ 1 z e ⎞ 9 ⎢ ⎟ ⎟ ⋅⎜ + = −⎜ − QD ⎢ HD ⎜⎝ HD HD ⎟⎠ ⎥ ⎜⎝ 6 HD ⎟⎠ ⎦ ⎣

ogee weir

QD = b·CdD·H3/2·√2g CdD = 0.494 Q = a·b·Cd·√2gh1

rectangular canal

⎡ a ⎛ δ2 ⎞⎤ ⎜⎜ 1 − ⎟⎟ ⎥ C d = C d0 − exp ⎢ b ⎠⎦ ⎣ 2 ⋅ h1 ⎝

⎡ 4 + 5 ⋅ e −0.76⋅δ ⎤ Cd0 = 0.96 ⋅ ⎢ ⎥ 9 ⎣ ⎦

Sector or radial gate

Q = HD·b·G·Cdg·√2gHe α

ogee weir

HD H G γ

Xl Zl

β ⎞ ⎛ H⎞ ⎛ ⎟⎟ C dg = 0.908 ⋅ ⎜1 − ⎟ ⋅ ⎜⎜ ⎝ 277 ° ⎠ ⎝ HD ⎠

0.12

3 1.85 ⎡ ⎤ 2 ⎛ x l ⎞ 2 ⎥ ⎡ zl 1 ⎛ x l ⎞ ⎤ ⎢ ⎜ ⎟ ⎜ ⎟ ⎢ ⎥ ⋅ + ⋅ G = 1− ⋅ ⎜ ⎢ g ⎝ HD ⎟⎠ ⎥ ⎢ HD 2 ⎜⎝ HD ⎟⎠ ⎥ ⎦ ⎣ ⎦ ⎣ β = γ−α

Bild 5- 12: Avbördning för utskov med luckor Ofta är avbördningsförmågan för delvis öppna utskovsluckor bara av sekundärt intresse. Luckorna körs med automatik så att en given magasinsnivå hålls. Val av luckor och deras utformning styrs av praktiska aspekter. Viktigt är dock avbördningskapacitet vid fullt öppna luckor, då dessa utskov följer avbördningsformlerna givna i 5-11. 5.3.3 Andra utskovsanordningar Tröskelsarg Att installera en tröskelsarg på en “fast” överfallströskel medger att vattennivån under låga flöden höjs, samtidigt som man vid högre flöden kan avlägsna tröskelsargen och återgå till den ordinarie tröskelnivån och därför inte ökar risken för översvämningar uppströms tröskeln. En överfallströskel utrustad med tröskelsarg är i strikt mening inte längre att betrakta som ett fast utskov. Tröskelsarger är vanligtvis av trä och hålls på plats av stålstag. Se bild 5-12. Vid högre flöden måste tröskelsargen avlägsnas, vilket normalt sker för hand. Om man väntar för länge i en flödessituation kan denna manöver bli mycket besvärlig. Har tröskelsargen monterats med gångjärn och stötta underlättas avlägsnandet. 101

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bild 5- 13: Exempel på tröskelsarger Uppblåsbar gummidamm Ett alternativ till konventionella luckor som är en variant av tröskelsarg är den upplåsbara dammen. I detta fall används en förstärkt gummiblåsa som monteras på dammens överfallströskel, och som ersätter tröskelsarger av stål trä etc. Detta alternativ medger fjärrstyrning samt automatisk reglering. Se bild 5-14. Upplåsbara gummidammar kan vara ett ekonomiskt alternativ vid stora utskovsbredder samt måttliga höjder. Driftsystemet består av en pump/kompressor samt av nivågivare för magasinsnivå samt trycknivå i gummiblåsan. Öppning resp. stängning för en gummidamm med bredden 30m och höjden 2m tar typiskt 30min. Bild 5-15 illustrerar en ny typ av uppblåsbar damm, utrustad med tröskelsarg i stål på uppströmssidan. I detta fall har gummiblåsans funktion reducerats till att vara en öppningsmekanism för tröskelsargen av stål.

∆h ≅ 0.2 to 0.3 h

Control shaft rubber bladder Min. water pressure . 1.2 to 1.3 ρ*h*g

fixation

Concrete weir

Connection conduit

Bild 5- 14: Uppblåsbar gummidamm

102

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

ream water level. Bild 5- 15: Tröskelsarg som manövreras med tryckluft och gummiblåsor Nödutskov Vid anläggningar med höga konsekvenser vid dammhaveri, och där höga flöden kan uppträda med kort varsel och där man inte vill vara beroende av att drivsystem och automatik för utskovsluckor fungerar kan det vara tillrådligt att installera självöppnande nödutskov. Dessa kan vara av flera typer. En populär variant har utvecklats av Hydroplus1. Dessa självutlösande luckor byggs i stål och blir instabila vid en given vattennivå. De välter och lämnar en större utskovsöppning för vattnet att strömma ut genom. (Se bild 5-16). Andra varianter är lägre fyllningsdammar som anläggs med mindre fribord med tanken att de ska erodera vid en magasinshöjning, och låta huvuddammen förbli intakt.

Bild 5- 16: Exempel på nödutskov: Hydroplus fusegates Hävertutskov Ett hävertutskov är ett fast utskov, som är kapabelt att mycket snabbt reagera på förhöjda vattennivåer. Ett hävertutskov består i princip av en överbyggd överfallströskel. (Se bild 5-17) När vattennivån stiger över tröskelnivån börjar vatten att strömma ut. Allt eftersom vatten strömmar igenom drar det med sig luft, och gradvis byggs ett undertryck upp i utskovet, vilket gör att vatten sugs in i ökande takt. Ett hävertutskov kan gå från noll till ca 10m3/s /m i avbördning för en 103

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

nivåskillnad på ett fåtal cm. Det är således lätt att häverten börjar jaga, dvs vandrar mellan full avbördning och ingen avbördning. För att få en jämnare drift anordnas normalt någon form av luftning som gör funktionen lugnare.

Bild 5- 17: Schematisk utformning av hävertutskov Tornutskov Tornutskov är vanligast i kombination med större fyllningsdammar. Vattnet leds förbi dammen genom torn med intag som leder till en tunnel/kulvert som leder under dammen. Praktiska erfarenheter av dessa utskov visar att det ofta är problem med flödesstabilitet och luftning. Se bild 5-18.

Bild 5- 18: Schematisk utformning av tornutskov Labyrintöverfall Labyrintöverfallet är en variant av det skarpkantade överfallet, där överfallets längd ökats genom att tröskeln ges zick-zackform eller U-form. Detta utförande förekommer knappast i Sverige. Se bild 519.

104

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bild 5- 19: Labyrintöverfall 5.4

Energidödning nedströms utskov

Det utströmmande vattnet från utskov har ofta hög hastighet och stor inneboende energi. Beroende på erosionsskänslighet i vattendraget/utskovskanalen nedströms utskoven, kan det vara nödvändigt att reducera vattenhastigheterna och energiinnehållet i vattnet. För detta finns ett antal lösningar: •

Vattensprång mot stötbotten (Stilling basin)

•

Utkastare (Plunge pool)

I Sverige är det vanligt att dammarna är anlagda i forsnackar och vattendraget nedströms dammen är oftast inte känsligt för erosion. Energiomvandlingen sker då längs forssträckan som ofta förstärks och skyddas mot erosion genom ilägg av betong där så behövs. För den nyare RCC-dammen kan omfattande energidödning erhållas i den trappstegsformade nedströmssidan.

5.5

Kraftstationsintag

5.5.1 Allmänt Ett kraftstationsintag måste kunna avleda ett önskvärt flöde till en tilloppskanal eller tilloppstub, utan att orsaka negativa effekter på den lokala omgivningen samt med låga strömningsförluster. Andra uppgifter för intagskonstruktionen kan vara att utestänga drivgods och hantera vattenburna sediment. Kraftstationsintaget fungerar som barriär mellan ett vattendrag vars flöde varierar från en liten bäck till en flod fylld till bredden, och en intagskanal där vattenflödet ska vara kontrollerat till storlek och kvalitet. Vid utformning av ett intag är det tre aspekter som särskilt måste beaktas: •

Allmänna konstruktionsförutsättningar för hydraulisk och strukturell design

•

Fallspecifika driftförutsättningar, såsom andel avlett vatten, förekomst av drivgods

•

Miljöhänsyn som beror på enskilda projektparametrar. 105

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Optimal lokalisering av ett intag påverkas av en mängd faktorer såsom topografi, geologi, miljöhänsyn. Hur intaget placeras i förhållande till lokala strömningsförhållanden kan vara av stor betydelse för hur mycket sediment som passerar genom intaget, samt för hur mycket skräp och flytgods som kommer att fastna vid intagsgrinden, och således för hur krävande skötseln av anläggningen kommer att bli under dess livstid. Den optimala placeringen är vinkelrätt mot utskoven så att skräp och flytgods enkelt transporteras bort under högflödesperioder. Intaget ske helst inte placeras isolerat långt från utskoven eftersom strömbilden i sådana fall ofta leder till stor ansamling av skräp och drivgods vid intaget. Kraftstationsintaget ska vara utrustat med grindar för att begränsa mängden och storleken på skräp som passerar. Om vattendraget är sedimentförande kan det vara nödvändigt med en avskiljningsbassäng nedströms intaget där grövre sedimentpartiklar skiljs ur och kan spolas tillbaka till vattendraget. Grövre sediment kan dels ansamlas i tilloppssystemet och skapa tilläggsförluster för strömningen. Det kan också orsaka ett förhöjt slitage på turbinblad och utsatta delar i vattenvägen. I Sverige har vi begränsade mängder sediment i våra vattendrag och vi är därför friare i placeringen och utformningen av intagen. Ofta utgör intagen en integrerad del av dammanläggningen och är förlagd till någon av vattendragssidorna. 5.5.2 Typer av intag Intagskonstruktioner kan delas in i två typer, nämligen: •

Kraftstationsintag: Detta intag leder till turbinen via en tub eller tunnel.

•

Kanalintag: Detta intag skiljer av vattnet från vattendraget till ett tilloppssystem med fri vattenyta som tex en intagskanal. Före kraftstationen finns normalt även ett kraftstationsintag.

Kanalintag kan i sin tur delas in i laterala intag, frontintag och s.k. ”drop-intakes”. Några typiska parametrar för när dessa passar visas i bild 5-20 nedan:

Lateral intake

Frontal intake

Drop intake

River slope

River width B

Plan view of river

Sediment transport

in outer river bend

0.001% < J < 10%

All widths

Curved path is optimal

Strong bedload, small suspended transport (Qeq < Qcr)

with gravel deposition canal

0.01% < J < 10%

B < 50 m

Possible rectilinear path if countermeasures

Strong bedload with continuous flushing, strong suspended load

with gravel deposition tunnel

0.01% < J < 10%

B < 50 m, (B < 500 m for economical dams/weirs)

Rectilinear is optimal, curved path is possible if countermeasures

Strong bedload with continuous flushing, very strong suspended load

J > 10% favorably, possible already at 2.5%

B < 50 m, (B < 500 m is possible for dams/weirs over part of river width)

Rectilinear

Strong bedload (only large grain sizes)

Bild 5- 20: Faktorer för val av intagsutformning Det laterala intaget placeras i en flodkrök eller i en krökt intagsränna. Idén är att utnyttja den sekundärströmning som uppstår i en flodkrök och som bidrar till att hålla undan grövre sediment som transporteras längs botten. Se bild 5-21. Flödet genom intaget kan, vid placering i själva

106

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

floden, inte vara större än ca 50% av den kritiska vattenföringen, vilken defineras som den vattenföring då bottensediment kommer i rörelse.

Material deposition

c Bank erosion

a Section a - a

c Outer bank

bc g

c Surface flow d Bottom flow with sediment transport

Inner bank

d →

Lateral acceleration (centripetal force)

bc =

v2 r

Bild 5- 21: Sekundärströmning i flodkrökar

Om intaget utrustas med en depositionskanal för att skilja av grövre sediment, se bild 5-22, kan större andel av vattenföringen ledas in genom intaget. Depositionskanalen skiljs av från vattendraget med en tröskel längs vattendraget. Rekommenderade dimensioner mm framgår av bilden.

107

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Plan view gates energy dissipation bassin mobile weir

m botto

su rfa c

gravel weir

flow

low

c n sitio e po el d grav canal

flush gate

step a

trashrack Cross section a - a : Intake submerged wall ≈ 0.8 - 1.0 m

gravel weir

trashrack step

1.0 - 1.5 m

flush gate Cross section b - b : Weir /dam

Cross section c - c : Gravel weir

flushing channel →5%

flush gate protection against abrasion

Bild 5- 22: Exempel på intagsutformning Vid bergig teräng och stora sedimentmängder är det s.k. franska intaget (drop intake) vanligt. I princip består ett sådant intag av en betongkanal tvärs över vattendraget, vars överkant ligger i nivå eller strax över botten. Denna kanal täcks av en grind med stängerna orienterade i flödesriktningen. Se bild 5-23. I alperna har det franska intaget vidareutvecklats för mycket brant och svårtillgänglig terräng till det s.k. tyroliska intaget. Se bild 5-24. Kraftstationsintag är oftast placerade med en sjö eller reservoar uppströms och har således en lugn vattenkropp uppströms. Nedströms intaget leds vattnet i slutna ledningar till turbinen. Vid denna typ av intag är det normalt mindre problem med sediment, och utformningen styrs av risken för luftinsugning och av storleken på strömningsförlusterna genom intaget.

108

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004 Lateral view Tyrolean intake trashrack

Longitudinal view Tyrolean intake Intake

Flush gate

Bild 5- 23: Det ”Franska” resp. "Tyrolska" intaget 5.5.3 Strömningsförluster För vattenkraftverk har strömningsförlusterna ofta en avgörande betydelse, och utformingen av vattenvägarna och särskilt övergångarna mellan olika delar av tilloppet måste utföras med hänsyn till dessa förluster. För att begränsa strömningsförlusterna vid intaget måste följande beaktas: •

Sidomurarna mot grinden utformas för att reducera flödesseparation och förluster

•

Strömlinjeformade stödpelare för grinden.

•

Användande av ledskenor för att åstadkomma önskad flödesfördelning

•

Lämplig utformning av grinden

Hastighetsprofilen genom intaget påverkar strömningsförlusterna. Strömningshastigheten varierar från ca 1m/s genom grinden till uppemot 4-5m/s i tilloppstuben. En bra utformning ger en jämn hastighetsökning och låga förluster. Uppbromsningar och tvära sektionsövergångar ska undvikas. Samtidigt måste intagskonstruktionen hållas kompakt för att inte anläggningskostnaderna ska bli för höga.

109

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bild 5- 24: Kraftintag Forskningsavdelningen hos myndigheten “Energy, Mines and Resources" i Canada har genomfört en studie av inströmningsförluster i små intag med lägre fallhöjd, för att bestämma optimal utformning. Resultaten visade att det var viktigt med en väl avrundad och mjuk sektionsminskning, medan längden på intaget hade viss betydelse, men att de reducerade förlusterna vid längre intag inte motsvarade de ökade anläggningskostnaderna. Studien rekommenderade en intagsutformning enligt bild 5-24 ovan. Förlustkoefficienten för denna intagsutformning befanns vara 0.19. Strömningsförlusten genom intaget kan således beräknas som : ∆H = 0.19 V2/2g där V är strömningshastigheten i tilloppstuben (m/s). Till detta kommer strömningsförlusterna genom grinden, som beror på stångavstånd, stångutformning, graden av symmetri i strömningen genom grinden mm. 5.5.4 Grindar Syftet med grindar är att hindra skräp och flytgods och även fiskar från att komma in i vattenvägarna. Beroende på omständigheterna kan det vara lämpligt att installera två grindar; en grövre grind och finare grind nedströms. Normalt tillverkas grindar av vertikalt stående bandjärn, men andra material förkommer också, tex plast eller aluminium. Järnavståndet kan variera från ca 12mm vid små peltonturbiner till omkring 150mm vid större propellerturbiner. I Sverige är det vanligt med ett fritt avstånd mellan järnen på 20-30mm För att få rimliga förluster genom grindarna bör strömningshastigheten vara omkring 1m/s genom denna. Formler och koefficienter för att beräkna grindförluster ges i bild 5-25 nedan.

110

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004 d : Thickness of bars a : opening b : spacing δ : slope

∆H

α : angle of flow L : height of bars

bars

Flow velocity v 0

Horizontal support

support

L b

∆H = ζ g ⋅

v 02 2⋅g

bar

β : Shape factor of bars g

ζ g = βg ⋅ ξ ⋅ c ⋅ (sin δ )⋅ κ ξ : Head loss factor ⎛ A ⎞ ξ = f ⎜⎜ L , g ⎟⎟ ⎝ d A0 ⎠ L ≈ and a > 0.5: 5 d b 4/ 3 ⎛ ⎞ ξ = 7 ⎜ a − 1⎟ ⎠ 3⎝b

for

β 1.0 g

0.76

0.43

0.37

0.30

0.74

c : Trashrack coefficient c = 1 : Non-obstructed rack 1.1 < c < 1.3 : Rack with mechanical cleaning 1.5 < c < 2 : Rack with manual cleaning

d/a α

Bild 5- 25: Beräkning av grindförluster Det framgår att grindförlusterna beror av flera faktorer, såsom tex hur grindresning sker. Formeln är egentligen bara giltig för rektagulära grindjärn, men erfarenheten har visat att den går att tillämpa även för andra utformningar. Det finns ytterligare en formel för att beräkna grindförluster, nämligen Kirschmerformeln, som presenteras i kapitel 2.

111

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bild 5- 26: Exempel på länsbommar I fall att vattendraget för med sig stora mängder flytgods kan det vara lämpligt att ta hand om detta med hjälp av länsbommar. I sitt enklaste utförande består dessa av en serie stockar som sammanlänkas med kättingar och som läggs ut tvärs vattendraget uppströms anläggningen. Moderna bommar specialtillverkas i stål och plast, fästa i stålkablar. Se bild 5-26. Det är viktigt hur de placeras så att rensing underlättas. En variant är att lägga dem diagonalt så att de stänger transporten fram till intaget och leder flytgodset fram till utskoven. Bild 5-26 visar en tämligen avancerad bomutformning, som förutom att hindra flytgods att nå intaget också ska hindra båtar att komma i närheten av utskoven.

Bild 5- 27: Exempel på grindar och grindrensning

112

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Grindar ska vara löstagbara för reparation och underhåll, och ha lämplig utrustning för deras rensning. För att möjliggöra rensning bör de inte vara vertikala utan ha en lutning i strömriktningen på omkring 30o. Handrensing är möjlig till ungefär 4m djup, men om möjligt ska alltid rensningen vara mekanisk och automatiserad. Grindrensingesutrustningen i bild 5-27 manövreras hydraliskt. Det bör noteras att det snabbt kan bli stora mängder rensgods, och därför är det viktigt att ordna med någon form av borttransport av dessa. 5.5.5 Virvelbildning Ett välkonstruerat intag ska således inte bara hålla strömningsförlusterna låga, men också förebygga uppkomsten av virvlar. Virvlar kan leda till att turbinen för sämre verkningsgrad genom att: •

Störa strömningbildenn

•

Dra med luft in i tunneln/tuben, vilket kan ge instabilitetsfenomen i vattenvägarna, vibration, ojämn belastning för turbinen etc.

•

Öka strömningsförlusterna

•

Föra in skräp i vattenvägarna

De designregler som etablerats för att undvika virvelbildning vid intag är inte heltäckande, och det finns ingen enskild formel som tar hänsyn till alla möjliga omständigheter som kan påverka fenomenet. Enligt ASCE “Committee on Hydropower Intakes”, kan störningar som leder till ickesymmetrisk anströmning ge upphov till virvelbildning. Sådana störningar kan vara:: •

Osymmetrisk tillströmning

•

Otillräckligt intagsdjup

•

Strömningsseparation

•

För höga strömningshastigheter mot intaget (> 0.65 m/s)

•

Plötsliga sektionsändringar, eller ändringar av strömningsriktningen

Osymmetrisk tillströmning samt otillräckligt intagsdjup, tycks vara den vanligast förekommande orsaken till virvelbildning. Nedanstående empiriska samband har utvecklats för att bestämma nödvändigt intagsdjup. Definitioner enligt Bild 5-28. Intagsdjupet defineras som ht.

113

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bild 5- 28: Djup vid intag, schematisk bild KNAUSS

⎛ V ⎞⎟ h t ≥ D ⋅ ⎜ 1 + 2.3 ⋅ ⎜ g ⋅ D ⎟⎠ ⎝

NAGARKAR

h t ≥ 4.4 ⋅ V ⋅ D0.50

ROHAN

h t ≥ 1.474 ⋅ V 0.48 ⋅ D0.76

(5.4)

GORDON

ht ≥ c ⋅ V ⋅ D

(5.5)

(

med

)

0.54

(5.2)

(5.3)

c = 0.7245 för ickesymmetrisk tillströmning c = 0.5434 symmetrisk tillströmning

Notera att vattenhastigheten avser den i vattenvägen nedströms intaget och att D är den hydrauliska diametern av samma vattenväg. 5.6

Luckor och ventiler

I alla vattenkraftverk, stora som små, behövs någon form av anordning för att kunna stänga av hela eller delar av vattenvägarna. Detta görs genom luckor och ventiler. Beroende på krav på stängningstider mm ställs olika krav på luck- och ventilanordningar. Om stängning bara ska ske vid underhåll och reparationer kan det räcka med en enkel planlucka eller sättar. Måste stängning ske snabbt för att undvika rusning vid lastfrånfall krävs mer avancerade lösningar, som ventiler eller snabbstängande luckor. Följande anordningar är vanliga vid småskalig vattenkraft: •

Sättar av liggande träbjälkar

•

Planluckor av stål, plast, trä som löper på glidlist

•

Klafflucka med eller utan motvikter

•

Trottel- och kulventiler

Så gott som alltid är kraftintaget utrustat med någon form av avstängningsanordning, för att vattenvägarna ska kunna torrläggas vid behov samt för avstängning vid haveri. Om det är den enda avstängningsanordningen uppströms turbinen måste den kunna stänga mot strömmande vatten, och dessutom kunna öppnas delvis vid fullt ensidigt vattentryck. Ofta är kraftverken utrustade med både luckor vid intaget samt ventil vid turbinen. Ventilen stänger då vid lastfrånfall eller haveri, och 114

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

luckorna kan då vara av enklare typ som endast stänger i stillastående vatten. Består tilloppssystemet av både kanaler, tunnlar och tuber, är det vanligt att vattenvägen förses med ytterligare mellanliggande avstängningsanordningar för att möjliggöra stängning och tömning av enskilda delar av systemet. Den enklaste typen av avstängningsanordning är med sättar. Sättar förekommer vid små tryck eller vid vattenvägar med fri vattenyta. Sättar kan inte användas för att reglera flödet utan kan bara användas för att stänga en vattenväg. Ska vattenvägen torrläggas och arbete utföras nedströms kan det vara att rekommendera att dubbla avstängningar utförs, tex med dubbla sättar. Dessa ska då ha ett avstånd på omkring 15cm så att tätjord kan fyllas och packas i mellanrummet. Luckor och ventiler kan till skillnad från sättar användas för att reglera flödet. Planluckor på glidlist används vid fri vattenyta samt lägre tryck, som tex vid kanalintag. Planluckor på glidlist används sällan vid kraftintag eftersom stängningstiderna är för långa. Trottelventiler är enkla och robusta och kan manövreras för hand eller hydrauliskt. Bild 5-29 visar hur en trottelventil är uppbyggd.

Bild 5- 29: Trottel- resp. kulventil Kulventiler har lägre strömningsförluster än trottelventilerna och är därför vanliga trots deras högre pris. Bild 5-29 visar en kulventil i genomskärning. En dyrare variant av lucka är segmentluckan. Luckytan är för dessa cirkulär och lasten förs via stödben till lagerinfästningar på pelarsidorna istället för genom luckfalsarna. Dett gör att kraften för att manövrera dessa blir avsevärt lägre. Segmentluckorna används oftast i större installationer.

115

Små vattenkraftverk – En handbok

5.7

ESHA 2004

Kanaler

5.7.1 Utformning och dimensionering Flödet i en kanal är en funktion av tvärsektionens utformning, lutningen samt råheten i kanalsidorna. Naturliga vattendrag är vanligtvis mycket oregelbundna till formen och deras utseende och karaktär kan variera över tiden. Därför blir det mer komplicerat att applicera hydrauliska teorier för dessa än för konstgjorda kanaler, med en bestämd sektion och en känd ytråhet. Tabell 2.4, Kapitel 2, illustrerar grundläggande geometriska egenskaper för de vanligaste kanalutformningarna: Vattenvägarna tillhörande ett småskaligt vattenkraftverk har normalt en turbulent strömning som är hydrauliskt rå eller nära rå. Friktionen är då måttligt beroende av reynolds tal och Mannings formel kan appliceras: A ⋅ R 2 / 3 ⋅ S 1 / 2 A5 / 3 ⋅ S 1 / 2 Q= = n n ⋅ P2/3

(5.12)

där n är Mannings tal, som för konstgjorda kanaler kan bestämmas med god precision, och S är lutningen. Dettta kan också skrivas som: 2

⎛ Q ⋅ n ⋅ P2/3 ⎞ ⎛ Q⋅n ⎞ ⎟⎟ = ⎜ S = ⎜⎜ 5/3 2/3 ⎟ ⎝ AR ⎠ ⎝ A ⎠

(5.13)

Ovanstående ekvation gäller för SI-systemet. För engelska enheter blir samma ekvation:

1.49 A 5 / 3 ⋅ S 1 / 2 n ⋅ P2/3

(5.14)

där Q uttrycks i ft3/s; A i ft2 och P i ft. n har samma värde i bägge alternativen. Mannings formel visar att, givet tvärsektionsarean A och lutningen S, flödet ökar med ökande hydraulisk radie, R. Detta innebär att den sektion som ger den minsta våta perimetern P, vid bibehållen area är den hydrauliskt mest effektiva. Således är en halvcirkelformad kanalsektion den mest effektiva. Dessa är dock svåra att bygga och underhålla. Som en kompromiss utförs ofta kanaler med en sektion som liknar en halv sexhörning. Kanalen måste dessutom ha ett fribord så att vattnet inte strömmar över kanalsidorna vid vågbildning eller svallning. För att minska svallningen i längre kanaler kan skvallerutskov placeras med jämna mellanrum som avbördar vatten vid förhöjda vattennivåer

Typ av kanal Kanal schaktad i jord Ren och jämn Grusig Beväxt

Manning's n 0.022 0.025 0.030

116

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Stenar och småblock Inklädda kanaler

0.035

Mässing Stål, jämn Stål, målat Stål, nitar Gjutjärn Betong, slät yta Betong, rå yta Trä, hyvlat Tegel Mur, block Asfalt Korrugerad plåt Mur, natursten

0.011 0.012 0.014 0.015 0.013 0.012 0.014 0.012 0.014 0.015 0.016 0.022 0.025

Tabell 5- 1: Mannings tal för olika material Det bör understrykas att man inte söker den hydrauliskt optimala sektionen utan den optimala ur ett ekonomiskt-funktionellt perspektiv. För en oinklädd kanal styrs exempelvis släntlutningen av släntmaterialets stabilitet. Vid kanaler i berg, som är dyrt att schakta, väljer man ofta en kanal med vertikala sidor för att minska schaktvolymen ovanför vattennivån. Tabell 5.2 visar areakonstanter för ett antal vanliga kanalutformningar: Kanalsektion

Area A

Trapezoid: halv sexhörning

1.73 y2

Rektangel : halv kvadrat

2 y2

Triangel: halv kvadrat

Halvcirkel

0.5πy2

Våt perimeter P

Hydraulisk radie R

Ytvidd Djup

3.46 y

0.500 y

2.31 y

0.500 y

2.83 y

0.354 y

0.500y

πy

0.500 y

0.250πy

0.750y

Tabell 5- 2: Areakonstanter för olika kanalutformningar Exempel 5.1 Bestäm medelhastigheten samt flödet för en kanal med vattendjupet 1 m., bottenvidden 1.5 m. och släntlutningen 2:1 (V:H) . Lutningen är 0.001 och Mannings tal n= 0.015.

Enligt tabell 2.4 för b=1.5, x=1/2 and y=1 A=(1.5+0.5x1)x1=2m2; P = 1.5 + 2 x 1 + 0.5 2 = 3.736m Använd 5.6) för A=2 and P=3.736

117

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

1 25 / 3 x x 0.001 = 2.78m 3 / s 2/3 0.015 3.736

V=Q/A=2.78/2=1.39 m/s

Exempel 5.2 Bestäm erforderlig lutning för att en betongklädd kanal (n=0,011) med bottenvidd 1,2m och släntlutningen 1:2, ska avbörda 17,5 m3/s. Vattendjupet är 1,2m.

Enligt ekvation (5.13)

⎛ 17.5 ⋅ 0.011 ⎞ = 0.002 S =⎜ 2/3 ⎟ ⎝ 5.28 ⋅ 0.717 ⎠ 2

5.8

Tilloppstuber

5.8.1 Utformning och materialval Att leda vatten från intaget till kraftstationen framstår inte som något avancerat, med tanke på hur vanligt det är med vattenledningsrör i samhället. Det är dock inte trivialt att hitta den ekonomiskt och tekniskt bästa lösningen. Tuben kan tex placeras över respektive under mark, beroende på markbeskaffenhet, tubmaterial, temperaturvariationer och miljökrav.

Bild 5- 30: Schematisk bild av en tubsektion

En tub som placeras under mark utförs normalt utan expansionsfogar. Över mark kan dessa dock vara nödvändiga beroende på storleken på de temperaturvariationer som tuben utsätts för. Detta särskilt om anläggningen inte är kontinuerligt i drift eller om tuben måste torrläggas vid underhåll. Tuber byggs normalt med rät eller nästan rät linjeföring, med förankringsblock av betong där tuben ändrar riktning och med expansionsfogar vid varje förankringsblock. Se Bild 5-30. Förankringsblocken måste kunna motstå den del av tyngden som verkar i tubens riktning, medan sadelstöden mellan förankringblocken enbart tar vertikal last. Sadelstöden utformas för att minimera friktionskrafter i tubens längdriktning.

118

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Tuber utförs i många olika material, med olika egenskaper som passar olika bra beroende på förutsättningarna. Vid hög fallhöjd och stora diametrar är specialtillverkade tuber av stål ofta lämpligast. Vid mindre fallhöjder och diametrar blir andra material konkurrenskraftiga. Spiralsvetsade stålrör i standardstorlekar Dessa kan förses med muff eller fläns så att svetsning på plats kan undvikas. (Figur 5.35); Betong Betongtuber utförs som prefabricerade element med förspänd tråd armering. Fördelarna med dessa tuber är att de inte kräver korrosionsskydd, kan placeras direkt på mark samt att de tål sättningar bra tack vare den korta elementlängden. Nackdelen är tyngden som gör dem ohanterliga. Glasfiberarmerad plast PVC- och PE-rör Plaströr kan vara ett bra alternativ vid mindre diametrar och kan tåla ansenliga tryck. Bland fördelarna kan nämnas den låga kostnaden, den låga vikten som gör dem lätthanterliga samt att de inte kräver korrosionsskydd. De är dock känsliga för UV-strålning och ska antingen skyddas mot detta eller placeras under mark. Undantaget är PE med hög densitet som tål UV-strålning. Trätuber Trätuber används vid måttligare fallhöjder, och deras främsta fördel är att de är lätta att transportera i omonterat skick (trästavar och stålband) samt att de tål sättningar bra samt att de inte kräver expansionsfogar. Trätubernas nackdel är det stora underhållet, den begränsade livslängden samt att de ofta inte blir helt täta.

Bild 5- 31: Utformning av skarvar

119

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

5.8.2 Dimensionering av tuber Vid dimensionering av en tub följs i princip följande steg: •

Tubmaterial väljs med hänsyn till markförhållanden, platsens tillgänglighet samt fallhöjd och vattenföring.

•

Diametern väljs så att bästa ekonomiska lösning erhålls mht. strömningsförluster och anläggningskostnad.

•

Tubens utfomning tas fram inkl konstruktionsdetaljer som fogar, tjockleken på höljet etc. Detta utförs normalt av tubtillverkaren.

Tubdiameter Diametern bestäms genom ett optimeringsförfarande där en balans sökes mellan strömningsförluster och anläggningskostnad för tuben. Strömningsförlusten kan översättas i ett produktionsbortfall med hjälp av flödet Q och fallhöjden H enligt: P=QHγη där Q är vattenföringen (m3/s), H är nettofallhöjden (m), γ är vattnets specifika tyngd (kN/m3) och η är totalverkningsgraden. Nettofallhöjden bestäms som bruttofallhöjden reducerad med summan av strömningsförlusterna. Eftersom strömningsförlusterna är proportionella mot strömningshastigheten i kvadrat leder en mindre tub till ökade strömningsförluster. För mycket små anläggningar kan diametern väljas så att strömningsförlusten blir en viss andel av bruttofallhöjden, tex 4%. Ofta bestäms också diametern enligt erfarenhetsbaserade värden på lämpliga strömningshastigheter. Vid större anläggningar eller vid anläggningar där kostnaden för tilloppstuben är en ansenlig del av den totala anläggningskostnaden är det lämpligt att beräkna lämplig tubdiamter med hjälp av ett optimeringsförfande. I detta fall beräknas strömningsförlusterna för ett antal olika tubdiametrar. Dessa översätts till en kostnad med hjälp av värdet av den kraft som förlusterna motsvarar. Samtidigt beräknas kostnaden för tuben för de olika diametrarna. Dessa kostnader adderas och den diameter väljs som motsvarar den lägre totalkostnaden. Detta utförs med fördel grafiskt enligt Bild 5-32. Vid längre tuber utgörs huvuddelen av strömningsförlusterna av friktionsförluster i själva tuben. Vid kortare tuber kan tilläggsförlusterna vid inlopp, utlopp och krökar vara ansenliga. Detta resulterar i att det för kortare tuber normalt är ekonomiskt med något lägre hastigheter än för längre tuber. Principer för vattenströmning och beräkning av strömningsförluster beskrivs ingående i kapitel 2.

