Transcript SAMMANFATTNING - elektricitetslära

SAMMANFATTNING
Vattenkraften är Sveriges största förnybara energikälla. Även en liten höjning i
verkningsgrad inom den befintliga vattenkraften skulle kunna ge ett relativt stort
tillskott till energiproduktionen.
I det här examensarbetet har storleken och fördelningen av energiförlusterna i
vattenvägarna uppskattats för kraftstationerna i Luleälven, Ångermanälven, Ljusnan
och Ätran. Resultaten har sedan generaliserats för att gälla vattenkraften i hela
Sverige. Uppskattningen av energiförlusterna visar att de största förlusterna sker i
turbinen och på grund av spillflöde genom utskoven. Även strömningsförluster i
tunnlar och reducerad medelfallhöjd över kraftstationerna är betydande förlusttermer.
En uppskattning har gjorts av hur stor andel av energi- och effektförlusterna i den
svenska vattenkraften som skulle kunna tillvaratas genom åtgärder i vattenvägarna.
Resultaten tyder på att den absolut största delen av utvecklingspotentialen i
vattenvägarna finns på turbinområdet. Den återstående beräknade
utvecklingspotentialen härrör från åtgärder i tunnlar och kanaler samt från åtgärder för
att eliminera ledskeneläckaget. Vattenkraftens reglering som syftar till att balansera
elsystemet skapar förluster. Regleringsbehovet beräknas inte minska i framtiden,
däremot kan förlusterna reduceras genom åtgärder i tunnlar och kanaler. Hur mycket
energiproduktionen skulle kunna öka genom att andelen spillflöde genom utskoven
minskas har inte beräknats, men med tanke på storleken på spillflödesförlusterna finns
det anledning att tro att potentialen inom detta område skulle vara betydelsefull.
Det här examensarbetet är en del av ett större projekt som utförs i samarbete mellan
universiteten i Uppsala och Luleå på uppdrag av Energimyndigheten. Syftet med det
stora projektet är att undersöka vattenkraftens tekniska utvecklingspotential gällande
kraftproduktion, reglerbarhet och effektuttag.
2
1
INLEDNING ........................................................................................................6
1.1
2
SYFTE ..............................................................................................................7
BAKGRUND OCH TEORI ................................................................................8
2.1
PRESENTATION AV EXEMPELÄLVARNA ...........................................................8
2.1.1
Luleälven................................................................................................9
2.1.2
Ångermanälven ......................................................................................9
2.1.3
Ljusnan...................................................................................................9
2.1.4
Ätran ......................................................................................................9
2.2
GRUNDLÄGGANDE DEFINITIONER ..................................................................10
2.2.1
Energi, effekt, kapacitet och potential .................................................10
2.2.2
Teoretisk bruttopotential, teknisk potential och ekonomiskt
utbyggnadsvärd vattenkraft .................................................................10
2.3
LITTERATURSTUDIE ......................................................................................12
2.4
HYDROMEKANIKTEORI ..................................................................................12
2.4.1
Energiekvationen .................................................................................12
2.4.2
Reynolds tal..........................................................................................14
2.5
PRINCIPER BAKOM ETT VATTENKRAFTVERK ..................................................14
2.5.1
Energi från solen..................................................................................14
2.5.2
Vattenmagasin, fallhöjd och dammar ..................................................15
2.5.3
Intag, kanaler och tunnlar ...................................................................16
2.5.4
Turbinen...............................................................................................16
2.5.5
Sugrör och kavitation...........................................................................19
2.5.6
Generering av elektricitet ....................................................................20
2.6
REGLERING AV VATTENKRAFT ......................................................................20
2.7
ISTEORI .........................................................................................................22
2.7.1
Förutsättning för isbildning.................................................................22
2.7.2
Problem i vattenkraften på grund av isbildning ..................................22
2.8
EVENTUELL PÅVERKAN AV KLIMATFÖRÄNDRINGAR .....................................23
3
METODER.........................................................................................................25
3.1
BRUTTOENERGIBERÄKNINGAR ......................................................................25
3.2
FÖRLUSTBERÄKNINGAR ................................................................................26
3.2.1
Icke utnyttjad fallhöjd i älven ..............................................................27
3.2.2
Kapacitetssänkande sektioner i älven..................................................27
3.2.3
Isproblem .............................................................................................28
3.2.4
Regleringsrelaterad fallhöjdsförlust....................................................28
3.2.5
Regleringsrelaterade strömningsförluster ...........................................30
3.2.6
Spillflöde genom utskovet ....................................................................31
3.2.7
Energiförluster över grindar................................................................32
3.2.8
Energiförluster i tunnlar ......................................................................34
3.2.9
Energiförluster i kanaler......................................................................35
3.2.10
Energiförluster i turbinen ....................................................................37
3.2.11
Ledskeneläckage ..................................................................................40
3.2.12
Resterande hastighetshöjd ...................................................................41
3.3
UTVECKLINGSPOTENTIAL .............................................................................42
3.3.1
Hur stor andel av älvens outnyttjade fallhöjd kan utnyttjas? ..............43
3.3.2
Hur mycket kan fallhöjdsförluster till följd av isproblem minskas? ....43
3
3.3.3
Regleringsrelaterad utvecklingspotential ............................................44
3.3.4
Minskat spillflöde genom utskovet .......................................................44
3.3.5
Minskade fallhöjdsförluster över intagsgrindar ..................................45
3.3.6
Minskade energiförluster i tunnlar ......................................................45
3.3.7
Minskade energiförluster i kanaler......................................................45
3.3.8
Utvecklingspotential för turbiner.........................................................46
3.3.9
Eliminera ledskeneläckaget .................................................................46
3.3.10
Resterande hastighetshöjd ...................................................................46
3.4
FÖRLUST- OCH UTVECKLINGSPOTENTIAL MED AVSEENDE PÅ EFFEKT ...........46
3.5
BRUTTOENERGI OCH ENERGIFÖRLUSTER MED FÖRÄNDRADE
KLIMATFÖRHÅLLANDEN................................................................................47
3.6
GENERALISERING FÖR HELA LANDET .............................................................48
3.6.1
Normalisering ......................................................................................48
3.6.2
Direkt proportionell generalisering.....................................................49
3.6.3
Klassvis proportionalitet......................................................................50
3.6.4
Geografisk generalisering ...................................................................50
4
RESULTAT ........................................................................................................52
4.1
BRUTTOENERGI OCH VERKNINGSGRAD ..........................................................52
4.2
RESULTAT AV FÖRLUSTBERÄKNINGARNA .....................................................52
4.2.1
Outnyttjad fallhöjd ...............................................................................52
4.2.2
Kapacitetssänkande sektioner i älven..................................................52
4.2.3
Isproblem .............................................................................................53
4.2.4
Energiförluster i vattenvägarna i kraftstationer, tunnlar och kanaler 54
4.2.5
Fördelningen av strömningsförluster ..................................................55
4.3
RESULTAT – UTVECKLINGSPOTENTIAL .........................................................56
4.4
RESULTAT – EFFEKTBERÄKNINGAR ..............................................................58
4.4.1
Bruttoeffekt och effektverkningsgrad ...................................................58
4.4.2
Effektförluster i kraftstationen, tunnlar och kanaler ...........................59
4.4.3
Resultat – effektpotential......................................................................60
4.5
RESULTAT AV BERÄKNINGAR MED HÄNSYN TAGEN TILL EVENTUELLA
KLIMATFÖRÄNDRINGAR ................................................................................61
4.5.1
Klimatpåverkad bruttoenergi och normalårsproduktion.....................61
4.5.2
Energiförluster – vid klimatförändring................................................62
4.6
GENERALISERING AV FÖRLUST- OCH POTENTIALBERÄKNINGAR FÖR HELA
LANDET .........................................................................................................63
4.6.1
Bruttoenergi och normalårsproduktion ...............................................63
4.6.2
Förluster ..............................................................................................63
4.6.3
Utvecklingspotential ............................................................................65
4.6.4
Effektberäkning ....................................................................................66
5
DISKUSSION.....................................................................................................69
5.1
5.2
5.3
5.4
5.5
5.6
5.7
5.8
KVALITET PÅ INDATA ...................................................................................69
OSÄKERHET I FÖRLUSTBERÄKNINGSMETODERNA ..........................................70
UTVECKLINGSPOTENTIALBERÄKNINGARNA ..................................................72
OSÄKERHET I RESULTATEN ............................................................................73
ÅLDERSBEROENDE AV VERKNINGSGRADEN ..................................................78
EFFEKTPOTENTIAL ........................................................................................79
BERÄKNINGARNA MED FÖRÄNDRADE KLIMATFÖRHÅLLANDEN ....................79
MILJÖASPEKTER ...........................................................................................79
4
5.9
FORTSÄTTNING AV ARBETET .........................................................................81
6
SLUTSATSER ...................................................................................................82
7
TACKORD .........................................................................................................83
8
ORDLISTA.........................................................................................................84
9
REFERENSER...................................................................................................89
5
1
INLEDNING
Vattenkraften är en energikälla med unika egenskaper. Den är förnyelsebar, har hög
verkningsgrad och har förmågan att lagra energin till dess den bäst behövs. Tack vare
god regleringsförmåga kan vattenkraften användas för att balansera elsystemet så att
det klarar de snabba svängningarna i samhällets energibehov och energiproduktion.
Dessutom är miljöbelastningen från driften av den befintliga vattenkraften
jämförelsevis låg.