120

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bild 5- 32: Grafisk redovisning av kostnad för tilloppstub

Godstjocklek Erforderlig godstjocklek beror av tubmaterialets hållfasthet, tubens diameter och det vattentryck som tuben kan utsättas för enligt nedanstående samband: Det vattentryck tuben utsätts beror på aktuell driftsituation: o Vid konstant vattenföring är vattentrycket för en godtycklig punkt på tuben lika med bruttofallhöjden minskad med strömningsförlusterna fram till denna punkt. o Vid stillestånd är vattentrycket lika med bruttofallhöjden fram till betraktad punkt o Vid stationsuppstart eller frånslag utsätts tuben dessutom för tryckstötar och eventuellt svallning.

Erforderlig godstjocklek med hänsyn till inre tryck bestäms generellt som: e=

där

P1 ⋅ D 2σ f

e = godstjockleken (mm) P1= Vattentryck (kN/mm2) D = tubens innerdiameter (mm)

σ f = Tillåten dragpåkänning (kN/mm2)

121

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Det är dock inte bara vattentryck och diametern som avgör godstjockleken. Ståltuber tex måste ha en viss tjocklek för att kunna hanteras, som för mindre tuber med lågt tryck kan vara större än den godstjocklek som krävs för att motstå vattentrycket. Dessutom måste ståltuber ha en inre och yttre rostmån. För att ytterligare komplicera saken, utsätts tuber som är placerade på fundament för böjpåkänningar som beror på avståndet mellan fundamenten. Om vi bara betraktar det inre trycket kan erforderlig godstjocklek för ståltuber bestämmas som:

e= där

P1 ⋅ D + es 2σ f ⋅ k f es= inre och yttre rostmån kf= koefficient för svetsfogarnas styrka i förhållande till godset: kf = 1 för tuber utan fogar kf = 0.9 för röntgeninspekterade fogar kf = 1.0 för röntgeninspekterade fogar som genomgått spänningsavlastning

Tuben måste vara tillräckligt styv för att kunna hanteras utan att skadas. ASME rekommenderar en minsta godstjocklek i mm på 2.5 gånger tubdiametern i meter plus 1.2 mm. För anläggningar med hög fallhöjd kan det vara praktiskt att utföra tuben med konstant diameter men med större godstjocklek ju högre trycket blir. I samband med svallning och tryckstötar kan undertryck uppstå. Det undertryck som en viss tub kan motstå kan beräknas enligt: ⎛e⎞ Pc = 882500 x⎜ ⎟ ⎝D⎠

(5.20)

där e och D är godstjockleken respektive tubdiametern (båda i mm) Plötsliga ändringar i vattenföringen kan uppkomma tex av luckmanövrering, lastfrånslag, uppstarter eller av att munstycket i en peltonturbin plötsligt blockeras. Vattnet i tilloppstuben representerar en stor rörelsemängd som då måste accelerera eller retardera vilket kan leda till mycket stora tryckvariationer i tuben. Övertryck under tryckstötar och svallning kan överstiga det normala drifttrycket. Dessa fenomen behandlas mer detaljerat i kapitel 2. I de fall där turbinen måste kunna stängas snabbt, kan den resulterande tryckstöten reduceras med hjälp av en ventil som leder vattnet förbi turbinen vid frånslag.

122

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bibliografi

J.L. Brennac. “Les Hauses Hydroplus”, ESHA Info n° 9 Estate 1993.

Para mas información acudir a la pagina de INTERNET http://www.obermeyhydro.com

3. H.C. Huang and C.E. Hita, “Hydraulic Engineering Systems”, Prentice Hall Inc., Englewood Cliffs, New Jersey 1987. 4. British Hydrodynamic Reserarch Association, “Proceedings of the Symposium on the Design and Operation of Siphon Spillways”, London 1975. 5. Allen R. Inversin, “Micro-Hydropower Sourcebook”, NRECA International Foundation, Washington, D.C. 6.

USBR “Design of Small Dams” - 3rd ed., Denver, Colorado, 1987.

USBR, “Design of Small Canal Structure”, Denver Colorado, 1978a.

USBR, “Hydraulic Design of Spillways and Energy Dissipators”, Washington DC, 1964.

9. T. Moore, “TLC for small hydro: good design means fewer headaches”, HydroReview, April 1988. 10. T.P. Tung y otros, “Evaluation of Alternative Intake Configuration for Small Hydro”, Actas de HIDROENERGIA 93. Munich. 11. ASCE, Commitee on Intakes, “Guidelines for the Design of Intakes for Hydroelectric Plants”, 1995. 12. G. Munet y J.M. Compas, “PCH de recuperation d’energie au barrage de “Le Pouzin””, Actas de HIDROENERGIA 93, Munich. 13. G. Schmausser & G. Hartl, “Rubber seals for steel hydraulic gates”, Water Power & Dam Construction September 1998. 14. ISO 161-1-1996 “Thermoplastic pipes for conveyance of fluids – Nominal outside diameters and nominal pressures – Part 1: Metric series.” 15. ISO 3606-1976 “Unplasticized polyvinyl chloride (PVC) pipes. Tolerances on outside diameters and wall thickness.” 16. ISO 3607-1977 “Polyethylene (PE) pipes. Tolerance on outside diameters and wall thickness.” 17. ISO 3609-1977 “Polyprophylene (PP) pipes. Tolerances on outside diameters and wall thickness.”

123

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

18.

ISO 4065-1996 “Thermoplastic pipes – Universal wall thickness table.”

19.

H. Chaudry, “Applied Hydraulic Transients”, Van Nostrand Reinhold Company, 1979.

20.

J. Parmakian, “Waterhammer Analyses”, Dover Publications, Inc, New York, 1963.

21.

Electrobras (Centrais Eléctricas Brasileiras S.A.) “Manual de Minicentrais Hidrelétricas.”

22. M. Bouvard, « Mobile barrages and intakes on sediment transporting rivers », IAHR Monograph, AA Balkema, 1984. 23.

Sinniger & Hager, « Constructions Hydrauliques », PPUR, Lausanne, 1989.

Av Erik Bollaert och Jonas Rundqvist

124

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

KAPITEL 6: ELEKTROMEKANISK UTRUSTNING INNEHÅLL 6

Elektromekanisk utrustning ..................................................................................................... 129 6.0

Kraftstationsbyggnaden ...................................................................................................129

6.1

Vattenturbiner ..................................................................................................................131

6.1.1

Turbintyper och uppställningnar..............................................................................131

6.1.2

Specifikt varvtal och likformighet ...........................................................................144

6.1.3

Preliminär utformning..............................................................................................147

6.1.4

Kriterier för val av turbin .........................................................................................150

6.1.5

Turbinverkningsgrad................................................................................................156

6.2 6.2.1

Växlar...............................................................................................................................159

6.3

Typer av växlar ........................................................................................................159 Generatorer.......................................................................................................................160

6.3.1

Generatoruppställningar...........................................................................................161

6.3.2

Magnetisering...........................................................................................................161

6.3.3

Spänningsreglering och synkronisering ...................................................................162

6.4

Turbinreglering ................................................................................................................162

6.5

Ställverksutrustning .........................................................................................................164

6.6

Driftautomatik..................................................................................................................165

6.7

Övrig stationsutrustning...................................................................................................165

6.7.1

Stationstransformator ...............................................................................................165

6.7.2

Ackumulator-backup................................................................................................165

6.7.3

Vattennivåmätning ...................................................................................................166

6.8

Litteraturförteckning ........................................................................................................167

125

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

BILDFÖRTECKNING Bild 6. 1 Schematisk vy av kraftstation för lägre fallhöjd ...............................................................130 Bild 6. 2 Schematisk vy av kraftstation för högre fallhöjd ..............................................................130 Bild 6. 3 Översiktbild av en typisk kraftstationsbyggnad................................................................131 Bild 6. 4 Principbild av en vattenkraftsanläggning med mätsektioner ............................................133 Bild 6. 5 Genomskärning av ett munstycke med avledningsskena och löphjul...............................134 Bild 6. 6 Tvärsektion av Peltonturbin med två munstycken ............................................................134 Bild 6. 7 Genomskärning av peltonmunstycken ..............................................................................134 Bild 6. 8 Peltonlöphjul .....................................................................................................................135 Bild 6. 9 Principen för Turgoturbin .................................................................................................135 Bild 6. 10 Principen för en Cross-flowturbin...................................................................................136 Bild 6. 11 Horisontalaxlad Francisturbin.........................................................................................137 Bild 6. 12 Ledskenornas funktion ....................................................................................................138 Bild 6. 13 Styrning av ledskenorna..................................................................................................138 Bild 6. 14 Francislöphjul..................................................................................................................138 Bild 6. 15 Genomskärning av en Francisturbin ...............................................................................138 Bild 6. 16 Kvarvarande rörelseenergi nedströms löphjulet..............................................................139 Bild 6. 17 Kaplanlöphjul..................................................................................................................140 Bild 6. 18 Tvärsektion av Kaplanturbin...........................................................................................140 Bild 6. 19 Tvärsektion av en rörturbin.............................................................................................140 Bild 6. 20 Tvärsektion av Kaplanturbin, vertikal axel.....................................................................142 Bild 6. 21 Tvärsektion av Kaplanturbin, hävert...............................................................................142 Bild 6. 22 Tvärsektion av Kaplanturbin, inverterad hävert..............................................................142 Bild 6. 23 Tvärsektion av Kaplanturbin, lutande axel .....................................................................142 Bild 6. 24 Tvärsektion av Kaplanturbin, S-uppställning .................................................................143 Bild 6. 25 Tvärsektion av Kaplanturbin med vinkelväxel ...............................................................143 Bild 6. 26 Tvärsektion av Kaplanturbin i schaktinstallation............................................................143 126

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bild 6. 27 Foto av Kaplanturbin i hävertuppställning......................................................................143 Bild 6. 28 Löphjulsutformning visavi specifikt varvtal ...................................................................145 Bild 6. 29 Specifikt varvtal som funktion av fallhöjden ..................................................................146 Bild 6. 30 Avbördning genom Peltonmunstycken ...........................................................................148 Bild 6. 31 Tvärsektion av ett Francislöphjul....................................................................................148 Bild 6. 32 Tvärsektion av en Kaplanlöphjul ....................................................................................149 Bild 6. 33 Arbetsområden för olika turbiner....................................................................................151 Bild 6. 34 Gränser för kavitation .....................................................................................................154 Bild 6. 35 Exempel på verkningsgradsmätning på turbin som ej modellprovats ............................156 Bild 6. 36 Schematisk bild av energiförluster i en vattenkraftsanläggning .....................................157 Bild 6. 37 Typiska verkningsgrader för mindre turbiner .................................................................158 Bild 6. 38 Generatorkoppling med växellåda ..................................................................................159 Bild 6. 39 Generatorkoppling med vinkelväxel ...............................................................................159 Bild 6. 40 Remdriven generator.......................................................................................................160 Bild 6. 41 Kaplanturbin med specialtillverkad generator ................................................................161 Bild 6. 42 Mekanisk turbinregulator ................................................................................................163 Bild 6. 43 Vattennivåmätning ..........................................................................................................166

TABELLFÖRTECKNING Tabell 6.1 : Uppställningar med Kaplanturbiner .............................................................................141 Tabell 6.2 :Typiska specifika varvtal för de vanligaste turbintyperna.............................................146 Tabell 6.3 Fallhöjder för olika turbiner............................................................................................150 Tabell 6.4 : Funktion vid variation av flöde och fallhöjd ................................................................152 Tabell 6.5 : Möjliga generatorvarvtal ..............................................................................................155 Tabell 6.6 : Rusningsvarvtal ............................................................................................................155 Tabell 6.7 : Typiska toppverkningsgrader för mindre turbiner........................................................158

127

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

ELEKTROMEKANISK UTRUSTNING1

Detta kapitel beskriver vilken utrustning i form av turbiner, kontrollsystem, generatorer mm som behövs för att omvandla vattnets rörelse och tryckenergi till elektrisk energi som kan matas ut från stationen. Preliminära dimensioneringsprinciper och råd för vilken typ av utrustning som kan passa för olika förutsättningar ges också. För en mer ingående teknisk beskrivning hänvisas till L. Vivier1, J. Raabe2 och andra publikationer3 4 5 6 7 8 9. 6.0

Kraftstationsbyggnaden

Kraftstationsbyggnadens funktion är att innehålla och klimatskydda den elektromekaniska genereringsutrustning som ingår i kraftverket. Kraftstationsbyggnaden kan dessutom vara en del av dammen, och således innehålla vattenvägar mm. Antalet aggregat, deras typ och storlek och vertikala placering styr hur kraftstationsbyggnaden utformas. Såsom visas i bild 6.1 och 6.2, kan kraftstationsbyggnaden innehålla följande utrustning: •

Tilloppsventil

•

turbin

•

växel

•

generator

•

kontrollsystem

•

ställverk

•

skyddssystem

•

ackumulatorbackup

•

transformatorer

•

etc.

Bild 6.1 visar en schematisk utformning av en kraftstationsbyggnad med integrerat intag som är typisk för anläggningar med mindre fallhöjd. Stationsunderbyggnaden utgör en del av dammkroppen, och innesluter Kaplanturbinen med vertikal axel som är direktkopplad till generatorn. Genom att förlägga kraftstationsbyggnaden under mark, kan bullernivån reduceras och landskapsbilden behållas i stort sett oförändrad. (se bild 1.6)

129

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bild 6. 1 Schematisk vy av kraftstation för lägre fallhöjd

Bild 6. 2 Schematisk vy av kraftstation för högre fallhöjd För kraftverk med större fallhöjd är normalt damm och intag skilt från kraftstationsbyggnaden, som då utrustas med en öppning för tilloppstuben och ett utlopp i form av ett sugrör. Det är inte ovanligt att större kraftstationer förläggs under mark, med sprängda tunnlar, men för mindre kraftverk är det normala att vattnet leds med tub till en kraftstaionsbyggnad i ytläge. Se bild 6.2.

130

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bild 6. 3 Översiktbild av en typisk kraftstationsbyggnad Kraftstationsbyggnaden kan också placeras vid foten på en befintlig dam, där tilloppet går genom dammkroppen. Vid anläggning av kraftstation vid en befintlig dam kan ett befintligt bottenutskov användas som intag, alternativt anlägger man ett separat intagstorn. Som beskrivs nedan förekommer det kraftstationsaggregat som egentligen inte kräver att placeras in en täckt byggnad. 6.1

Vattenturbiner

Funktionen hos en vattenturbin är att konvertera rörelse- och tryckenergin hos det inkommande vattnet till mekanisk roterande energi. Även om det ligger utanför denna boks omfång att ge detaljerade dimensioneringskriterier för turbiner, är det ändå bra att kunna välja rätt turbintyp för fallspecifika förhållanden och att kunna bestämma de ungefärliga huvuddimensionerna hos turbinen. De dimensioneringskriterier som således presenteras i denna handbok baseras på Siervo and Lugaresi10, Siervo and Leva11 12, Lugaresi and Massa13 14, Austerre and Verdehan15, Giraud and Beslin16, Belhaj17, Gordon18 19, Schweiger and Gregori20 21 med flera, som har härlett presenterade uttryck genom att analysera uppbyggnad och dimensioner hos en stor mängd av installerade turbiner. Det är dock nödvändigt att understryka att de exakta eller optimala dimensionerna varierar mellan olika turbinleverantörer, och det kan vara värt att förhöra sig med dem redan på ett tidigt stadium i utbyggnadsprocessen. Alla formler i denna text utgår ifrån SI-enheter och baseras på IEC standard (IEC 60193 och 60041). 6.1.1 Turbintyper och uppställningnar Vattnets energi konverteras till mekanisk roterande energi på två skilda och i grunden olika sätt: • Vattnet kan utöva ett tryck mot turbinbladen, som reduceras allt eftersom vattnet passerar turbinen. Dessa typer av turbiner kallas för reaktionsturbiner. Francis- och Kaplanturbiner hör till denna grupp.

131

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

• Vattnets energi omvandlas till rörelseenergi i form av en stråle som träffar löphjulet och ger detta en impuls. Denna turbintyp kallas för aktionsturbin och till dessa räknas Peltonturbinen och Turgoturbinen bl.a. I detta kapitel beskrivs de vanligt förekommande turbintyperna kategoriserade efter minskande fallhöjd och ökande nominell vattenföring. Den hydrauliska effekt som står till turbinens förfogande ges av:

P Där :

= ρQ ⋅gH

[W]

ρQ = volymström

[kg/s]

= vattnets specifika densitet

[kg/m3]

= Vattenföring

[m3/s]

gH = specifik hydraulisk energi

(6.1)

[J/kg]

= gravitationskonstanten

[m/s2]

= nettofallhöjd

[m]

Den mekaniska effekten ges av:

P η

mec

= Ph⋅η

= turbinverkningsgrad

[W]

(6.2)

[-]

Den specifika hydrauliska energin definieras:

132

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bild 6. 4 Principbild av en vattenkraftsanläggning med mätsektioner

E = gH = 1 ⋅ (p1−p2 ) + 1 ⋅ (c12 −c22 ) + g ⋅ (z1−z2 ) 2 ρ Där :

gH = specifik hydraulisk energi

[m]

(6.3)

[J/kg]

= tryck i sektion x

[Pa]

= strömningshastighet i sektion x

[m/s]

= nivå i sektion x

[m]

Indexeringen 1 och 2 avser positioner uppströms respektive nedströms om turbinen. Deras läge definieras av IEC normer. Nettofallhöjden beräknas som: Hn = E g

[m]

(6.4)

6.1.1.1 Aktionsturbiner

Peltonturbiner Peltonturbiner hör till aktionsturbinerna och är utrustade med ett eller flera munstycken som riktar vattnet mot en krans av skålar som är fästa längs löphjulets periferi. Munstyckena är utrustade med nålventiler för att reglera flödet. (bild 6.5). Peltonturbiner används för fallhöjder från ca 60m till

133

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

fallhöjder över 1000m. Munstycken, strålar och löphjul ligger i samma radiella plan. Normalt är munstyckena utrustade med avledningsskenor som styr bort strålarna från löphjulet vid nödmanövrer. På detta sätt medges att nålventilerna stänger långsamt vilket har en gynnsam inverkan på tryckstötar och svallning.

Bild 6. 5 Genomskärning av ett munstycke med avledningsskena och löphjul

All kvarvarande rörelseenergi och lägesenergi hos det vatten som lämnar löphjulet förloras, och skålarna på löphjulet utformas med hänsyn till detta. Detta är egentligen Peltonturbinens stora nackdel; löphjulet är placerat i ett luftfyllt utrymme med öppen nedströmsvattenyta. Fallhöjden mellan löphjulet och nedströmsvattenytan kan inte på något enkelt sätt återvinnas Peltonturbiner med fler än två munstycken utförs som vertikalaxlade, medan turbiner med två eller färre kan utföras både som vertikal- och horisontalaxlade. Största antalet munstycken per löphjul som används är 6st.

Bild 6. 6 Tvärsektion av Peltonturbin med två munstycken

Bild 6. 7 Genomskärning av peltonmunstycken

134

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bild 6. 8 Peltonlöphjul

Löphjulet är normalt direktkopplat till generatoraxeln. Löphjulet måste ligga fritt från nedströmsvattenytan, och nödvändigt säkerhetsavstånd anges av tillverkaren. Verkningsgraden hos Peltonturbiner är god för flöden ner till ca 30% av nominell vattenföring. Vid flera munstycken kan god verkningsgrad upprätthållas ända ned till ca 10% av den nominella vattenföringen. Däremot är Peltonturbinen mycket känslig för skillnader i fallhöjd. Därför är det mycket viktigt att strömningsförluster kontrolleras noga. Turgoturbiner Turgoturbinen används för fallhöjder mellan 50 och 250 m. Precis som Peltonturbinen är Turgoturbinen en aktionsturbin. Skovlarna har emellertid en annan utformning. Strålen från munstycket riktas ned mot löphjulet med en vinkel på ca 20 grader, och strömmar ut från löphjulet på motstående sida. (Bild 6.9). Verkningsgraden är god från ca 20% av den nominella vattenföringen.

t er je wat

dle nee

Runner blades

Bild 6. 9 Principen för Turgoturbin

Verkningsgraden är dock lägre än för motsvarande Peltonturbin. Varvtalet är dock högre för denna turbin än för motsvarande Pelton vid samma fallhöjd och vattenföring.

135

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Turgoturbinen kan vara ett alternativ till Francisturbinen i de fall flödet varierar kraftigt eller vid långa slutna vattenvägar, eftersom avledningskenor kan användas för att förlänga stängningstider vid nödmanövrar. Cross-flowturbiner Denna aktionsturbin, även känd som Banki-Michellturbinen kan användas för ett brett spann av fallhöjder från ca 5m och upp till 200m. distributor

runner

blades

water flow

Bild 6. 10 Principen för en Cross-flowturbin

Vattnet (bild 6.10) strömmar in till turbinen via en eller flera ledskenor placerade uppströms. Vattnet passerar sedan skovlarna två gånger på dess väg till nedströmsvattenytann. Den enkla utformningen gör att kostnaden blir låg och att reparationer kan utföras med hjälp av enklare verkstadsutrustning. Den stora nackdelen är den låga verkningsgraden hos löphjulet samt fallhöjdsförlusten mellan löphjulet och nedströmsvattenytan, som får större genomslag ju lägre fallhöjden är. I de fall där kraftbehovet är begränsat och vattentillgången god kan denna turbin utgöra ett intressant alternativ. 6.1.1.2 Reaktionsturbiner

Francisturbiner. Francisturbiner hör till kategorin reaktionsturbiner, och har fasta skovlar och reglerbara ledskenor. De har ett brett användningsområde med fallhöjder mellan ca 30m och upp till 700m. Inloppet till löphjulet är alltid radiell och utströmningen axiell. (Se bild 6.11) Större Francisturbiner anläggs så gott som alltid med vertikal axel, medan det för mindre anläggningar är vanligt med horisontellt axlade turbiner.

136

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bild 6. 11 Horisontalaxlad Francisturbin

Francisturbiner kan ställas i öppen sump eller med direkt anslutning till en tilloppstub. Uppställning med öppen sump används uteslutande vid små fallhöjder och effekter. Trenden är dock att Kaplanturbiner används för denna typ av uppställningar. Vattnet leds till turbinen via en spiralkonstruktion som fördelar vattnet kring ledskenorna. Spiralen utformas för att ge konstant hastighet runt turbininloppet och utförs vid höga fallhöjder cirkulär i stål, och vid måttliga fallhöjder ofta som en semi-spiral i betong med rektangulärt tvärsnitt. De reglerbara ledskenorna har uppgiften att reglera vattenföringen samt att vinkla det tillströmmande vattnet rätt visavi skovlarna.

137

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Bild 6. 12 Ledskenornas funktion

Bild 6. 13 Styrning av ledskenorna

Bild 6. 14 Francislöphjul

Bild 6. 15 Genomskärning av en Francisturbin

Mindre Francislöphjul utörs ofta i gjutet rostfritt stål även om andra utföranden förekommer. Normalt är de direktkopplade till generatorn.

138

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Sugröret hos reaktionsturbiner är till för att återvinna den rörelseenergi som finns i det vatten som har passerat turbinen. I ett väl utformat sugrör reduceras vattnets hastighet gradvis utan strömningsseparation vilket leder till att rörelseenergin omvandlas till tryckenergi. Detta leder i sin tur till att trycket nedströms turbinen sänks. Den återvunna energin i sugröret manifesterar sig således genom en större tryckskillnad och energiutvinning vid turbinen. Eftersom rörelseenergin är proportionell mot strömningshastigheten i kvadrat är det, i synnerhet för lågfallsanläggningar,viktigt med ett väl fungerande sugrör. Bild 6.16 illustrerar mängden kvarvarande rörelseenergi nedströms löphjulet som funktion av det specifika varvtalet. 0.6

0.5

C2/2E

0.4

0.3

0.2

0.1

0 0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

nQE

Bild 6. 16 Kvarvarande rörelseenergi nedströms löphjulet

Kaplan- och propellerturbiner Kaplan- och propellerturbiner utgör reaktionsturbiner med axiellt flöde. De används för lägre fallhöjder, typiskt mellan 2 och 40m. Kaplanturbinen är utrustad med reglerbara skovlar och ledskenor. Om bara skovlarna är reglerbara pratar man om semi-Kaplan. Om skovlarna inte är reglerbara benämns turbinen för propellerturbin. Medan Kaplanturbinen kan god verkningsgrad erhållas för både varierande fallhöjd och vattenföring, förutsätter propellerturbinen konstant vattenföring och fallhöjd. De senare är därför mindre vanliga i mindre enaggregatsstationer.

139

Små vattenkraftverk – En handbok

Bild 6. 17 Kaplanlöphjul

ESHA 2004

Bild 6. 18 Tvärsektion av Kaplanturbin

Reglerbarheten hos både skovelblad och ledskenor medger alltså att god verkningsgrad bibehålls för ett brett spann av både fallhöjder och vattenföringar. En Kaplanturbin kan användas från 15% av nominell vattenföring och uppåt. En semi-Kaplan klarar också stora flödesvariationer men inte fallhöjdsvariationer så bra. De används från ca 30% av nominell vattenföring. Kaplanturbinen som illustreras i bild 6.18 är en vertikalt axlad maskin med en semi-spiral i betong. Vattnet strömmar in radiellt och viker av i 90grader innan det når löphjulsskovlarna axiellt. Skovlarna regleras med hjälp av en höj- och sänkbar stång placerad inuti turbinaxeln.

Bild 6. 19 Tvärsektion av en rörturbin

Rörturbiner kan sägas härstamma från Kaplanturbiner. De byggdes från början som Bulbturbiner, men för mindre fallhöjder har dessa fått ge vika för rörturbiner med schakt. Dessa turbiner är lämpliga vid stora vattenmängder och små fallhöjder eftersom deras vattenvägar är uträtade och ger små strömningsförluster. Bild 6.19 illustrerar ett fall där generatorn är innesluten i vattenvägen. Det enda som passerar vatenvägen i detta fall är enhetens upphängning samt transmissionskablarna. 140

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Kaplanturbinen är den turbin som kan förekomma i flest typer av uppställningar. Val av uppställning är mest avgörande i anläggningar med mindre fallhöjd, där större flöden måste hanteras. Vid en fallhöjd på 2 till 5m och en vattenföring på 10 till 100 m3/s, fäår löphjulen en diameter på mellan 1.6 och 3.2m, som kopplas till generatorn via en växel. Vattenvägarna blir således stora och anläggningen kräver omfattande byggnadsarbeten. För att reducera omfattningen av byggnadsarbetena har några uppställningar för dessa fall, numera klassiska, tagits fram. Faktorerna som styr val av uppställning är välkända: •

Vattenföring

•

Fallhöjd

•

Grundläggningsförhållanden

•

Krav på miljöskydd

•

Kostnad för arbetskraft

Uppställningar karaktäriseras av tillströmningen (axiell, radiell eller blandad), avstängningsanordning (lucka eller hävert) samt koppling till generatorn, se tabell 6.1 nedan. Uppställning

Tillstr

Avstängning

Växel

Bild

Vertikal Kaplan

Radiell

Ledskenor

Växellåda

6.20

Vertikal semi-Kaplan, hävert

Radiell

Hävert

Växellåda

6.21

semi-Kaplan inverterad, hävert

Radiell

Hävert

Växellåda

6.22

Lutande semi-Kaplan, hävert

Axiell

Hävert

Växellåda

6.23

Kaplan, S-uppställning

Axiell

Lucka/Ventil

Växellåda

6.24

Kaplan vinkelväxel

Axiell

Lucka/Ventil

Conical

6.25

Semi-Kaplan i schakt

Axiell

Lucka/Ventil

Växellåda

6.26

Tabell 6.1 : Uppställningar med Kaplanturbiner

141

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

gate

Trashrack

inclined semi-Kaplan siphon

Vertical Kaplan or semi-Kaplan

Bild 6. 20 Tvärsektion av Kaplanturbin, vertikal axel

Bild 6. 21 Tvärsektion av Kaplanturbin, hävert 3,5 x Di

semi-Kaplan in inverted syphon

Bild 6. 22 Tvärsektion av Kaplanturbin, inverterad hävert

Bild 6. 23 Tvärsektion av Kaplanturbin, lutande axel

142

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

gate

gate 5 x Di

gate

Right angle drive inclined semi-Kaplan

4,5 Di

Bild 6. 24 Tvärsektion av Kaplanturbin, Suppställning

Bild 6. 25 Tvärsektion av Kaplanturbin med vinkelväxel

gate

Inclined Kaplan in pit arrangement

Bild 6. 26 Tvärsektion av Kaplanturbin i schaktinstallation

Bild 6. 27 Foto av Kaplanturbin i hävertuppställning

Hävertar är driftsäkra, ekonomiska och begränsar rusningsvarvtalet, men kan vara bullriga om åtgärder inte vidtas för att ljudisolera evakueringspump och ventiler under start och stopp. Även om det inte är nödvändigt under normal drift, kan det vara fördelaktigt att förse anläggningen med lucka för att stänga vattenvägen. Variationer i vattennivå kan annars leda till ofrivilligt igångsättning av anläggningen.

143

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Undermarksstationer fungerar bäst med en S-uppställning eller schaktuppställning. Användandet av en växel tillåter att standardgeneratorer för ett varvtal på 750-1000rpm används även om turbinvarvtalelt är lägre. S-uppställningen blir allt vanligare, även fast den är behäftad med nackdelen att turbinaxeln måste passera genom vattenvägen vilket ger upphov till strömningsförluster. Uppställning med schakt medger bra åtkomst till utrustning såsom växel, turbinkoppling mm, och är populär för låga fallhöjder och lite större vattenmängder. Liksom Francisturbiner, förses Kaplanturbiner med ett sugrör för att återvinna kvarvarande rörelseenergi i det utströmmande vattnet. 6.1.2 Specifikt varvtal och likformighet Många hydrauliska konstruktioner utformas med hjälp av hydrauliska modeller i reducerad skala, och turbiner är inget undantag. Man har dessutom kunnat visa att likformighetslagarna gäller för turbinlöphjul med annan storlek så länge den har samma geometri och proportioner. Tack vare detta kan man med utångspunkt i en turbingeometri med stor noggrannhet bestämma hur samma turbin uppför sig under andra lastförhållanden och för andra löphjulsstorlekar. Det ska understrykas att modellprov är enda sättet att garantera prototypens verkningsgrad och effekt. Likformighetskriterierna defineras i IEC-normerna 60193 and 60041. Inga garantier ska accepteras som inte följer dessa normer. Det specifika varvtalet för en turbin definieras som:

n⋅ Q E

[-]

3 4

Där :

= Vattenföring

[m3/s]

= Specifik hydraulisk energi

[J/kg]

= turbinens varvtal

[t/s]

(6.5)

Det specifika varvtalet, nQE , karaktäriserar alla turbiner. Eftersom andra jämförelsetal fortfarande används ges följande samband för omvandling:

ν = 2.11 ⋅

(6.6)

= 333 ⋅

(6.7)

= 995 ⋅

(6.8)

Ekvation 6.8 motsvarar definitionen av ns med SI-enheter. Bild 6.28 visar fyra olika löphjulsutformningar och deras respektive specifika varvtal.

144

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004 D0 ns= 80 Ds D0 ns= 200 Ds D0 ns= 300 Ds D ns= 514

Bild 6. 28 Löphjulsutformning visavi specifikt varvtal

Normalt anger turbintillverkare det specifika varvtalet för deras turbiner. Genom att analysera ett stort antal turbininstallationer har följande samband mellan nettofallhöjden och det specifika varvtalet kunnat formuleras: (Dessa redovisas grafiskt i bild 6.22) Pelton (1 mst)

= 0.0859 0.243 Hn

(Siervo and Lugaresi)

[-]

(6.9)

Francis

= 1.924 0.512 Hn

(Lugaresi and Massa)

[-]

(6.10)

Kaplan

= 2.294 0.486 Hn

(Schweiger and Gregory)

[-]

(6.11)

Propeller

= 2.716 0.5 Hn

(USBR)

[-]

(6.12)

Bulb

= 1.528 0.2837 Hn

(Kpordze and Warnick)

[-]

(6.13)

När det specifika varvtalet för en turbin beräknats kan övriga grundläggande egenskaper hos en turbin enkelt uppskattas. Resultaten ska dock bara användas som uppskattningar för preliminär utformning. För Peltonturbiner ökar det specifika varvtalet med kvadratroten av antalet munstycken. Det specifika varvtalet för en turbin med fyra munstycken kommer således att vara dubbelt så högt som för ett aggregat med ett munstycke. Tabell 6.2 visar typiska specifika varvtal för de vanligaste turbintyperna.

145

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Pelton 1 munstycke

0.005 ≤ nQE ≤ 0.025

Pelton n munstycken

0.005 ⋅ n ≤ nQE ≤ 0.025 ⋅ n

Francis

0.05 ≤ nQE ≤ 0.33

Kaplan, propellers, bulbs

0.19 ≤ nQE ≤ 0.65

0.5

Tabell 6.2 :Typiska specifika varvtal för de vanligaste turbintyperna

Bild 6.29 visar hur det specifika varvtalet beror av nettofallhöjden för de vanligaste turbintyperna. 10 Kaplan Propeller Bulb Francis Pelton

0.1

0.01 1

100

1000

Hn = E/g

Bild 6. 29 Specifikt varvtal som funktion av fallhöjden

I tillägg till detta ges några likformighetssamband nedan:

Q Q

n n

H ⋅D H D

[-]

(6.14)

[-]

(6.15)

Indexen t och m avser prototyp respektive modell.