I Sverige produceras cirka 64 TWh vattenkraftsenergi under ett år med normal
nederbörd. Det innebär att strax under hälften av den totala elproduktionen i landet
kommer från vattenkraften. Resterande elproduktion utgörs huvudsakligen av
kärnkraft och värmekraft. Utbyggnaden av vattenkraften i Sverige startade i början av
1900-talet och hade sin höjdpunkt under 1950 – 1970-talen. Vidare nyutbyggnad av
vattenkraft ska enligt riksdagsbeslut begränsas till en ökning av årsproduktionen med
2 TWh (IVA, 2002).
Samtidigt som möjligheten till nyutbyggnad av vattenkraften är begränsad finns också
målsättningar att avveckla kärnkraften och att hålla nere utsläppen av koldioxid, vilket
innebär en begränsning av värmekraft baserad på fossila bränslen. Eftersom
samhällets energiförbrukning inte kan förväntas minska betyder detta att det krävs
åtgärder för att uppehålla en god energiförsörjning. En sådan åtgärd är att se till att
utnyttja den energiproduktion som redan finns på bästa möjliga sätt. En annan är att
anpassa den befintliga energiproduktionen på ett sätt som möjliggör införandet av ny
förnyelsebar energi. Båda dessa åtgärder rör vattenkraften i högsta grad.
Vattenkraftstationerna i Sverige är 40 till 50 år gamla i medeltal och skulle därför med
största sannolikhet skulle kunna producera mer energi om åtgärder vidtogs för att
upprusta och optimera dem. Dessutom är vattenkraften på grund av sin reglerbarhet
ett energislag som kan möjliggöra införandet av förnyelsebara energislag som inte har
samma lagringsmöjligheter.
Arbetet är ett 20-poängs examensarbete på civilingenjörsprogrammet i Miljö- och
Vattenteknik vid Uppsala Universitet. Det här examensarbetet är en del av ett större
projekt som utförs i samarbete mellan universiteten i Uppsala och Luleå på uppdrag
av Energimyndigheten. Syftet med hela projektet är att undersöka vattenkraftens
tekniska utvecklingspotential gällande kraftproduktion, reglerbarhet och effektuttag,
med målet att finna lösningar som kan ge en ökning av alla tre. Examensarbetet
handlar om att uppskatta storleken på energiförlusterna längs vattenvägarna inom och
utanför befintliga vattenkraftstationer, samt att uppskatta med hur mycket man skulle
kunna öka kraftproduktionen genom olika åtgärder i dessa vattenvägar. För att inte
fastna i ekonomiska och politiska begränsningar har ingen hänsyn tagits till vilka
åtgärder som kraftföretagen skulle tjäna på att genomföra. Det är alltså den tekniska
potentialen som beräknas, inte den ekonomiskt lönsamma. Beräkningarna har utförts
för kraftstationer längs Luleälven, Ångermanälven, Ljusnan och Ätran och därefter
generaliserats för att ge en uppskattning som gäller för hela landet. En litteraturstudie
över tidigare undersökningar av vattenkraftens potential har genomförts inom ramen
för examensarbetet.
6
1.1 SYFTE
Syftet med examensarbetet är att ta fram en generaliserbar metodik för att uppskatta
den befintliga vattenkraftens tekniska utvecklingspotential med avseende på
vattenvägarna. För att på bästa sätt kunna finna åtgärder som minskar
energiförlusterna är det viktigt att veta var i systemet man hittar de stora
energiförlusterna. En betydande del i examensarbetet är därför att undersöka vilka
typer av energiförluster som är stora respektive små, för att därmed underlätta
prioriteringen av vilka områden man bör satsa på för framtida forskning och
utveckling. Begreppet ”vattenkraftens utvecklingspotential” har i det här
examensarbetet definierats som ”den ökning av energiproduktionen under ett
normalår som kan erhållas genom utveckling och effektivisering av befintliga
vattenkraftstationer i Sverige”. Examensarbetet är avgränsat till att endast behandla
potentialen med avseende på vattenvägarna, då potentialen med avseende på den
eltekniska sidan av vattenkraften behandlas av andra deltagare inom samma projekt.
För att uppnå examensarbetets syften har arbetet uppdelats i följande delar:
1. Litteraturstudie av tidigare potentialberäkningar.
2. Beräkning av bruttoenergin, den teoretiskt högsta uttagbara energimängden
per år ur de befintliga kraftstationerna i fyra exempelälvar.
3. Beräkning av energiförluster i och kring de befintliga kraftstationerna i
exempelälvarna.
4. Beräkning och diskussion av utvecklingspotentialen för kraftstationerna i de
fyra exempelälvarna.
5. Grov uppskattning av Sveriges utvecklingspotential inom vattenkraften utifrån
beräkningarna i exempelälvarna.
7
2 BAKGRUND OCH TEORI
I det här kapitlet förklaras definitioner och begrepp som återkommer genom hela
examensarbetet.
2.1 PRESENTATION AV EXEMPELÄLVARNA
I det projekt om vattenkraftens utvecklingspotential som det här examensarbetet ingår
i har fyra exempelälvar valts ut som bas för beräkningarna. De fyra älvarna har valts
för att de är inbördes olika och tillsammans representerar många aspekter av
vattenkraften i Sverige. Aspekter som har vägts in i valet av exempelälvar är till
exempel älvarnas utbyggnadsgrad, geografiska läge, ägandeförhållanden och
kraftstationernas ålder. De olika förutsättningarna i älvarna gör jämförelser mellan
älvarna tämligen ointressanta. Av större intresse är att älvarna på grund av sina olika
förutsättningar kan representera en stor del av vattenkraften i Sverige. Det innebär att
resultaten från beräkningarna i exempelälvarna kan generaliseras för att dra slutsatser
rörande vattenkraften i hela landet. Det geografiska läget av exempelälvarnas
avrinningsområden visas i figur 1.
Figur 1 Huvudavrinningsområden i Sverige. Exempelälvarnas avrinningsområden är markerade.
Källa: SMHI (bearbetad)
För Luleälven, Ångermanälven och Ljusnan har endast kraftstationer med en
utbyggnadseffekt som är större än 10 MW inkluderats i arbetet. För Ätran har gränsen
sänkts till 6 MW eftersom kraftstationerna i södra Sverige generellt är mindre än i
norra Sverige och eftersom beräkningsunderlaget annars skulle bli för litet. Den
sammanlagda normalårsproduktionen i Sverige för kraftstationer med en större
8
kapacitet än 10 MW är 61,7 TWh, vilket är cirka 95 % av Sveriges totala produktion
av vattenkraftsenergi.
Nedan följer en kort presentation av exempelälvarna.
2.1.1 Luleälven
Luleälven är en av Sveriges vattenrikaste älvar. Avrinningsområdet utgörs till stor del
av fjällområden där nederbörden är hög. Älven har två huvudgrenar, Lilla Luleälven
och Stora Luleälven, som förenas vid Vuollerim, där Porsi kraftstation ligger (SOU
1976:28). Inom ramen för detta examensarbete behandlas Stora Luleälvens
huvudflöde nedströms Ritsem och Lilla Luleälvens huvudflöde nedströms Seitevare.
Som kraftproducerande älv är Luleälven Sveriges mest betydelsefulla med mer än 20
% av landets årliga vattenkraftsproduktion under normalår. All energiproduktion i
Luleälven drivs av Vattenfall Vattenkrafts Luleälvsorganisation. Luleälvens
produktionsanläggningar är, jämfört med övrig vattenkraftutbyggnad i Sverige, i
genomsnitt yngre och med högre utbyggnadsgrad (Dahlbäck, 1995).
Normalårsproduktionen i Luleälven uppgår till cirka 14 TWh/år.
2.1.2 Ångermanälven
Ångermanälven är landets tredje största älv i fråga om vattenföring. Den rinner upp i
södra Lappland och nordligaste delarna av Jämtland. Avrinningsområdet utgör ett
system av flera större vattendrag. De tre huvudgrenarna – Ångermanälven, Faxälven
och Fjällsjöälven – har sina översta delar i fjällområdena (SOU 1976:28). Inom ramen
för detta examensarbete behandlas Faxälvens huvudflöde nedströms Blåsjön,
Fjällsjöälvens huvudflöde nedströms Dabbsjö och Ångermanälvens huvudflöde
nedströms Lasele.
I stort sett alla större sjöar i älvsystemet är reglerade för vattenkraftsändamål och de
flesta fallhöjder är utbyggda. Normalårsproduktionen vattenkraftsenergi från
Ångermanälvens avrinningsområde är cirka 9 TWh per år. Flera kraftföretag har
stationer i Ångermanälven, bland annat Vattenfall, Sydkraft, Graninge energi,
Holmen och Fortum.
2.1.3 Ljusnan
Ljusnan är en 43 mil lång älv som rinner genom Härjedalen och Hälsningland och
rinner ut i Bottenhavet strax söder om Söderhamn. Det största biflödet till Ljusnan är
Voxnan som flyter ihop med Ljusnan vid Bollnäs. Stora sjöar i Ljusnans älvsystem är
Bergviken, Arbråsjöarna, Svegsjön och Lossen (Nationalencyklopedin, 2003). Inom
ramen för detta examensarbete behandlas Voxnans huvudflöde nedströms Alfta och
Ljusnans huvudflöde nedströms Långå.
Normalårsproduktionen vattenkraftsenergi från Ljusnans avrinningsområde är cirka
3,7 TWh per år. De flesta av Ljusnans vattenkraftstationer ägs av Fortum, med
undantag av några mindre stationer som är i annan ägo.
2.1.4 Ätran
Ätran är den näst största av Västkuståarna. Ån är 24 mil lång och flyter genom
sydöstra Västergötland, ner genom Halland och ut i Kattegatt vid Falkenberg
(Nationalencyklopedin, 2003). De största biflödena är Högvadsån, Lillån och
9
Assman. Inom ramen för detta examensarbete behandlas endast Ätrans huvudflöde
nedströms Skåpanäs.