146

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Följande exempel illustrerar hur likformighetslagarna kan användas: Om vi vill bygga en modell i skala 1:5 av en turbin för 80 m fallhöjd för flödet 10 m3/s med ett varvtal på 750 rpm och prova den för en fallhöjd av 10m, blir modellvattenföringen 0.141 m3/s och varvtalet 1 326 rpm. I ett annat exempel har en turbin utformats för 120m fallhöjd, vattenföringen 1 m3/s och varvtalet 750 rpm, och ska nu användas för en fallhöjd på 100 m. Slukförmågan hus turbinen blir då 0.913 m3/s, och aktuellt varvtal 685 rpm. 6.1.3 Preliminär utformning Oavsett turbintyp är det första steget att välja det varvtal som turbinen ska arbeta vid enligt de samband som ges ovan. Därefter kan prelimära dimensioner bestämmas enligt de samband som ges nedan. 6.1.3.1 Peltonturbiner Utgående från varvtalet kan löphjulets diameter beräknas med hjälp av nedanstående samband:

D = 0.68 ⋅

= 1.68 ⋅

= 1.178 ⋅

⋅

jet

⋅

jet

[m]

(6.16)

[m]

(6.17)

[m]

(6.18)

1 gH

Där n är varvtalet i t/s och njet är antalet munstycken. D1 är diametern vid skålarnas centrumlinje, B2 är skålarnas bredd) och De är diametern hos munstyckena. Generellt bör alltid kvoten D1/ B2 vara större än 2.7. Om detta inte uppfylls utförs en ny beräkning med lägre varvtal eller fler munstycken. Avbördningskapaciteten genom munstycket som funktion av öppningsgraden Cp bestäms med fäljande formel: 2

Q = K ⋅ π ⋅ D4

jet

⋅ 2 ⋅ gH

[m3/s]

(6.19)

Där Kv bestäms ur bild 6.30 beroende på förhållandet mellan öppningsgrad; a = Cp/De.

147

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0 0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.2

Cp/De

Bild 6. 30 Avbördning genom Peltonmunstycken

För övriga mått hos Peltonturbinen hänvisas till De Siervo och Lugaresis artikel 10. 6.1.3.2 Francisturbiner Francisturbiner används för ett stort spann av specifika varvtal, från 0.05 i högfallstillämpningar till 0.33 vid lägre fallhöjd. Bild 6.31 visar en schematisk bild av ett Francislöphjul med de karaktäristiska diametrarna D1, D2 och D3.

Bild 6. 31 Tvärsektion av ett Francislöphjul

Artiklarna som publicerats av de Siervo och de Leva11 samt Lugaresi et Massa13 , baserat på statistisk analys av turbiner ger vägledning för att bestämma en preliminär utformning av Francisturbiner Diametern D3 ges av ekvation 6.20.

148

Små vattenkraftverk – En handbok

= 84.5 ⋅ (0.31 + 2.488 ⋅ n QE) ⋅

ESHA 2004

60 ⋅ n

[m]

(6.20)

[m]

(6.21)

[m]

(6.22)

[m]

(6.23)

[m]

(6.24)

Inloppsdiametern D1 beräknas som )⋅D D = (0.4 + 0.095 n 1

Inloppsdiametern D2 för nQE > 0.164 bestäms som

0.96 + 0.3781 ⋅ n QE

medan för nQE < 0.164, det kan antas att D1 = D2 För övriga dimensioner hänvisas till artiklarna enligt ovan. 6.1.3.3 Kaplanturbiner

Kaplanturbiner arbetar vid högre specifika varvtal än Francis och Pelton.

Bild 6. 32 Tvärsektion av en Kaplanlöphjul

I en tidig projektfas kan löphjulsdiametern De bestämmas som:

= 84.5 ⋅ (0.79 + 1.602 ⋅ n QE) ⋅

60 ⋅ n

Diameter Dh bestäms enligt

= (0.25 + 0.0951 ) ⋅ De

149

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

För övriga dimensioner hänvisas till De Siervo och De Leva12 eller Lugaresi and Massa.14 6.1.4 Kriterier för val av turbin Typ av turbin, geometri och dimensioner bestäms i grunden av följande faktorer: •

Fallhöjd

•

Vattenföringens storlek och variation

•

Varvtal

•

Kavitationsbenägenhet

•

Kostnad

Som tidigare sagts är turbinutformningen och val av turbin en iterativ process som förfinas allt eftersom projektet framskrider. 6.1.4.1 Fallhöjd

Bruttofallhöjden definieras som höjdskillnaden mellan uppströmsvattenytan vid intaget och nedströmsvattenytan. För aktionsturbiner bestäms nedströmsvattenytan som den nivå som munstyckena befinner sig på. Som beskrivs i 6.1.1, är nettofallhöjden lika med kvoten av den specifika hydrauliska energin och gravitationskonstanten. Denna definition är viktig eftersom den kvarvarande rörelseenergin i lågfallsanläggningarn inte ska försummas. Det första att beakta vid turbinvalet är nettofallhöjden. Tabell 6.3 anger vid vilka fallhöjder de olika turbinerna förekommer. Som visas i tabellen överlappar användningsområdena för olika turbiner varandra, och valet i dessa områden är ingalunda givet.

Turbintyp

Fallhöjd (m)

Kaplan och Propeller

2 < Hn < 40

Francis

25 < Hn < 350

Pelton

50 < Hn < 1'300

Crossflow

5 < Hn < 200

Turgo

50 < Hn < 250 Tabell 6.3 Fallhöjder för olika turbiner

150

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

6.1.4.2 Vattenföring

Ett enstaka flödesvärde i ett vattendrag har begränsat värde för att bestämma lämplig utbyggnadsvattenföring, utan det är nödvändigt att känna till flödets variation över tiden. Ett sätt att representera vattentillgången över tiden är genom att upprätta ett varaktighetsdiagram. (Se kapitel 3) Utbyggnadsvattenföringen och fallhöjden avgör mellan vilka turbiner som valet står. Genom att markera dessa paramemtrar i diagrammet över de olika turbinernas arbetsområden (bild 6.33), kan man lätt se vilka turbiner som kan vara lämpliga. Om det finns flera turbintyper att välja på är lämpligt att göra beräkningar av kraftproduktionen och kostnaden för turbintyperna i fråga.

Bild 6. 33 Arbetsområden för olika turbiner

Eftersom det spann av vattenföringar som en enskild turbin kan tillgodogöra sig med god verkningsgrad är begränsat, kan det vara ekonomiskt att istället för en turbin välja att installera två eller flera. Dessa turbiner startar då en i taget så att en optimal fördelning av aktuell vattenföring med hänsyn till turbinernas verkningsgrad erhålls. Genom att använda flera mindre aggregat kan dessutom transport och installation blir lättare, och varvtalet blir högre vilket kan innebära att någon växel inte behövs eller att generatorn blir mindre kostsam. Tex vid stora flödesvariationer 151

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

och mellanhöga fallhöjder kan en Peltonturbin med flera munstycken vara att föredra framför en Francisturbin. Vid motsvarande fall med måttligare fallhöjder kan Kaplanturbinen på samma sätt vara att föredra då den hanterar flödesvariationer bättre en motsvarande Francis. Det slutgiltiga valet är ett resultat av en iterativ process med jämförande beräkningar av produktion och total anläggningskostnad.

Turbintyp

Funktion vid Funktion vid stora stora fallhöjdsflödesvariationer variationer

Pelton

God

Dålig

Francis

Mindre god

Dålig

Kaplan

God

semi-Kaplan

God

Mindre god

Propeller

Dålig

Tabell 6.4 : Funktion vid variation av flöde och fallhöjd

6.1.4.3 Specifikt varvtal

Det specifika varvtalet utgör ett tillförlitligt kriterium för att välja turbin, och förmodligen att föredra framför ett val baserat på diagrammet över lämpliga arbetsområden. Om vi tex för en anläggning med 100 m fallhöjd och vattenföringen 0.9 m3/s, vill använda en direktkopplad turbin tillsammans med en generator för 1500 rpm, beräknas först det specifika varvtalet enligt (6.5).

= 0.135

Med detta specifika varvtal är bara en Francisturbin möjlig. Om vi accepterar ett lägre varvtal kan även en Pelton med fyra munstycken användas tillsammans med en 600 rpm generator. Vid en anläggning med 400 m fallhöjd, 0.42 m3/s vattenföring där turbinen är tänkt att direktkopplas till en 1000 rpm generator, erhålls det specifika varvtalet:

= 0.022

vilket anger att ett Peltonhjul med ett munstycke är den lämpliga lösningen.

152

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

6.1.4.4 Kavitation

När trycket hos vatten blir lägre än ångbildningstrycket bildas ångblåsor i vattnet. Dessa förs med vattenströmmen till angränsande områden där trycket är högre varpå ångblåsorna kollapsar eller imploderar. När ångblåsorna kollapsar uppstår lokalt mycket höga tryck och microjetstrålar som har en starkt eroderande effekt på närliggande ytor. Om detta får fortgå kan skadorna snabbt bli omfattande. Kavitation förekommer i strömning när vattenhastigheterna är höga och där det statiska trycket är lågt, tex vid virvelbildning och avlösning. Skovelbladen på turbiner och skibordet i utskov är exempel på utsatta konstruktioner. Kavitation kan dessbättre undvikas, genom en korrekt dimensionering och modellprovning. För att bedöma riskerna för kavitation används ofta kavitationskoefficienten, definierad i IECnormen 60193 som : σ = NPSE gH n

[-]

(6.25)

NPSE = Patm −Pv + v − gHs ρ 2

[-]

(6.26)

Where :

[Pa]

NPSE benämns Net Positive Suction Energy och beräknas som: 2

Patm = atmosfärstryck Pv

= ångbildningstryck

[Pa] 3

= vattnets densitet [kg/m ]

= gravitationskonstanten

= Strömningshastigheten

= Nettofallhöjd

[m]

= Sughöjd

[m]

[m/s2]

För att undvika kavitation ska turbinen installeras med en största sughöjd Hs : 2

−Pv + v − σ⋅H Hs = Patm n ρ⋅g 2⋅g

[m]

(6.27)

Ett positivt värde på Hs innebär att turbinen ligger ovanför nedströmsvattennivån, medan ett negativt värde innebär att turbinen ligger under nedströmsvattennivån. Kavitationskoefficienten bestäms normalt genom modellförsök, och anges av turbintillverkaren. Genom statistisk behandling av installerade turbiner har dock grova dimensioneringsregler som relaterar kavitationsindexet till det specifika varvtalet kunnat formuleras: Francis

1.41

σ = 1.2715 ⋅ n QE +

2⋅g⋅Hn

[-]

(6.28)

153

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

1.46

σ = 1.5241 ⋅ n QE +

Kaplan

[-]

2⋅g⋅Hn

(6.29)

Det bör observeras att Patm minskar med ökad höjd över havet, så att atmosfärstrycket vid 3000m höjd uppgår till ca 65% av det vid havsnivå. En Francisturbine med specifikt varvtal på 0.150, som arbetar med 100 m fallhöjd på havsnivå (σ = 0.090), kan placeras med sughöjden: 2

'000 − 880 + 2 − 0.09 ⋅ 100 = 1.41 Hs = 101 2⋅9.81 1000 ⋅ 9.81

[m]

Samma anläggning placerad 2000 m över havsnivå har en största sughöjd på: 2

9'440 − 880 + 2 − 0.09 ⋅ 100 = - 0.79 Hs = 71000 ⋅ 9.81 2⋅9.81

[m]

Turbinen måste alltså placeras under nedströmnsvattenytan. I bild 6.34 ges gränser för när kavitation uppstår. 10 Kaplan Francis

0.1

0.01 0.01

0.1

nQE

Bild 6. 34 Gränser för kavitation

Ekvation 6.30 ger en möjlighet att kontrollera samstämmigheten mellan det specifika varvtalet och gränsen för kavitation:

≤ 0.686 ⋅ σ0.5882

[-]

(6.30)

Även vid Peltonturbiner kan kavitation uppstå. Då som en följd av att skålarnas skärning inte fått avsedd geometri. 154

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Varvtal Det faktiska varvtalets beräknas från det specifika varvtalet, flödet och fallhöjden enligt ekvation 6.5. För mindre vattenkraftsanläggningar är det en fördel att kunna använda standardgeneratorer, vilket innebär att turbinen måste väljas under beaktande av lämpliga generatorer. De generatorvarvtal som är möjliga ges i tabell 6.5 Antal poler

Frekvens 50 Hz

60Hz

3000

3600

1500

Frekvens

Antal poler

50 Hz

60 Hz

375

450

1800

333

400

1000

1200

300

360

750

900

272

327

600

720

250

300

500

600

231

377

428

540

214

257

Tabell 6.5 : Möjliga generatorvarvtal

6.1.4.5 Rusningsvarvtal

Om lasten på generatorn faller bort och vattenvägarna inte stängs kommer varvtalet att öka. Det störwsta varvtal som teoretiskt kan uppnås kallas maximalt rusningsvarvtal. Genom att förse en anläggning med snabbt stängande luckor eller ventiler kan aggregatets rusning begränsas. Tabell 6.3 visar teoretiskt största rusningsvarvtal i förhållande till normalt varvtal.

Turbintyp

Rusningsvarvtal nmax/n

semi-Kaplan

2.0 - 2.6

Kaplan

2.8 - 3.2

Francis

1.6 – 2.2

Pelton

1.8 – 1.9

Turgo

1.8 – 1.9

Tabell 6.6 : Rusningsvarvtal

155

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

6.1.5 Turbinverkningsgrad Det bör anmärkas att en turbins verkningsgrad inte bara påverkar produktionen men också visar hur väl turbinen fungerar hydrauliskt. En måttlig verkningsgrad kan vara ett tecken på bristfällig hydraulisk funktion och att problem med kavitation och vibrationer kan uppstå. Å andra sidan kan en mycket god verkningsgrad innebära att säkerhetsmarginaler är minimerade. För mindre vattenkraftverk kan det således vara klokt att hålla sig i huvudfåran. Vid turbinköp bör man kräva garantier för verkningsgrad snarare än effekt, och garantierna ska bygga på modellprov. Bild 6.35 visar ett verkligt fall där garantier för verkningsgraden saknades. 0.90 0.89 0.88 0.87 0.86 0.85 0.84 0.83

With laboratory development

η 0.82 0.81

Real turbine without laboratory development

0.80 0.79 0.78 0.77 0.76 0.75 0.74 0.000

0.100

0.200

0.300

0.400

0.500

0.600

0.700

0.800

0.900

1.000

Q/Qn

Bild 6. 35 Exempel på verkningsgradsmätning på turbin som ej modellprovats

För den kraftverksägare som vill ha kontroll på turbineffekten finns två sätt: Man kan genomföra mätningar på plats efter färdig installation. För att erhålla tillförlitliga resultat krävs avancerade utrustningar som är komplicerade att använda och som ofta är svåra att applicera på mindre anläggningar pga utrymmesskäl. Ofta är det då nödvändigt att använda enklare mätmetoder vilket då innebär att resultatens tillförlitlighet inte blir den bästa. Visar undersökningen att garanterad prestanda inte uppfylls är det i allmänhet för sent att åtgärda detta, och ersättningen från leverantören kompenserar inte på långa vägar den produktionsförlust som uppstår under anläggningens livstid. Man kan utföra modellprov på geometriskt likvärdiga turbiner. På detta sätt kan man åtgärda problem innan de blir permanenta. 156

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Verkningsgraden utprovad vid modellförsök ska garanteras på basis av IEC-norm 60041, och vid mätning av färdig installation ska dessa följa IEC-norm 60193. Verkningsgraden definieras som η = Pmec

[-]

(6.31)

Som visas i bild 6.36, är inte turbinen begränsad till löphjulet vad gäller hydraulisk prestanda utan garantier utgår från kontrollsektioner uppströms spiralen samt nedströms sugrör. Dessa är väl definierade i IEC-normer. energy loss in penstock EGL

p ens

P1 / γ

tock

turbine draft tube

gross head

generator

H net head

HGL

v /2g Ve

Bild 6. 36 Schematisk bild av energiförluster i en vattenkraftsanläggning

På grund av de strömningsförluster som uppstår när vattnet strömmar genom en turbin är den energi som är tillgänglig för att driva löphjulet något mindre än den specifika hydrauliska energin för turbinen som helhet, se bild 6.37. Dessutom kvarstår en ansenlig rörelseenergi i det vatten som strömmar ut från turbinen. Sugröret är därför utformat för att återvinna så stor del av denna kvarvarande energi. Bild 6.37 visar typiska verkningsgrader som garanteras för olika turbintyper. Till den totala verkningsgraden hör även verkningsgraden för växel, generator och transformator.

157

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

1.0000 0.9500 0.9000 0.8500

ηη

0.8000 0.7500 0.7000 0.6500

Pelton 2 nozzles Pelton 1 nozzle Kaplan

0.6000

Propeller Francis

0.5500 0.5000

0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30 0.35 0.40 0.45 0.50 0.55 0.60 0.65 0.70 0.75 0.80 0.85 0.90 0.95 1.00 1.05

Q/Qmax

Bild 6. 37 Typiska verkningsgrader för mindre turbiner

Verkningsgraden hos en turbin beror av vattenföringen. Normalt väljs nominell vattenföring högre än den vattenföring som ger den högsta verkningsgraden. I tabell 6.7 ges toppverkningsgraden för mindre vattenkraftsturbiner. Kaplan- och Peltonturbiner behåller en hög verkningsgrad även för små flöden jämfört med det nominella. Semi-Kaplans har godtagbar verkningsgrad från en vattenföring på omkring 30% av den nominella, och Francisturbiner på motsvarande sätt från 50% av den nominella vattenföringen. Propellerturbiner har en mycket begränsad förmåga att hantera flödesvariationer. Turbintyp

Toppverkningsgrad

semi-Kaplan

0.91

Kaplan

0.93

Francis

0.94

Pelton n munstycken

0.90

Pelton 1 munstycke

0.89

Turgo

0.85

Tabell 6.7 : Typiska toppverkningsgrader för mindre turbiner

158

Små vattenkraftverk – En handbok

6.2

ESHA 2004

Växlar

När turbinen har tillräckligt högt varvtal för att medge direktkoppling till generatorn är detta en fördel i det att verkningsgraden blir högre och underhållsbehovet minskar. I många fall, särskilt vid lågfallsanläggningar, är turbinvarvtalet dock under 400 rpm, vilket gör det nödvändigt med en växel för att komma upp i de varvtal som tillämpas för standardgeneratorer. För mindre anläggningar är detta normalt att föredra framför att installera specialtillverkade generatorer. 6.2.1 Typer av växlar Följande typer av växlar förekommer i vattenkraftssammanhang: • Växellådor med parallella ut och ingående axlar. Bild 6.38 visar en vertikal uppställning med Kaplanturbin • Vinkelväxlar används vid lägre effekter. Bild 6.39 visar en koppling med en planetväxel som är förbunden med en vinkelväxel. • Remdrift är vanlig vid mindre anläggningar (se bild 6.40) .

generator 1500 rpm

powerhouse floor

turbine axis

bevel gear planetary to the speed increaser

Bild 6. 38 Generatorkoppling med växellåda

Bild 6. 39 Generatorkoppling med vinkelväxel

159

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

alternator speed increaser control boxes sliding gate

sliding gate

trashrack

draft tube

turbine flat belt

Bild 6. 40 Remdriven generator

6.3

Generatorer

Generatorer omvandlar mekanisk energi till elektrisk energi. Beroende på det diistributions- alt. transmissionsnät som anläggningen är ansluten till kan man välja mellan följande två typer: • Synkrongenerator: Dessa är utrustade med magnetisering som inte är beroende av extern strömförsörjning. Antingen har de permanentmagneter, eller likströmsdrivna elektromagneter tillsmmans med en spänningsregulator. Med synkrongeneratorer är det möjligt att producera reaktiv effekt, som behövs för att driva det anslutande nätet. • Asynkrongenerator: Dessa är byggda som induktionsmotorer och använder sig av det anslutande nätet för sin magnetisering, och förbrukar reaktiv energi. För anläggningar under ca 1 MW, är synkrongeneratorer dyra i förhållande till asynkrongeneratorer, men används då anläggningen motsvarar en väsentlig del av nätets kapacitet. Asynkrongeneratorer används om deras andel av nätets produktionskapacitet är blygsammare. Verkningsgraden är normalt ca 95% för en effekt på 100kW och kan stiga till 97% närmade 1 MW. Synkrongeneratorer har något högre verkningsgrad. På senare år har system konstruerats som tillåter varvtalet att variera samtidigt som frekvensen hålls konstant. Detta åstadkoms med frekvensomvandlare. Generatorspänningen ökar generellt med storleken. Standardspänningarna på 400 V eller 690 V medger att även standardtransformatorer kan användas fört anslutning till nätet, samt att genererad kraft används för den egna konsumtionen utan tranformering. Generatorer för effekter över 2-3MW har ofta högre utspänning.

160

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

6.3.1 Generatoruppställningar Generatorer kan utföras med vertikal eller horisontell axel oberoende av hur turbinen är uppställd. Bild 6.41 visar en vertikalt axlad Kaplanturbin som är direktkopplad till en specialtillverkad 28polig generator. Det är vanligt förekommande att använda ett svänghjul för att öka den roterande massan och därigenom förbättre regleringsstabiliteten.

Bild 6. 41 Kaplanturbin med specialtillverkad generator

Mindre generatorer kan utföras med öppen luftkylning, men för större generatorer rekommenderas att kylsystemet utförs slutet med särskilda kylaggregat. 6.3.2 Magnetisering Magnetiseringsströmmen för en synkrongenerator kan skapas av en mindre likströmsgenerator som drivs via huvudaxeln. Kraftbehovet för magnetisering kan uppgå till 0.5% - 1.0% av den genererade kraften. Roterande magnetiseringsutrustning Både huvudgeneratorns och magnetiseringsutrustningens poler sitter på huvudaxeln. På mycket stora anläggningar förekommer magnetiseringsutrustningar för magnetiseringsutrustningen. För att omvandla växelströmmen till likström löper borstar av kol mot en kommutatorring. Denna anordning kräver omfattande underhåll samt sprider kolpartiklar som i värsta fall kan skada generatorns isolering. Borstfria magnetiseringsutrustningar Denna består av en mindre generator som har sina poler på statorn. En växelström genereras så på rotorn som omvandlas till likström med hjälp av likriktare. Statisk magnetisering En statisk magnetiseringsutrustning tar ström från nätet och omvandlar denna till likström via en likriktare. Denna magnetisering blir allt vanligare och kräver mycket lite underhåll.

161

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

6.3.3 Spänningsreglering och synkronisering 6.3.3.1 Asynkrongeneratorer

En asynkrongenerator kräver reaktiv effekt för sin drift. Denna effekt tas från nätet. Vid uppstart accelereras aggregatet till ett varvtal något över det som motsvaras av nätfrekvensen, då ett varvtalsrelä sluter förbindelsen med nätet. Då bromsas aggregatet något och faller in i synkroniserat läge. Vid varvtalsförskjutningar i aggregatet kommer nätet att antingen bromsa eller driva på så att varvtalet hålls konstant. 6.3.3.2 Synkrongeneratorer

Synkrongeneratorn startas upp med hjälp av ett mindre turbinpådrag. Under accelerationen av aggregatet måste det passas in i nätet avseende spänning, frekvens och fasvinkel. När samtliga dessa värden överenstämmer mellan generator och nät sluts nätanslutningen. 6.4

Turbinreglering

Turbiner är dimensionerade för att drivas vid ett visst varvtal för ett visst flöde och en viss fallhöjd. Om faktiska förhållanden avviker från dessa måste detta kompenseras genom öppning resp. stängning av ledskenorna. Vid drift av ett isolerat nät syftar turbinregleringen till att hålla frekvensen konstant. Vid ökad last kommer turbinen att bromsas om pådraget hålls konstant. Detta kan åtgärdas på i princip två sätt: antingen ökas turbinpådraget eller så kompenseras den elektriska lasten genom inkoppling eller urkoppling av motståndskretsar. Varvtalsreglering En turbinregulator konstruerad så att den känner av ändringar i varvtal och omvandlar detta till en signal att ändra läge till en servomotor. Turbinregulatorer kan vara uppbyggda på olika sätt, från de helt mekaniska till modernare elektrisk-hydrauliska eller elektrisk-mekaniska. Den mekaniska regulatorn används till tämligen små turbiner pga av den begränsade kraften som behövs för att styra ledskenor och ventiler i dessa fall. Dessa regulatorer använder en varvtalspendel som drivs av turbinaxeln. Varvtalspendelns utslag beror av axelns rotationshasighet, och beroende på pendelns position i förhållande till ett referensläge öppnar eller stänger regulatorn ledskenorna.

162

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004 flywheels

manual mechanism

amortiguador pilot valve pressure oil oil return servomotor cylinder

to the servomotor

Bild 6. 42 Mekanisk turbinregulator

Förr i tiden var den vanligaste turbinregulatorn av hydraulisk-mekanisk typ. Dessa var, liksom de mekaniska regulatorerna utrustade med en varvtalspendel, men i ett mindre utförande, för avläsning av aktuellt turbinvarvtal. Via trycksatt olja reglerades så pådraget. På detta sätt kunde större manöverkraft kombineras med god precision i regleringen. (Bild 6.42) I modernare elektro-hydrauliska regulatorer läser en pulsgivare av turbinaxelns rotationshastighet. Signalen läses av en programmerad krets som avgör om någon åtgärd avseende pådrag erfordras. Samtliga regulatorsystem arbetar genom att kontinuerligt anpassa ledskenornas läge. För att åstadkomma både en snabb och stabil reglering utan varvtalssvängningar tillämpas för hydrauliskmekaniska regulatorer normalt dämpning av reglerfunktionen, medelst en anorning kallad katarakt. Electrisk-hydrauliska regulatorer är mer avancerade. Dessa är normalt av PID-typ(Proportionella, integrerande och deriverande) Det hänger inte enbart på regulatorn om anläggningen ska ha en god reglerstabilitet. Lika viktigt är att trögheten hos vattenvägarna är begränsad i förhållande till trögheten hos den roterande utrustningen. Genom att tex installera ett svänghjul på turbinaxeln kan den roterande massan ökas, med förbättrad reglerstabilitet som följd. Kraftekvationen för det roterande systemet kan skrivas: J⋅ dΩ = Tt −TL dt

där:

[Nm]

J = tröghetsmoment hos roterande komponenter

[kg m2]

Ω = vinkelhastighet

[rad/s]

Tt = Moment från turbin

[Nm]

TL= Moment från stator

[Nm]

(6.32)

När Tt är lika med TL, d Ω /dt = 0 och Ω = konstant, vilket innebär stabil drift. När Tt är större eller mindre än TL, är Ω inte konstant och turbinregulatorn måsta ingripa för att återföra systemet till 163

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

stabilt läge. Men det är inte bara turbin och generator som ska bromsasresp accelereras. Även det framströmmande vattnet i tilloppssystemet måste accelereras/bromsas. Trööghetsmomentet hos roterande komponenter är stabiliserande medan trögheten i vattenvägarna är destabiliserande för regleringen. För att bestämma om de olika trögheterna är kompatibla med reglerstabilitet brukar man använda sig av ett begrepp kallat uppstartstid. Uppstarttiden för de roterande komponenterna, från stillestånd till driftvarvtal beräknas som:

t = J⋅ΩP

Ω⋅ ⋅ = R n 5086⋅P

[s]

(6.33)

där rörelsemängden hos aggregatet bestäms som aggregatets tyngd multiplicerat med kvadraten av tröghetsradien.: ΩR2 , P är märkeffekt i kW och n är turbinens driftvarvtal (rpm) Vattnets uppstarttid, dvs den tid som behövs för att accelerera vattnet från stillastående till normal hastighet vid drift ges av:

t= v

där

∑L⋅V gH

[s]

gH = turbinens specifika hydrauliska energi

[J/kg]

L = Vattenvägens längd

[m]

V = strömningshastighet

[m/s]

(6.34)

För att reglerbarheten ska anses som god ska Tm/Tw > 4. Om inte detta kan åstadkommas måste antingen den roterande massan ökas eller vattenvägens längd minskas. 6.5

Ställverksutrustning

Ställverket utgör förbindelselänk mellan kraftstationen och det nät där stationen verkar. Ställverket måste innehålla skydd för generatorerna vid kraftiga spänningsförändringar i samband med åska via åskavledare. Det måste medge att anläggningen separeras från nätet vid behov. Detta tillgodoses normalt med en kombination av frånskiljare och brytare. En transformator behövs ofta för att få rätt utspänning från stationen. Dessutom ska utrustning för mätning av levererad effekt finnas, vilket kräver både ström- och spänningstransformatorer. Transformatorerna ska också utrustas med överbelastningsskydd med både snabbutlösande och tidsstyrt skydd. Generatorerna måste utrustas med skydd mot felströmmar, jordfel mm och skyddet för en asynkrongenerator måste dessutom inkludera ett “reverse-power”-relä som hindrar att generator går in i motordrift.

164

Små vattenkraftverk – En handbok

6.6

ESHA 2004

Driftautomatik

Små vattenkraftstationer saknar som regel bemanning och opereras via automatiska driftsystem. Eftersom alla kraftstationer är olika kan man inte ge exakta anvisningar för vad dessa system ska inkludera, men följande komponenter kan övervägas: a) Det måste finnas feldetektionssystem som dessutom är kapabla att på ett säkert sätt stänga ner stationen vid felindikering. b) Insamling av relevant driftinformation som kan tjäna som stöd för val driftstrategier bör finnas. c) Driftsystemet ska medge att stationen körs på ett förnuftigt sätt utan personal närvarande. d) Det bör vara möjligt att nå stationen via fjärr och få statusindikation samt utföra grundläggande manövrar. e) Det är en fördel om driftsystemet kan samverka med andra stationer uppströms och nedströms för att åstadkomma en effektivare drift.

Det är en fördel om stationens kontroll och driftsutrustning är uppbyggd i moduler, tex med en modul används för att konvertera analoga till digitala signaler från vattennivåavläsningar, ledskeneposition temperaturer mm, en modul som konverterar digitala till analoga signaler används for att styra ventiler mm, en modul för att räkna pulser från produktionsmätningen, flödesmätningenetc. osv. Ett modulsystem kan således anpassas till snart sagt alla tillämpningar, och medger samtidigt att standardprodukter används vilket håller ner kostnaden. Driftautomatik kan förbättra driftekonomin avsevärt genom att minska kostnaden för underhåll och service samtidigt som stationen körs mer effektivt. Med den utveckling som datorer genomgått blir denna typ av system bara billigare och mer kompetenta. 6.7

Övrig stationsutrustning

6.7.1 Stationstransformator Driften av diverse utrustningar i själva kraftstationen tar ofta mellan 1 och 3% av kraftproduktionen i anspråk. Små kraftverk har normalt en större andel än större kraftstationer. Stationstransformatorn sänker generatorns utspänning till den lokala försörjningen. 6.7.2 Ackumulator-backup Det rekommenderas att stationer förses med reservdriftsystem som matas från 24 V-ackumulatorer, för den utrustning som är nödvändig för att manövrera luckor och andra avstängningsanordningar samt för stationsbelysning.

165

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

6.7.3 Vattennivåmätning Vattennivån uppströms och nedströms bör kontinuerligt mätas och registreras. Det enklaste sättet att utföra vattenståndsmätningar är att helt enkelt läsa av nivån på en fast skala vid anläggningen. Detta kräver dock besök på anläggningen. Om stationen är utrustad med automatik är det enklaste att installera tryckgivare på uppströms- och nedströmssidan som kalibreras och läses av kontinuerligt. a)

sensor sumergible

Bild 6. 43 Vattennivåmätning

6.8

166

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Litteraturförteckning

L. Vivier, "Turbines hydrauliques et leur régulation", Albin Michel, Paris, 1966

J. Raabe, Hydro Power, The design, use and function of hydromechanical, hydraulic and electrical equipment, VDI Verlag, 1985, ISBN 3-18-400616-6

T. Jacob, "Machines hydrauliques et équipements électro-mécaniques", EPFL 2002

V. Denis, "Petites centrals hydrauliques", EPFL 2002

Office fédéral des questions conjoncturelles, "Turbines hydrauliques", Berne, 1995, ISBN 3-905232-54-5

Office fédéral des questions conjoncturelles, "Générateurs et installations électriques", Berne, 1995, ISBN 3-90523255-3

Office fédéral des questions conjoncturelles, "Régulation et sécurité d'exploitation", Berne, 1995, ISBN 3-905232-56-

1 8

A.Harvey, "Micro Hydro design manual, A guide to small scale water power schemes, Intermediate technology Publications, London, 1993, ISBN 1-85339-103-4

Société Hydrotechnique de France, "Design, construction, commissioning and operation Guide", May 1985

F. de Siervo & A. Lugaresi, "Modern trends in selecting and designing Pelton turbines", Water Power & Dam Construction, December 1978 11

F. de Siervo & F. de Leva, "Modern trends in selecting and designing Francis turbines", Water Power & Dam Construction, August 1976

F. de Siervo & F. de Leva, "Modern trends in selecting and designing Kaplan turbines", Water Power & Dam Construction, December 1977, January 1978

A Lugaresi & A. Massa, "Designing Francis turbines : trends in the last decade", Water Power & Dam Construction, November 1987 14

A Lugaresi & A. Massa, "Kaplan turbines : design trends in the last decade", Water Power & Dam Construction, May 1988 15

L. Austerre & J.de Verdehan, "Evolution du poid et du prix des turbines en fonction des progrès techniques", Compte rendu des cinquièmes journées de l'hydraulique, 1958, La Houille Blanche

H.Giraud & M.Beslin, "Optimisation d'avant-projet d'une usine de basse chute", Symposium A.I.R.H. 1968, Lausanne 17

T.Belhaj, "Optimisation d'avant-projet d'une centrale hydroélectrique au fil de l'eau" Symposium Maroc/CEE Marrackech 1989

J.L.Gordon "A new approach to turbine speed", Water Power & Dam Construction, August 1990

J.L.Gordon "Powerhouse concrete quantity estimates", Canadian Journal Of Civil Engineering, June 1983

F. Schweiger & J. Gregori, "Developments in the design of Kaplan turbines", Water Power & Dam Construction, November 1987 21

F. Schweiger & J. Gregory, "Developments in the design of water turbines", Water Power & Dam Construction, May 1989

167

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

1 Av Vincent Denis

168

Små vattenkraftverk - En handbok

ESHA 2004

KAPITEL 7: MILJÖPÅVERKAN OCH SKADEFÖREBYGGANDE ÅTGÄRDER INNEHÅLL 7

MILJÖPÅVERKAN OCH SKADEFÖREBYGGANDE ÅTGÄRDER

171

7.1

Introduktion....................................................................................................................... 171

7.2

Identifiering av miljöpåverkan .......................................................................................... 172

7.3

Påverkan under byggnadsfasen ......................................................................................... 173

7.3.1

Magasin ..................................................................................................................... 173

7.3.2

Intag, öppna kanaler, tuber, utlopp............................................................................ 174

7.4

Påverkan under driftfasen.................................................................................................. 174

7.4.1

Ljudpåverkan............................................................................................................. 174

7.4.2

Inverkan på landskapsbild ......................................................................................... 176

7.4.3

Biologisk påverkan.................................................................................................... 183

7.4.3.1

I magasinet ............................................................................................................ 183

7.4.3.2

I flodbädden........................................................................................................... 183

7.4.3.2.1 Minimiflöden................................................................................................... 184 7.4.3.2.2 Metoder baserade på hydrologiska eller statistiska värden............................. 184 7.4.3.2.3

Metoder baserade på naturliga, fysiska förutsättningar. ................................. 184

7.4.3.2.4

Formler baserade på hastighet och vattendjup ................................................ 185

7.4.3.2.5

Metoder baserade på beräkningar där ett flertal ekologiska parametrar ingår.186

7.4.3.2.6

Fiskvägar (uppströmsvandrande fisk) ............................................................. 191

7.4.3.2.7

Fiskpassager (nedströmsvandrande fisk) ........................................................ 197

7.4.3.2.8

System baserade på fiskens beteendemönster................................................. 199

7.4.3.3

I terrängen ............................................................................................................. 200

7.4.3.4

Utrustningar för intagsgrindar............................................................................... 200

7.5

Påverkan av transmissionslinjer ........................................................................................ 201

7.5.1

Visuell påverkan........................................................................................................ 201

7.5.2

Inverkan på hälsa....................................................................................................... 201

7.6

Slutsatser ........................................................................................................................... 202

169

Små vattenkraftverk - En handbok

ESHA 2004

TABELLFÖRTECKNING Tabell 7.1 Tabell 7.2 Tabell 7.3 Tabell 7.4 Tabell 7.5 Tabell 7.6

Inverkan under byggnadstiden Inverkan under drift Metoder baserade på hydrologiskt eller statistiskt underlag Metod baserad på naturliga fysiska förutsättningar Formler baserade på hastighet och vattendjup Metoder baserade på beräkningar med ett flertal ekologiska parametrar

172 173 189 189 189 189

FOTOFÖRTECKNING Foto 7.1 Foto 7.2 Foto 7.3 Foto 7.4 Foto 7.5 Foto 7.6 Foto 7.7 Foto 7.8 Foto 7.9 Foto 7.10 Foto 7.11 Foto 7.12 Foto 7.13 Foto 7.14 Foto 7.15 Foto 7.16 Foto 7.17

Cordianes Dammen vid Cordianes Intag Byggnadsfas – schaktning Byggnadsfas – betongkanal Byggnadsfas –kanalen färdigställd Tunnelmynning under utförande Täckt tunnelmynning Kraftstationsbyggnad Transformatorn placerad i kraftstationen Neckar kraftverk Fiskväg av rustik konstruktion Fiskväg med vertikala slitsar Denilränna Borland Sluss. Kraftstation och fiskpassage till vänster Coandaintag i drift Visuell påverkan av transformatorstation utomhus

177 178 178 179 179 180 180 181 181 182 182 192 193 194 197 198 201

BILDFÖRTECKNING Figur 7.1 Schematisk bild av anläggningen vid Cordianes Figur 7.2 Längdsektion genom Neckaranläggningen Figur 7.3 Exempel på varaktighetsdiagram Figur 7.4 Tvärsektion av en flodbädd Figur 7.5 Sambandet mellan det flöde som erfordras av miljöskäl och flodbäddens morfologi Figur 7.6 Utformning med rektangulära trösklar Figur 7.7 Fiskväg med mellanväggar Figur 7.8 Vertikalt slitsad fiskränna Figur 7.9 Ränna och mellanväggar i en fiskväg av Deniltyp Figur 7.10 Sektion genom Borland fisksluss Figur 7.11 Plan visande Borland fisksluss Figur7.12 Coanda intagsgaller. Schematisk skiss Figur 7.13 Bio-Acoustic Fish Fence

177 183 188 190 190 190 192 193 194 195 195 196 198 199

170

Små vattenkraftverk - En handbok

ESHA 2004

MILJÖPÅVERKAN OCH SKADEFÖREBYGGANDE ÅTGÄRDER1

7.1

Introduktion

FN-konferensen 1997 i Kyoto behandlade klimatförändringar och fastställde ramar för klimatfrågornas framtida handläggning. Detta var det andra initiativet efter den historiska Riokonferensen juni 1992 där miljö och utveckling behandlades. Tidigare hade EU redan uppmärksammat behovet av att ta itu med frågor rörande klimatförändringar. EU har därför satt upp klara mål för medlemsländerna vad gäller förnybar energiproduktion. Ett globalt mål om 12% reduktion av energikonsumtionen från fossila källor fram till 2010 har beslutats. För att uppnå detta skall medlemsstaterna sätta upp nationella mål för energiproduktion från förnybara energikällor. ÅR 2002 genomfördes i EU-regi en studie avseende småskalig vattenkraft ” Blue energy for a Green Europe”, som kartlade den småskaliga vattenkraftens roll nu och i framtiden inom den europeiska unionen, men även inom de s.k. ansökarländerna. Studien visade att år 1999 var den installerade effekten avseende småskalig vattenkraft inom Europa 10 118 MW och motsvarande produktion 40 019 GWh/år. EU länderna uppskattar potentialen för uppgraderade och nya anläggningar, utan ekonomiska eller miljöbetingade hinder, till 11 695 MW med motsvarande årlig produktion 46 158 GWh. Med beaktande av välkända hinder bedömer man att ca hälften ska kunna realiseras, således ca 5900 MW respektive ca 24 000 GWh per år. Uppnår man detta teoretiska mål innebär detta en reduktion av 20 miljoner ton CO2 - utsläpp. De administrativa procedurerna för att erhålla nödvändiga tillstånd gör dock att de ovan nämnda målen blir svåra att uppnå om inte förändringar och förenklingar av dessa procedurer kan åstadkommas. Tusentals ansökningar om tillstånd ligger vilande eller under fördröjd behandling ute i Europa, huvudsakligen beroende på konflikter med olika miljöintressen. Vissa miljöorganisationer ursäktar denna behandling med att anläggningarna är små och betydelselösa. Man verkar glömma att förnybar energi är decentraliserad och att för närvarande småskalig vattenkraft och vindkraftverk är de enda energikällor som kan bidra till förnybar elproduktion. Man får dock hålla i minnet, samtidigt som man konstaterar att elproduktion från små vattenkraftverk inte producerar vare sig koldioxid eller flytande föroreningar, att deras inverkan på närmiljön inte är försumbar. De klara globala fördelar som den småskaliga vattenkraften har får inte hindra att man identifierar och utreder nackdelarna och att man vidtar nödvändiga åtgärder för att begränsa och förhindra skador. Stora anläggningar för elproduktion baserade på förbränning ges, beroende på ekonomisk betydelse och storlek, ofta tillstånd på högre administrativa nivåer och i vissa fall kan deras skadliga inverkan på miljön inte undvikas. Ett småskaligt vattenkraftverk bedöms på lägre administrativa nivåer där påverkan från olika motståndsgrupper såsom fiskeorganisationer, ekologer etc. är större. Det är inte svårt att definiera olika typer av påverkan av ett projekt, utan det svåra är ofta att besluta om vilka åtgärder som ska vidtas, eftersom dessa ofta blir baserade på subjektiva värderingar. Det är därför viktigt att etablera en dialog med myndigheterna på miljösidan som ett första steg i projekteringsfasen. Även om dessa förhandlingar måste drivas projekt för projekt är det av värde att lägga fast några riktlinjer, som kan hjälpa projektören att föreslå skadeförebyggande åtgärder och som kan accepteras av tillståndsmyndigheterna. Nyligen har antagandet av EU:s ”Water Framework Directive” introducerat allvarliga krav vad avser miljöpåverkan. Det råder ingen tvekan om att uppfyllandet av de krav som ställs avseende miljön 171

Små vattenkraftverk - En handbok

ESHA 2004

såsom fiskvägar och minimitappningar har stor inverkan på kostnader och lönsamhet. Uppfyllandet av miljömålen är således inte beroende av utbyggarens ideologiska motstånd utan av de ekonomiska begränsningarna. I verkligheten är miljön och ekonomin starkt förbundna med varandra.

7.2

Identifiering av miljöpåverkan

Inverkan av vattenkraftprojekt är huvudsakligen bundna till lokaliseringsfrågor och tekniskt utförande. En högfallsanläggning belägen i ett känsligt bergsområde inverkar ofta betydligt mer på miljön än en lågfallsanläggning i en dalgång. Uppgradering och utvidgningar av befintliga anläggningar, som prioriteras i Europa, innebär helt olika påverkan på miljön jämfört med helt nya projekt. Exempelvis åstadkommer anläggningar, som avleder vatten från vattendraget för att sedan återföra vattnet vid en lägre nivå, inverkan genom att vatten bortleds från huvudvattendraget. I Tabell 7.1 och 7.2 nedan visas sammanställningar av olika typer av påverkan dels under byggnadstiden dels under permanent drift. Uppgifterna bygger på europeiska studier2 av verkliga förhållanden, som har utförts av expertgrupper som arbetar med värdering av miljöpåverkningar. Det är inte säkert att alla, eller de flesta av beskrivningarna i tabellerna passar in på ett specifikt projekt. I tabellerna har identifierats händelser, personer och annat som påverkas på såväl lokal som nationell nivå.

Tabell 7.1 Inverkan under byggnadstiden Händelser under byggnadstiden Påverkan på människor, natur etc Geologiska undersökningar Fauna Avverkning Skogsbestånd Utbyggnad av befintliga vägar Allmänhet Jordschaktningar Tunneldrivning

Lokal geologi Lokal hydro-geologi

Jordfyllningar på slänter Invallningar

Lokal geologi Vattenliv, lokal hydromorfologi Lokal geologi Allmänhet

Temporära massupplag Temporära förflyttningar av människor, vägar, kraftlinjer Provisoriska vägar och byggnader Fauna, allmänhet Schaktningar i vattendrag Tillfällig omledning av vattendrag Användning av grävmaskiner, truckar, helikoptrar, bilar, ? Närvaro av människor under arbetena

Typ av påverkan

Prioritet

Ljud Förändring av natur Ökad tillgänglighet, förändring av natur Släntstabilitet Förändring av grundvattenförhållanden Släntstabilitet Förändring av vattendrag Släntstabilitet

Låg Medel Medel Låg Låg Låg Medel Låg Obetydlig

Vattenekosystem Vattenekosystem Fauna, allmänhet

Landskapsbild, störningar i naturen Naturförändring Naturförändring Ljudstörningar

Låg Medel Hög Hög

Fauna, allmänhet

Ljudstörningar

Låg

172

Små vattenkraftverk - En handbok

ESHA 2004

Tabell 7.2 Inverkan under drift Händelser under drift Förnybar energiproduktion Uppdämningar Permanenta konstruktioner i vatten Avledning av vattendrag Tilloppstuber Nya kraftledningar Erosionsskydd Invallningar, bankfyllnader Påverkan på vattenflöde

Ljudstörningar från maskinutrustning Borttagning av material från flodbotten

7.3

Påverkan på människor, natur, etc Allmänhet Vattenekosystem Vattenekosystem Vattenekosystem Fauna Allmänhet, fauna Vattenekosystem, allmänhet Vattenekosystem, allmänhet Fisk Växtlighet Allmänhet Allmänhet Vattenliv, allmänhet

Typ av påverkan

Prioritet

Minskning av föroreningar Förändring av natur Förändring av natur

Hög

Förändring av natur Landskapsbild Landskapsbild Naturförändring, landskapsbild Naturförändring, landskapsbild Naturförändring Naturförändring Förändring av rekreation Förändring av livskvalitet Förbättring av vattenkvalitet ?

Hög Hög Hög Medel Låg Låg Låg Hög Medel

Låg Hög

Påverkan under byggnadsfasen

Anläggningar av den typ som avleder vatten från ett vattendrag, som har ett magasin för olika ändamål, insatta i en irrigationskanal eller byggda i ett vattenförsörjningssystem, har mycket varierande påverkan både ur kvantitativ och kvalitativ synvinkel. En anläggning som utnyttjar en befintlig damm har i praktiken knappast någon inverkan på omgivningen om erforderliga åtgärder vidtogs när dammen byggdes. Kraftstationsbyggnaden placeras vanligen vid dammens fot och arbetena förändrar inte det ekologiska systemet. Anläggningar som byggts in i en bevattningskanal eller i ett vattenförsörjningssystem åstadkommer inte någon ny påverkan utöver de som redan finns i projektet. Dock bör beaktas att anläggningar för avledning av vatten påverkar förhållandena ur många mycket speciella aspekter som kräver analys.

7.3.1 Magasin Den påverkan som uppkommer vid anläggandet av en damm och skapandet av ett magasin i anslutning till dammen inkluderar förutom markförlusten anläggandet av vägar, arbetsytor, schaktningsarbeten, sprängningsarbeten och beroende på dammstorlek och typ, även anordnande av tillfälliga betongstationer. Annan icke försumbar påverkan är den som uppdämningen i sig har, samt den reglering av vattenflödet som inte fanns tidigare. Det bör dock understrykas att tillskapandet av magasin inte är vanligt vid anläggandet av små vattenkraftverk. Majoriteten av de små vattenkraft-

173

Små vattenkraftverk - En handbok

ESHA 2004

verken är av typen strömkraftverk utan stora dammar och utan påverkan på vattenföringen i vattendraget.

7.3.2 Intag, öppna kanaler, tuber, utlopp Den inverkan dessa konstruktioner har på omgivningen är väl kända och beskrivs i Tabell 7.1 och består huvudsakligen av ljudstörningar på djurlivet, risk för erosion på grund av borttagen vegetation vid schaktningar, grumling av vatten och sedimentering nedströms i vattendraget. För att minimera inverkan av dessa arbeten är det mycket viktigt att schaktningsarbeten bedrivs under perioder med låg vattenföring och att störda bottnar snarast återställs. Dessa störningar är dock av övergående natur och utgör normalt inte några hinder vid tillståndsbehandlingen. Vegetationens viktiga roll för att skydda älvslänter mot erosion bör beaktas och det är därför klokt att återställa vegetation som borttagits under schaktningar. Här bör givetvis återplanteringar ske med arter som bäst passar in i den lokala floran. I en Miljökonsekvensbeskrivning bör tas i beaktande effekterna av uppgrumlat material i vattendraget, samt de negativa konsekvenser som uppkommer när människor arbetar och bor på arbetsplatsen under byggnadsperioden i ett område som normalt inte är befolkat. Denna inverkan kan vara negativ om arbetsplatsen är belägen i ett känsligt naturområde, men kan vara positiv i ett mindre känsligt område genom att nya aktiviteter tillförs. Avgaser från bilar, damm vid schaktningar, hög ljudnivå och andra mindre aktiviteter bidrar till att störa miljön om anläggningen är belägen i ett känsligt område. För att minska inverkan av exempelvis störningar från transporter av olika slag bör arbetena planeras på sådant sätt att onödiga rörelser undviks och att trafikrörelserna hålls på ett minimum. På den positiva sidan kan framhållas att en ökning av aktiviteter i området, användandet av lokal arbetskraft och lokala entreprenörer bör kunna välkomnas.

7.4

Påverkan under driftfasen

7.4.1 Ljudpåverkan Den tillåtna nivån på ljudstörningar är avhängig lokal bebyggelse eller om ljudisolering finns i hus nära kraftstationen. Ljudet kommer huvudsakligen från turbiner och i förekommande fall från växlar. Numera kan ljud inom kraftstationen begränsas, om nödvändigt, till nivåer av i storleksordning 70 dBA, vilket är nästan omärkligt utanför kraftstationen. När det gäller inverkan av ljud är Fiskeby kraftverk3 i Norrköping ett bra exempel att framhålla. Ägaren ville ha en maximal ljudnivå av 80 dBA inne i kraftstationen vid full drift. Den maximalt tillåtna ljudnivån utomhus på natten sattes till 40 dBA vid bebyggelse på upp till 100 meters avstånd. För att möta dessa krav beslöts att komponenter som turbiner, växlar och asynkrona generatorer köptes i ett paket från en välrenommerad leverantör. I köpekontraktet specificerades ljudnivåer vid full drift och nödvändiga bestämmelser för att kunna fullfölja kraven på leverantören. Denne accepterade följande bestämmelser: mycket små toleranser vid tillverkning av växlar; ljudisolerande skikt över turbindelen; vattenkylning i stället för luftkylning av generatorn och en omsorgsfull projektering av övrig utrustning. 174

Små vattenkraftverk - En handbok

ESHA 2004

Förutom den vanliga värmeisoleringen försågs byggnaden även med en särskild ljudisolering. Genom dessa åtgärder kunde ljudnivån hållas på nivåer mellan 66 -74 dBA, ca 20 dBA lägre än vanligt på liknande svenska anläggningar. Genom att bara ha en leverantör kunde ansvarsfrågan hanteras lättare. Den utvändiga ljudnivån kunde reduceras genom vibrationsisolering av kraftstationens väggar och tak. Principen för att reducera vibrationerna var att låta grundplatta, vattenvägar av betong och traverspelare utsättas för vibrationer från turbinaggregatet. De andra delarna av byggnaden såsom takbalkar av betong och förtillverkade väggelement av betong fick upplag bestående av gummielement med fjäderkonstanter anpassade för att ge maximal ljudreduktion. För takbalkarna valdes speciella gummiupplag, Trelleborg Novimbra SA W300. En liknande lösning valdes för de prefabricerade väggelementen. Efter idrifttagning kunde ljudet från kraftstationen inte urskiljas från andra ljudkällor såsom trafik, ljud från strömmande vatten etc. intill de närmast liggande byggnaderna. Underjordsstationen Cavaticcio4, som ligger ca 200 m från Piazza Maggiore, i hjärtat av Bologna, har också meriter i detta sammanhang. En studie avseende ljudstörningar vid italienska kraftanläggningar visade på en ljudnivå av ca 85 dBA inomhus i kraftstationen. Ljudnivån vid intilliggande byggnader var 69 dBA på dagen och 50 dBA på natten. Gällande regler tillåter inte att dessa värden överskrids med mer än 5 dBA under dagtid och 3 dBA nattetid. De åtgärder som vidtogs var liknande dem i Fiskeby: •

Isolering av maskinhallen, det mest ljudalstrande rummet, från angränsande utrymmen med hjälp av dubbla väggar med olika densitet, och med ett mellanliggande lager av glasull.

•

Ljudisolerade dörrar.

•

Flytande golv på en 15 mm tjock matta av glasull.

•

Innertak med ljudabsorberande egenskaper.

•

Tunga luckor i öppningar till bottenplanet, vilka utrustades med ljudisolerande extraskikt och tätningar av neopren.

•

Vibrationsdämpande fogar mellan fläktar ock kanaler i ventilationssystemet.

•

Låga hastigheter i ventilationskanaler (4 m/s).

•

Två ljuddämpare i början och i slutet av ventilationssystemet.

•

Intags och utloppsöppningar försedda med ljudfällor.

•

Luftkanaler utförda i sandwichmaterial (betong, glasull, perforerat tegel och bruk).

•

Turbinens roterande komponenter dynamiskt balanserade.

•

Vattenkyld borstlös synkrongenerator.

•

Precisionstillverkade växelkomponenter.

•

Inbyggnader för turbin och växel utförda starkt förstyvade för att undvika resonans. och vibrationer. 175

Små vattenkraftverk - En handbok

•

Ingjutning av turbinen med ett speciellt lågkrympande cement för att uppnå en monolitisk samverkan med grundkonstruktionerna.

•

Turbinen ingjuten i grova betongkonstruktioner för att reducera vibrationsamplituden till ett minimum.

ESHA 2004

Ventilationen i den underjordiska kraftstationen har tre huvudfunktioner: avfuktning av utrymmen för säker drift och underhåll av utrustning, frisklufttillförsel för personal och avledning av värme från den elektriska och mekaniska utrustningen. Även med en maximal luftväxling av 7000 m3/h överstiger aldrig lufthastigheten i ventilationskanalerna 4 m/s. Det kan tyckas att de två ovan beskrivna exemplen är mycket speciella men har medtagits här för att visa att allt är möjligt, om det bedöms som nödvändigt för projektets tillkomst. Åtgärderna kan dock innebära en signifikant ökning av anläggningskostnaden. Båda exemplen är lågfallhöjdsanläggningar med växlar mellan turbin och generator. Motsvarande högfallhöjdsanläggningar möjliggör en direkt koppling mellan turbin och generator. Detta eliminerar växeln, som svarar för merparten av ljud- och vibrationsstörningar.

7.4.2 Inverkan på landskapsbild Landskapsbildens kvalitet är av stor betydelse för allmänheten, som uppvisar ett ökat motstånd mot visuella förändringar i omgivningen. Problemet är speciellt akut vid utnyttjande av höga fallhöjder i bergstrakter, men även stort för anläggningar i befolkade områden. Dessa åsikter manifesteras ofta i kommentarer från allmänheten men även genom de administrativa utmaningar en utbyggare möter som försöker förändra ett omtyckt område genom utbyggnad av vattenkraft. Var och en av de komponenter som en vattenkraftanläggning omfattar - kraftstation, damm, utskov, tuber, intag, utlopp, ställverk, transmissionslinjer - har alla potential att förändra landskapsbilden genom att införa kontrasterande former, linjer, färger eller strukturer. Utformning, lokalisering och tillkomsten av vilken som helst av dessa delar kan sätta nivån för ett accepterande av hela projektet. De flesta av dessa komponenter, måste utformas med utgångspunkt från omgivning och vegetation. Färgsatt i icke kontrasterande kulörer och strukturer för att få icke reflekterande ytor gör att en anläggningsdel kan sammansmälta med och komplettera landskapsbilden. Kreativa ansträngningar, vanligen med små effekter på den totala budgeten, kan ofta resultera i att projektet accepteras av berörda parter såsom kommuner, länsstyrelser, ekologer etc. Tilloppstuber är ofta en stor källa till motstånd. Utformningen måste här studeras noggrant med användande av alla lokala förutsättningar - berg, jord, vegetation - för att dölja så mycket som möjligt, och om ingen annan lösning står till buds, måla den så att kontrasten mot bakgrunden blir minimal. Den bästa lösningen är om en tub kan utföras nedgrävd även om det innebär nackdelar för kontroll och underhåll. Behovet av expansionsfogar och fixblock kan då reduceras eller bortfalla helt och marken kan återställas till det ursprungliga skicket och utgör heller inget hinder för vilda djur att passera. Kraftstation med intag, tilloppstub, utlopp och transmissionslinje måste omsorgsfullt placeras in i landskapet. Varje skadeförebyggande strategi måste från början beaktas i projektet, vilket vanligen kan ske utan väsentliga extra kostnader för att få tillstånd till att utföra projektet. 176

Små vattenkraftverk - En handbok

ESHA 2004

Nedan beskrivs två anläggningar som projekterats omsorgsfullt för att dölja så mycket som möjligt av ingående komponenter. Potentiella projektörer får här en handfull idéer som kan vara till hjälp när det gäller att övertyga miljömyndigheterna om att det inte finns någon plats så miljökänslig att den kan förhindra en energiomvandling som är harmlös och acceptabel. Anläggningen Cordianes i Picos de Europa i Spanien och en anläggning i floden Neckar, belägen i Heidelbergs historiska centrum gås igenom nedan. Cordianes Ett litet magasin, som det befintliga vid Cordianes (Foto 7.1), har vissa positiva inslag. En nästan stabil vattenyta och turistattraktioner såsom bad, fiske, kanoting etc. uppväger de negativa effekterna.

Foto 7.1

Cordianes

Figur 7.1 Schematisk bild av anläggningen vid Cordianes 177

Små vattenkraftverk - En handbok

ESHA 2004

Dammen vid Cordianes är en relativt slank betongkonstruktion, men eftersom den är 14 m hög är den den mest dominerande av de olika anläggningsdelarna. Den behöver vara så hög för att vattenytan skall nå upp till en befintlig tunnel, som återuppbyggts och utgör en del av en förbiledningskanal. Det är av detta skäl som vattenytan i reservoaren inte kan varieras mer än två meter och uppdämningssjön ger därmed ett pittoreskt intryck.

Foto 7.2

Dammen vid Cordianes

En kanal uppbyggd av betong leder från intaget. Kanalen har en tvärsektion av 2 x 2,5 m och en längd av 1335 m. Den är helt nedgrävd och täckt med ett lager av jord och vegetation.

Foto 7.3

Intag

Foto 7.4, 7.5 och 7.6 visar en sträcka av kanalen under dess tre byggnadsfaser: schaktning, betongarbeten och färdig kanal med överfyllning av ett vegetationslager. Närvaron av en kraft178

Små vattenkraftverk - En handbok

ESHA 2004

ledningsstolpe - transmissionslinjen mellan byarna Posada de Valdeon och Cordianes - bekräftar att det är samma byggnadsplats. Det vore annars omöjligt att se den täckta kanalen.

Foto 7.4

Foto 7.5

Byggnadsfas – schaktning

Byggnadsfas – betongkanal

179

Små vattenkraftverk - En handbok

ESHA 2004

Foto 7.6

Byggnadsfas –kanalen färdigställd

Foto 7.7och 7.8 visar hur ingången till tunneln har dolts. På det första fotot visas hur tunneln återuppbyggs, på det andra visas hur kanalens anslutning till tunneln har dolts liksom resten av kanalen och även ingången till tunneln. Det är möjligt att komma in i tunneln för inspektion efter det att den har länsats på vatten. Tunneln var utförd sedan tidigare, men inte färdigställd beroende på att lämpliga metoder inte fanns för att passera ett colluvialt terrängavsnitt. Den har nu återuppbyggts med en våt sektion av 2 x 1,8 m och med en lutning av 1:1000. Den leder vattnet till en intagsbassäng som inpassats i den omgivande bergterrängen och som har en halvcirkelformad utskovsdel. Från intagsbassängen leder en ståltub vattnet till turbinerna. Tuben har en diameter av 1,4 m och är 650 m lång. På de första 110 m har tuben en lutning på nära 60 grader och är förlagd i ett utsprängt dike och kringgjuten med betong som färgats för att smälta in med den omgivande, blockiga terrängen. På de resterande 540 m är tuben nedgrävd i jord och täckt med ett vegetationslager.

Foto 7.7

Tunnelmynning under utförande 180

Små vattenkraftverk - En handbok

ESHA 2004

Foto 7.8

Täckt tunnelmynning

Några meter före kraftstationen delas tuben i två mindre rör som leder vattnet till två francisturbiner, vardera med en installerad effekt av 5000 kW. Kraftstationsbyggnaden liknar de hus som är belägna på bergssluttningarna. Husets kalkstensväggar, tegeltak av äldre typ och kraftiga fönster av trä, döljer dess industriella funktion. Kraftstationen är dessutom till två tredjedelar nedgrävd under markytan vilket också är fördelaktigt. För att dölja utloppets stensättning har ett vattenöverfall anordnats.

Foto 7.9

Kraftstationsbyggnad

Transformatorn är placerad inne i kraftstationen till skillnad från den vanliga placeringen utomhus (se foto.7.10). Kraftkablarna är dragna över tuben, under tunneln och över den öppna kanalen. Nära byn där flera transmissionslinjer möts kommer kablarna upp i dagen för att sedan gå under mark när de korsar den norra sluttningen. Här uppehåller sig en mycket sällsynt fågelart – ”Urogayon”.

181

Små vattenkraftverk - En handbok

Foto 7.10

ESHA 2004

Transformatorn placerad i kraftstationen

Neckar Kraftstationen Neckar är belägen i Heidelbergs historiska centrum5 och fick ett villkorat tillstånd som innebar att den inte skulle störa den gamla dammen, som byggdes för att göra floden segelbar. Kraftstationsbyggnaden, som är uppförd uppströms dammen är inte synlig från stranden. I Figur 7.2 visas en tvärsektion av anläggningen, med den principiella utformningen med två kaplanturbiner i skåpuppställning. Vardera turbinen har en kapacitet av 1535 kW. Anläggningskostnaden var av naturliga skäl mycket hög – ungefär 35 000 SEK/kW.

Foto 7.11

Neckar kraftverk

182

Små vattenkraftverk - En handbok

ESHA 2004

Figur 7.2 Längdsektion genom Neckaranläggningen

7.4.3 Biologisk påverkan 7.4.3.1 I magasinet Projekt som innefattar reglering är ovanliga när det gäller små vattenkraftverk även om det finns ett antal anläggningar som drivs med någon form av korttidsreglering, d.v.s. producerar kraft när belastningen på nätet har toppar under dagtid. Korttidsreglering har dock vissa nackdelar exempelvis för fiskbestånden nedströms. Den lägre vattenföringen kan resultera i att nyligen lagd rom torrläggs, eftersom reducerad körning motsvarar mindre vatten i åfåran nedströms. Rommen6 kan klara sig om det är fråga om kortare perioder, men mindre fiskar kan bli strandade om det är fråga om snabba ändringar av vattenståndet.

7.4.3.2 I flodbädden En stor del av de små vattenkraftverken är av den typ som åstadkommer torrfåror, d.v.s. leder bort vatten från åfåran för att längre ned i vattendraget genom ett kraftverk återföra vattnet till åfåran efter att ha utnyttjat fallhöjden på sträckan. Det kan ibland handla om relativt långa sträckor. Minskningen av vattenföringen på sträckan kan påverka romläggning, kläckning, tillväxt och passage av fisk, men reducerar även livsutrymmet för den vuxna fisken. Korttidsreglering – dock inte typisk för småskalig vattenkraft – med skarpa och frekventa ändringar av flödet, kan slå ut såväl djurliv som växtliv vid växlingar mellan vått och helt torrt tillstånd i åfåran. Här uppstår en intressekonflikt eftersom utbyggaren vill utnyttja en förnybar energikälla, vilket är av stort värde eftersom man kan ersätta annan energiproduktion som emitterar växthusgaser. Miljöförespråkarna hävdar från sin sida att vattenavledningar med påverkade åfåror åstadkommer skada. 183

Små vattenkraftverk - En handbok

ESHA 2004

7.4.3.2.1 Minimiflöden Sätten att beräkna minimiflöden är många och ser ut att öka även fortsättningsvis. Detta bekräftar att ingen har en bra universiell lösning på problemet att beräkna hur stort ett minimiflöde behöver vara. I det följande redovisas en del formler baserade på olika principer. En mer komplett undersökning av metoder för beräkning av minimiflöden finns i ESHAs dokument som ingår i Thematic Network on Small Hydro Power, som finns tillgängligt på web-adressen www.esha.be.

7.4.3.2.2 Metoder baserade på hydrologiska eller statistiska värden En grupp av metoder bygger på storleken av medelvattenföringen (MQ) vid en given tvärsektion. Den resulterande minimitappningen varierar från 2,5% av MQ för Cemagraf-metoden lanserad i Frankrike, till 60 % för Montana-metoden i USA för områden med stor betydelse för fisket. En typisk siffra för minimitappning är 10 % av medelvattenföringen. En andra grupp av metoder baseras på normal lågvattenföring (NLQ) i vattendraget. Resultatet framräknat efter dessa metoder varierar från 20% (Rheinland - Pfalz, Hessen i Tyskland) upp till 100% (Steinbach, Österrike) av NLQ. En tredje grupp av metoder baseras på vissa värden på varaktighetskurvan. För dessa metoder redovisas nedan ett antal värden med en stor variation. Q300 (Schweizisk metod med alarmgränsvärde, Matthey och linjär Matthey) Q347 ( Tyska Buttinger- metoden) NLQ7 (medelvärdet av normal lågvattenföring under sju månader med de högsta naturliga flödena). NLQaug (normal lågvattenföring under augusti), Q84%,Q361,Q355 osv.

7.4.3.2.3 Metoder baserade på naturliga, fysiska förutsättningar. Dessa metoder bygger vanligen på ett konstant, specifikt minimiflöde (l/s/km2 av nederbördsområdet). De värden som fås fram för dessa minimiflöden varierar dock kraftigt, t.ex. 9,1 l/s/km2 i USA i fiskrika vattendrag, som kan jämföras med 2 l/s/km2 för bergiga nederbördsområden i Alperna. Fördelar med dessa metoder •

Lätta att använda under förutsättning av bra dataunderlag

•

Naturliga fluktuationer av flöden kan eventuellt beaktas

•

Möjlighet till översiktlig bedömning av ekonomisk energiproduktion

•

Metoder som bygger på NLQ och LLQ bör prioriteras 184

Små vattenkraftverk - En handbok

•

ESHA 2004

Ingen identifierbar ekologisk bakgrund

Nackdelar •

Akademiska formler som ger exakta värden

•

LLQ kan lätt bli övervärderad

•

Hänsyn tas ej till flödens hydrauliska parametrar

•

Hänsyn tas ej till effekter från biflöden, okända data för avledningssektionen samt längden på avledningen

•

Ekonomisk drift av småkraftverk kan bli negativt påverkad

•

Metoderna inte användbara för så många typer av vattendrag och överföringar mellan vattendrag kan vara tveksamma.