Normalårsproduktionen av vattenkraftsenergi från Ätrans avrinningsområde är cirka
220 GWh per år. Ätrans vattenkraftstationer ägs av Sydkraft.
2.2
GRUNDLÄGGANDE DEFINITIONER
2.2.1 Energi, effekt, kapacitet och potential
Effekt definieras som energiomvandling per tidsenhet, med enheten Watt [W].
Energi är en svårdefinierad storhet som kan existera i många olika former. Den kan
omvandlas och lagras, men varken skapas eller förintas. I vattenkraften omvandlas
vattnets lägesenergi till tryckenergi som i sin tur ger mekanisk energi (arbete) på
turbinaxeln och slutligen omvandlas till elektrisk energi i generatorn. Grundenheten
för energi är Joule, men i praktiska sammanhang använder man ofta enheten Watttimmar (Wh) med olika prefix, där:
1 Wh = effekten 1W under 1 timmes (3600s) tid = 3600 Joule.
En kraftstations kapacitet är dess maximala förmåga, till skillnad från kraftstationens
verkningsgrad som beskriver dess effektivitet i uppfyllandet av denna förmåga.
Begreppet kapacitet kan till exempel röra sig om kraftstationens maximala förmåga
till årsproduktion av elektricitet, dess maximala effekt eller det högsta möjliga
ekonomiska värdet av årsproduktionen (Dahlbäck, 1995).
Kraftstationens utvecklingspotential kan sägas vara skillnaden mellan stationens
nuvarande kapacitet och bästa möjliga kapacitet. Som tidigare nämnts är
utvecklingspotentialen i det här examensarbetet definierad som ”den ökning av
energiproduktionen under ett normalår som kan erhållas genom utveckling och
effektivisering av befintliga vattenkraftstationer i Sverige”. Det är alltså stationens
årsproduktion av elektricitet som främst har använts.
Under kalla vintrar med hög energiförbrukning på kort tid blir det tydligt att också
effekten, det vill säga energiproduktionen per tidsenhet, är av stor vikt.
2.2.2 Teoretisk bruttopotential, teknisk potential och ekonomiskt
utbyggnadsvärd vattenkraft
Den svenska vattenkraften producerar cirka 64 TWh energi under ett år med normal
tillrinning. De naturliga variationerna i nederbörden gör dock att årsproduktionen kan
variera allt mellan 55 och 75 TWh per år (IVA, 2002).
När man diskuterar vattenkraftens utvecklingspotential är det intressant att vidga
vyerna och se på frågan ur ett större perspektiv, t.ex.:
Hur mycket vattenkraftsenergi finns det teoretiskt i Sverige?
Hur stor andel av denna är tekniskt möjlig att utnyttja?
Hur mycket vattenkraft kan man utnyttja med någorlunda lönsamhet i Sverige?
10
Den första frågan kan besvaras med det som brukar kallas teoretisk bruttopotential.
Den teoretiska bruttopotentialen definieras av World Energy Council (WEC) som
”den årliga tillgängliga energipotentialen i ett land, om alla naturliga flöden leds
genom en turbin ner till havsytans nivå (eller till vattenytans nivå vid landsgränsen
om flödet fortsätter in i ett annat land) med 100 % verkningsgrad i alla maskiner och
vattenvägar”. Enligt WEC är Sveriges teoretiska bruttopotential 176 TWh/år (World
Energy Council, 2003-01-31).
I svensk litteratur anses den teoretiska bruttopotentialen uppgå till 200 TWh/år.
Ursprunget till värdet 200 TWh/år kommer från en utredning gjord 1961, baserad på
uppgifter om landets topografi och vattenavrinning (SOU 1974:64). Detta tycks vara
den dominerande uppfattningen om Sveriges teoretiska bruttopotential i svensk
litteratur.
Den tekniskt utbyggnadsbara vattenkraften, efterfrågad i den andra frågan, definieras
enligt WEC som ”den del av den teoretiska bruttopotentialen som kan exploateras
inom ramen för dagens befintliga teknik”. Såväl WEC som svenska källor uppskattar
att den tekniskt utbyggbara vattenkraften i Sverige är cirka 130 TWh/år. Denna siffra
återkommer i litteraturen sedan åtminstone 30 år (World Energy Council, 2003-01-31
och SOU 1974:64).
Hur mycket vattenkraft som är lönsamt för ett land att utveckla beskrivs av begreppet
ekonomiskt utbyggnadsvärd vattenkraft. Den ekonomiskt utbyggnadsvärda
vattenkraften definieras enligt WEC som den del av den teoretiska bruttopotentialen
som kan exploateras inom ramen för dagens befintliga teknik och förväntade lokala
ekonomiska förhållanden. Sveriges ekonomiskt utbyggnadsvärda vattenkraft utgör
enligt WEC 90 TWh/år. I svensk litteratur har uppgifterna om den utbyggnadsvärda
vattenkraften varierat under åren (tabell 1), men den har sedan mitten av 1970-talet
legat kring 90-95 TWh/år. De svenska beräkningarna tycks bygga på en summa av
energipotentialen för befintliga kraftstationer och kraftbolagens specificerade
projektförslag gällande vattenkraftsutbyggnader.
11
Tabell 1: Tabellen visar Sveriges ekonomiskt utbyggnadsvärda vattenkraft enligt bedömningar från år
1930, 1940, 1945, 1954, 1961, 1974, 1996 och 2002. Källa: SOU 1976:28
Bedömningsår
1930
1940
1945
1954
1961
1974
1996
2002
Ekonomiskt utbyggnadsvärd [TWh/år]
32,5
36
41
80
87
95
75 – 97*
88**
*Variation beroende på kostnadsgräns (SOU 1996:155).
** 64 TWh befintligt + 23,8 TWh ekonomiskt utbyggnadsvärd,
varav 12,7 TWh skyddat (IVA, 2002).
I konsekvensutredningens skrift ”Fortsatt vattenkraftsutbyggnad” från 1979 ges en
detaljerad bild av den ekonomiskt utbyggnadsvärda vattenkraften på 95 TWh/år. Av
den utbyggnadsvärda vattenkraften i Sverige 1979 var 62 TWh/år redan utbyggt, 29
TWh/år beskrivet i specifika projektförslag och 4 TWh/år beskrivet som ”övrig
potential”, vilket huvudsakligen innebar upprustning av befintliga stationer. Av de
specifika projektförslagen låg projekt omfattande cirka 16TWh/år i de fyra orörda
fjällälvarna (Torne älv, Kalix älv, Pite älv och Vindelälven) (Ds I 1979:20).
1996 genomförde VBB Anläggning på uppdrag av Kraftverksföreningen en
inventering av den outbyggda energipotential som finns i både undantagna och icke
undantagna vattendrag. Resultatet, som ska ses som ett ungefärligt värde, hamnade på
en utbyggnadsbar energiproduktion på 32,6 TWh/år, baserat på en kostnadsgräns på
15 kr per kWh och år. När kostnadsgränsen sänktes till 3 kr per kWh och år blev
resultatet en outbyggd energipotential på endast 11 TWh/år (SOU 1996:155).
Det är dock inte bara ekonomi och teknik som styr utbyggnaden av vattenkraften, utan
hänsyn till miljön, naturen och andra enskilda intressen vägs också in i
beslutsfattandet. För närvarande gäller ett beslut i riksdagen att utbyggnaden av
vattenkraften ska begränsas till 2 TWh, vilket skulle ge en total vattenkraftproduktion
på 66 TWh/år (IVA, 2002).
2.3 LITTERATURSTUDIE
En litteraturstudie kring vattenkraftens uppbyggnad i Sverige under 1900-talet har
gjorts. Den kompletta litteraturstudien finns i Appendix A.
2.4 HYDROMEKANIKTEORI
I det här avsnittet behandlas den grundläggande hydromekanikteori som tillämpas i
beräkningarna beskrivna i metodkapitlet, kapitel 3.
2.4.1 Energiekvationen
Utgångspunkten för energiberäkningar i strömmande vatten är Bernoullis ekvation,
ekvation (1) (Fox & McDonald, 1994). Ekvationen säger att summan av vattnets
tryckenergi, rörelseenergi och lägesenergi alltid är konstant längs hela strömfåran vid
friktionsfri strömning.
12
 p

v2

+
+ z  = konstant
 ρ ⋅ g 2⋅ g

där
(1)
p är vattentrycket [Pa]
g är gravitationskonstanten [m/s2]
ρ är densiteten för vatten [kg/m3]
v är vattnets flödeshastighet [m/s]
z är höjden över en bestämd referensnivå [m]
Villkoren för ekvationen är
1.
2.
3.
4.
Friktionsfri strömning
Stationärt flöde
Flöde längs en strömlinje
Inkompressibelt flöde
I allmänhet sjunker vattnets hastighet under rörelsen nedströms älven eller
kraftstationen, samtidigt som lägesenergin minskar. Detta beror bland annat på
friktionsförluster, virvlar och erosionsarbete i älvfåran, vilka orsakar en minskning av
vattenströmmens rörelseenergi (Alvarez, 1990). Bernoullis ekvation kan utvecklas till
att ta hänsyn till friktionen. Detta görs enligt ekvation (2), där skillnaden mellan
energinivåerna i tvärsnitt ett och två uttrycks med förlusttermen hl,1-2.
Energiförlusterna som beskrivs av förlusttermen hl,1-2 består av värmeavgivning till
omgivande material till följd av friktion.
 p1
  p2

v12
v 22



+
+ z1  − 
+
+ z 2  = hl ,1− 2
 ρ ⋅ g 2⋅ g
  ρ ⋅ g 2⋅ g

där
(2)
hl,1-2 är förlusterna i [m] vattenpelare
Övriga villkor för ekvationen vållar inga problem i vattenkraftsammanhang. Flödet
kan sägas vara stationärt, då de tidsberoende flödesförändringarna är på en helt annan
tidsskala än den som gäller för de snabba vattenflöden som här beräknas. Flödet följer
i huvudsak en strömlinje genom tunnlar, kanaler och kraftstation, utan att det
förekommer några starkare tvärströmmar. Flödet är inkompressibelt, eftersom
densitetsvariationerna för vatten är försumbara i sammanhanget.
Ekvation (2) beskriver strömning i slutna rör där trycket p inte nödvändigtvis är lika
med atmosfärstrycket. I kanaler med fri vattenyta är trycket på vattenytan alltid lika
med atmosfärstrycket, vilket gör att vattentrycket i varje punkt i strömfåran endast
beror på vattendjupet ner till punkten. Energiekvationen förenklas därför för kanaler
med fri yta enligt ekvation (3).

 

v2
v2
 y1 + 1 + z1  −  y 2 + 2 + z 2  = hl ,1− 2

 

2⋅ g
2⋅ g

 

där
(3)
y är avståndet i [m] från mätpunkten till vattenytan (Fox & McDonald, 1994).
13
Energiekvationen illustreras i figur 2 (Fox & McDonald, 1994).
Figur 2 Figuren beskriver energifördelningen enligt energiekvationen mellan sektion 1 och 2.
I sektion 1 utgörs hela energimängden av lägesenergi, medan energin i sektion 2 fördelas
mellan lägesenergi, tryckenergi i det slutna röret och rörelseenergi. Energinivån i sektion 2 är
sänkt på grund av energiförlusterna hl till följd av friktion i röret.
Det bör noteras att energinivån i ekvation 2 och 3 uttrycks i höjdform. Enheten för
varje term är meter.
2.4.2 Reynolds tal
Reynolds tal är en dimensionslös parameter som anger flödets beskaffenhet, det vill
säga om det är turbulent eller laminärt. I princip gäller att ju högre Reynolds tal, desto
mer turbulens råder. I vattenkraftssammanhang är Reynolds tal mycket stort. Ekvation
(4) är definitionen för Reynolds tal vid inkompressibelt flöde i slutna rör.
Re =
där
ρ ⋅ vt ⋅ D
µ
(4)
ρ är vattnets densitet [kg/m3]
vt är flödeshastigheten [m/s]
D är rörets diameter [m]
µ är vattnets viskositet [m1s1/kg]
(Fox & McDonald, 1994)
2.5 PRINCIPER BAKOM ETT VATTENKRAFTVERK
I det här avsnittet ges en kort genomgång av hur ett vattenkraftverk fungerar.
Avsnittet kan hoppas över för den som redan är insatt i vattenkraftsfrågor.
2.5.1 Energi från solen
Källan till den energi som omvandlas till elektricitet i en vattenkraftstation är de
vattenmassor som finns tillgängliga i naturen på lämplig höjd. Dessa energiresurser är
en följd av det hydrologiska kretsloppet (figur 3). Med hjälp av huvudsakligen
solstrålningen avdunstar vatten från jordytan. När vattenångorna stiger till atmosfären
ökar dess lägesenergi. En del av lägesenergin förbrukas under fallet när vattnet regnar
ner på jordytan igen, medan en del återfinns i form av läges- och rörelseenergi i sjöar
och vattendrag. Det är den läges- och rörelseenergin som utnyttjas i vattenkraften.
14
Lägesenergin är ur människans energiförsörjningssynpunkt viktigare än
rörelseenergin, vilket framgår av att flodvattnets hastighet sällan överstiger 6 m/s,
vilket endast motsvarar en fallhöjd av 1,8 m (Alvarez, 1990).
Figur 3 Det hydrologiska kretsloppet. Bildkälla: Erik Särnholm.
2.5.2 Vattenmagasin, fallhöjd och dammar
Vattenkraften bygger på att vattnets lägesenergi via ett antal steg omvandlas till
elektrisk energi. För att utnyttja så stor del som möjligt av vattnets lägesenergi samlas
vattnet från ett avrinningsområde upp i magasin ovanför kraftstationen. En
vattenkraftstation utnyttjar höjdskillnaden mellan vattenytorna i magasinen direkt
uppströms och direkt nedströms kraftstationen (se figur 4) till att utvinna energi. När
vattnet ”faller” genom turbinen omvandlas lägesenergi till rörelseenergi på
turbinaxeln, som i sin tur omvandlas till energi i elektrisk form i generatorn.
Elektriciteten förs sedan genom ledningsnätet till samhället. Höjdskillnaden mellan
vattennivåerna kallas fallhöjd. En ökad fallhöjd ger ökad lägesenergi enligt ekvation 5
i avsnitt 3.1. För att öka fallhöjd och lagringsmöjlighet byggs dammar som dämmer
upp vattnet uppströms kraftverket. Fallhöjd kan även ökas genom en sänkning av
vattenytan nedströms kraftstationen. Detta sker till exempel genom rensning, grävoch sprängarbeten som förstorar och/eller fördjupar magasinet nedströms stationen.
Dämningar kan orsaka stora ekonomiska och miljörelaterade problem, speciellt i
flacka områden där marken kring magasinet läggs under vatten.
15
Figur 4 Principskiss av en vattenkraftstation (strömkraftverk). Bildkälla: Svensk Energi.
2.5.3 Intag, kanaler och tunnlar
Vattnet strömmar in till kraftstationen genom intaget. För att stoppa upp drivved,
grenar, is och andra föremål som transporteras i älven placeras gallergrindar i
intagets inlopp. Med en intagslucka kan man bestämma hur mycket vatten som får
strömma igenom kraftstationen. Intagsluckan kan också användas för att helt stänga
av inflödet om stationen behöver tas ur drift.
En vattenkraftsstation kan ligga direkt i vattendraget eller en bit vid sidan om. För
strömkraftverk, det vill säga kraftstationer som ligger direkt i vattendraget, leds
vattnet direkt från intaget in i turbinen. Många kraftstationer i Sverige ligger bredvid
vattendraget, eller helt under jord. I dessa fall leds vattnet genom kanaler, tunnlar
och/eller tuber fram till turbinen. Tilloppstunnlarna och kanalerna kan vara grävda i
jord eller sprängda/borrade i berg. Vid slutet av tunneln finns ofta en lucka för att göra
det möjligt att tömma turbinutrymmet på vatten utan att behöva tömma hela
tilloppstunneln (Kjölle, 2001).
2.5.4 Turbinen
Begreppet turbin omfattar inte bara turbinens löphjul, utan även eventuella
inloppstuber, ett spiralformat inlopp samt röret ut från turbinen som kallas sugrör.
Löphjulet kan se olika ut, men kan i princip liknas vid en propeller som roterar på
grund av vattnets kraft på propellerns rotorblad. Spiralen, alltså det spiralformade
röret direkt i inloppet till löphjulet har öppningar på jämna mellanrum varifrån vattnet
leds in i rätt riktning in i löphjulet. Justerbara ledskenor leder flödet i rätt riktning, så
att turbinen används vid högsta möjliga verkningsgrad. Ledskenorna kan användas för
att tillsluta öppningarna mellan spiral och turbin och på så sätt stänga av flödet vid
driftstopp. Det finns olika typer av turbiner beroende på hur stora fallhöjden och
16
flödet är (figur 5). De vanligaste turbintyperna är Peltonturbiner, Kaplanturbiner och
Francisturbiner. Hur dessa kan se ut visas i figur 6, 7 och 8.
Figur 5 Schematisk bild över hur valet av turbin beror av fallhöjd och vattenflöde över kraftstationen.
Figuren är baserad på uppgifter från Gebart, 2003-04-02 och University of Strathclyde, 2003-04-02.
I aktionsturbiner är vattnets ursprungliga lägesenergi (minskad med förluster i intag
och tilloppsledning) i stort sett helt omvandlad till rörelseenergi då vattnet träffar
turbinskovlarna. När aktionsturbiner används placeras de öppet i ett utrymme där
atmosfärstryck råder, eftersom vattnet inte behöver genomgå någon tryckförändring
vid sin passage genom turbinen. När vattenstrålen träffar skovlarna får dessa en
impuls och strålen avlänkas. Den vanligaste typen av aktionsturbin är Peltonturbinen
(figur 6). Peltonturbiner används vid höga fallhöjder. Svensk vattenkraft utnyttjar
nästan uteslutande låga fallhöjder och använder därför inte aktionsturbiner (Alvarez,
1990).
Figur 6 Aktionsturbin (Pelton), där vattnet sprutas in i turbinen med ett munstycke i atmosfärstryck.
Bilden är hämtad från (Gebart, 2003-04-02) med tillåtelse av GE Energy som har copyright.
I reaktionsturbiner utgörs vattnets energi före turbinen av delvis rörelseenergi, delvis
tryckenergi. Utrymmet fram till och runt om turbinen är helt vattenfyllt. Vattenmassan
17
ovanför turbinen trycker vattnet genom turbinen och får den på så vis att rotera.
Vattnets tryckenergi överförs alltså i rörelseenergi på den roterande turbinaxeln.