7.4.3.2.4 Formler baserade på hastighet och vattendjup I denna grupp av metoder förekommer också en stor variation av värden för de typiska parametrarna. Vattenhastigheten kan variera i registret 0,3 m/s (Steiermark- metoden) till 1,2- 2,4 m/s (Oregonmetoden) och vattendjupet måste vara större än 10 cm (Steiermark- metoden) eller 12-24 cm (Oregon- metoden). Andra formler inom denna grupp föreslår ett minimiflöde baserat på vattendragets bredd (30-40 l/s per meter bredd) eller på den våta perimetern (minimitappningen ska i detta fall ha en våt perimeter av 75% av den vid opåverkat flöde). Fördelar med denna metod •

Huvudflödets egenskaper bibehålls

•

Vattendragets profil kan inkluderas i beräkningarna

•

Individuell behandling av varje vattendrag.

•

Inga hydrologiska data erfordras.

•

Endast indirekta och allmänna kopplingar till ekologiska parametrar.

•

Kan användas vid beräkningar av konsekvenser för energiproduktionens ekonomi.

Nackdelar •

Lutningar och naturliga vattenmönster kommer inte med i beräkningarna.

•

Avledningslängd och effekter från tillflöden eller bortledningar beaktas ej. 185

Små vattenkraftverk - En handbok

ESHA 2004

•

Om inte vattendraget omstruktureras ger dessa metoder mycket höga nivåer på minimitappningar.

•

Rimlig användning endast för vissa delar av påverkad sträcka.

•

Strida forsar får orealistiska värden på vattendjup vid trösklar.

•

Lämpliga att använda endast för vissa typer av vattendrag, överföringsmöjligheter till andra vattendrag tveksamma.

7.4.3.2.5 Metoder baserade på beräkningar där ett flertal ekologiska parametrar ingår. Beroende på dessa metoders höga specificeringsnivå, vilket är svårt att omsätta i ord, ges en kort beskrivning nedan. MODM (Multi Objective Decision Making) Beräkning av minimitappning härrör från an modell som tar hänsyn till både ekologiska och ekonomiska faktorer. Den lösning som väjs skall vara den bästa kompromissen mellan dessa båda parametrar. Följande givna variabler ingår som parametrar: •

Arbetstillfällen (ekonomi)

•

Minsta maximala djup (olika arter och individuella storlekar).

•

Högsta vattentemperatur (ändring av termiska förutsättningar).

•

Minsta syreinnehåll (vattenkvalitet).

Utspädningsgrad Det erforderliga flödet måste vara minst 10 gånger det insatta biologiskt rena flödet. Vattenhastigheten får inte understiga 0,5 m/s. Flödesparametrar Effekterna av ett minimiflöde mäts med hjälp av en modell. Med hjälp av denna kan nödvändiga förändringar och/eller behovet av andra åtgärder på en av vattenavledning påverkad sträcka bestämmas. PHABSIM Denna metod baseras på den kännedom om parametrarna – vattendjup, vattenhastighet, temperatur och sediment som majoriteten av de olika fiskarterna föredrar. Med dessa definierade förutsättningar, både tekniskt och med hänsyn till det önskade spektrat av fiskarter, kan det erforderliga minimiflödet beräknas.

186

Små vattenkraftverk - En handbok

ESHA 2004

Habitat Prognoses Model (USA) Denna modell togs fram för att begränsa omfattningen av de undersökningar som erfordras för att i svårbedömda fall kunna fastställa ett minimiflöde. Modellen arbetar med färre morfologiska parametrar och det för livsbetingelserna i vattendraget relevanta minimiflödet kan beräknas med ett dataprogram. Ett minsta ekologiskt och ekonomiskt tröskelvärde bestäms. Det slutliga, återstående flödet bör vara en funktion av dessa båda värden, varvid följande omständigheter beaktas. Det kan uppstå en minskning av skyddet med avseende på rådande förutsättningar. Det föreslagna minimiflödet får inte överstiga det lägsta ekologiska minimiflödet. Minimiflödet motsvaras av det ekonomiska tröskelvärdet på energin vid 4% förräntning av anläggningen. Minimiflödet får högst vara 5/12 av normal lågvattenföring, (NLQ). Habitat Quality Index (USA) Denna modell baseras på ”multipel regression”. Den länkar samman vattendragets kapacitet för laxungar på en sträcka med en rad ekologiska parametrar. Den kräver insamling av ett stort antal miljöanknutna data, vilka är nödvändiga för att kunna räkna fram biomassan för de laxungar som kan leva på ifrågavarande sträcka av vattendraget. Pool Quality Index Denna modell som har utvecklats från HQI – metoden och baseras på en maximering av de hydrauliska olikheterna d.v.s. ju fler lugnvattenområden som finns på en forssträcka desto mindre blir minimiflödet. Beroende på den procentuella andelen lugnvattenområden ger metoden följande värden för minimiflödet, vilka kan jämföras med dem som erhålls med metoderna beskrivna i 7.4.3.2.2 , 7.4.3.2.3 och 7.4.3.2.4. •

7 – 9 % av MQ

•

50 – 70 % av Q355

•

3,6 – 4,3 l/s/km2

Fastställande av lämpliga flöden genom försök Denna metod baseras på att fastställa villkoren för minimiflödet med hänsyn tagen till potentiella, framtida förhållanden på den sträcka av vattendraget varifrån vatten avletts. Metoden visar sammanhanget mellan relevanta ekologiska parametrar möjliga att förverkliga avseende önskade nivåer och/eller kurvor. Metoden beskrivs som ganska enkel och ekonomisk. Den förutsätter dock att möjlighet finns att mäta små vattenföringar i en framtida påverkad sektion av vattendraget. Med befintliga anläggningar är detta enkelt – i andra fall måste mätningar ske under lågvattenperioder, vilket oftast leder till att vissa värden får extrapoleras fram. Fördelar med denna metod •

Flödesobservationer på plats

•

Hydrologiska, hydrauliska, ekologiska och meteorologiska förutsättningar tas med i beräkningarna 187

Små vattenkraftverk - En handbok

ESHA 2004

Både ekologiska och ekonomiska överväganden tas i beaktande Nackdelar •

Metoden är omfattande vad gäller insamlande av data och matematiska databeräkningar

•

Användbar endast för vissa typer av vattendrag, överföring av resultat till andra vattendrag tveksam

Exempel på användning av olika metoder med följande kriterier Nederbördsområde =

120 km2

Q300 =

1,90 m3/s

Vattendragets medelbredd: till rektangulär sektion

20 m approximerat

Q347 =

1,60 m3/s

Q355 =

1,38 m3/s

Q361 =

0,37 m3/s

NLQ =

0,15 m3/s

Vattendragets lutning =

2,3 % 3

MQ =

2,33 m /s

Varak tig hets k urva 4 ,5 0 4 ,0 0 3 ,5 0

Vattenföring

3 ,0 0 2 ,5 0 2 ,0 0 1 ,5 0 1 ,0 0 0 ,5 0 0 ,0 0 0 ,0 0

7 3 ,0 0

1 4 6 ,0 0

2 1 9 ,0 0

2 9 2 ,0 0

3 6 5 ,0 0

V a ra k ti g h e t da g a r/å r

Figur 7.3 Exempel på varaktighetsdiagram

188

Små vattenkraftverk - En handbok

ESHA 2004

Tabell 7.3 Metoder baserade på hydrologiskt eller statistiskt underlag METOD

BESKRIVNING

MINIMIFLÖDE (L/S)

METOD

BESKRIVNING MINIMIFLÖDE (L/S)

Lanser

5-10% MQ

116-233

RheinlandPfalz Hessen

Cemagref

2,5-10% MQ

58-233

Q361

Steinbach BadenWürttemberg

Q365

150

Alarm limit

0,2 Q300

380

1/3·Q365

Büttinger

Q347

1.600

10% MQ

233

0,2 - 0,5·Q365

30-75

0,2 - 0,9·Q365

30-135 370

Tabell 7.4 Metod baserad på naturliga fysiska förutsättningar METOD

BESKRIVNING

MINIMIFLÖDE (L/S)

METOD

BESKRIVNING MINIMIFLÖDE (L/S)

USA Lombardy

2,6-9,1 l/s/km2 2,88 l/s/km2

312-1.092 346

Tirol

2-3 l/s/km2

240-360

Tabell 7.5 Formler baserade på hastighet och vattendjup METOD

BESKRIVNING

MINIMIFLÖDE (L/S)

METOD

BESKRIVNING MINIMIFLÖDE (L/S)

Steiermark Oberösterreich

0,3-0,5 m/s

Oregon Steiermark

1,2-2,4 m/s

hw≥20 cm

80-290 7150

hw≥10 cm

Miksch

30-40 l/s/mwidth 600-800

Tirol

hw≥15-20 cm 4450-7150

2600-15000 2290

Tabell 7.6 Metoder baserade på beräkningar med ett flertal ekologiska parametrar METOD

BESKRIVNING

MINIMIFLÖDE(L/S)

PQI Oberösterreich

7 – 9 % MQ 163-210 2 3,6-4,3 l/s/km 432-516

METOD

BESKRIVNING MINIMIFLÖDE (L/S)

PQI Steiermark

50–70% Q355 hw≥10 cm

690-966 2290

De tabellerade exemplen visar stora variationer och understryker hur svårt det är att använda dessa metoder för att bestämma ett minimiflöde för ett vattendrag som påverkas av vattenavledning. Speciellt ger formlerna som baseras på vattenhastighet och vattendjup orimliga värden på minimiflödet.I detta sammanhang kan det vara meningsfullt att överväga möjligheterna till omformning och omstrukturering av berörd sträcka i syfte att minska behovet av minimiflöde. Denna infallsvinkel fördubblar möjligheterna till att uppnå ett bättre miljömässigt utnyttjande av det vatten som avsätts för miljön (vattendjup och hastighet anpassade till ekosystemets behov) och därmed ökar energiproduktionen från en förnybar energikälla. Det måste understrykas att, om någon av de biologiska metoderna för bestämmande av ett minimiflöde används, kan den som vill bygga ut en fallsträcka minska nivån på minimiflödet genom att modifiera flodbäddens fysiska struktur. Välkända åtgärder av restaurering och omstrukturering av vattendrag har visat sig fungera tillfredställande. Åtgärder som att plantera träd längs stränderna för att åstadkomma skuggade områden, utläggning av sten- och grusbankar för att förbättra bottnar, förstärkning av stränder och slänter genom plantering av buskar för att motverka erosion etc. kan alla

189

Små vattenkraftverk - En handbok

ESHA 2004

medverka till ett gott resultat. Investeringar som erfordras för dessa åtgärder kompenseras ofta snabbt genom motsvarande minskning av minimiflödet. Figur 7.4 (som reproducerats ur en uppsats av Dr Martin Mayo) illustrerar den täckning och det skydd mot flöden, solsken och fara som kan komma såväl ryggradsdjur som ryggradslösa djur tillgodo genom både naturliga och konstgjorda element. Förekomst av hålor och vattentäckta avsatser erbjuder ett säkert skydd mot angripare. Dessutom ger den strandnära vegetationen skugga för fisk som riskerar för hög temperatur och erbjuder skydd mot landbaserade angripare. (Det måste här nämnas att den största faran från landsidan är fiskaren). Alla dessa element bidrar till det som i APU– metoden anges som skyddskoefficient. Genom att öka dess betydelse, kan det eftersträvade värdet på minimiflöde minskas. På detta sätt kan ett bättre skydd av vattenfaunan kombineras med en högre energiproduktion.

Figur 7.4 Tvärsektion av en flodbädd I demonstrationssyfte visas i Figur 7.5, sambandet mellan det flöde som erfordras av miljöskäl och flodbäddens morfologi.

Figur 7.5 Sambandet mellan det flöde som erfordras av miljöskäl och flodbäddens morfologi 190

Små vattenkraftverk - En handbok

ESHA 2004

Bland olika åtgärder kan här nämnas tillskapandet av lugnvatten för fiskens reproduktion, meandrande låga flodbäddar för att öka hastighet och djup vid låga flöden, modifiering av vattendragets lutning för att öka vattendjupet, koncentration av lutningen till små fall eller ramper med höjden 30 – 40 cm. Svårigheten med denna typ av åtgärder är att göra modifieringen permanent, d.v.s. motståndskraftig mot flöden och naturliga rörelser i flodbädden . Dessa svårigheter ska inte underskattas. En mer komplett undersökning av ytterligare parametrar för minimiflöde (lutning, biflöden, vattendragsstruktur o.s.v.) finns i dokument som framtagits av ESHA inom projektet Thematic Network on Small Hydro Power, som kan återfinnas under web-adressen www.esha.be.

7.4.3.2.6 Fiskvägar (uppströmsvandrande fisk) Anadrom fisk är fisk som leker i sötvatten, men tillbringar större delen av sitt liv i havet. Katadrom fisk är fisk som leker i havet, växer sig fullvuxna i sötvatten och därför kräver passage förbi dammar och trösklar. Det finns ett stort antal olika typer av fiskvägar, beroende på de fiskarter som är aktuella i varje enskilt fall. Sötvattensfisk verkar dock ha ett begränsat rörelsemönster. Tekniker för att möjliggöra uppströmspassage av fisk är väl utvecklade och anpassade för anadroma arter inklusive lax. Med hänvisning till OTA 1995 (Office of Technology Assessment in the USA) finns det ingen singulär, enkel lösning vid projektering av en fiskväg för uppströmsvandrande fisk. För att åstadkomma en effektivt fungerande fiskväg erfordras god kommunikation mellan projektörer och biologer och en ingående kännedom om de specifika, lokala förhållandena. Misslyckanden, när det gäller denna typ av fiskvägar, bygger ofta på att drift och underhåll inte beaktats tillräckligt vid projekteringen. Uppströmspassagen kan åstadkommas på många olika sätt; med fisktrappor, fiskhissar (hissar eller slussar), pumpar eller transporter. Pumpning är en mycket kontroversiell metod. Transporter används vid höga dammar. Dessa högteknologiska metoder är relativt ovanliga vid småskalig vattenkraft. En stor variation av olika utformningar av fiskvägar förekommer vid mindre anläggningar. Lokala och artspecifika förhållanden samt ekonomi, leder fram till den lösning som bedöms som mest ändamålsenlig. Fiskvägssystem (bäckar som liknar de naturliga utan avsatser, lugnvatten eller trösklar, denilrännor, vertikala slitsar, hybrider etc) kan utformas för att passa fisk som håller till på djupet , i ytan eller vid mynningar. All typer av fisk kan dock inte använda sig av fisktrappor. Fiskhissar, - slussar kan komma till användning för fisk som inte kan gå i fisktrappor. Den mest vanliga fisktrappan är den med bassänger och trösklar, d.v.s. en serie bassänger med vatten strömmande från bassäng till bassäng över trösklar. Bassängerna fyller en dubbel funktion, dels som viloplats för fisken, dels som energidödare för det vatten som flödar genom rännan. Storleken och höjden på bassängerna måste utformas på basis av den eller de fiskarter som ska hanteras. Bassängerna kan kompletteras med: •

Mellanväggar utformade med slitsar så att både fisk och bottenmaterial kan passera igenom.

•

Mellanväggar som har bottenöppningar stora nog för fisk att passera.

•

Mellanväggar försedda både med vertikala slitsar och bottenöppningar.

Bassänger som är åtskilda med mellanväggar med bottenöppningar har inget praktiskt intresse eftersom denna typ av fiskväg endast passar fisk som simmar efter botten. Laxfiskar behöver inte använda bottenöppningar eftersom de kan hoppa över mellanväggarna och det finns ett flertal andra 191

Små vattenkraftverk - En handbok

ESHA 2004

arter som inte är djupt simmande fiskar. Utformning med rektangulära trösklar ( Figur 4) är den äldsta typen av fisktrappa. Den har dock den nackdelen att om uppströmsvattenytan varierar ökar eller minskar vattenföringen i rännan och man får en fiskväg med antingen för hög eller för låg vattenföring.

Figur 7.6 Utformning med rektangulära trösklar Bottenmaterial kan inte på ett bra sätt passera denna typ av fisktrappa, men man kan då komplettera rännan med bottenöppningar. Foto 7.12 visar en trappa av denna typ utförd i en rustik konstruktion. Den är avsedd för lax och finns i ett vattendrag i Asturias, Spanien.

Foto 7.12

Fiskväg av rustik konstruktion

Foto 7.13 illustrerar en fisktrappa med vertikala slitsar och bottenöppningar, som vanligen ger mycket bra resultat. Utformningen och placeringen av mellanväggarna visas i perspektiv i Figur 7.7. Bassängernas bredd varierar från 1,2 till 2,4 m och motsvarande längd mellan 1,8 och 3,0 m. Nivå192

Små vattenkraftverk - En handbok

ESHA 2004

skillnaderna mellan bassängerna varierar i storleksordning 10-30 cm. Vissa fiskarter kräver att nivåskillnaden mellan bassängerna inte överstiger 25 cm. I princip bestäms bassängernas storlek och nivåskillnader av de arter för vilka fiskvägen är avsedd. Med hjälp av dataprogram7 kan bassängernas bredder och längder samt nivåskillnader optimeras, likaså den hydrauliska belastningen.

Foto 7.13

Fiskväg med vertikala slitsar

Figur 7.7 Fiskväg med mellanväggar Den vertikalt slitsade fiskvägen (Figur 7.8) är mycket populär i USA men inte så välkänd i Europa8. Genom mellanväggarnas vertikala slitsar kan såväl fiskar som bottenmaterial passera. Standardmodellen har bassänger med bredden 2,5 m och längden 3,3 m med en slits 30 cm bred. Förespråkare för denna typ av fisktrappa framhåller dess hydrauliska stabilitet även vid stora variationer i vattenföring.

193

Små vattenkraftverk - En handbok

ESHA 2004

Figur 7.8 Vertikalt slitsad fiskränna Denil-rännan är brant och utgörs av smala rännor med energidödare i botten och på sidorna, vilket gör att hastigheten i själva fiskvägen blir låg så att fisken med lätthet kan passera.

Foto 7.14

Denilränna

Denilrännans egenskaper gör att den kan läggas i lutning 1:5. Rännan ger också en mycket turbulent vattenströmning ,vilket är mer attraktivt för många fiskarter, jämfört med utströmningen från en fiskväg av bassängtyp. Rännan har också bra egenskaper vid varierande vattendjup. Den måste dock förses med vilbassänger efter ca 2 m i höjdskillnad. 194

Små vattenkraftverk - En handbok

ESHA 2004

Figur 7.9 Ränna och mellanväggar i en fiskväg av Deniltyp Borlandslussen (Figur 7.10) är en relativt billig lösning för att transportera fisk från utloppet till intagsbassängen vid en medelhög damm. Fisken tar sig uppför en kort fisktrappa till en bottenkammare. Därefter stängs ingången till bottenkammaren och schaktet som går upp till dammens krön fylls med vatten som strömmar ner från intagsbassängen genom en kammare vid toppen av schaktet. Fisken attraheras av flödet och kan då simma ut i intagsbassängen.

Figur 7.10 Sektion genom Borland fisksluss Vid högre dammar är den bästa lösningen att installera en fiskhiss. EDF i Frankrike har en bred erfarenhet av fiskhissar. Exempelvis hissen vid Golfech, som när den togs i drift 1989, gjorde det möjligt att för 20 ton (omkring 66000 individer) av en viss sillart, (eng.shad), passera från dammens nedströmssida där de hade stoppats. Alternativet till hiss är att fånga fisken vid dammens fot och 195

Små vattenkraftverk - En handbok

ESHA 2004

sedan transportera den uppströms. Utrustningar för detta diskuteras i referens3. Allt som behövs är en liten fiskväg som leder fisken från utloppet till en fälla. Sedan koncentreras fisken med mekaniska hjälpmedel i en låda som lastas på en lastbil. Eventuellt kan lådan med fisk, med hjälp av en kabelkran, transporteras direkt upp till dammkrönet för att sedan tömmas ut i reservoaren. Den viktigaste delen i ett fiskvägssystem och även den svåraste är att utforma anordningar för att locka fisken till rätt plats. Anordningarna ska leda de uppvandrande fiskarna till den nedre änden av fiskpassagen, som ska utformas så att man tillvaratar deras instinkt att försöka finna starka strömmar, dock inte för starka. Lockvattenflödet måste därför vara starkt nog för att locka fisken från kraftstationsutlopp och utskov. Lämpliga vattenhastigheter vid ingången till fisktrappor e.d. varierar beroende på de aktuella fiskarter, men för lax och foreller är hastigheter på 2 till 3 m/s acceptabla. Dåligt utformade lockvattenanordningar kan fördröja uppvandringen, eftersom fiskarna blir konfunderade och irrar omkring i sitt sökande efter ingången till fiskpassagen. Ibland är det nödvändigt att pumpa vatten från utloppsområdet, men normalt tas tillräckligt med vatten från intaget för att ledas till fiskpassagen. Vad beträffar lax bör ett lockvatten ge en hastighet mellan 1 och 2 m/s. Om vattnet är för kallt (lägre än 8º) eller för varmt (över 22º) måste hastigheten ökas, eftersom fisken blir slö och inte så hoppvillig. Vatten kan tillföras vid fiskpassagens ingång men behöver inte passera hela dess längd (Figur 7.11).

Figur 7.11 Plan visande Borland fisksluss Ingången till fiskpassagen bör läggas nära utskoven eftersom laxen har en tendens att leta efter en passagemöjlighet genom att gå förbi ett hinder.Vid låga fallhöjder bör fiskpassagen läggas vid stranden nära kraftstationen, som illustreras schematiskt i Figur 7.11 och på Foto 7.15.

196

Små vattenkraftverk - En handbok

Foto 7.15

ESHA 2004

Borland Sluss. Kraftstation och fiskpassage till vänster

Uppströmsutgången från fiskpassagen bör inte lokaliseras i området intill en utskovsdamm, där risk finns för att fisken återbördas till området nedströms dammen, ej heller i ett område av cirkulerande vatten där fisken kan fångas. Fiskpassager måste skyddas mot tjuvfiskare, antingen avskärmade med stängsel eller täckta med stålplattor. Användningen av fiskpumpar för fiskpassager är kontroversiell och i högsta grad experimentell. Denna teknologi bygger på den kunskap som finns vad gäller förflyttning av levande fisk. Flera pumpar finns på marknaden och nya håller på att utvecklas. Pumpning av fisk kan leda till skador och avfjällning till följd av trängsel i rörsystemet.

7.4.3.2.7 Fiskpassager (nedströmsvandrande fisk) Tidigare har nedströms vandrande fisk passerat genom turbinen. Fiskdöd förknippad med denna metod varierar från några få procent till mer än 40 %, beroende på turbinens utformning, framförallt beroende på periferihastigheten på turbinhjulet. Om man på en Francisturbin ökar periferihastigheten från 12 m/s till 30 m/s ökar den procentuella dödligheten från 5 till 35 %. Francisturbinens konstruktion gör att den orsakar högre dödlighet än Kaplanturbinen. Bulbturbiner reducerar dödligheten till mindre än 5 % 9. Uppenbarligen är inte fallhöjden en avgörande faktor. En turbin som arbetar på en fallhöjd av 12 m åstadkommer samma skada som en som arbetar på en fallhöjd av 120 m. Turbinens höjd ovanför nedströmsvattenytan är dock en mycket viktig faktor, i motsatt förhållande till kavitationen. Ju mer effektiv en turbin är, desto lägre fiskdöd åstadkommer den. En turbin som alltid arbetar på sin bästa verkningsgrad medför lägre dödlighet än en turbin som arbetar på dellast. Huvudorsaker till fiskdöd förorsakad av turbiner är mekaniska skador genom kollision mot delar såsom ledskenor eller turbinskovlar, exponering av undertryck samt tryck- och skärskador som uppkommer i sektioner med hög hastighet. Nyligen har en innovativ lösning för en självrensande intagsgrind med fördelar för fisk lanserats. Den behöver inte rensas vare sig manuellt eller mekaniskt. Grinden använder sig av den s.k. Coandaeffekten10, ett fenomen som en vätska uppvisar när den tenderar att följa ytan av ett fast objekt som 197

Små vattenkraftverk - En handbok

ESHA 2004

placerats i dess väg. Effekten förstärks av de V-formade tvärgående järnen (Figur 7.12) som har en avskärande verkan längs gallrets yta.

Figur7.12 Coanda intagsgaller. Schematisk skiss Vattnet förs till turbinens intagssystem genom gallrets öppningar, vilka normalt är 1mm breda. Nittio procent av de i vattnet suspenderade partiklarna, vilkas hastighet ökats på accelerationsplattan, passerar över gallret som därigenom erbjuder ett utmärkt skydd för turbinen. Levande organismer i vattnet förhindras också att komma in i turbinen genom öppningarna. Den mjuka ytan av rostfritt stål erbjuder en utmärkt fiskpassage. Gallret har en kapacitet av uppemot 250 l/s per meter längd. En nackdel med denna typ av galler är att det erfordrar ca 1-1,2 m fallhöjd för att vattnet ska kunna passera över tröskeln ned i uppsamlingsrännan för turbinens vatten. Detta kan vara oekonomiskt för mindre fallhöjder. Foto 7.16 visar ett intag av Coandatyp11.

Foto 7.16

Coandaintag i drift 198

Små vattenkraftverk - En handbok

ESHA 2004

7.4.3.2.8 System baserade på fiskens beteendemönster Olika system baserade på beteenden och andra varierande tekniker för att avleda eller attrahera nedströmsvandrande fisk har nyligen varit föremål för studier vid Electric Power Institute (EPRI). Dessa tekniker inkluderar stroboskopiskt ljus för att verka bortstötande på fisk, kvicksilverljus för att attrahera fisk, ljudalstringsutrustning som beskrivs som en hammare som stöter bort fisk, och dessutom ett antal elektriska system. Det har dock inte visats att resultaten är omedelbart tillämpliga. Tekniker som bygger på beteenden hos fisk är specifika både för platsen och för den fiskart som är aktuell. Det förefaller osannolikt att beteendemetoder skulle fungera lika bra som ett intag med galler med starkt varierande hydrauliska förutsättningar12. Ett citat från Mr. Turpenny vid Fawley Aquatic Research Laboratories Ltd U.k. lyder: “Nackdelen med beteendebaserade galler jämfört med mekaniska galler är att de förstnämnda inte stöter bort 100% av fisken, vilket ett mekaniskt galler med lämpligt små öppningar gör. Typiskt för beteendebaserade galler är en bortstötningseffekt av 50 - 90 %, beroende på typ av anläggning, miljö och övriga omständigheter. Större delen av den fisk som passerar en barriär måste normalt passera turbinen, vilket utsätter fiskarna för skaderisker”. Figur 7.13 visar ett undervattenssystem med akustiska ljudkällor som överför sitt ljud till en ridå med stigande luftbubblor för att skapa en ljudvall som ska leda bort fisken från turbinintaget. Denna typ är känd som ”Bioacoustic Fish Fence” (BAFF) och har visat sig ha en effektivitet av 88 – 100%.

Figur 7.13 Bio-Acoustic Fish Fence Förbindelser måste arrangeras, som gör det möjligt för fisk att röra sig från ett hinder tillbaka till vattendraget. Ett galler som är placerat framför drivvattenintaget behöver inga särskilda arrangemang eftersom fisken leds av strömmen och återvänder till åfåran, vanligen genom dammutskoven. Detta är naturligtvis mindre farligt än genom turbinerna, även om vissa skador kan uppstå. Förvånande nog är att höga utskov inte är farligare än låga. Sluthastigheten som undersökts genom att släppa lax från en helikopter ned i vatten, nås efter ca 30 m fall och är därefter konstant. Eicher nämner ett försök med skidhopps-utskov, som kastar ut fisken i ett fritt fall till en bassäng belägen 80 m lägre, som visat sig ha en fiskdödlighet reducerad till närmast noll. Om intagsgallret är placerat efter intagsöppningen måste en återledning för fisken till åfåran arrangeras. Med beaktande av beteenden som är karakteristiska för fisk som vandrar nedströms kan man inte förvänta sig att fisken ska simma motströms för att finna ingången till en förbiledning. Denna måste därför lokaliseras till nedströmsdelen av gallret, förutsatt att gallret lutar i strömriktningen. Fisken är oftast ovillig att röra sig mot små öppningar. En minimiöppning av 45 cm 199

Små vattenkraftverk - En handbok

ESHA 2004

rekommenderas speciellt om det är fråga om yngre laxungar. Det är en fördel om ingångsöppningen kan justeras genom att använda insatser som minskar ingångsbredden. Förbiledningens ingångsöppning ska utformas för en långsam acceleration utan plötsliga ökningar eller minskningar av arean eller krökar. För att återföra fisk från förbiledningsintaget till åfåran kan man använda sig av helt täckta ledningar eller öppna kanaler. Öppna kanaler är den bästa lösningen. De invändiga ytorna skall vara släta för att förhindra skador på fisken. PVC är ett mycket passande material för detta ändamål. Plötsliga sektionsändringar ska undvikas för att undvika turbulens och tryckändringar. Ledningar som vid fullt flöde har tryck under atmosfärtrycket ska också undvikas eftersom fisk kan skadas och till och med dödas av detta. Luftinblandning vid fullt flöde åstadkommer hydraulisk turbulens och svallning, varvid en övermättnad av gas i vattnet undviks, vilken är skadlig för fisken. Vattenhastigheten i ledningar och kanaler ska inte vara för hög (jämfört med hastigheten i utloppet) för att inte skapa krafter som kan skada fisken. Hastigheter i närheten av 0,8 m/s rekommenderas.

7.4.3.3 I terrängen Öppna kanaler kan ibland utgöra ett hinder för djur som vill passera. För att undvika detta utför man numera, om möjligt, kanaler helt täckta och även med återplanterad vegetation så att de därmed inte utgör något hinder. Å andra sidan anses det av många skäl vara en förlust av vattenmiljö att låta vatten gå i en täckt ledning eller kanal. Det har rapporterats att djur ibland har fallit ned i en öppen kanal utan möjlighet att ta sig upp beroende på kanalens rektangulära tvärsektion. Vissa trappkonstruktioner kan fungera effektivt till en låg kostnad. Andra konstruktioner i anslutning till småskalig vattenkraft har inte någon ekologisk betydelse värd att nämna.

7.4.3.4 Utrustningar för intagsgrindar Nästan alla moderna vattenkraftverk har någon form av rensningsutrustning för intagsgrindarna, vilken avlägsnar material från intagsgrindarna som annars skulle kunna dras in och medföra skador på den elektromekaniska utrustningen, men även förorsaka fallförluster och sämre hydraulisk funktion. Tonvis av olika typer av hushållsavfall, löv, slam mm avlägsnas från vattnet varje år. I många länder betraktas allt, inklusive organiskt material (löv, kvistar etc.), som avlägsnas från vattendraget automatiskt som avfall. I sådana fall kan materialet inte kastas tillbaka i vattendraget utan måste deponeras, ofta till mycket höga kostnader. När detta är fallet är det uppenbart att de små vattenkraftverken spelar en fundamental roll genom att på detta sätt rensa omgivningarna. Denna fördel för vattendraget är ofta inte erkänd men innebär helt klart en positiv inverkan från de små kraftverken, vilken bör beaktas i olika sammanhang. När det gäller denna sak borde lämpliga åtgärder vidtas för att minska den ekonomiska belastningen på de små vattenkraftverken, ex. minskade avgifter för deponering, differentierad behandling av organiskt och icke organiskt material.

200

Små vattenkraftverk - En handbok

7.5

ESHA 2004

Påverkan av transmissionslinjer

7.5.1 Visuell påverkan Transmissionslinjer ovan mark och de korridorer som erfordras, kan ha en negativ effekt på omgivningen. Dessa effekter kan mildras genom att transmissionslinjen så långt möjligt anpassas till landskapet. I extrema fall kan ledningen behöva förläggas under jord.

Foto 7.17

Visuell påverkan av transformatorstation utomhus

Den optimala tekniska och ekonomiska lösningen för en transmissionslinje är den som ofta orsakar de mest negativa estetiska intrycken. För att få optimal höjd över marken placeras stolparna på toppen av kullar och blir därigenom ett dominerande inslag i landskapet. Ett minimum av kurvor på sträckningen reducerar antalet vinkel- och ordinära stolpar och minskar därmed kostnaderna. Estetiskt är varken ett stort antal kurvor eller stort antal raksträckor att föredra om de är utformade utan hänsynstagande till omgivningen och landskapet. I känsliga bergstrakter där anläggningar byggts kan transmissionsledningarna dominera landskapet och därför ge en negativ influens på landskapsbilden. Här bör dock hållas i minnet att transmissionslinjer behövs även om några vattenkraftanläggningar inte byggs. Ensligt liggande byar behöver elektricitet för att göra livet drägligt, och elektricitet (om den inte framställs lokalt genom ex elektrolys eller dylikt) kräver transmissionslinjer. Med en omsorgsfull placering i relation till landskapets dominerande former och med en likaledes omsorgsfull utformning av stolpar och master, kan påverkan på landskapsbilden minimeras. Vissa gånger som i Cordianes är transformatorstationen och transmissionslinjen dold och därmed situationen mycket förbättrad. Det är dock en dyr lösning och den kan bara användas i de fall där ekonomisk bärkraft finns.

7.5.2 Inverkan på hälsa Förutom den visuella störningen känner en del människor motvilja mot att gå under kraftlinjer beroende på de risker som förknippas med elektromagnetiska fält. Bortsett från det faktum att risker förekommer enbart vid höga transmissionsspänningar, och därför aldrig i förbindelse med små 201

Små vattenkraftverk - En handbok

ESHA 2004

vattenkraftverk, har man efter många år av motsägande rapporter ännu inte kommit fram till något slutgiltigt resultat.