De vanligaste reaktionsturbinerna är Kaplan- och Francisturbiner. Kaplanturbiner
(figur 7) används vid låga fallhöjder (upp till 70 m). De fungerar som stora propellrar
där vattnet flödar axiellt genom turbinen. Speciellt utmärkande för Kaplanturbinerna
är att propellerbladen kan vridas och därmed anpassas till varierande flöden.
Francisturbiner (figur 8) används vid mellanhöga fallhöjder. Vattnet strömmar radiellt
(horisontellt) in i en Francisturbin.
Figur 7 Reaktionsturbiner (Kaplan). Från den vattenfyllda spiralen leds vattnet in i löphjulet och
flödar sedan ner i sugröret. Bilden är hämtad från (Gebart, 2003-04-02) med tillåtelse av GE Energy
som har copyright.
Figur 8 Reaktionsturbin (Francis). Från den vattenfyllda spiralen leds vattnet radiellt genom
ledskenorna in i löphjulet och flödar sedan ner i sugröret. Bilden är hämtad från (Gebart, 2003-04-02)
med tillåtelse av GE Energy som har copyright.
18
2.5.5 Sugrör och kavitation
Skillnaden i tryck ovanför och nedanför rotorbladen i en reaktionsturbin motsvarar
fallhöjden över turbinen. Skillnaden i tryck kräver att turbinen ska vara innesluten och
att spalten mellan löphjulet och väggarna ska vara så små som möjligt för att läckaget
ska vara minimalt. För att utnyttja en så stor del av bruttofallhöjden som möjligt vill
man ha en stor tryckskillnad, vilket innebär att man ur den synvinkeln skulle vilja ha
ett lågt tryck nedanför turbinen. För turbiner i vattenkraft kan det dock innebära
praktiska problem om det lokala trycket sjunker under ångbildningstrycket, eftersom
vattnet då övergår i gasform. Fenomenet kallas kavitation. Ångblåsor (kavitet =
hålrum) bildas i vattnet och när dessa åter hamnar i ett högre tryck imploderar de
hastigt. Implosionerna sänker turbinens verkningsgrad kraftigt och deras kraft leder
till skador på turbinen som i sin tur leder till ytterligare sänkt turbinverkningsgrad,
samt till dyra reparationer. Den grundläggande teorin bakom kavitation illustreras i
figur 9 (Dahlvig, 1998).
Figur 9 Fasdiagram. Aggregationstillståndet beror av tryck och temperatur. Om trycket sänks
med bibehållen temperatur kan ämnet övergå i gasform. Detta sker vid kavitation i en turbin.
Sugröret är den tub som leder vattnet från turbinen till utloppet i det nedre magasinet,
alternativt ut till avloppstunneln. Sugrörets uppgift är att sänka vattenhastigheten så
att rörelseenergin kan tas till vara och på så sätt öka den effektiva fallhöjden över
turbinen. Dessutom ska flödet i de flesta fall avlänkas från att komma uppifrån
turbinen i vertikal riktning till att flöda ut horisontellt i det nedre magasinet.
Ju större skillnaden i tryck är över turbinen, desto större blir kraften på turbinbladen,
vilka sin tur snurrar fortare och genererar mer elektrisk energi. Lågt tryck nedanför
turbinen innebär höga flödeshastigheter om höjdskillnaderna bortses från (se
Bernoullis ekvation (1)). Direkt efter turbinen har man alltså lågt tryck och hög
flödeshastighet, medan man vid sugrörets utlopp vill ha atmosfärstryck och låg
flödeshastighet för att minimera friktionsförlusterna samt de kinetiska förlusterna i
utflödet. Sugröret ska vara dimensionerat för att dessa förändringar i tryck och
hastighet ska kunna ske med så små energiförluster som möjligt.
Den geometriska utformningen av sugröret har stor betydelse. Där flödet kröks från
vertikalt till horisontellt flöde finns det risk för avlösning i sugröret. Avlösning är när
vattnet släpper från väggen, vilket orsakar storskalig turbulens, som i sin tur ger
19
energiförluster, eftersom vattnet då lokalt flödar i motsatt riktning mot resten av
flödet. För att undvika avlösning i kröken där vattnet avlänkas cirka 90˚ minskas
tvärsnittsarean in mot kröken (Elforsk, 1993:2). Minskad tvärsnittsarea ger ett
accelererande flöde genom passagen, vilket underlättar avlänkningen av flödet och
leder till att avlösning förhindras. Efter den trånga passagen vidgas sugröret som en
tratt, där väggarnas vinkel relativt strömningsriktningen idealt ligger kring 8˚
(Alvarez, 1990). Syftet med trattformen är att sänka flödeshastigheten genom att öka
tvärsnittsarean. För att sänka hastigheten så mycket som möjligt önskas en stor
tvärsnittsarea vid utloppet. Då öppningsvinkeln är begränsad innebär detta att ett
längre sugrör ger mindre förluster eftersom tvärsnittsarean hinner bli större. Med
längre sugrör ökar dock även friktionsförlusterna, vilket innebär att sugrörets längd
måste optimeras för att minimera förlusterna.
När vattnet har strömmat ut ur sugröret strömmar det vidare i vattendraget, ner till
nästa kraftstation eller ut i havet. Den första sträckan nedströms sugröret leds vattnet
ofta genom en tunnel eller kanal fram till strömfåran.
2.5.6 Generering av elektricitet
Den roterande turbinaxeln driver en generator. I generatorn omvandlas mekanisk
rörelse till elektrisk energi enligt elektromagnetisk teori. Generatorn består av en rotor
och en stator med ett luftgap emellan. Luftgapet tillåter att rotorn roterar inuti statorn.
Statorn består av lindade ledare och statorplåt. På rotorn sitter magneter som skapar
ett magnetfält. När rotorn roterar varierar magnetfältets storlek och riktning med tiden
i varje punkt i statorn. Det varierande magnetfältet inducerar en elektrisk spänning i
ledarna i statorn (Nilsson K, 2003). Denna spänning transformeras vid behov till
önskad spänningsnivå och leds sedan via högspänningsledningar i kraftnätet ut i
samhället.
2.6 REGLERING AV VATTENKRAFT
I avsnitt 2.4 förklarades principerna bakom de olika delarnas funktion i en
vattenkraftstation. Att driva en vattenkraftstation är dock inte bara att låta vattnet
flöda okontrollerat genom stationen. Hänsyn måste också tas till hur
energiförbrukning och vattentillgång varierar med tiden. Detta görs med reglering av
vattenkraften.
Energibehovet i dagens samhälle är inte konstant. Samhället behöver mer energi på
vintern när det är kallt än på sommaren, mer energi under veckorna när industrin går
på högfart än på lediga helger och mer energi på dagarna då vi är aktiva och använder
all vår elektriska utrustning än på nätterna. Eftersom elektricitet är en färskvara som i
sin egen form inte kan lagras, så krävs det att energiproduktionen följer med i
behovssvängningarna. För vattenkraftens del innebär det att man måste kunna lagra
vattnet under perioder med låg energiförbrukning och släppa på vattnet när behoven
ökar.
Det är inte bara efterfrågan på vatten till kraftproduktionen som varierar, utan även
tillgången på vatten varierar till följd av årstidernas klimatväxlingar och variationerna
i regnmängd mellan olika år. Årstidsvariationerna blir i regel större ju längre norrut
man kommer. De norrländska vattendragen har en naturlig vattenföring (i oreglerade
älvar) som under vintern är mycket låg, för att sedan i samband med vårfloden stiga
till det mångdubbla. Det innebär att den naturliga tillgången på vattenkraftsenergi är
20
som minst när energibehovet är som störst under vintern. Att anpassa kraftuttaget till
varierade vattentillgång och samhällsbehov kallas att reglera vattenkraften.
Att reglera vattenkraften är att samla överskottsvatten i magasin under tider med god
tillrinning och/eller liten efterfrågan på elkraft för att kunna tappa ur vattnet då
efterfrågan (och oftast också priset) är hög. Regleringen av vattenkraften i Sverige
innebär att man ändrar det naturliga avrinningsförloppet så att man får minskad
vattenföring under vår och försommar och ökad vattenföring under vintern. De
magasin som behövs skapas i första hand genom reglering av vattennivån i naturliga
sjöar. I sjöfattiga vattendrag kan man tvingas skapa helt eller delvis konstgjorda sjöar
med hjälp av dammbyggnationer. En reglering innebär att vattnet i magasinet sparas
eller tappas av efter behov. Dämningsgränsen motsvarar det högsta vattenstånd som
får förekomma, och sänkningsgräns det lägsta. Magasinsvolymen är den volym vatten
som ryms mellan dämningsgräns och sänkningsgräns, medan regleringshöjden är
nivåskillnaden mellan dämnings- och sänkningsgränsen. (SOU 1976:28)
Utjämningen mellan den naturliga lågvattenföringen på vintern och högvattenföringen
på sommaren kallas årsreglering. 1976 kom ungefär en tredjedel av landets
normalproduktion av vattenkraft från vatten som lagrats i årsmagasin.
Den naturliga vattenföringen varierar också från år till år. För att jämna ut
vattentillgången kan man i vissa av de större magasinen spara vatten från vattenrika år
och utnyttja det under torrår. Detta kallas flerårsreglering. Vattenkraftens anpassning
till snabba förändringar i samhällets elförbrukning åstadkoms genom
korttidsregleringar. För att ha god förmåga att reglera fordras det att kraftstationens
utbyggnadsgrad, det vill säga förhållandet mellan utbyggnadsvattenföringen och
medelvattenföringen, ekvation (5), är hög,. En kraftstations utbyggnadsvattenföring är
den maximala vattenföring som kan nyttiggöras i kraftstationen. En utbyggnad av en
kraftstation till högre utbyggnadsgrad kallas effektutbyggnad. Kraftstationer som
används i års- eller flerårsreglering har ofta stor magasinsvolym och hög
utbyggnadsgrad (SOU 1976:28).
utbyggnadsgrad =
utbyggnadsvattenföring
medelvattenföring
(5)
Med en ökad andel intermittenta energislag, som vindkraft, solenergi och vågkraft i
energiproduktionen kan man anta att vattenkraftens förmåga till reglering kommer att
bli allt viktigare.
Eftersom det ofta ligger många vattenkraftstationer längs en älv måste hänsyn tas till
omgivande kraftverk, så att de inte får för mycket eller för lite vatten. Driften måste
alltså optimeras både inom varje kraftstation och mellan kraftstationerna, så att alla
stationer och aggregat i drift har vatten nog för att köras på god verkningsgrad. I
första hand är det dock efterfrågan, och därmed priset på den producerade
elektriciteten som styr optimeringen av vattenkraften.
21
2.7
ISTEORI
2.7.1 Förutsättning för isbildning
Vintertid fryser de flesta vattendrag i Sverige. Hur isläggningen sker och hur den
hanteras i driften av vattenkraftstationerna har i sin tur betydelse för hur stationerna
kommer att påverkas av isen.
En vattenmassa har ett bestämt energiinnehåll som främst regleras genom in- och
utflödet av energi genom vattenytan. Under hösten då omgivningens temperatur
sjunker flödar energin ut från vattnet. När vattnets temperatur har sjunkit tillräckligt
kommer ett istäcke att bildas. Det finns två olika processer som tillsammans svarar för
bildandet av ett sammanhängande istäcke på en älv.
Den ena processen är bildandet av strandis som startar vid vattnets kontakt med kallt
strandmaterial och växer in emot älvfårans mitt. Detta kräver stillastående eller lugnt
flytande vatten. Den andra processen startar med underkylning av vattnet och
bildandet av kravispartiklar. Kravis är små diskliknande ispartiklar som bildas i
snabbt strömmande underkylt vatten med hög turbulens. Kravispartiklarna bildar i sin
tur en issörja som efter hand fryser samman till flak som ackumuleras, flyter upp till
ytan och kan ge ett sammanhängande istäcke. Denna process dominerar isläggningen
av områden med snabbt strömmande vatten.
Produktionen av kravis ökar med ökande turbulens i vattendraget. Detta beror på att
värmeutbytet med atmosfären blir större vid högre omblandning av vattnet. Ökad
flödeshastighet leder i princip alltid till ökad turbulens. I Norge har undersökningar
genomförts för att påvisa hur mycket hastigheten påverkar bildandet av istäcken. Man
kom fram till att om flödeshastigheten understiger 0,6 m/s tillväxer istäcket relativt
snabbt. Vid flödeshastigheter mellan 0,6 och 1,2 m/s bildas kravis och issörja som
med viss svårighet ackumuleras på vattenytan och fryser samman till ett istäcke. Vid
flödeshastigheter över 1,2 m/s bildas kravis, men turbulensen är för hög för att
issörjan som bildas ska flyta upp till ytan och bilda ett istäcke. Kravisen driver istället
med vattnet nedströms till en sektion där vattenhastigheten är lägre, där den kan flyta
upp eller fastna på ytor i omgivningen (Hogdin, 2001).
2.7.2 Problem i vattenkraften på grund av isbildning
Nedisning av intagsgrindar
Problemet med kravis är att den fastnar på skrovliga ytor där den snabbt växer till.
Vid intaget till kraftstationer finns gallerförsedda grindar för att hindra drivved och
grenar och dylikt från att skada känsliga delar i kraftstationen. Kravisen fastnar lätt på
dessa intagsgaller och tillväxer snabbt med följden att intaget helt eller delvis
blockeras. Detta leder till att endast en begränsad mängd vatten kan utnyttjas i
produktionssyfte – alltså en energiförlust för kraftstationen (Hogdin, 2001).
Kravis kan också täppa till kylvattenintagen. Kylvattnet används till kylning av
generatorer och lager. Under olyckliga omständigheter kan en tilltäppning av
kylvattenintagen leda till varmgång av aggregat och bidra till kraftigt slitage (Hogdin,
2001).
22
Isdammar
Kravisen kan också fastna på älvbotten eller på det sammanhängande istäckets
undersida och där ge upphov till fördämningar. Det finns två typer av isdammar. Dels
isdammar som byggs upp som en tröskel från botten. I sektioner med hög
vattenhastighet och hög turbulens är de hydrodynamiska krafterna som ”drar ner” isen
ofta starkare än isens maximala lyftkraft. Kravisen fastnar på botten och börjar växa
till. Till slut är tröskeln stor nog för att skapa en dämning uppströms som minskar
turbulensen. Detta leder visserligen till att tröskeln slutar växa till, men dämningen
kan ibland fortplanta sig så långt uppströms att fallhöjden på ovanförliggande
kraftverk minskar, vilket innebär en energiförlust för kraftstationen (Hogdin, 2001).
Den andra varianten av isdamm är en så kallad ”hängande damm”. Den byggs upp
genom att is fastnar på undersidan av ett befintligt istäcke och växer till i riktning mot
botten. Även hängande dammar skapas när ythastigheten i sektionen är så hög så att
vattnets hydrodynamiska krafter överstiger isens flytkraft, eftersom flytande isflak
och issörja då dyker under kanten på framförliggande is istället för att ackumuleras
mot denna. Dammen växer till på undersidan av det vanliga istäcket ända till dess att
den har blivit så stor att den har skapat en dämning i älven. Precis som för fallet med
tröskeldammarna leder dämningen till en hastighetssänkning som gör att framflytande
isflak och sörja nu ackumuleras mot istäckets kant och isen fortsätter växa till
uppströms istället för undertill. Även de hängande dammarna kan skapa dämningar
som ger fallförluster för ovanförliggande kraftstationer (Hogdin, 2001).
Kravisbildning under broar
Broar och dess fundament leder ofta till förträngningar i älvfåran, vilket i sin tur leder
till ökade flödeshastigheter. Högre flödeshastigheter ger i sin tur ofta upphov till
öppet vatten och risk för kravisbildning, vilket kan innebära problem där det finns en
bro nära uppströms en kraftstation (Hogdin, 2001).
Olika sätt att hantera isproblem diskuteras i avsnitt 3.3.2.
2.8 EVENTUELL PÅVERKAN AV KLIMATFÖRÄNDRINGAR
Klimatstudier som har sammanställts av FNs klimatpanel tyder på att mänsklig
påverkan genom ökade utsläpp av växthusgaser kan medföra en förstärkt
växthuseffekt, vilket kan leda till en global uppvärmning. Att en eventuell förändring
av klimatet skulle ge någon form av påverkan på vattenkraften är troligt. Därför anser
författaren till det här examensarbetet att klimatfrågan bör hållas i åtanke vid alla
utredningar som rör vattenkraft i ett långsiktigt perspektiv. Det är anledningen till att
klimatfrågan behandlas, om än kortfattat, i detta examensarbete.
Globala och regionala klimatmodeller, baserade på antaganden om framtida utsläpp
av växthusgaser, används för att producera tänkbara scenarier för utvecklingen av det
globala och regionala klimatet. På 100 års sikt visar de regionala scenarierna en
genomsnittlig temperaturökning i Sverige med 3-4˚C och en ökning av nederbörden i
vissa delar av landet med upp till 25 %. Frågan om hur detta kan komma att påverka
vattenkraften i Sverige har behandlats i en Elforskrapport gjord av forskare inom
SWECLIM (det svenska forskningsprogrammet för regional klimatmodellering) på
SMHI (Gardelin et al, 2002).
23
De vattenresursscenarier som har tagits fram inom SWECLIM bygger på
modellberäkningar. Simuleringarna omfattar två tidsperioder om vardera tio år, vilka
representerar dagens klimat och ett framtida klimat påverkat av ökade CO2-halter i
atmosfären. Sex avrinningsområden, vilka representerar olika hydrologiska regimer
och olika geografiska lägen i landet har studerats i undersökningen. Simuleringarna
har gjorts med två olika globala modeller, två olika upplösningar på en regional
modell, samt två olika metoder för att behandla avdunstningen i en avrinningsmodell
(HBV-modellen). Detta resulterar i åtta olika resultat med en viss spridning.
Spridningen i scenariokurvorna kan tolkas som ett mått på osäkerheten i scenarierna.
Eftersom det är simuleringar av framtiden som görs, där osäkerheterna är stora, så är
det omöjligt att avgöra vilken av simuleringarna som visar det mest rättvisande
resultatet. I ett framtidsperspektiv är det ändå intressant att ha ställt sig frågan ”Vad
händer med vattenkraften om avrinningen ökar med ett visst antal procent?” (Gardelin
et al, 2002).
Resultaten av de vattenresursscenarier som hittills tagits fram inom SWECLIM pekar
på tydliga förändringar i flödenas årsrytm, med generellt minskade vårflöden och
ökade flöden under resten av året. Det framgår även att vårflodens start i allmänhet
inträffar tidigare i scenarierna än i dagens klimat. Scenarierna tyder på en allmän
ökning av vattentillgången i norra Sverige, medan en minskning av vattentillgången är
mer trolig i landets södra delar. I större delen av landet visar scenarierna minskad
sannolikhet för höga flöden, framför allt beroende på en minskad vårflod.
Sannolikheten för kraftiga sommar- och höstflöden ökar dock i norra Sverige. I tabell
2 kan den procentuella förändringen av avrinningen i sex avrinningsområdena utläsas.