7.6

Slutsatser

Under de två senaste decennierna har ett stort antal utbyggda, nya anläggningar visat att det även under starkt restriktiva miljöförutsättningar går att hitta en fredlig samexistens mellan småskalig vattenkraft och miljö. Den småskaliga vattenkraften har lättare att möta miljökraven än de stora anläggningarna, där de tekniska lösningarna är mindre flexibla. Även om exploatering av småskalig vattenkraft inte är fri från miljöproblem, kan dock tillgången på effektiva, skadeförebyggande åtgärder erbjuda många värdefulla inslag för den ansvarsfulle, fördomsfrie och erfarne projektören. Småskalig vattenkraft och miljö bör inte innebära en motsättning, utan en extraordinär och spännande utmaning. 1

By Bernhard Pelikan (ÖVFK), Luigi Papetti (Studio Frosio) and Celso Penche (ESHA)

European Commission - "Externalities of Energy - Volume 6 Wind and Hydro" EUR 16525 EN

S. Palmer. "Small scale hydro power developments in Sweden and its environmental consequences". HIDROENERGIA 95 Proceedings. Milano 4

F. Monaco, N. Frosio, A. Bramati, "Design and realisation aspects concerning the recovery of an energy head inside a middle European town" HIDROENERGIA 93, Munich

J. Gunther, H.P. Hagg, "Volltändig Überflutetes Wasserkraftwerk Karlstor/Heidelberg am Neckar", HIDROENERGIA 93, Munich 6

European Commission - "Externalities of Energy - Volume 6 Wind and Hydro" EUR 16525 EN.

Santos Coelho & Betamio de Almeida, "A computer assisted technique for the hydraulic design of fish ladders in S.H.P." HIDROENERGIA 95, Munich

J Osborne . New Concepts in Fish Ladder Design (Four Volumes), Bonneville Power Administration, Project 82-14, Portland, Oregon, 1985

Department of Energy, Washington, USA. "Development of a More Fish-Tolerant Turbine Runner" (D.O.E./ID.10571)

Dulas Ltd. Machynllyth, Powys, Wales SY20 8SX. e-mail dulas@gn.apc.org "Static screening systems for small hydro". HIDROENERGIA97 Conference Proceedings, page 190 11

James J. Strong. “Innovative static self-cleaning intake screen protects both aquatic life and turbine equipment” HYDRO88 Conference papers. 12

D.R. Lambert, A. Turpenny, J.R. Nedwell "The use of acoustic fish deflection systems at hydro stations", Hydropower & Dams Issue One 1997

202

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

KAPITEL 8: EKONOMISKA ANALYSER INNEHÅLL 8

EKONOMISKA ANALYSER ................................................................................................ 205 8.1

Introduktion .....................................................................................................................205

8.2

Grundläggande överväganden .........................................................................................205

8.3

Värdet av pengar med hänsyn till tidsfaktorn..................................................................207

8.4

Metoder för ekonomisk utvärdering ................................................................................210

8.4.1

Statiska metoder.......................................................................................................211

8.4.1.1

Pay-backmetoden (återbetalningstidsmetoden) ...................................................211

8.4.1.2

Räntabilitetsmetoden ...........................................................................................211

8.4.2

Dynamiska metoder .................................................................................................212

8.4.2.1

Nettonuvärdesmetoden (NPV).............................................................................212

8.4.2.2

Förhållandet nytta -- kostnad ...............................................................................213

8.4.2.3

Internräntemetoden ..............................................................................................214

8.4.3

8.5

Exempel ...................................................................................................................214

8.4.3.1

Exempel A ...........................................................................................................214

8.4.3.2

Exempel B ...........................................................................................................218

8.4.3.3

Finansiella analyser av anläggningar byggda i Europa .......................................219

Taxor och incitament .......................................................................................................220

203

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

LISTA ÖVER FIGURER Figur 8.1 Figur 8.2 Figur 8.3

Specifika kostnader för installerad effekt ...............................................................206 Investeringskostnad för installerad effekt vid låga fallhöjder ..............................206 ESTIR investeringskostnader för turn-keyanläggningar. .....................................207

LISTA ÖVER TABELLER Tabell 8.1 Nuvärdesfaktor (PVF) för variabla tidsperioder och betalningar ”r” .............210 Tabell 8.2 Beräkning av betalningsflöde ...............................................................................216 Tabell 8.3 NPV vid olika diskonteringsränta och livslängd.................................................217 Tabell 8.4 Rn/k vid olika diskonteringsränta och livslängd ..................................................217 Tabell 8.5 NPV, Rn/k och IRR för olika taxor (ränta 8 % och betraktad period 35 år) ....218 Tabell 8.6 Exampel B – Årligt betalningsflöde för externt finansierad investering..........219 Tabell 8.7 Finansiell analys av verkliga projekt i Europa ...................................................220 Tabell 8.8 Priser för kraft från småskalig produktion inom Europeiska Unionens medlemsstater. .......................................................................................................................221

204

Små vattenkraftverk – En handbok

EKONOMISKA ANALYSER1

8.1

Introduktion

ESHA 2004

En investering i ett litet kraftverk innehåller ett antal olika kostnader, utsträckta under projektets livstid, och genererar en del avkastning, fördelad under samma period. Kostnaderna innehåller en fast komponent - kapitalkostnader, försäkring, skatter (andra än inkomstskatter) etc. och en variabel komponent – kostnader för drift och underhåll. Genom att en vattenkraftinvestering är kapitalintensiv uppstår vanligen under de första åren ett underskott som sedan ändras till ett överskott för den återstående livslängden. En ekonomisk analys jämför olika möjliga alternativ för ett val av det mest fördelaktiga eller om projektet ska överges. En investering i vattenkraft skiljer sig från en investering i värmekraft genom att investeringskostnaden per kW är mycket högre men att kostnaderna för drift- och underhåll är extremt låga, eftersom man inte behöver betala för något bränsle. De ekonomiska analyserna kan göras antingen med hänsynstagande till inflation eller i ett fast penningvärde. En beräkning med fast penningvärde har den fördelen att man är oberoende av inflationens utveckling. Bedömningar av olika värden är lättare att göra med denna metod eftersom erfarenheterna av ex. kraftförsäljning ligger nära i tid. Om det finns skäl att tro att vissa faktorer kommer att förändras, får dessa bedömas med en differentierad inflationsränta. Om man t.ex. antar att priset på elektricitet kommer att växa 2 % snabbare än inflationen, medan andra värden håller sig konstanta, ska kraftpriset ökas motsvarande för varje år.

8.2

Grundläggande överväganden

Beräkningen av investeringskostnaden är det första steget i en ekonomisk utvärdering. För en preliminär uppskattning kan kostnaden bedömas genom jämförelser med liknande anläggningar. Det finns en del mjukvara på Internet att använda sig av vid bedömningen av en potentiell utbyggnad, normalt kan dessa laddas hem utan problem. En del uppgifter är begränsade till vissa regioner andra är mer generella. I referenslistan finns HydrA2 och Hydrosoft3 nämnda. The RETScreen Prefeasibility Analysis Software4 är allmängiltig och fritt tillgänglig. Med hjälp av detta program kan man göra en preliminär bedömning av den årliga energiproduktionen, kostnader och lönsamhet för projektet. När man konstaterar att projektet har en teknisk potential ligger i nyckeln till en framgångsrik utbyggnad att man gör en adekvat ekonomisk analys av projektet som ger en så sann bild av investeringskostnaden som möjligt. En viktig bedömningsgrund ger här specifika kostnaden per kW eller årlig kWh. I sitt bidrag till Hidroenergia `97 i Thermie- programmet, visade H. Pauwels från DG TREN, tidigare DG XVII, data från projekt presenterade i nämnda program som jämför investeringskostnaden i euro/kW för varierande effektstorlekar och fallhöjder. Kanske inte helt överraskande visades att om fallhöjden minskar ökar investeringskostnaden och samma gäller för effekt i kW. Slutsatsen är att små anläggningar, mindre än 250 kW, och låga fallhöjder, mindre än 15 m, visar de högsta relativa kostnaderna.

205

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Figur 8.1 Specifika kostnader för installerad effekt På HIDROENERGIA `97 presenterades också, från beräkningar med dataprogrammet Hydrosoft, några kurvor visande sambandet mellan investeringskostnaden i euro/kW och den installerade effekten (mellan 100kW och 10 MW) för anläggningar med 2, 3, 4 och 5 m fallhöjd.

Figur 8.2 Investeringskostnad för installerad effekt vid låga fallhöjder Färskare uppgifter från ESTIR5, december 2002, visar investeringskostnader för småskalig vattenkraft i förhållande till anläggningsstorlek i kW (men ej relaterade till fallhöjd). Kostnaderna visar stor spridning och framgår av figur nedan.

206

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Typ ic a l tu rn -ke y In ve stm en t co s ts fo r S m a ll H yd ro 6000 5000

€/kW

4000 M in M ed M ax

3000 2000 1000 0 ¡ Â1 0

¡ Â5 0

¡ Â1 0 0

¡ Â1 0 0 0

Figur 8.3 ESTIR investeringskostnader för turn-keyanläggningar. Av figuren kan utläsas att i det lägre fallhöjdsregistret kan investeringskostnaden för småskalig vattenkraft bli så hög som 6000 euro/kW. En ekonomisk analys är viktig, men det är nödvändigt i ett andra steg att göra en preliminär projektering som inkluderar alla huvudkomponenter som ingår i projektet. Med denna projektering som grund kan sedan budgetpriser erhållas från olika leverantörer. Budgetpriser kan dock inte betraktas som tillförlitliga priser förrän specifikationer, datum för leveranser mm fastställts. Detta kommer senare under den fortsatta projekteringen. En sak att inte glömma bort i dessa sammanhang är kostnaden för anslutning till det nationella nätet, en anläggning nära en anslutningspunkt blir naturligtvis billigare än en längre bort belägen anläggning. Detsamma gäller telefonlinjer om dessa är nödvändiga för fjärrdrift. Ibland kan transmissionslinjen användas för att etablera en radiolänk. Möjligheter att använda sig av det mobila telefonnätet finns om täckningen är tillfredställande.

8.3

Värdet av pengar med hänsyn till tidsfaktorn

Till grund för en värdering av pengar med hänsyn till tidsfaktorn ligger att en krona som erhålls idag har ett högre värde än en krona som erhålls vid något tillfälle i framtiden, därför att den krona man har idag kan investeras och ge en förräntning. Dessa analyser innehåller vanligen relationen mellan en viss summa pengar, under en viss period och med en viss önskad förräntning. Ett investeringsprojekt innehåller intäkter och kostnader som infaller vid skilda tillfällen och under olika perioder. I varje ekonomisk analys finns alltid två variabler, pengar och tid. En viss summa pengar betalad eller erhållen vid en viss tidpunkt har ett annat värde om den är betalad eller erhållen vid en annan tidpunkt. Pengar kan investeras under en viss tidsperiod med en garanterad avkastning. Med termen nuvärde menas värdet idag av en serie framtida inbetalningar som evalueras på basis av en given förräntning. För att bestämma nuvärdet (PV) av en framtida mängd pengar eller ett framtida värde (FV), diskonterat efter en given kalkylränta ”r” för ett antal år ”n” används följande formel:

207

Små vattenkraftverk – En handbok

PV 0 =

ESHA 2004

FV n

(1+r )n (1+r )n

FV n

(8.1)

Termen 1/(1+r)n kallas nuvärdesfaktor (PVF). Tabell 8.1 ger värden för denna term för olika räntor och tidsperioder. För en diskonteringsränta r, kostnaden Cn (eller intäkten Bn), betalad eller erhållen året n kan diskontering ske till år noll med ekvationen:

⎡ 1 ⎤ Cn =⎢ n ⎥ ⎣ (1 + r ) ⎦

(8.2)

Uttrycket mellan huvudparenteserna kallas för ”nuvärdesfaktorn”. För att beräkna det jämförbara värdet av en given summa pengar, betalad eller mottagen vid en viss tidpunkt, kan ovannämnda formel användas eller också den korresponderande nuvärdesfaktorn (som framgår av vänster kolumn i Tabell 8), som multipliceras med den givna summan. Som exempel, om investerarens förräntningskrav är 8 %, summan pengar som ska erhållas om 5 år från nu är 1500 euro, motsvaras detta av en summa som erhålls idag av: ⎡ ⎤ 1 1 500 = €1 020.9 ⎢ 5⎥ ⎣ (1 + 0.08) ⎦

Betalningsflöden som uppstår vid vissa tider kan konverteras till ett gemensamt värde med användande av diskonteringsmetoden, antingen med hjälp av formler tillgängliga elektroniskt eller med hjälp av tabell 8.1. I Tabell 1 har diskonteringsfaktorer beräknats med hjälp av diskonteringsformlerna för variabla tidsperioder och olika kostnadstillfällen (uttryckt som diskonteringsränta). Tidsperioderna kan vara år, kvartal, månader etc. och den periodiska diskonteringsräntan blir den som motsvarar aktuell period (om r avser ränta för ett år, blir således r/4 räntan för ett kvartal och r/12 motsvarande ränta för en månad). Med nuvärdesmetoden kan investeraren beräkna nuvärdet av framtida intäkter från kraftförsäljning. Med formlerna är det lätt att förstå att en investering idag måste kunna säljas till ett mycket högre pris i framtiden om investeringen ska vara intressant ur ekonomisk synvinkel. Även om nuvärdesfaktorn kan användas för att lösa vilket nuvärdesproblem som helst, är det lämpligt att definiera en andra term för att snabbare beräkna nuvärdet av en årlig betalning, annuitet. En annuitet är en serie av lika stora betalningar under en viss tidsperiod. Nuvärdet av en årlig betalning under n antal år, med ett belopp C (som startar i slutet av år ett), fås om man multiplicerar C med en faktor, an, som motsvaras av summan av nuvärdesfaktorerna, PFV´s (v): a n = v1 + v 2 + v 3 ..... + v n

Det kan visas att:

1 − v n (1 + r )n − 1 1 − (1 + r )− n an = r = r (1 + r )n = r

(8.3)

Annuiteter är betalningar som uppträder regelbundet under en tidsperiod, ”n”. Med C som den årliga betalningen och ”PVA” nuvärdet av annuiteten kan man uttrycka det totala nuvärdet som summan av framtida betalningar diskonterade med ”r”:

208

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

⎡n 1 ⎤ PVA n = C ⎢ ∑ ⎥ =C t ( r ) 1 + ⎣⎢t =1 ⎦⎥

1−

1 1 − ( 1+ r )− n ( 1+ r )n =C = C * an r r

(8.4)

Exempelvis, nuvärdet av en serie betalningar av 200 euro under tre år, med början i slutet av år ett, beräknas med användning av ekvation 8.4 och nuvärdesfaktorn i den högra kolumnen i Tabell 8.1. Med antagande av en diskonteringsränta ”r” av 8 % fås:

⎤ ⎡3 1 200 = ⎥ = 200 ⎢∑ PVA3 3 ⎢⎣t =1 ( 1+ 0.08 ) ⎥⎦

1−

1 1 − ( 1+ 0.08 )−3 ( 1+ 0.08 )3 = 200 = 200* 2.5771 = 515.42€ 0.08 0.08

Med nuvärdesmetoden kan beräknas hur mycket den årliga intäkten från ett kraftverk är värd i kapital för investeraren. Med ett kraftpris av 4 eurocent/kWh och en årlig produktion av 100 000 kWh blir den årliga intäkten 4000 euro. Vad blir värdet av denna betalningsström över en period av 10 år för investeraren? Här används åter formel 8.4 och tabell 8.1:

1− PVA 10 = 4000

1 ( 1+ 0 .08 )10 = 4000 * 6 .7101 = 26840 .4 € 0 .08

209

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Tabell 8.1 Nuvärdesfaktor (PVF) för variabla tidsperioder och betalningar ”r”

n/r 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40

8.4

6% 0.9434 0.8900 0.8396 0.7921 0.7473 0.7050 0.6651 0.6274 0.5919 0.5584 0.5268 0.4970 0.4688 0.4423 0.4173 0.3936 0.3714 0.3503 0.3305 0.3118 0.2942 0.2775 0.2618 0.2470 0.2330 0.2198 0.2074 0.1956 0.1846 0.1741 0.1643 0.1550 0.1462 0.1379 0.1301 0.1227 0.1158 0.1092 0.1031 0.0972

Enstaka betalningar 8% 10% 0.9259 0.9091 0.8573 0.8264 0.7938 0.7513 0.7350 0.6830 0.6806 0.6209 0.6302 0.5645 0.5835 0.5132 0.5403 0.4665 0.5002 0.4241 0.4632 0.3855 0.4289 0.3505 0.3971 0.3186 0.3677 0.2897 0.3405 0.2633 0.3152 0.2394 0.2919 0.2176 0.2703 0.1978 0.2502 0.1799 0.2317 0.1635 0.2145 0.1486 0.1987 0.1351 0.1839 0.1228 0.1703 0.1117 0.1577 0.1015 0.1460 0.0923 0.1352 0.0839 0.1252 0.0763 0.1159 0.0693 0.1073 0.0630 0.0994 0.0573 0.0920 0.0521 0.0852 0.0474 0.0789 0.0431 0.0730 0.0391 0.0676 0.0356 0.0626 0.0323 0.0580 0.0294 0.0537 0.0267 0.0497 0.0243 0.0460 0.0221

12% 0.8929 0.7972 0.7118 0.6355 0.5674 0.5066 0.4523 0.4039 0.3606 0.3220 0.2875 0.2567 0.2292 0.2046 0.1827 0.1631 0.1456 0.1300 0.1161 0.1037 0.0926 0.0826 0.0738 0.0659 0.0588 0.0525 0.0469 0.0419 0.0374 0.0334 0.0298 0.0266 0.0238 0.0212 0.0189 0.0169 0.0151 0.0135 0.0120 0.0107

Serie av lika betalningar 6% 8% 10% 12% 0.9434 0.9259 0.9091 0.8929 1.8334 1.7833 1.7355 1.6901 2.6730 2.5771 2.4869 2.4018 3.4651 3.3121 3.1699 3.0373 4.2124 3.9927 3.7908 3.6048 4.9173 4.6229 4.3553 4.1114 5.5824 5.2064 4.8684 4.5638 6.2098 5.7466 5.3349 4.9676 6.8017 6.2469 5.7590 5.3282 7.3601 6.7101 6.1446 5.6502 7.8869 7.1390 6.4951 5.9377 8.3838 7.5361 6.8137 6.1944 8.8527 7.9038 7.1034 6.4235 9.2950 8.2442 7.3667 6.6282 9.7122 8.5595 7.6061 6.8109 10.1059 8.8514 7.8237 6.9740 10.4773 9.1216 8.0216 7.1196 10.8276 9.3719 8.2014 7.2497 11.1581 9.6036 8.3649 7.3658 11.4699 9.8181 8.5136 7.4694 11.7641 10.0168 8.6487 7.5620 12.0416 10.2007 8.7715 7.6446 12.3034 10.3711 8.8832 7.7184 12.5504 10.5288 8.9847 7.7843 12.7834 10.6748 9.0770 7.8431 13.0032 10.8100 9.1609 7.8957 13.2105 10.9352 9.2372 7.9426 13.4062 11.0511 9.3066 7.9844 13.5907 11.1584 9.3696 8.0218 13.7648 11.2578 9.4269 8.0552 13.9291 11.3498 9.4790 8.0850 14.0840 11.4350 9.5264 8.1116 14.2302 11.5139 9.5694 8.1354 14.3681 11.5869 9.6086 8.1566 14.4982 11.6546 9.6442 8.1755 14.6210 11.7172 9.6765 8.1924 14.7368 11.7752 9.7059 8.2075 14.8460 11.8289 9.7327 8.2210 14.9491 11.8786 9.7570 8.2330 15.0463 11.9246 9.7791 8.2438

Metoder för ekonomisk utvärdering

Medan pay-backmetoden (återbetalningstidsmetoden) är den lättaste att använda, föredrar många ekonomer att beräkna nettonuvärdet och internräntan. Dessa metoder tar många olika faktorer i beaktande och de är särskilt väl lämpade för ett varierande penningvärde. När man jämför investeringar i olika projekt är den enklaste metoden att jämföra de specifika kostnaderna, totala investeringen genom den installerade effekten, kr/kW, eller totala investeringen genom den årliga 210

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

produktionen, kr/kWh/år. Dessa kriterier bestämmer dock inte lönsamheten för en anläggning eftersom intäkterna inte tas med i beräkningen men metoden duger för en första utvärdering.

8.4.1 Statiska metoder 8.4.1.1 Pay-backmetoden (återbetalningstidsmetoden) Med pay-backmetoden beräknas det antal år som erfordras för att återbetala det investerade kapitalet Pay-backtid = investering / årlig nettointäkt Metoden tar vanligen ingen hänsyn till den alternativt möjliga kostnaden för kapital. Denna kostnad år den vinst som skulle uppstå om man använde investeringsresursen för ett annat lönsammare ändamål. Investeringskostnaderna definieras vanligen som huvudkostnader (byggnadsarbeten, elektrisk och mekanisk utrustning) och nyttan av investeringen är den förväntade, resulterande årliga nettointäkten från försäljning av den producerade energin, efter det att kostnaderna för drift och underhåll frånräknats, i ett konstant penningvärde. Återbetalningstiden ska helst inte överstiga 7 år om det småskaliga kraftprojektet ska kunna betraktas som lönsamt. Pay-backmetoden kan inte användas när man undersöker olika tekniska lösningar eller väljer bland olika projekt som skulle kunna byggas ut av samma investerare. Metoden tar ingen hänsyn till betalningsflöden efter pay-backperioden och bedömer därför inte investeringen med beaktande av hela livslängden. Med pay-backmetoden rankas projekt med kortare återbetalningstid högre än projekt med längre återbetalningstid. Projekt med kortare återbetalningstid ger en högre likviditet och därmed innebärande mindre risker. För investeraren som använder denna metod är det lättare att acceptera projekt som återbetalar investeringen och, om valmöjligheten finns, väljer det projekt som ger snabbaste återbetalningen. Metoden är enkel att använda, den är attraktiv om hög likviditet är ett krav men ger ingen upplysning om pengarnas värde med beaktande av tidsfaktorn.

8.4.1.2 Räntabilitetsmetoden Med denna metod (ROI) används den i medeltal årliga vinsten och den årliga nettokostnaden för värdeminskning som en procentuell del av det ursprungliga investeringsvärdet. Beräkningen sker med följande formel: ROI = 100x (årlig nettointäkt- årlig värdeminskning) / investeringskostnaden För användning i denna formel beräknas värdeminskningen mycket enkelt genom s.k. rak avskrivning: Värdeminskning = (investeringskostnaden – underhållskostnader) / teknisk livslängd

211

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Vid användning av ROI får man en snabb beräkning av projektets nettovinst och kan få en grund för att jämföra flera olika projekt. Med denna metod beräknas vinsten för projektets tekniska livslängd (inte som i pay-backmetoden med vilken man bara bedömer den period som erfordras för att återbetala investeringen). Med ROI-metoden använder man inkomstdata hellre än betalningsflöde och tar ingen hänsyn till värdet av pengar med beaktande av tidsfaktorn. För att bedöma detta kan såväl nettonuvärdesmetoden som internräntemetoden övervägas.

8.4.2 Dynamiska metoder Dessa metoder för finansiella analyser tar hänsyn till totala kostnader och vinster under investeringens hela livslängd och även betalningsflödets utseende.

8.4.2.1 Nettonuvärdesmetoden (NPV) NPV är en metod för att klassificera investeringsförslag. Nettonuvärdet är lika med nuvärdet av framtida återbetalningar, diskonterade med marginalkostnaden för kapitalet, minus nuvärdet av investeringen. Skillnaden mellan intäkter och kostnader, båda diskonterade med en fast ränta, är nettonuvärdet (NPV) av investeringen och kan sammanfattas i följande steg: 1. Beräkning av det förväntade fria betalningsflödet (ofta på årsbasis) som investeringen genererar 2. Subtraktion av ränta för kapitalkostnaden (kalkylränta som justeras för tid och risk) ger nuvärdet 3. Subtraktion av den initiala investeringskostnaden ger nettonuvärdet (NPV) Nettonuvärdet är således det belopp som visar vilket värde en investering har i dagens penningvärde. Genom att man tar hänsyn till alla betalningsflöden över tiden tillbaka till nutid får man detta resultat. Ett projekt ska övervägas endast om det beräknade nettonuvärdet uppvisar ett positivt belopp. Formeln för att räkna fram ett nettonuvärde, förutsatt att betalningsflödet uppträder med samma intervall och att det första betalningsflödet kommer vid slutet av den första perioden och motsvarande betalningsflöden kommer vid slutet av följande perioder, är som följer: i =n

NPV = ∑ i =1

Ri − (I i + Oi + M i )

(1 + r )i

+ Vr

(8.5)

Ii = investeringen i period i Ri= intäkter i period i Oi= driftkostnader i period i Mi= underhållskostnader i period i Vτ= återstående värde av anläggningen efter dess livstid, om utrustningens livslängd överstiger anläggningens. r = periodisk diskonteringdränta, om perioden är ett kvartal är den periodiska räntan ¼ av den årliga räntan n = antal perioder under anläggningens livslängd ex. år, kvartal, månader etc.

212

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Beräkningen görs vanligen för en period av 30 år, beroende på att den diskonteringsteknik som används innebär att både intäkter och kostnader kan negligeras för tillkommande tid. Olika projekt kan klassificeras efter fallande nettonuvärde. Projekt som har ett negativt nettonuvärde ska förkastas, eftersom det betyder att den diskonterade vinsten under projektets livslängd inte täcker de initiala kostnaderna. Projekt med de högsta nettonuvärdena är att rekommendera. Resultaten vid beräkningar av nettonuvärden är tämligen känsliga för nivån på diskonteringsräntan, en felaktigt vald ränta kan förändra projektens klassificering. Eftersom en ändring av diskonteringsräntan kan förändra evalueringen av projekten bör räntenivån övervägas omsorgsfullt. För en privat investerare kan diskonteringsräntan bli sådan att han kan välja mellan investeringen eller behålla sina besparingar i banken. Diskonteringsräntan varierar vanligen, beroende på inflationen, mellan 5 och 12 %. Om nettointäkten är konstant över tiden beräknas det diskonterade värdet med ekvation 8.3. Metoden skiljer inte på projekt med höga investeringskostnader som utlovar en viss vinst och projekt med låga investeringskostnader med samma vinst, eftersom båda har samma nettonuvärde. Följaktligen kan ett projekt som kräver en investering på 1 000 000 euro i nuvärde och utlovar en vinst av 1 100 000 euro visa samma nettonuvärde som ett annat projekt med en investering på 100 000 euro och en vinst på 200 000 euro (båda i nuvärde). Båda projekten uppvisar ett nettonuvärde på 100 000 euro, men det första kräver en investering som är tio gånger större än vad det andra gör. Det har varit viss debatt6 rörande användningen av en konstant diskonteringsränta vid beräkningen av nettonuvärdet. Senare ekonomiska teorier föreslår en sjunkande diskonteringsränta som bättre skulle passa långtidsprojekt – sådan med livslängder på över trettio år och speciellt infrastrukturprojekt. Exempel på dessa kan vara investeringar för att motverka klimatförändringar, byggande av kraftanläggningar, långtidsinvesteringar i infrastruktur såsom vägar och järnvägar. Om man tar klimatförändringar som ett illustrativt exempel, skadeförebyggande åtgärder som vidtas nu med reducerade emissioner som följd, kommer att märkas först i en avlägsen framtid. Med användning av en konstant diskonteringsränta blir dessa fördelar i praktiken diskonterade ned till noll med litet incitament för åtgärder. En avtagande diskonteringsränta fokuserar således mer på framtida fördelar. Sammanfattningsvis kan konstateras att en sjunkande diskonteringsränta sätter större värde på kostnader och vinster i en avlägsen framtid. Ett projekt med intäkter under lång tid blir med denna utvärderingsmetod mer attraktivt.

8.4.2.2 Förhållandet nytta -- kostnad Med ”nytta–kostnadsmetoden” jämförs nuvärdet av anläggningens nytta med investeringskostnaden genom att ange en kvot mellan dessa storheter. Man jämför med andra ord nyttoflödena med kostnadsflödena. Projekt med en kvot mindre än 1 förkastas normalt. Matematiskt beräknas kvoten nytta/kostnad enligt följande formel: n

∑

+ r )n Rb = n (I c n + M n + On ∑ (1 + r )n 0 0

)

(8.6)

Parametrarna är de samma som används i (8.5). 213

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

8.4.2.3 Internräntemetoden Internräntemetoden (IRR) används för större projekt och tar hänsyn till värdet av pengarna med beaktande av tidsfaktorn. Med andra ord, metoden fastställer den förräntning som motsvarar den lönsamhet som förväntas av projektet. När förräntningen har beräknats kan den jämföras med en investering i andra projekt. Om internräntan är mindre än kostnaden för att låna pengar för finansiering av projektet kommer projektet att medföra förluster. Vanligen vill en investerare ha åtminstone några procentenheter större förräntning än låneräntan. Detta för att kompensera för risker, tid och störningar förknippade med projektet. I valet mellan flera projekt väljer man vanligen det projekt som har den högsta internräntan. En optimeringsprocedur, där nettobetalningsflödet räknas fram för olika diskonteringsräntor till dess värde är reducerat till noll, ger vanligen internräntan. Följande exempel illustrerar hur man använder de ovan beskrivna metoderna för ett hypotetiskt småskaligt vattenkraftprojekt:

8.4.3 Exempel 8.4.3.1 Exempel A Installerad effekt:

4 929 kW

Beräknad årlig produktion:

15 750 MWh

Första årlig intäkt:

€ 1 005 320

Det antas att kraftpriset ökar 1 procentenhet mer än inflationen. Beräknad kostnad för projektet: 1.

Förprojektering

6 100

Detaljprojektering och administration

Byggnadsarbeten

2 884 500

Elektromekanisk utrustning

2 686 930

Montage

151 975

686 930

Delsumma

6 416 435

Oförutsett (3 %)

192 493

Total investering

€ 6 608 928

Investeringskostnad per installerad kW blir: 6 608 928/4 929 = 1 341 €/kW Investeringskostnaden per årlig kWh blir 420 €/MWh. Den årliga kostnaden för drift och underhåll beräknas till 4 % av investeringskostnaden, € 264 357.

214

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

I analysen förutsätts att projektets byggnadstid är 4 år. Första året ägnas åt förprojektering och för tillståndsprövning. I slutet av första året kommer hela kostnaden för förprojekteringen och halva kostnaden för detaljprojektering och administration att vara nedlagda. I slutet av det andra året kommer den andra halvan av kostnaden för detaljprojektering och projektadministration att vara upparbetad. I slutet av tredje året antas att 60 % av byggnadsarbeten och 50 % av den elektromekaniska utrustningen har betalats. I slutet av fjärde året förutsätts att bygget avslutas och att driften börjar vid ingången till år fem (år noll i beräkningarna). Intäkterna från kraftförsäljning och kostnaderna för drift och underhåll förläggs till slutet av varje år. Kraftpriset höjs varje år med en procentenhet utöver inflationen. Tillstånden antas gälla under en tid av 35 år, med början från det andra året. I Tabell 2 visas betalningsflödet under projektets livstid.

215

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Tabell 8.2 Beräkning av betalningsflöde Investerings- Drift och Diskont. ränta kostnad underhåll -r -€ € 6 608 928 264 357 8% År -4 -3 -2 -1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32

Investerin g 82 087 75 988 3 074 165 3 376 688

Intäkter

1 005 320 995 267 985 314 975 461 965 706 956 049 946 489 937 024 927 654 918 377 909 193 900 101 891 100 882 189 873 368 864 634 855 988 847 428 838 953 830 564 822 258 814 036 805 895 797 836 789 858 781 959 774 140 766 398 758 734 751 147 743 636 736 199 728 837

Drift och underhåll

264 357 264 357 264 357 264 357 264 357 264 357 264 357 264 357 264 357 264 357 264 357 264 357 264 357 264 357 264 357 264 357 264 357 264 357 264 357 264 357 264 357 264 357 264 357 264 357 264 357 264 357 264 357 264 357 264 357 264 357 264 357 264 357 264 357

Livstid - n

35 yr. Betalnings- Ackumulerat flöde bet.flöde - 82 087 - 82 087 - 75 988 - 158 075 -3 074 165 -3 232 240 -3 376 688 -6 608 928 740 963 -5 867 965 730 910 -5 137 055 720 957 -4 416 098 711 104 -3 704 995 701 349 -3 003 645 691 692 -2 311 953 682 132 -1 629 821 672 667 - 957 155 663 297 - 293 858 654 020 360 162 644 836 1 004 998 635 744 1 640 743 626 743 2 267 486 617 832 2 885 318 609 010 3 494 329 600 277 4 094 605 591 630 4 686 236 583 071 5 269 306 574 596 5 843 903 566 207 6 410 109 557 901 6 968 010 549 679 7 517 689 541 538 8 059 227 533 479 8 592 706 525 501 9 118 207 517 602 9 635 809 509 783 10 145 592 502 041 10 647 633 494 377 11 142 011 486 790 11 628 800 479 278 12 108 079 471 842 12 579 921 464 480 13 044 401

216

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Nettonuvärde NPV

Ekvation (8.5) kan skrivas enligt följande: 36 R − (O + M ) 3 It t t t − ∑ t (1 + r )t t =4 t = 0 (1 + r )

NPV = ∑

Vid beräkningarna med ovanstående ekvation ska beaktas att Rt ändras varje år beroende på ökning av kraftpriset. Beräkning med ekvationen manuellt eller med dataprogram ger ett nettonuvärde av € 444 803 Internränta (IRR)

Internräntan räknas fram medelst en iterativ beräkning där man använder olika diskonteringsräntor tills man får värdet 0 på nettonuvärdet NPV using r = 8 %

NPV = € 444 803

NPV using r = 9%

NPV = -€40 527

Efter iteration av NPV får man diskonteringsräntan 8,91 % vid värdet noll på NPV och därmed är således internräntan 8,91 %. Kvoten nytta / kostnader

Nettonuvärdet år 35 av intäkterna är € 8 365 208 och NPV år 35 av kostnaderna är € 7 884 820. Detta ger kvoten nytta / kostnader Rn/k = 1.061 Med att variera antagandena kan man göra en sensitivitetsanalys. Tabell 3 och Tabell 4 illustrerar NPV respektive Rn/k för exempel A med olika livslängder och flera diskonteringsräntor: Tabell 8.3 NPV vid olika diskonteringsränta och livslängd År/r 25 30 35

6% 1 035 189 1 488 187 1 801 647

8% 21 989 281 347 444 803

10% - 668 363 - 518 242 - 431 924

12% -1 137 858 -1 050 050 -1 003 909

Tabell 8.4 Rn/k vid olika diskonteringsränta och livslängd År./r 25 30 35

6% 1.153 1.193 1.215

8% 1.020 1.050 1.061

10% 0.906 0.930 0.933

12% 0.811 0.830 0.828

217

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Slutresultatet är mycket beroende av kraftpriset. Tabell 8.5 ger värden för NPV, Rn/k och IRR för olika taxor - 35 respektive 25% lägre och 15 respektive 25% högre än vad som antagits i exempel A. Tabell 8.5 NPV, Rn/k och IRR för olika taxor (ränta 8 % och betraktad period 35 år)

NPV N/K IRR

65% -2 266 144 0.690 2.67%

75% -1 491 587 0.796 4.68%

100% 444 803 1.061 8.91%

115% 1 606 638 1.220 11.16%

125% 2 381 194 1.326 12.60%

8.4.3.2 Exempel B Visar årligt betalningsflöde om investeringen är externt finansierad och med följande antaganden: •

8% diskonteringsränta

•

Byggnadstid 4 år

•

Betalningar och kostnader i slutet av varje år

•

Approximativt 70 % av investeringen finansieras av bank med två års anstånd med amorteringar

•

Finansieringsperiod 12 år

•

Bankränta 10 %

•

Projektets livslängd 30 år

Utbetalningarna är identiska med exempel A. Banken kräver under de första två åren endast ränta på aktuell skuld, se Tabell 8.6 Det bör anmärkas att exemplet hänför sig till ett hypotetiskt projekt och att kostnaderna och intäkter är baserade på sydeuropeiska förhållanden.