Siffrorna i tabellen utgör medelvärden av resultatet från körningar med de åtta olika
modellkombinationerna (Gardelin et al, 2002).
De beräkningar som presenteras i detta examensarbete kring hur den svenska
vattenkraften påverkas av klimatförändringar baseras på SWECLIMS slutsatser.
Tabell 2
Beräknad procentuell förändring av avrinningen i sex avrinningsområden enligt åtta olika
scenarier framtagna med hjälp av HBV-modellen. Värdena är medelvärden av resultaten
från de åtta scenarierna och avser skillnaden mellan avrinningen vid dagens klimat och ett
växthuseffektpåverkat klimat.
Avrinningsområde
Medelvärde av förändring
jämfört med dagens klimat
Suorva
Kultsjön
Torpshammar
Höljes
Blankaström
Torsebro
27%
20%
10%
15%
-20%
-5%
24
3 METODER
I metodkapitlet beskrivs de metoder som använts för att utföra beräkningar och dra
slutsatser under arbetets gång. Alla beräkningar har utförts i Microsoft Excel 2000.
För god noggrannhet och tillförlitlighet i resultaten är det viktigt att de data
beräkningarna bygger på är av god kvalitet. Data för beräkningarna beskrivna i
examensarbetet kommer från flera olika källor. Kvaliteten och tillgången på data
beror på hur mätningarna gått till och i hur stor grad mätningar genomförs över huvud
taget. De stationsspecifika data som använts i det här examensarbetet kommer främst
från de kraftföretag som driver kraftstationerna samt från vattenregleringsföretagen.
De företag som har bidragit med data är Vattenregleringsföretagen, Sydkraft,
Vattenfall, Graninge, Fortum och Holmen. Informationen från företagen har varit till
stor hjälp. Förutom data från kraftföretagen har information från den uppdaterade
versionen av Hydropower in Sweden (Angelin et al, 1981/1999) från 1999 använts.
3.1 BRUTTOENERGIBERÄKNINGAR
Bruttoenergin för en vattenkraftstation är den energi som skulle kunna utvinnas i
stationen om hela bruttofallhöjden utnyttjades och energiöverföringen från vattnets
lägesenergi till elektrisk energi vore förlustfri, ekvation (6). Vattnets massa beräknas
utifrån medelårsflödet bestämt utifrån en 40-års flödesserie, i de flesta fall
flödesserien
1950 – 1990. Bruttofallhöjden beskrivs enligt SOU 1974:22 som ”den för kraftverk
ianspråktagna fallhöjden i den naturliga älven”. I mer kvantitativa ordalag kan
bruttofallhöjden beskrivas som skillnaden mellan det övre magasinets vattennivå vid
dämningsgränsen och det nedre magasinets vattennivå vid normalvattenstånd.
Begreppet normalvattenstånd är i reglerade vattendrag tämligen oklart, vilket också
avspeglas i att man ofta kan hitta flera olika värden på bruttofallhöjden för en och
samma kraftstation om man söker i olika källor. Detta ökar osäkerheten i
beräkningarna.
W = m ⋅ g ⋅ hbrutto
(6)
m = Q ⋅ ρ ⋅ ∆t
där
W är bruttoenergin per år, det vill säga vattnets lägesenergiförändring genom
stationen utan förluster. [GWh/år]
g är gravitationskonstanten [m/s2]
ρ är densiteten för vatten [kg/m3]
Q är medelårsflödet [m3/s] genom stationen
∆t är tiden i sekunder under ett år
hbrutto är bruttohöjden i [m] för varje station
(Alvarez, 1990)
På grund av energiförluster i kraftsystemet kommer inte hela bruttoenergin att kunna
användas för samhällets energiförbrukning (figur 10).
25
Energiproduktion[GWh/år]
20000
16000
12000
8000
4000
0
Bruttoenergi
Figur 10
"Nyttig" energi"
Totala
energiförluster
Fördelningen av bruttoenergin i Lule älv mellan nyttig energi (produktion under ett
normalår) och energiförluster.
Stationsverkningsgraden η, anger hur stor andel av bruttoenergin som resulterar i
producerad energi som går ut på stamnätet. Wproduktion är produktionen av energi från
en kraftstation under ett normalår. Energiproduktionen från en kraftstation mäts oftast
efter transformatorn, men innan man når ut på stamnätet. Energiförluster i
kraftöverföringen på stamnätet ligger alltså helt utanför de följande beräkningarna, då
dessa förluster fortfarande i någon mening finns inkluderade i Wproduktion.
Vattenkraftstationens verkningsgrad beräknas enligt ekvation (7).
η station =
W produktion
Wbrutto
= η elektrisk ⋅ η mekanisk ⋅ η hydraulisk
(7)
(Dahlvig, 1998)
där ηelektrisk är verkningsgraden för generator och transformator, ηmekanisk är tubinens
mekaniska verkningsgrad och ηhydraulisk är verkningsgraden längs vattenvägarna.
Förlustdelen 1-η är summan av systemets alla delförluster. I det här examensarbetet
kommer endast mekaniska och hydrauliska delförluster att beräknas. I avsnitt 3.3
beskrivs hur dessa delförluster beräknas inom ramen för föreliggande examensarbete.
De elektriska förlusterna ligger i storleksordningen 1 till 2 % av bruttofallhöjden. Om
kraftstationernas årliga energiproduktion adderas med summan av de mekaniska och
hydrauliska energiförlusterna under ett år bör summan alltså utgöra cirka 98 till 99 %
av bruttoenergin.
3.2 FÖRLUSTBERÄKNINGAR
För att närmare kunna precisera förlustdelen av bruttoenergin har energiförlusterna
under vattnets väg längs älven och genom kraftstationerna beräknats. Förlusterna har i
den mån det har varit möjligt delats upp i enskilda förlusttermer.
Verkningsgradsförlusten med utgångspunkt från bruttoenergin har beräknats för varje
förlustterm. Vid exakta beräkningar med exakta indata skulle summan av
stationsverkningsgraden och verkningsgradsförlusten för alla förlusttermer vara lika
med 100 %. Att söka och mäta upp indata och därefter göra modelleringar och
detaljerade beräkningar av samtliga felkällor för alla kraftstationer i Sverige är en
omfattande uppgift som inte ryms inom ramen för ett examensarbete. De följande
förlustberäkningarna är ett försök att ge en översiktlig bild av energiförlusternas
fördelning och storlek. Merparten av förlusttermerna beräknas kvantitativt, medan ett
antal endast diskuteras och uppskattas kvalitativt.
26
3.2.1 Icke utnyttjad fallhöjd i älven
I begreppet vattenvägar inkluderas inte bara tunnlar, kanaler och rör i kraftstationen,
utan också älvsträckorna mellan kraftstationerna. Små outnyttjade fallhöjder mellan
kraftstationer kan i vissa fall utnyttjas om rensningar utförs i älvfåran direkt nedanför
en kraftstation. Det kan därför vara av intresse att veta hur mycket energi den
outnyttjade fallhöjden innebär.
En ungefärlig uppskattning av älvens totala energipotential får man genom att
summera lägesenergin från nivån för varje kraftstations övre reservoar ner till
havsnivå för det vatten som tillkommer nedströms närmast ovanliggande kraftstation
(uppskattat som medelårsflödet för nedströms kraftstation minus medelårsflödet för
uppströms kraftstation). Vid den översta kraftstationen i älven medtas hela stationens
årsmedelflöde i beräkningen, vilket innebär att utbyggnadspotentialen uppströms den
överst liggande kraftstationen inte medtas i beräkningarna. Bruttoenergin för
kraftstationerna i en älv beräknas utifrån bruttofallhöjden för varje enskild station.
Skillnaden mellan älvens energipotential och summan av alla stationernas
bruttoenergi ger ett ungefärligt mått på energin som motsvarar den outnyttjade
fallhöjden mellan kraftstationerna, ekvation (8).


Wouttnyttjad fallhöjd = 
ρ ⋅ (Q station − Quppströms station ) ⋅ g ⋅ hövre reservoar , m.ö.h.  −
∑
∑ Wbrutto, station
 Samtliga stationer
 samtliga stationer
(8)
I dessa beräkningar ingår endast outnyttjad fallhöjd mellan befintliga kraftstationer.
Beräkningen är inte avsedd för att uppskatta potentialen för nyutbyggnad i älvarna.
Följande älvsträckor innefattas i beräkningen:
- Stora Lule älvs huvudflöde nedströms Ritsem.
- Lilla Lule älvs huvudflöde nedströms Seitevare
- Faxälvens huvudflöde nedströms Blåsjön
- Fjällsjöälvens huvudflöde nedströms Dabbsjö
- Ångermanälvens huvudflöde nedströms Lasele
- Ljusnans huvudflöde nedströms Långå
- Ätrans huvudflöde mellan Skåpanäs och Herting
3.2.2 Kapacitetssänkande sektioner i älven
Älvens strömfåra varierar i form, bredd och djup beroende på topografi. Varje
älvsträcka har sina egenheter i form av bergsklackar, trånga passager och dylikt.
Trånga, kapacitetssänkande sektioner kan utgöra ”flaskhalsar” i älven, till exempel
om flödet genom en kraftstation överskrider den maximala avbördningen i en trång
sektion uppströms stationen. En sådan situation leder till sänkt vattenyta i reservoaren
mellan kraftstationen och den trånga sektionen. Detta leder i sin tur till lägre fallhöjd
för vattnet genom turbinen, vilket i sin tur ger sämre effektuttag för stationen. Trånga
sektioner påverkar också möjligheten till reglering av kraftstationerna.