218

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Tabell 8.6 Exempel B – Årligt betalningsflöde för externt finansierad investering Investerings Drift och Diskont- Livslängd t Banklån Låneperiod Låneränta NPV kostnad underhåll - eringsränta - år. -€ € 6 608 928 264 357 8% 35 yr. 4 515 599 12 10% 208 208 År -4 -3

Investering Bankkostn.

Egen insats

Principiell Principiell rest återbetalning

Låneränta

- 82 087

Intäkter

RN/K

IRR

1.061

8.72%

Drift och Betalnings Ackumulerat underhåll flöde bet.flöde - 82 087 - 82 087

- 75 988

-2

-3 074 165 -2 151 916

- 922 249

-1

-3 376 688 -2 363 683

-1 013 005

-2 151 916

-4 515 599

- 215 192

-4 515 599

- 451 560 1 005 320 - 264 357

- 135 023

-4 380 576

- 451 560

- 296 835

-4 083 741

- 438 058

- 326 519

-3 757 222

- 359 171

- 395 088

- 75 988

- 158 075

- 922 249

-1 080 324

-1 013 005

-2 093 329

289 403

-1 803 926

995 267 - 264 357

144 327

-1 659 599

985 314 - 264 357

- 13 936

-1 673 535

- 408 374

975 461 - 264 357

- 23 789

-1 697 324

-3 398 051

- 375 722

965 706 - 264 357

- 33 544

-1 730 868

-3 002 963

- 339 805

956 049 - 264 357

- 43 201

-1 774 069

- 434 596

-2 568 367

- 300 296

946 489 - 264 357

- 52 761

-1 826 829

- 478 056

-2 090 311

- 256 837

937 024 - 264 357

- 62 226

-1 889 055

- 525 862

-1 564 449

- 209 031

927 654 - 264 357

- 71 597

-1 960 652

- 578 448

- 986 001

- 156 445

918 377 - 264 357

- 80 873

-2 041 525

- 636 293

- 349 708

- 98 600

909 193 - 264 357

- 90 057

-2 131 582

- 349 708

- 34 971

900 101 - 264 357

251 066

-1 880 516

891 100 - 264 357

626 743

-1 253 773

882 189 - 264 357

617 832

- 635 940

873 368 - 264 357

609 010

- 26 930

864 634 - 264 357

600 277

573 347

855 988 - 264 357

591 630

1 164 977

847 428 - 264 357

583 071

1 748 048

838 953 - 264 357

574 596

2 322 644

830 564 - 264 357

566 207

2 888 851

822 258 - 264 357

557 901

3 446 752

814 036 - 264 357

549 679

3 996 430

805 895 - 264 357

541 538

4 537 968

797 836 - 264 357

533 479

5 071 448

789 858 - 264 357

525 501

5 596 948

781 959 - 264 357

517 602

6 114 551

774 140 - 264 357

509 783

6 624 333

766 398 - 264 357

502 041

7 126 375

758 734 - 264 357

494 377

7 620 752

751 147 - 264 357

486 790

8 107 542

743 636 - 264 357

479 278

8 586 820

736 199 - 264 357

471 842

9 058 662

728 837 - 264 357

464 480

9 523 142

8.4.3.3 Finansiella analyser av anläggningar byggda i Europa I Tabell 8.7 har ett antal Europeiska anläggningar analyserats. Här bör observeras att både investeringskostnader och krafttaxor avser år 1991 och visar inte situationen som den är idag.

219

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Tabell 8.7 Finansiell analys av verkliga projekt i Europa Land Utbyggd vattenföring Bruttofallhöjd

m3/s m

Turbintyp Installerad effekt

Tyskland Frankrike 0.3 0.6 47 400 Francis 110

Pelton 1900

Irland 15 3.5

Portugal 2 117

Spanien 104 5

Kaplan 430

Francis 1630

Kaplan 5000

Investeringskostnad Drifttid

€

Årlig produktion Taxa Intäkt Drift och underhåll Drift och underhåll

MWh €/MWh €/År €/År %

903 76.13 68 745 19 850 4.08

7800 53.65 418 443 51 984 4.01

3612 23.23 83 907 25 176 4.65

6540 15750 53.54 63.82 350 128 1005 165 22 960 157 751 2.00 2.83

€/År

48 895

366 459

58 731

327 168

Vinst

Specifik kostnad Specifik kostnad Enkel pay-backtid NPV IRR B/C

€/kW €/MWh År. € %

486 500 1297 400 541 400 1148 000 5578 928 8 209 4 105 8 400 4 012 3 150

847 414

Ekonomisk analys 4 423 683 1 259 704 1 116 539 166 150 176 354 9.95 3.54 9.22 3.51 6.58 63 374 2 649 850 115 910 2 375 270 3 739 862 9.37 28.23 10.33 28.49 14.99 1.15 2.72 1.16 2.82 1.64

Värdena har räknats fram med användande av en diskonteringsränta av 8% över en livstid av 30 år. Man kan utläsa att de specifika kostnaderna varierar stort från projekt till projekt. Kostnaderna för byggnadsarbeten varierar också mycket från land till land. Miljökrav som påverkar investeringskostnaden varierar inte bara från land till land utan även från region till region. Kraftpriserna kan i vissa fall var 5 gånger högre i ett land jämfört med ett annat.

8.5

Taxor och incitament

En investerares ekonomiska analys skulle förenklas betydligt om kraftpriserna vore kända och stabila. Detta är nu inte fallet och marknaden svänger konstant. De strävanden som går ut på att öppna marknaderna är ett exempel på detta. Taxorna förhandlas fram på olika sätt mellan producenten och leverantören och influeras även av nationell politik. Politiken varierar från land till land och ändras frekvent, vilket gör det svårt att göra mer än översiktliga bedömningar. Det är därför viktigt att investeraren förstår de implikationer den nationella politiken kan medföra för ett projekt. Kapitel 9 (bilaga) visar olika kategorier av taxestrukturer och stödåtgärder som är tillgängliga i EU-15. Tabell 8.8 visar gällande priser överenskomna inom olika stödformer för år 2003 inom EU.

220

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Tabell 8.8 Priser för kraft från småskalig produktion inom Europeiska Unionens medlemsstater.

Medlemsstat Belgien

Pris vid försäljning till nätet Wallonia: 12.3 = 3.3 (marknadspris) + 9 (gröna certifikat) Flanders: 12.8 = 3.3 (marknadspris) + 9.5 (gröna certifikat)

Danmark

8.48

Tyskland

7.67 (< 500 kW) 6.65 (500 kW - 5 MW) Huvudnät: 6.29 + 113/månad

Grekland

Icke nätanslutna öar: 7.78

Spanien

6.49 = 3.54 (poolpris) + 2.95 (bonus) I drift före 2001: 7.32 + bonus för reglering 0.75 (vinter and 2.94 (sommar) I drift efter 2001:

Frankrike

SHP < 500 kW: 8.55 + reguljär bonus upp till 1.52 (vinter) och 4.52 (sommar) SHP > 500 kW: 7.69 + + reguljär bonus upp till 1.52 (vinter) and 4.07 (sommar)

Irland

6.41 (viktat medelpris)

Italien

4.6 (spotpris) + 10.0 (gröna certifikat)

Luxemburg

3.1 (kraftpris) + 2.5 (bonus endast för anläggningar mindre än 3 MW)

Nederländerna

3.3 (marknadspris) + 6.8 (bonus) Äldre anläggningar 1 GWh: 5.68 1 – 4 GWh: 4.36 4- 14 GWh: 3.63 14-24 GWh: 3.28 + 24 GWh: 3.15

Österrike

Nya anläggningar

221

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Återuppbyggda anläggningar med en ökning av årsproduktionen större än 15%

GWh: 5.96

1 – 4 GWh: 4.58 4- 14 GWh: 3.81 14-24 GWh: 3.44 + 24 GWh: 3.31 Nya eller återuppbyggda anläggningar med en ökninga av den årliga produktionen av mer än 50 %

GWh: 6.25

1 – 4 GWh: 5.01 4- 14 GWh: 4.17 14-24 GWh: 3.94 + 24 GWh: 3.78 Portugal

7.2

Finland

2.6 (marknadspris) + 0.42 bonus om < 1 MW + investeringsstöd 30% av investeringskostnaden

Sverige

4.9 = 2.3 (certifikatnivå) + 2.6 (Nordpoolpris)

England

2 (medelpris för elektricitet på den allmänna marknaden) + 0.38 (undantag från beskattning m.a.p. klimatförändring) 4.2 (värde of ROC’s). När en ett eldistributionsföretag tillhandahåller förnybar energi till 10 % av dess kunder erhåller företaget 4,2 men om man inte klarar detta får företaget betala 4,2 till staten.

By Jamie O’Nians (IT Power), Gema San Bruno (ESHA), Celso Penche (ESHA) and the special contribution from Katharina Krell (EUREC Agency)

HydrA - PC-based software package for rapidly estimating hydropower potential at any location in the UK or Spain. The software, currently available for Spain and the UK, is being developed for other countries in the European Union. (Institute of Hydrology, Uk, 2000, http://www.nerc-wallingford.ac.uk/ih/).

P. Fraenkel et al "Hydrosoft: A software tool for the evaluation of low-head hydropower Resources". HIDROENERGIA97 Conference Proceedings, page 380

222

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Natural Resources, Canada: Canmet, Energy Diversification Research Lab The RETScreen Analysis Software is available as a free download at www.retscreen.gc.ca. or by mail from CANMET Energy Diversification Research Lab., 1615 Lionel-Boulet PO Box 4800, Varennes PQ, Canada J3X 1S6 5

Scientific and Technological References Energy Technology Indicators http://www.cordis.lu/eesd/src/indicators.htm

Hepburn C, (2002) Long-Run Discounting, Utilities Journal 42, September

223

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

KAPITEL 9: ADMINISTRATIVT REGELVERK INNEHÅLL 9

Administrativt regelverk .......................................................................................................... 225 9.1

Introduktion......................................................................................................................225

9.2

Tillståndsprocesser...........................................................................................................225

9.2.1

Energibestämmelser – vattenrätt..............................................................................226

9.2.2

Miljöbestämmelser...................................................................................................228

Storbritannien ..............................................................................................................................230 9.2.3

Allmänhetens insyn och möjlighet att påverka ........................................................232

9.2.4

Byggnadstillstånd.....................................................................................................232

9.2.5

Anslutning till elnätet...............................................................................................232

9.2.6

Andra procedurer .....................................................................................................233

9.3

Några exempel från Europa .............................................................................................233

9.3.1

Grekland...................................................................................................................233

9.3.2

Frankrike ..................................................................................................................235

9.3.3

Irland ........................................................................................................................236

9.3.4

Österrike...................................................................................................................238

9.3.5

Portugal ....................................................................................................................238

9.3.6

Polen ........................................................................................................................240

9.3.7

Schweiz ....................................................................................................................240

BILDFÖRTECKNING Bild 9-1 Bestämning av minimitappning i Schweiz .......................................................................231 Bild 9-2 Flödesschema över tillståndsprocessen i Portugal............................................................239

TABELLFÖRTECKNING Tabell 9-1 Tillståndsgivning för vattenkraftsändamål inom EU .....................................................227

224

Små vattenkraftverk – En handbok

ADMINISTRATIVT REGELVERK

9.1

Introduktion

ESHA 2004

Ett stort hinder för fortsatt utveckling av elproduktion från förnybara energikällor är de administrativa procedurer och det regelverk som måste följas av de som tänker utveckla dessa energikällor. Detta är ett problem för i synnerhet små och medelstora företag (ett sådant företag brukar benämnas SME, Small and Medium Enterprise), vilka utgör en betydande andel av företagen i denna bransch. I enlighet med EU:s direktiv 2001/77/EG (främjande av elproduktion från förnybara energikällor) måste EU:s medlemsländer se över sin lagstiftning och sina regelsystem vad gäller tillståndsprocesser för att minska lagliga och andra hinder, rationalisera och påskynda administrativa procedurer samt säkerställa att reglerna är transparenta och icke-diskriminerande. Dessa regler måste ta hänsyn till de särskilda karaktärsdragen hos de olika produktionsformerna som utnyttjar förnybara energikällor. Direktivet anger också skyldigheten hos medlemsländerna att lämna en rapport om denna översynsverksamhet genom att redogöra för de aktiviteter som igångsatts för att minska hindren inom detta område. Rapporten ska ge en översikt över framstegen inom: •

Samordningen mellan olika berörda administrativa institutioner beträffande tidsgränser samt mottagande och bearbetning av ansökningshandlingar.

•

Fastställande av lämpliga riktlinjer knutna till slutresultatet för att förbättra den administrativa processen samt tillämpning av snabba planeringsrutiner för producenter av förnybar elproduktion.

•

En myndighet utses att verka som medlare i konflikter mellan andra myndigheter vilka medverkar i tillståndsprocessen.

I sin slutrapport om genomförandet av direktiv 2001/77/EG som är grundad på medlemsländernas rapporter, ska Kommissionen utvärdera de mest effektiva metoderna att minska lagliga och andra hinder för att öka produktionen från förnybara energikällor. För närvarande skiljer sig tillståndsproceduren mellan olika medlemsländer och det bästa tillståndsförfarandet har ännu icke fastställts. Många av de nuvarande procedurerna kan därför i framtiden behöva ändras. För att ge utövare och de som söker tillstånd inom småskalig vattenkraft information om det regelverk som finns för att anlägga och driva ett litet vattenkraftverk, sammanfattas i detta kapitel de befintliga regelverken och visas några exempel från medlemsländer. 9.2

Tillståndsprocesser1

Att anlägga och driva ett litet vattenkraftverk kan ses ur många synvinklar:

En del av den information som redovisas i detta kapitel är tagen från den franska handboken “Guide pour le montage de projets de petite hydroélectricité” ADEME – Géokos mai 2003.

225

Små vattenkraftverk – En handbok • • • • •

ESHA 2004

Energiproduktion Påverkan på vattenkvalitet, flora och fauna samt övriga miljöaspekter Byggnadskrav Anslutning till elnätet Markägarfrågor m m

Bestämmelserna måste ta hänsyn till dessa aspekter, för vilka olika myndigheter ansvarar. Dessa myndigheter och deras ansvarsområden skiljer sig mellan medlemsländerna beroende på den politiska situationen och den administrativa organisationen samt deras respektive engagemang i utvecklingen av förnybara energikällor. I detta sammanhang varierar tillståndsprocessen från land till land, men ibland även inom ett land från en region till en annan och till och med inom en och samma region och från ett projekt till ett annat. Dessa procedurer, vilka är långt från transparenta, objektiva och icke-diskriminerande, är övervakade av lokala och regionala administrationer mycket känsliga för påtryckningsgrupper, vilket mångdubblar antalet personer att föra en dialog med samt förlänger beslutstiden (upp till 58 tillstånd från olika administrationer behövs i vissa italienska regioner). I alla medlemsländer måste ansökningarna offentliggöras och allmänheten har därmed möjlighet att lämna synpunkter. 9.2.1 Energibestämmelser – vattenrätt Vattnet i ett vattendrag används för olika ändamål: bevattning, fiske, fritid, industriell verksamhet etc. Bestämmelser behövs för att åstadkomma bästa möjliga förutsättningar för dessa verksamheter. I de flesta medlemsländer har vattnet en ställning som allmän domän (på Irland och i några nordiska länder regleras vattenrätten enligt det ripariska rättssystemet, dvs vattnet ägs i princip av den som äger stranden). Bestämmelserna om användning av vattendragen för energiändamål kom fram under 1800- och 1900- talet med elektricitetens utveckling. Ett exempel är den franska lagen från den 16 oktober 1919 där artikel 1 föreskriver ”ingen får använda energi från tidvatten, sjöar eller vattendrag utan en koncession eller ett tillstånd från staten”. Den anger att ”små” anläggningar (sedan 1980 definierade som anläggningar under 4 500 kW) kan drivas av privata producenter med ett tillstånd, medan större anläggningar måste drivas med stöd av en koncession. Tillståndsprocessen är långdragen eftersom den huvudansvariga tillståndsmyndigheten, i Sverige Miljödomstolen, måste inhämta synpunkter från regionala och lokala myndigheter liksom sakägare. I några länder kan denna process ta över fem år. När väl anläggningen står färdig ska den besiktigas av sakkunniga för att fastställa att den är i överensstämmelse med tillståndet för uppförandet och för drift. Tabell 9.1 visar de myndigheter i olika länder inom EU som ger tillstånd och tillståndens varaktighet, enligt uppgifter inhämtade 19972

2 ESHA –presentation av Georg Babalis vid Hidroenergia 97

226

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Tabell 9-1 Tillståndsgivning för vattenkraftsändamål inom EU Land

Tillståndsgivande myndighet rätt att utnyttja vatten kraftändamål

för Tidslängd för tillståndet för

Belgien

< 1MW : regionen

Ej bestämd

>1MW:samma + Energidepartementet

33 till 99 år

Danmark

Energidepartementet

Ej bestämd

Tyskland

Delstaterna

30 år

Grekland

Energidepartementet

10 år, kan förnyas

Spanien

Vattenområdesmyndigheten med 25 år + 15 i vissa fall undantag av några vattendrag i Katalonien och Galicien

Frankrike

< 4,5 MW Den regionala myndigheten > 4,5 MW Staten

I praktiken upp till 30 år

Irland

Ej nödvändigt. Ripariska rättigheter Ingen tidsgräns gäller

Italien

< 3MW: Regionala myndigheter > 3MW: Industridepartementet

30 år

Luxemburg

Jordbruksdepartementet, myndigheter Ej bestämd för miljö och sysselsättning + lokala

Nederländerna

Statliga och lokala vattenstyrelser

Minst 20 år

Österrike

< 200 kW: Lokala myndigheter

Normalt 30 år

> 200 kW: Delstatsmyndigheter

Vanligen mer (60-90 år)

Portugal

DRARN (Regional myndighet för 35 år, kan förnyas miljö & naturresurser)

Sverige

Miljödomstolen

Obegr (ev omprövning e 30 år)

U. K

Miljömyndigheten

England & Wales 15 år

I Skottland ej nödvändig om P<1MW;

Skottland ej bestämd

227

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

9.2.2 Miljöbestämmelser Sedan 1970-talet har miljöanpassning blivit en allt vanligare faktor för småskaliga vattenkraftprojekt och därför har de flesta medlemsländer i EU tagit in miljöskyddsbestämmelser i sin lagstiftning. På Europanivå är det huvudsakligen två miljöbestämmelser som påverkar etableringen av små vattenkraftverk: • •

Natura 2000 Direktiv 2000/60/EG (Ramdirektivet för vatten).

9.2.2.1 Miljökonsekvensbeskrivning I de flesta medlemsländer måste en miljökonsekvensbeskrivning (MKB) göras för att erhålla tillstånd att utnyttja vattnet för elproduktion. En MKB ska vara en vetenskaplig och teknisk analys vilken gör en inventering av den rådande miljösituationen på platsen och bedömer de konsekvenser för miljön som anläggning och drift av det planerade kraftverket skulle medföra. Det kan gälla fauna och flora, landskapsbilden, mark, vatten och luft, klimatet, de naturliga omgivningarna och den bilogiska jämvikten, skydd av egendom och kulturella värden, ev störningar på närmiljön (ljud, vibrationer, lukt m m) nedsmutsning, säkerhet och påverkan på människors hälsa. Det är en syntes av olika miljörelaterade kunskaper som ska tillämpas på den aktuella platsen: vattenbiologisk kunskap, val av storlek på rimligt ekologiskt flöde i den ursprungliga forssträckan (minimitappning), landskapsanalys etc. En MKB har tre huvudsyften: •

Skydd av miljön. Detta täcker inte enbart skydd av lokaler och arter samt områdesklassificering för att skydda dem från mänsklig påverkan utan också för att integrera miljön i projekteringsarbetet. Projekt ska därför omfatta (1) hänsynen till människa, landskapsbild och naturliga media, (2) hushållning med naturresurser och (3) begränsningar av utsläpp till mark, vatten och luft.

•

Information till allmänhet och myndigheter. Som ett verktyg för information till myndigheter är MKB:n ett led i myndigheternas informationsprocess. Den är också ett verktyg för information till allmänheten, i synnerhet vid allmänna samrådsförfaranden.

•

Beslutsunderlag. Som vetenskaplig och teknisk analys av miljöpåverkan utgör MKB:n en av de tidiga studierna en projektör måste genomföra. Tillsammans med tekniska och ekonomiska beräkningar bidrar MKB:n till ett bättre projekt.

9.2.2.2 Minimitappning Det vattenflöde som ger en tillfredsställande elproduktion samtidigt som det akvatiska livet skyddas och miljöaspekter och andra nyttjandeintressen beaktas, har av tradition varit ett diskussionsämne mellan elproducenter å ena sedan samt fiskare, miljömyndigheter naturvårdsorganisationer å den andra sidan. Medan kraftverksägare som producerar el utan skador på den globala atmosfären anser att det meriterar för produktionsstöd utan betydande inskränkningar i produktionskapaciteten, 228

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

menar miljömyndigheter och en del organisationer att ett lågt flöde är ett hot mot en allmän tillgång: det akvatiska livet. Reglerna fastställs normalt på nationell nivå och anger enbart ett minsta värde. Men de ger också i vissa länder de lokala myndigheterna möjligheter öka dessa värden till omotiverat höga nivåer. Införandet av ramdirektivet om vatten (Direktiv 2000/60/EG, från oktober 2000) ger vattenmyndigheterna större inflytande i dessa avgöranden. Hittills har miljömyndigheter (i Sverige miljödomstolar, vattendomstolar) haft det slutliga avgörandet på storleken av minimitappningen (ibland även benämnd ekologiskt flöde eller reserverat flöde) som vanligen bestäms som en andel av medelvattenföringen eller medel lågvattenföringen, men avsikten är att de kommande vattenmyndigheterna ska studera olika strömsträckor inkluderande insamling av underlag om det vattenlevande och övriga djurlivet vid dessa sträckor, vattenkvalitet och ta fram akvatiska endimensionella resp tvådimensionella modeller. Värden beräknade på detta sätt blir normalt högre men är åtminstone beräknade med mer vetenskapliga metoder. Projektören måste i sin MKB ange det värde han föreslår och hur det har beräknats. Men som framgår av kapitel 7 är formlerna många och deras antal tenderar hela tiden att öka. Detta är ett stort problem för lagstiftarna , vilka ska fastställa regelverket, och i konkreta fall skapar det svårigheter att ta fram referensvärden att rätta sig efter. De huvudsakliga metoderna framgår av kapitel 73: Metoder grundade på hydrologiska eller statistiska värden Formler grundade på vattenhastighet och vattendjup Metoder grundade på undersökningar av fler delområden där hänsyn tas till ekologiska parametrar Inom en angiven grupp av metoder kan resultatet skilja avsevärt från en metod till en annan. Ingen global jämförelse är möjlig mellan olika grupper av metoder, eftersom de inte anknyter till samma data. Det är enbart möjligt att jämföra resultaten från olika typer av metoder från verkliga fallstudier där man känner till alla erforderliga data. Tillämpningen av 24 olika metoder på ett brett, långsamflytande vattendrag gav ett förhållande på 192 mellan högsta/lägsta värdena på minimitappning. Om man tar bort de fyra högsta och de fyra lägsta värdena, är förhållandet fortfarande ungefär 14. En följd av alla dessa olika metoder är att olika länders regelverk kan skilja mycket. I följande avsnitt görs en sammanfattande översikt för att visa hur de olika metoderna tillämpas. Tyskland Det finns inget gemensamt regelverk för hela Tyskland. Delstaterna har sina egna regler. En mycket vanlig tillämpning bygger på ”medel lågvattenföring”. Minimitappningen brukar då utgöra 33-17 procent av medel lågvattenföringen, men ligger oftare närmast 33 procent. Det slutliga beslutet tas av tillståndsmyndigheten under tillståndsprocessen.

Se också TNSHP – Environmental group – Reserved flow – Short critical review of the methods of calculation, at www.esha.be

229

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Grekland Minimitappningen måste vara minst 33 procent av sommarmedelvattenföringen på platsen. Spanien I 1985 års spanska vattenlag fastställdes minimitappningen till 10 procent av medelvattenföringen. Detta ansågs av olika självständiga och lokala institutioner vara ett lägsta värde, och för nya anläggningar fastställs högre och ofta godtyckliga värden. I den nya vattenlagen från juli 2001 ska minimitappningen fastställas i “vattenområdets ledningsplan” vilken ska tas fram av resp områdes vattendragsmyndighet (i Spanien finns 14 sådana). Till dags dato (2003) har enbart en vattendragsmyndighet (den i Baskien) utarbetat ett datorprogram för att utföra detta. Frankrike Det minsta flödet skall inte vara lägre än 10 procent av medelvattenföringen, med utgångspunkt från statistik över en femårsperiod eller flödet på en plats omedelbart uppströms den aktuella platsen, om detta är lägre. Men för de vattendrag, eller delar av vattendrag, vilkas medelvattenföring är högre än 80 kbm/sek kan en avdelning underställd Regeringen bestämma en lägre gräns, dock ej lägre än 5 procent av medelvattenföringen. Italien Bestämning av minimitappningen görs av vattendragsmyndigheten eller av regionala myndigheter. Den allmänna tendensen går mot fysiografiska metoder med korrektionsfaktorer. Arbetet med att utforma bestämmelser är en fortgående verksamhet. Österrike Österrike tillämpar ingen generell formel men några framsteg har gjorts för att erhålla “rätt värde”. Vanligtvis tas beslutet av en utsedd sakkunnig, som deltar i tillståndsprocessen. Därför leder bedömningar av skilda sakkunniga till olika resultat. En första approximation görs vanligen med hydrologiska parametrar användande platsens medel lågvattenföring (MLQ) och lägsta lågvattenföring (LLQ) och väljer ett värde mellan dessa två värden. Ett användbart men ibland dyrbart verktyg för att undvika för höga flödesvärden är att anlita en särskild sakkunnig på dotationsprovning. Statens sakkunniga brukar i allmänhet godta resultatet. Portugal Minimitappningen skall vara 10 procent av den statistiska medelvattenföringen. Storbritannien Storbritannien har ingen standardiserad metod för att bestämma minimitappningen. Huvudvattenmyndigheten (Naturvårdsmyndigheten) studerar varje plats individuellt innan man ger ett tillstånd. Utgångspunkt för förhandlingar är vanligen Q95 (det motsvarar det flöde som finns under 95 procent av året), men det kan i verkigheten bli både lägre och högre. I Skottland skall ska minimitappningen vara lika med eller högre än den statistiska medelvattenföringen på platsen.

230

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Litauen Det litauiska landområdet är uppdelat i två skilda hydrologiska regioner i vilka olika värden för minimitappning tillämpas. I den första hydrologiska regionen, i vilken vattendragen har ojämna flödesmönster, är minimitappningen likställd med flödesvärdena under en 30-dagarsperiod av lågflödessäsongen (april-oktober) framräknad under en femårsperiod (sannolikheten motsvarar då 80 procent). För den andra hydrologiska regionen, karakteriserad av mer normala vattenföringar, är värdet på minimitappningen lägre och beräknas enligt den tidigare beskrivna metoden, men statistiska värdet för lågvattenföring bestäms under en 20-årsperiod (sannolikhet 0,95). I vattenavledningsföretag, oberoende av region, är minimitappning i kanaler bestämd till 10 procent av den långsiktiga medelvattenföringen. Schweiz Även om Schweiz ej är medlem i EU är deras regelverk betr minimitappning värt att beskriva. Utgångspunkten är Q347, (flödesvärde som förekommer minst 95 procent av tiden under året), uppenbarligen ett slags lågflödesvärde. Bilden nedan visar sammanhangen.

Regulation residual flow in Switzerland

10000

Qdot

1000

100

10 10

100

1000

10000

100000

Q347

Bild 9-1 Bestämning av minimitappning i Schweiz Vid mycket låga flödesvärden är minimitappningen 80 procent av Q347, vid 10 000l/s (10 kbm/s) har procenttalet sjunkit till 25 och från 60 000l/s (60 kbm/s) är det konstant 10 000l/s (10 kbm/s).

Sverige I Sverige finns inget fixerat värde för minimitappning. Minimitappningen bestäms från fall till fall med vissa grunddata som utgångspunkt. Vid omprövningar av vattendomar brukar en kraftverksägare få tåla ett inkomstbortfall på 5 procent som minimitappning. Bestäms ett högre 231

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

värde brukar kompensation utgå för den del av minimitappningen som överstiger 5 procent. Vid nya tillstånd bestäms värdet som ett flöde som ligger mellan medel lågvattenföring (MLQ) och lägsta lågvattenföring (LLQ), individuellt från fall till fall.

9.2.3 Allmänhetens insyn och möjlighet att påverka I en del medlemsländer måste projektören överlämna en beskrivning av projektet till allmänheten för att denna ska ha möjlighet att ta del och lämna synpunkter, en procedur som vanligen är förenklad för projekt som berör små anläggningar. Denna granskningsprocedur hanteras av den myndighet som ansvarar för tillståndsgivning av anläggningen. Ändamålet med proceduren är att informera allmänheten samt inhämta synpunkter, förslag, motförslag så att den tillståndsgivande myndigheten har all erforderlig information till sitt förfogande En särskild granskare ansvarar för denna procedur, vilken ska innehålla platsbesök, begäran om kompletterande uppgifter, organiserande av offentliga möten samt ev förlängning av förfrågningsperioden. Uppdraget avslutas med en rapport till den berörda myndigheten där allmänhetens uppfattning redovisas. Granskaren ska lämna konsekventa och lättbegripliga slutsatser och ange om han samtycker till projektet eller ej eller om han samtycker med reservationer och villkor. Myndigheten har frihet att ta hänsyn till det som framförs i rapporten eller att inte göra det. 9.2.4 Byggnadstillstånd Även ett byggnadstillstånd, byggnadslov, är i allmänhet erforderligt. Det söks och erhålls skilt från det tillstånd som kommer efter miljöprövningen. Det ankommer på byggnadsnämnderna att behandla ett sådant ärende enligt de regler som råder för byggnadslov inom aktuell kommun. Byggnadslovet ska innehålla studie av det omkringliggande landskapet och hur en anläggning kan anpassas till landskapsmiljön. 9.2.5

Anslutning till elnätet

Att erhålla en anslutning till elnätet är en egen tillståndsprocess. En förfrågan om anslutning ställs till det bolag som har nätkoncession i det område där anläggningen ska anslutas. Eftersom det i Europa sker en ökad utbyggnad av elproduktion från förnybara energikällor har nätbolagen fått en ökad efterfrågan på nätanslutningar, i synnerhet från vindkraftparker. Anslutningskapaciteten kan nå en mättnadsgräns. I sådana lägen, om man ska göra flera anslutningar, är det nödvändigt att förstärka nätet, vilket naturligtvis kostar mer än en esnkild anslutning. Men det är också nödvändigt att veta vilka anslutningar som planeras för att undvika onödiga förstärkningar av nätet. För att möta en sådan situation har Frankrike infört ett kösystem. För varje förfrågan görs en förstudie, och vid slutet av denna ger nätbolaget ett underlag till projektören som därefter kan begära en detaljerad utredning och offert för anslutning av anläggningen. Denna offert kan innehålla kostnader för nätförstärkning, men delar av dessa kostnader kan senare komma att återbetalas om fler anläggningar i framtiden kommer att dra nytta av denna nätförstärkning.

232

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

9.2.6 Andra procedurer En del andra procedurer innehåller: •

Tillstånd att ianspråktaga mark. Ett markområde kan behöv utnyttjas för att komma till anläggningen, för att anlägga en vattenväg, en tub etc. I dessa fall kan det, beroende på den juridiska situationen betr marken och dess användning, bli nödvändigt med ett tillstånd. Normalt är det fastighetsenheten på jordbruksmyndigheten som ska kontaktas.

•

Avtal om markområden och gränser. En projektör/fallrättsägare för ett småskaligt vattenkraftprojekt är inte alltid ägare av all mark eller all fallrätt nödvändig för projektet. Han kan behöva bygga en tub, en tillfartsväg eller en del av en vattenväg på annans mark.

Projektören måste göra en överenskommelse med av projektet berörda grannar. När en kommun eller stad är projektägare har de ofta särskilda rättigheter och makt i förhållande till en privat projektör och en frihet att utnyttja dessa. Om en överenskommelse att ianspråkta mark ej kan nås, kan kommunala eller statliga myndigheter, i allmänhetens intresse, insistera att markägaren ska acceptera en överenskommelse, något en privat projektör ej själv kan framtvinga. I Sverige är det Miljödomstolen som kan utdöma projektörens rätt att ianspråkta erforderlig mark och även annans fallrätt om den understiger 50 procent. Miljödomstolen utdömer även ersättningens storlek för den ianspråktagna marken eller fallrätten.

9.3

Några exempel från Europa4

9.3.1 Grekland I enlighet med den rådande grekiska lagstiftningen krävs tre typer av tillstånd för att bygga och driva elproduktionsanläggningar baserade på förnybar energikällor. Tillstånd till elproduktion Anläggningstillstånd Drifttillstånd Det första av dessa erhålls på riksnivå och ger ett initialt godkännande att ett specifikt project är möjligt. Processen är vanligtvis okomplicerad om det inte finns “gråa zoner” i ansökan. Anläggningstillståndet är det svåraste av dessa tre att erhålla. Proceduren är mycket komplicerad och skall behandlas av ett stort antal instanser. Nyligen (april 2003) har ett regeringsbeslut (1726/2003) publicerats för att förenkla och öka hastigheten för detta tillstånd. Drifttillståndet lämnas efter det allt byggnadsarbete är avslutat och det är i sig ett bevis på att anläggningen har utförts i enlighet med de två andra tillstånden och i målet ingivna handlingar samt att projektet överensstämmer med lagstiftningen i övrigt.

En del av de följande exemplen har hämtats från länder som arbetar inom EU-kontraktet “SPLASH” (Spatial plans and Local Arrangement for Small Hydro): Irland, Grekland och Portugal.

233

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

9.3.1.1 Tillstånd till elproduktion Att erhålla “tillstånd för elproduktion” är det första steget på väg för att erhålla ett slutligt tillstånd att anlägga och driva kraftverket ör elproduktion med förnybara energikällor. Detta tillstånd lämnas i Grekland av Utvecklingsdepartementet. Efter samråd med den myndighet som är systemansvarig för det nationella elsystemet (i Sverige Svenska Kraftnät). Ansökan för tillstånd till elproduktion ska innehålla följande. Allmän information om den som söker tillståndet Den senaste ekonomiska rapporten samt balans- och resultatrapport de senaste tre åren En redovisning av projektets genomförbarhet 9.3.1.2 Anläggningstillstånd Proceduren att erhålla detta tillstånd är det mest komplicerade och tidskrävande av de tre tillstånden. För att få ett anläggningtillstånd till ett projekt för förnybar elproduktion skall den sökande lämna en ansökan till den regionala myndigheten. Hur den ska utformas framgår av regeringsbeslut 2000/2002. Att ha en giltig elproduktionslicens är ett nödvändigt krav för att få inlämna en ansökan. Denna ansökan ska åtföljas av ett antal stöddokument, studier, kartor etc. Även om den regionala myndigheten är den ende mottagaren vid ingivande av en ansökan om anläggningstillstånd, innebär inte det att denna ansökan hanteras internt i regionmyndighetens avdelningar. Men regionmyndigheten måste inhämta synpunkter från ett flertal institutioner innan ett tillstånd kan utfärdas. Även ett antal ”mellantillstånd” krävs före det slutliga beslutet om tillstånd. Anläggningstillståndet för små vattenkraftprojekt har en giltighet av två år. Det innebär att den sökande måste avsluta arbetena under denna period. En förlängning på ytterligare ett år kan tillåtas under förutsättning att minst 70 procent av arbetena har slutförts. Ansökningshandlingar Ansökningshandlingarna för anläggningstillstånd skall innehålla följande. •

Bevis för rådighet över fallrätten

•

Teknisk beskrivning

•

MKB

•

Kartor och foton

•

Avsiktsförklaring

•

Teknisk beskrivning av anslutning till elnätet

•

Övriga stöddokument

Rådgivande myndigheter och organ för bedömning av miljöpåverkan I processen för anläggningstillstånd utger den regionala myndigheten även ett “godkännande av miljömässiga bestämmelser och villkor” vilket är en nödvändig förutsättning för anläggningstillståndet. För detta godkännande, som är grundat på den MKB som den sökande inlämnat, ska den regionala myndigheten begära yttranden från ett antal andra myndigheter och organisationer som skogsstyrelsen, stads- och regionplanemyndigheter, organ för bevarande av klassiska antikvariska värden, organ för bevarande av bysantinska antikvariska värden, organ för

234

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

bevarande av moderna monument, luftfartsmyndigheten, försvarsstaben, telemyndigheten och den grekiska turistorganisationen. Offentlighetsprocedur för en MKB Innan den regionala myndigheten utger “godkännande av miljömässiga bestämmelser och villkor” måste den regionala myndigheten offentliggöra den ansökan som inlämnats av projektören. För detta ändamål sänds en kopia till distriktsmyndigheten och den kommunala myndigheten i det aktuella området. Myndigheterna (tre nivåer, region, distrikt, kommun) informerar om ärendet i sina normala tillkännagivanden och ger allmänheten en period på 30 dagar att lämna synpunkter. I det fall invändningar inkommer, ska projektet diskuteras på ett öppet möte arrangerat av distriktseller kommunstyrelsen. Kommunstyrelsen lämnar sedan sina slutliga kommentarer och förslag till den regionala myndigheten, vilken slutgiltigt lämnar ett miljögodkännande till projektet. 9.3.1.3 Drifttillstånd Detta tillstånd ges av den regionala myndigheten när anläggninjgsarbetena avslutats och efter det relevanta organ intygat projektets överensstämmelse med bestämmelser och villkor avseende anläggningen och dess drift. Ansökan om drifttillstånd inlämnas tillsammans med stöddokument. 9.3.2 Frankrike5 Det franska regelverket skiljer projekt med effekt understigande 4 500 kW från de med effekt överstigande 4 500 kW. Det första man ska göra är att få ett tillstånd från ”prefekten”, regeringens lokale representant. Proceduren för detta beskrivs nedan. På platser där problem uppstår kan denna process ta upp till fem år och ibland upp till 10 år. Vid sidan av EU:s direktiv 2001/77/EG, har den franska regeringen fört en debatt för att förenkla procedurerna för projekt grundade på förnybar energi. Den viktigaste slutsatsen för småskalig vattenkraft var att tillståndsproceduren ej borde ta mer än två år. Projekt större än 4 500 kW behöver en koncession vilken beviljas av Statens Rådsförsamling. Koncessionen har en längsta varaktighet av 75 år men kan förnyas I 30-årsperioder. Medan ett tillstånd kan vara osäkert och så småningom bli återkallat utan ersättning i fall av försvarsangelägenheter, allmän säkerhet etc., har koncessionen fördelen av en allmän nyttighet, men tillståndsproceduren är mer omfattande. Dessa projekt kräver en högre grad av specialisering och proceduren att erhålla koncession beskrivs ej i denna handbok. 9.3.2.1

“Klassificerade vattendrag”

Ett viktigt moment i det franska regelverket är att en del av vattendragssystemet, klassificerat genom förordningar intagna i lagen av den 16 oktober 1919, är undantagna för energiutnyttjande. Därför måste projektören börja med att ta reda på att platsen ej är ”klassificerad”.

En del av den information som är medtagen i detta kapitel är hämtad från den franska handboken “Guide pour le montage de projets de petite hydroélectricité” ADEME – Géokos maj 2003.

235

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

9.3.2.2 Tillståndsprocedur I enlighet med lagen 1919/10/16 beviljas, i likhet med koncession, ett tillstånd under högst 75 år men kan förnyas. I verkligheten har denna tidsperiod i allmänhet blivit nedkortad till 30 år, vilket medför att vid varje förnyelse måste producenten rätta sig efter det vid varje tidpunkt gällande regelverket. Förordningen 95-1204 från den 16 november 1995 anger de handlingar och den information som ska medfölja ansökan. Dessa ska huvudskligen vara: • • • • • •

Upplysningar om projektören En teknisk och geografisk sammanställning av projektet En MKB för projekt med bruttoeffekt over 500 kW; om effekten är lägre än 500 kW räcker det med en enklare studie Den tidsperiod man begär för tillståndet Ekonomisk och finansiell information Markägor

Ansökningshandlingarna ska sändas till “prefekten” som vidarebefordrar dem till berörd vattenmyndighet (SPE, “service chargé de la police des eaux”). SPE studerar handlingarna och vidarebefordrar dem till de regionala myndigheterna : ”direction regionale de l’industrie, de la recherché et de l’invironment (DRIRE), direction regionale de l’invironment (DIREN), conseile superiure de la pêche (CSP)”. Myndigheterna kan begära ytterligare information från projektören. Efter mottagandet av yttranden vidarebefordrar SPE handlingarna till “prefekten”. Om “prefekten” samtycker till projektet förmedlar han en förordning som beslut till offentligt tillkännagivande och inhämtande av allmänhetens synpunkter. Efter att ha erhållit regionrådets rekommendation liksom från övriga berörda organ, framtas och beslutas en vattenrätt av SPE. Därefter tar ”prefekten” sitt slutliga beslut, Om han samtycker undertecknar han godkännandeförordningen och arbetena kan sättas igång. När anläggningsarbetet har avslutats kontrolleras kraftstationen och det offentliga tillståndet ges i en rapport. 9.3.2.3 Nätanslutning I överensstämmelse med den lag beslutad den 10 februari 2000 och dess förordningar måste elnätsbolaget ta emot och betala för den el som produceras i anläggningar under 12 MW utnyttjande förnybara energikällor, men producenten måste visa att han inte kan sälja sin produktion till rimliga priser till annan köpare och han måste göra en framställan till nätbolaget. För effekter under 10 MW ansluts anläggningen till det lokala nätet, för effekter över 10 MW sker anslutningen till regionnätet. Parallellt måste projektören följa två procedurer: • •

En ansökan om drifttillstånd som ska lämnas till det departement som är ansvarig för energi (förordning 2000-877 av den 2 september 2000). Ett intyg om köpplikt ska sökas hos den regionala industristyrelsen.

9.3.3 Irland På Irland är tillståndsproceduren enligt följande.

236

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

9.3.3.1 Planeringstillstånd En planeringsansökan består av ett ansökningsformulär samt av åtskilliga dokument, kartor och ritningar. Mottagaren av ansökan, planeraren, måste ta hänsyn till alla bestämmelser om förnybar energi i Utvecklingsplanen. Denna revideras vart femte år. Projektören måste tillhandahålla information om hur projektet kommer att påverka närområdet. Det görs genom en MKB. En MKB krävs även när projektet planeras i ett kulturhistoriskt område, ett område med bevarandeskydd eller ett med speciella skyddsregler. En MKB är lagligen beskriven i reglerna för lokala myndigheter fastställda 1990. En typisk MKB bör innehålla utvärdering av projektets påverkan på det följande: vatten, jord och markstruktur, luftkvalité, ljud, växt & djurliv, kulturhistoriska värden, elektromagnetiska fält, landskapsbild, klimat och samverkan mellan olika typer av påverkan. En MKB skall avgöra om en ansökan kan få framgång eller ej. Den ska vara klar, genomtänkt och täcka alla områden av intresse för planeraren. Planerare och tjänstemän från juridikavdelningarna bistår den sökande med anvisningar avseende utformningen av en MKB. 9.3.3.2 Anläggnings- och drifttillstånd Det är två tillstånd som måste erhållas. 1- Tillstånd att anlägga. Var och en som önskar bygga en kraftstation eller bygga om en befintlig kraftstation måste skaffa ett byggnadstillstånd enligt sektion 16 av ellagen från 1999. 2- Drifttillstånd. Enligt sektion 14 (1) (a) av 1999 års ellag har Kommissionen rätten att bevilja eller förvägra ett produktionstillstånd. Det finns en förenklad ansökningsprocedur för båda tillstånden avs anläggningar under 5 MW. Kommissionen måste bli övertygad att projektet följer nedanstående kriterier för att kunna bevilja tillstånd. Det pågår emellertid en diskussion om undantag från dessa tillstånd för mycket små projekt under förutsättning: • • •

Att de inte nämnvärt påverkar elnäten Att de är ekonomiskt genomförbara Att de tar hänsyn till god miljöstandard

9.3.3.3 Överenskommelse om köp av elkraft (PPA) För att möjliggöra finansiering från en bank, måste projektören visa upp ett avtal om kraftförsäljning under ett antal år. Det finns för närvarande två sätt att göra detta. 1. Programmet om Anskaffning av Alternativ Energi (AER). Detta är ett anbudssystem organiserat av regeringen, som ger kontrakt till enskilda producenter. Detta kontrakt kräver att registrerade elleverantörer köper elen till ett fastsällt pris under 15 år. Det är en tydlig tävlan om dessa kontrakt, men det finns ingen garanti att bli beviljad ett sådant kontrakt. 2. Tredje Parts Tillträde. Det är möjligt att komma fram till en uppgörelse med en elleverantör, vilken kan ge projektören ett kontrakt som garanterar inköp av elkraften till ett givet pris under ett givet antal år. Dessa priser kan vara mycket konkurrenskraftiga men behöver inte vara märkbart högre än priserna (AER) under 1.

237

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

9.3.4 Österrike Det första steget bör vara en dialog med sakkunniga på den för tillstånd ansvariga myndigheten. Projektören måste göra en form av förprojektstudie med de viktigaste parametrarna medtagna (vattendrag, plats, fallhöjd, utbyggnadsvattenföring, system, effekt, beräknad årsproduktion etc.)samt överlämna den till myndigheten. Detta är en tidig kontroll för att undvika sammanstötningar med andra möjliga projekt eller myndighetens inställning till projekt av detta slag i området. Efter att ha passerat detta steg skall vanligen ett så kallat “wasserrechtliges Einreichprojekt” (ett dokument som förberedelse till anläggningstillstånd, vattenrätt) förberedas. Till skillnad från förprojektstudien innehåller denna alla erforderliga detaljer. Detta dokument är grunden för förhandlingar i tillståndsprocessen. En viktig del av denna procedur är den muntliga förhandlingen vid ett möte. I detta skede kan berörda personer (inkluderande fiskare etc.) framföra sina synpunkter. Ordförande för mötet skall samla synpunkterna och slutligen avgöra om projektet kan förverkligas eller inte. Ett andra steg berör miljölagen. Även om ekologiska frågor är intagna i ”vattenrätten”, kan det finnas ytterligare önskemål och ev även behov av en särskild procedur. Tillståndet ska gälla i åtminstone 30 år men man kan begära en längre period. En kraftverksägare betalar inga vattenavgifter. En bra förberedelse för projektet är att söka samarbete med de personer som är ansvariga för regeringens utvärdering, vilket är en viktig åtgärd. Förberedelserna innehåller en omfattande dialog och en god ekologisk styrning (utarbetad av en expert, som är medlem I gruppen). Hittills finns inga undantagna vattendrag även om alla är medvetna om att projekt på vissa plaster aldrig kommer att få ett tillstånd. På så sätt finns det indirekt undantagna vattendrag. Det finns ingen allmän regel om flödesvärdet för minimitappning. Vanligen varierar värdet för minimitappning mellan LLQ (lägsta lågvattenföring) MLQ (medel lågvattenföring). I många fall kan det vara meningsfullt att göra en utredning om lämpligt värde på minimitappningen. Det öppnar för myndighetens experter att slippa utnyttja sina vanliga regler, då ofta flödesvärdena sätts högre än resultatet vid en individuell utredning på den aktuella platsen. Det kan vara värt utgiften. 9.3.5 Portugal Det portugisiska administrative regelverket visas i flödesschema nedan. De viktigaste stegen i den administrativa processen för att fullfölja exploateringen av en liten vattenkraftanläggning och uppnå oberoende elproduktion (produktion i särskilda system) representeras i detta flödesschema – som avser beviljandet av fyra fundamentala tillstånd: Tillstånd för arbete i vatten etableringstillstånd tillstånd att utnyttja vatten Exploateringstillstånd Av informella skäl är nödvändiga skatter och garantier för genomförandet inkluderade med undantag för den som hänför sig till Energidepartementet, vilken utgör en lägre kostnad. Flödesschemat berör inte frågan om små vattenkraftverk i miljökänsliga områden (t ex natura 2000) och det anses att kostnaden för en MKB inte är förenlig med den kalkyl som kan göras för anläggningar under 1 MW. I processens flödesschema har begäran om mottagningspunkt hos Energidepartementet blivit infogad som en följd av att beviljandet har övergått till energidepartementets regionala styrelse – även om detta ej speciellt anges i lagstiftningen.

238

Små vattenkraftverk – En handbok

EN V IRO N M EN TA L S TEP S

ESHA 2004

P RO M O TER S TEP S Pre limin a ry Stu d ie s

Stu d y o f T e c h n ic a l a n d Ec o n o mic Fe a s ib ility an d o f En v iro n me n t Imp a c t In c id e n c e s

Re q u e s t fo r Lic e n s e o f W a te r Us e

Pu b lic En q u iry (Co n s u lta tio n b y th e City H a ll)

EN ERG Y S TEP S

Co n n e c tio n Po in t to th e Grid (Re q u e s t fo r Pre v io u s In fo rma tio n to D GE)

EVT E (ta x o f 1500 €) + Stu d y o f En v iro n me n ta l In c id e n c e s (ta x o f 400 €) + D GE In fo rma tio n a b o u t th e Co n n e c tio n Po in t

In fo rma tio n a b o u t Co n n e c tio n to th e Grid

T a x o f 250 €

En v iro n me n ta l Fa v o u ra b le D e c la ra tio n

D e c la ra tio n O f Pu b lic In te re s t (M in is try o f Ec o n o my a n d M in is try o f En v iro n me n t)

Pu b lic a tio n in Go v e rn me n t O ffic ia l Jo u rn a l

Pro je c t A n a ly s is : Dam Se c u rity ; Ge n e ra l D ire c to ra te fo r Fo re s ts

Limin a r D is p a tc h (M a ximu m o f 160 d a y s a fte r s ta rtin g th e p ro c e s s )

Pro je c t o f Ele c tric In s ta lla tio n s

Re q u e s t o f Lic e n s e fo r Co n s tru c tio n W o rks (In th e d e a d lin e o f 12 mo n th s )

Pro je c t o f H y d ra u lic In fra s tru c tu re s

Lic e n s e fo r c o n s tru c tio n (in ma ximu m o f 100 d a y s a fte r re q u e s t

Co n s tru c tio n In s p e c tio n , 2 v is its (250 €/v is it)

In s p e c tio n , a n n u a l v is it (250 €/v is it)

Lic e n s e o f W a te r Us e (a fte r in s p e c tio n , ma x.45 d a y s )

Gu a ra n te e fo r e xe c u tio n (5 % o f th e e xp e c te d in v e s tme n t

Gu a ra n te e fo r e n v iro n me n ta l re c o v e ry (2% o f in v e s tme n t – 2 y e a rs )

EX PLO IT A T IO N

A ttrib u tio n o f th e re c e p tio n p o in t

Lic e n s e o f Es ta b lis h me n t

Lic e n s e o f Exp lo ita tio n (a fte r in s p e c tio n b y D GE)

Bild 9-2 Flödesschema över tillståndsprocessen i Portugal

239

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

9.3.6 Polen Proceduren innehåller fyra skeden. Skede 1 Ansökan till vattenmyndigheten RZGW (Regionalny Zarzad Gospdarki Wodnej). En förberedande framställan görs till vattenmyndigheten i vilken en plats föreslås som en möjlig lokalisering. Vattenmyndigheten bedömer detta och lämnar sedan ett beslut. Om detta är ett allmänt godkännande kommer det att beskriva de allmänna villkor som gäller. Skede 2 Ansökan till Gmina (kommunen) där anläggningens placering är tänkt. Detta är en betydligt mer detaljerat förslag och är en ansökan om WZIZT (Warunki Zabudowi I zagospodarowania terenu-. Villkor för markanvändning och byggnation). Detta förslag ger grunddata om anläggningen (storlek, exakt lokalisering, förändringar av markområdet etc.). Gmina bedömer detta i förhållande till markområdesplanerna och kommunal inställning till sådana projekt (i första hand på det lokala planet) och tar sedan ett beslut innehållande de relevanta villkoren. Skede 3 En ansökan görs till Powiat (distriktsmyndigheten). I ansökan ska ingår en affärsplan, en niljöutvärdering och ett detaljerat underhållsprogram m m. Denna ska medföra en Operat wodnoprawny (vattentillstånd och drifttillstånd). Detta är ett nyckeldokument och för att få det måste alla data för projektet redovisas. Tillståndet är mycket detaljerat och innehåller även godkännande från vattenmyndigheten. Med stöd av detta ger Poiwat projektören ett Pozvolenie na budowe (anläggningstillstånd) vilket även anger vem som ska godkänna anläggningen efter färdigställandet. Poiwat har full frihet att välja – det kan vara vem som helst även den lokale sotaren. Efter det måste en ny ansökan göras till Gmina och Poiwat för att få tillstånd att påbörja arbetet. Skede 4 Nätanslutning. Förhandlingar om nätanslutning och och avtal om kraftförsäljning genomförs separat och kan vara mycket svåra. Vanligtvis krävs en uppskattning om förväntade produktionsvärden, dygns- och timvärden, och en bot kan uppstå om producenten inte klarar att följa planerat produktionsscema. 9.3.7 Schweiz Som I alla federala stater har Schweiz regler som skiljer sig från en kanton till en annan. Tillståndsproceduren är emellertid liknande och ett antal federala lagar gäller: •

Lagen om vattenskydd: http://www.admin.ch/ch/f/rs/c814_20.html (minimitappning)

•

Energilagen: http://www.admin.ch/ch/f/rs/c730_0.html (tillgång till nätet och villkor för kraftersättning)

•

Lagen om vattenkraft: http://www.admin.ch/ch/f/rs/c721_80.html (koncessionsregler)

240

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Dessa är huvudlagar vilka styr det lagliga regelverket för vattenkraftverk, i synnerhet de små, i Schweiz. Dessutom kommer den nya lagen om atomenergi, vilken skall införas, att ändra energilagen och införa en kompensationsfond som får sin finansiering från högspänningsnätet och som i sin tur ska finansiera den högre ersättningen till den prioriterade elen från småskalig vattenkraft. Beviljandet av koncession kan ske på kantonnivå (exempel är kantonen Vaud) eller på kommunal nivå (som i fallet Valais). Ingen koncessionsansökan behöver lämnas på federal nivå. Men det finns en myndighet som övervakar de stora anläggningarna. Anläggningar i dricksvatten- och avloppsvattensystem behöver inte koncession. I allmänhet räcker det med ett enkelt tillstånd från kantonen. Den normala proceduren ges i kapitel 7 av handlingen “Introduktion till byggande och utnyttjande av småskalig vattenkraft”. Denna handling kan hämtas från Internet. http://www.smallhydro.ch/français/download/download_f.htm Mer information kan hämtas från det federala energikontoret: (http://www.suisseenergie.ch/internet/02007/index.html?lang=fr)

241

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

ORDLISTA Avloppskanal: En kanal som leder vattnet efter turbinen tillbaka till det ursprungliga vattendraget. Avrinningsområde: Det land- och vattenområde där allt vatten samlas till en punkt i ett vattendrag. Basflöde: Den del av tillrinningen i en punkt som kommer från grundvattnet och som ger ett bidrag som tillförs vattendraget under vattenytan. Basflödesindex: Den andel av tillrinningen som kommer från basflödet. Belastning (elektrisk): Den effekt som elnätet momentant belastas med. Damm (dammkropp): En uppbyggd konstruktion av jord eller betong för att dämma upp vatten i syfte att skapa en fallhöjd samt ha ett intag för drivvatten till turbin(er) och ett eller flera uskov för avbördninga av vatten. Driftavbrott: Den period under vilken en kraftstation ej kan producera p g a något tekniskt fel. Drivvattenföring: Det vattenflöde vilket vid varje tidpunkt driver en eller flera turbiner. Dygnsmedelflöde: Det vattenmängd som passerar en viss sektion i ett vattendrag under ett dygn dividerad med dygnets alla sekunder. Effekt: Den momentana kraft som lämnas av en utrustning, en anläggning eller ett system. Effektanläggning: En kraftstation konstruerad för att kunna lämna hög effekt under begränsad tid.

242

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Effektfaktor: Förhållandet mellan effekten mätt i kW och effekten mätt i KVA (kilovoltampère). Energi: Arbete, mätt i Newtonmeter eller Joule. Den elektriska energitermen är vanligen kilowattimmar (kWh) och representerar kraft som påverkar en viss tid (timmar). 1 kWh = 3,6x103 Joule. Erosionsskydd: Betong, stora stenar eller krossade stenar lagda på en yta för att förhindra erosion (bortsköljning av jord och grus) p g a strömmande vatten. Evapotranspiration: Den kombinerade effekten av avdunstning och transpiration. Fallhöjd, brutto: Skillnaden i vattennivå mellan intaget och avloppskanalen (vid stillastående turbin). Fallhöjd, netto: Den fallhöjd som är tillgänglig för att driva turbinen där alla fallhöjdsförluster i intag, tub, ventiler, sugrör och avloppskanal räknas in. (turbinen i drift). Fisktrappa: En byggnadskonstruktion vid sidan om turbinens vattenväg, vilken förbinder den nedre vattenytan med den på dammens ovansida så att vandringsfisk kan utnyttja fisktrappan för att ta sig förbi kraftverket. Fisktrappan är försedd med trappsteg och vertikala skivor för att sänka vattenhastigheten. Fullasttimmar: Det antal timmar med installerad effekt som åtgår för att nå energiproduktionen under ett normalår. Siffran erhålls genom dividera normalårsproduktionen med installerad effekt och den brukar i Sverige ligga mellan 3 800 och 4 500 timmar (årets samtliga timmar är 8 760). Fullasttimmar har ingenting med drifttimmar att göra , då denna siffra anger det antal timmar som anläggningen varit igång oberoende av storleken på effekten. Gabioner: Stora stålnätkorgar, vanligen med rektangulära sidor, fyllda med krossad sten. Används vid vissa typer av dammbyggen. Geotextiler:

243

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Syntetiskt material (till exempel polypropylene) som är vävt till rullar eller mattor som läggs ut som permanent men genomträngligt underlag för byggnadskonstruktioner vid dammbyggen. Grindrensare: En automatisk maskin för att rensa intagsgrinden från skräp som kommer flytande med vattnet till intaget. Hertz (Hz): Den elektriska frekvensen (svängningar per sekund) vid växelspänning. Inom EU gäller 50 hertz. Hydraulisk gradient: Den hydrauliska tryckprofilen längs en tub (rör) fyllt med vatten. Högsta högvattenföring: Den vattenföring i en viss punkt som är den högsta som förekommit. Infiltration: Den process när regnvatten tränger ned genom jordytan och bildar markvatten och grundvatten. Intagsdamm: En damm eller bassäng med utökad vattenyta alldeles uppströms kraftverket, ofta även benämnd kraftverksdamm. Vanligtvis är dammen uppdämd av en dammkropp. I dammkroppen finns intaget för drivvattnet och utskov för avbördning av överskottsvatten. Intag: Den öppning i dammen där vatten tas in för att föras som drivvatten till turbinen . Intagsgrind: En grindkonstruktion med vertikala plattjärn med visst inbördes avstånd för att förhindra fisk att komma in i turbinen samt för att förhindra flytande gods att skada turbinen eller fastna i den. Installerad effekt: Den maximala effekt (kraft) som går att få ut ur ett kraftaggregat (turbin med generator). Jordaccelerationen: Den acceleration som uppstår p g a jordens dragningskraft. Denna acceleration är 9,81 m per sekundkvadrat (i Sverige och de flesta europeiska länder) och benämns jordaccelerationskonstanten, g.

244

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Kavitation: Ett hydrauliskt fenomen där vätska förgasas vid lågt tryck varvid ångblåsor bildas och omedelbart brister vilket ger starka påkänningar på metallytorna i en turbin. Detta leder så småningom till att metallytan förstörs. Skadorna liknar frätskador. Kontrollutrustning: Den elektriska (och elektroniska) utrustning som styr turbin och generator genom att omvandla mottagna signaler (till exempel vattennivån i dammen) till signaler som styr turbinen. Den är även en säkerhetsutrustning som stänger av turbinen vid fel. Kondensator: En dielektrisk utrustning som kortvarigt absorberar och lagrar elektrisk energi. Kraft: Kraften ger acceleration och rörelse åt en massa. En kraft som verkar en viss tid gör ett arbete. Inom elektriceteten används begreppet effekt för kraft och för arbete används begreppet energi.

Kraftbehov: Det ögonblickliga behovet av effekt i ett elektriskt system (kW eller MW). Kundernas efterfrågan på elektrisk effekt styr den tillförsel som måste ske. Krön: Nivån på en dammkropps eller kanalbanks ovansida. Lastfaktor: Definieras som förhållandet mellan medelårsproduktion och fullastproduktion (installerad effekt gånger 8 760 timmar, årets alla timmar)

Likström: Elektricitet som enbart går i en riktning till skillnad från växelström. Lägsta lågvattenföring: Det vattenflöde i en viss punkt som är det lägsta som förekommit. Manöverutrustning: Mekanisk eller hydraulisk utrustning som tar emot signalerna från kontrollutrustningen och översätter dem till fysiska regleringsrörelser på turbinen.

245

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Minimitappning: Det minsta flöde som enligt vattendomen/miljödomen måste släppas ur dammen genom ett utskov eller annan anordning för detta ändamål. Detta vatten får således inte släppas som drivvatten genom turbinen. Minimitappningen benämnes ibland även ekologiskt flöde, kompensationsflöde eller reserverat flöde. Medelvattenföring: Den vattenföring på en viss plats som utgör det statistiska medelflödet under ett år. Den kan också definieras som den totala vattenmängd som flyter genom ett tvärsnitt i vattendraget på den aktuella platsen under ett normalt år dividerat med årets alla sekunder. Medel lågvattenföring: Det statistiska medelvärdet av många skilda års lägsta värden på vattenföringen vid en viss plats. Medel högvattenföringen: Det statistiska medelvärdet av många skilda års högsta värden på vattenföringen vid en viss plats. Nedre vatten ytan (NVY): Vattennivån på kraftstationens nedsida, normalt den som är belägen i avloppskanalen omedelbart efter turbinen. Nivåkanal: Anlagd kanal som för vattnet utan påtaglig höjdändring till en punkt närmare kraftstationen, där den avslutas med intaget.

Planlucka: Vertikal, plan, lucka som används för reglering av vatten i en damm. Kan vara avstängningsslucka vid intaget eller utskovslucka för avbördning a överskottsvatten. Reynolds tal: En dimensionslös konstant som används vid beräkningar av friktionsförluster, samt relaterad till en diameterstorlek (t ex tubdiametern), vid beräkningar av vattenhastighet och kinematisk viskositet. Strömkraftverk: Ett kraftverk som inte aktivt reglerar vattenytan i intagsdammen utan enbart som drivvatten använder tillrinningen. Sugrör:

246

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Et koniskt rör efter turbinen som genom sin form sänker vattenhastigheten vid rörets ände och därigenom åstadkommer tryckåtervinning. Sugröret utgör en del av kraftstatikonens fallhöjd. Sugröret kan vara rakt eller svängt. Synkront varvtal: Det varvtal på generatorn som ger den frekvens som gäller vid det nät som den ska anslutas till. Toppbelastning: Den elektriska belastningen på elnätet vid högsta effektefterfrågan Tub: Ett rör (trä, stål, plast eller betong) som leder drivvattnet under tryck från intaget till turbinen. Tillrinning från ytan: Den tillrinning vid nederbörd som på kort tid når en viss punkt i ett vattendrag. Trottelventil: En rund tallriksventil placerad i ett cirkulärt hus och genom att vrida tallriken kan ventilen ställas in för att släppa fram större eller mindre mängd vatten samt stängas helt. Turbin: I dessa sammanhang avses vattenturbin. En utrustning som överför vattnets lägesenergi och rörelseenergi till en kraft i en roterande axel. Utnyttjandefaktor: Utnyttjandefaktorn erhålls genom att dividera antalet drifttimmar per år med årets samtliga timmar. (detta är ej detsamma som lastfaktor) Vandringsfisk: Fisk (normalt lax eller öring) som vandrar upp i vattendragen för att leka. Varaktighetskurva: En kurva som visar flödet i förhållande till tidsperioder på året (normalt dagar) då flödet ligger på kurvans värde. Kurvan återspeglar ett normalår. Växelström: Elektrisk ström som periodiskt växlar polaritet (till skillnad från likström) I Europa håller växelströmmen perioden 50 Hz, i Nord- och Sydamerika 60 Hz. Överkritiskt flöde:

247

Små vattenkraftverk – En handbok

ESHA 2004

Snabbt flöde som ej påverkas av förhållanden nedströms. Övervarv: När en turbin som går med hög effekt plötsligt blir frikopplad från belastning (frikopplad från nätet) uppstår ett övervarv hos turbinen som beror av dess konstruktion. Övre vattenytan (ÖVY): Nivån på vattenytan i kraftverksdammen vid intaget.

248