Fallhöjdsförluster i älvfåran innefattas bland energiförlusterna i vattenvägarna.
Metoden för att uppskatta förluster till följd av kapacitetssänkande sektioner i älven
har varit att be kraftföretagen redovisa var dessa kapacitetssänkande sektioner kan
tänkas finnas och hur det påverkar energiproduktionen. Kvantitativa uppskattningar
27
av energiförlusterna till följd av dessa älvspecifika förlusttermer kommer inte att
göras, då erforderlig data saknas. I de fall där summan av energiförlusterna och den
”nyttiga” energiproduktionen inte utgör hela kraftstationens bruttoenergi kan det i
vissa fall bero på kapacitetssänkande sektioner eller outnyttjad fallhöjd i älven nära
den berörda kraftstationen.
3.2.3 Isproblem
Metoden för att uppskatta förluster till följd av isproblem i älven har varit att be
kraftföretagen redovisa var dessa isproblem uppstår och hur det påverkar
energiproduktionen. Svaren har varit kortfattade och ger inte möjlighet till
kvantitativa beräkningar. Energiförlusterna till följd av kravis och nedisning kommer
därför endast att diskuteras översiktligt. Problem som uppstår till följd av is beskrivs i
teorikapitlet, avsnitt 2.6.1.
3.2.4 Regleringsrelaterad fallhöjdsförlust
Utan magasineringsmöjligheter skulle vattenkraften ge en betydligt lägre
energiproduktion än vad den ger idag. Man skulle ha låg tillgång på kraft under en
stor del av året för att sedan behöva släppa den största delen av vattnet förbi
kraftstationerna under vårfloden. Säsongsregleringen i stort är alltså en förutsättning
för den höga totalverkningsgraden i vattenkraften. Reglering av vattenkraften används
också för att balansera elsystemet. Detta kan ske på flera olika tidskalor och det
påverkar körsättet så att optimal stationsverkningsgrad inte kan nyttjas. När
vattenkraftens energiförluster sammanställs kan man finna två energiförlusttermer
som indirekt beror på regleringen av vattenkraften. Den ena är sänkt medelfallhöjd till
följd av att flödet tappas utifrån samhällets energibehov och inte utifrån tillrinningen
till magasinen. Den andra förlusttermen är ökade strömningsförluster på grund av
ojämna flödeshastigheter. Dessa energiförluster kommer att behandlas i detta och
nästkommande avsnitt.
I det här avsnittet beskrivs en metod för att uppskatta hur fallhöjden över
kraftstationen påverkas av reglering av både uppströms och nedströms belägna
magasin. Vattnets lägesenergi beror på bruttofallhöjden genom kraftstationen enligt
ekvation (6) i avsnitt 3.1. När regleringsmagasinen fylls och tappas ur beroende på
efterfrågan på energi varierar vattendjupet i magasinet, och därmed varierar även
bruttofallhöjden. Regleringen leder alltså tidvis till sänkt genomsnittlig fallhöjd i
förhållande till bruttofallhöjden, vilket i sin tur innebär en fallhöjdsförlust för
stationen.
Exakta siffror på den årliga medelfallhöjden för olika vattenkraftstationer finns ofta
inte att tillgå. För de stationer där medelfallhöjden är känd har denna använts. För
övriga stationer har en uppskattning av medelfallhöjden utifrån följande
schablonmässiga antaganden gjorts:
-
Beräkningarna har utgått från bruttofallhöjden för varje station.
Vattenytan i magasinet närmast uppströms kraftstationen har som schablon
antagits ligga mitt emellan sänkningsgränsen och dämningsgränsen, det
vill säga fallhöjdsförlusten utgör halva regleringshöjden.
Vattenytan i det övre magasinet vid nedströms liggande kraftstation antas
som schablon också vara sänkt med halva reglerhöjden. Med tanke på
avstånd och eventuella trösklar i vattendraget antas endast hälften av
28
-
vattenytans sänkning i nedströms beläget kraftverk kunna innebära en
fallhöjdsvinst i kraftverket som beräkningen avser. Det vill säga
fallhöjdsvinsten utgör 25% av reglerhöjden i nedströms magasin.
En viss säkerhetsmarginal måste alltid finnas. Här som schablon antagen
som en decimeter, det vill säga att vattenytan alltid befinner sig minst en
decimeter under dämningsgränsen.
Antagandena ger uttryck (9):
h f ,medel = hbrutto −
1
1
⋅ uppströms reglerhöjd + ⋅ nedströms reglerhöjd − 0,1
2
4
(9)
Detta har varit den generella metoden för beräkning av medelfallhöjden över
kraftstationerna. I enstaka fall var denna metod inte tillämpbar, varvid individuella
korrigeringar gjordes. Detta gäller för
Årsmagasin
För kraftstationer direkt nedströms års- eller flerårsregleringsmagasin sker en stor del
av kraftproduktionen då vattenståndet i magasinet är högt, vilket innebär att en
regleringsrelaterad fallhöjdsförlust motsvarande 50 % av reglerhöjden är orimligt stor.
Av samma anledning kan inte 25 % av reglerhöjden av ett års- eller flerårsmagasin
nedströms en kraftstation utnyttjas till stationens fördel.
Års- och flerårsmagasinen har bedömts vara de magasin som har en reglerhöjd högre
än 4 m. För dessa magasin gäller att den regleringsrelaterade fallhöjdsförlusten för en
kraftstation nedströms magasinet uppskattas vara 25 % av regleringshöjden. Den
regleringsrelaterade fallhöjdsvinsten för kraftstationen direkt uppströms magasinet
antas vara 12,5%.
Detta gäller kraftstationerna: Ritsem, Vietas, Porjus, Seitevare, Letsi, Långå
(Mittådelen och Ljusnandelen) samt Sveg. För Parki har
fallhöjdsförlusten i det övre magasinet uppskattats vara
endast 10 % av reglerhöjden då den stora regleringen
sker i ett magasin ytterligare längre upp i systemet
(Dahlbäck, 2003).
Flera sjöar eller större outbyggda fallhöjder nedströms en kraftstation
I ett fåtal fall antas kraftstationen inte alls kunna tillgodogöra sig en ökad fallhöjd på
grund av reglering nedströms stationen. Det gäller då det förekommer mer än ett
magasin mellan två kraftstationer, eller ifall det finns större outbyggda fallhöjder
mellan stationerna, så att det är tydligt att den nedre vattenytan vid uppströms
kraftstationen inte påverkas av regleringen för kraftstationen direkt nedströms. I dessa
fall antas den regleringsrelaterade fallhöjdsvinsten för kraftstationen direkt uppströms
magasinet vara 0 %. Detta gäller kraftstationerna vid Vietas, Halvfari och Alfta.
Det bör påpekas att eftersom sidorna i ett magasin inte är vertikala, utan sluttar nedåt,
så kommer volymen i den övre halvan av magasinet vara större än volymen i den
nedre halvan. Det vill säga, en tappning vid högt vattenstånd ger en mindre
vattenståndsändring än en tappning vid lågt vattenstånd. Det är ytterligare en
29
motivering till varför årsmagasinen behandlas separat, eftersom reglerhöjden i dessa
magasin är stor, vilket gör att den här effekten märks extra tydligt.
Verkningsgradsförlusten till följd av reglerrelaterad fallhöjdsförlust beräknas enligt
ekvation (10).
∆η fallhöjdsförlust =
(hbrutto − hmedel )
(10)
hbrutto
3.2.5 Regleringsrelaterade strömningsförluster
Till följd av regleringen körs inte turbinerna i en kraftstation konstant under året.
Långa perioder då energiförbrukningen är låg, eller då reparationer utförs på
kraftstationen står turbinerna stilla och utan vattenflöde. Det innebär att vattenflödet
genom kraftstationen under drift är högre än medelårsflödet, eftersom detta är utslaget
på all tid under året, inte bara på drifttiden. Beräkningarna av strömningsförlusterna i
tunnlar, kanaler, grindar och sugrör i de följande avsnitten baseras ändå på
medelårsflödet, eftersom det är den flödesparameter som är känd.
Nyttjandetiden, N, är ett mått på hur stor andel av tiden under ett år som en
vattenkraftstation är i drift. Information om nyttjandetiden har erhållits från
kraftföretagen. I det flesta fall har företagen uppskattat nyttjandetiden som den årliga
energiproduktionen delat med utbyggnadseffekten. Då effekten vid drift i själva
verket ofta är lägre än utbyggnadseffekten innebär detta att nyttjandetiden
underskattas, vilket skulle ge en överskattning av de regleringsrelaterade
strömningsförlusterna om värdena från kraftföretagen användes okorrigerade. I de
följande beräkningarna görs antagandet att effekten vid drifttid är 80 % av
utbyggnadseffekten. Undantaget till detta är Sydkrafts kraftstationer i Ångermanälven
där hänsyn har tagits till normal effekt under drift i de beräkningar som utförts av
kontaktpersonen på företaget. För dessa kraftstationer sker ingen korrektion.
Ett högre flöde leder till högre flödeshastigheter och därmed även högre
strömningsförluster, eftersom dessa beror av flödeshastigheten i kvadrat enligt
ekvation (11).
Qdrift =
1
⋅ Qmedel
N
∆η förlust =
W förlust
Wbrutto
v drift =
=
1
⋅ v medel
N
Pförlust ⋅ t år ,drift
Pbrutto ⋅ t år ,total
=
t år , drift = N ⋅ t år ,total
(11)
2
2
)⋅ t år ,drift = h förlust (vmedel
)
ρ ⋅ g ⋅ Qdrift ⋅ h förlust (v drift
2
ρ ⋅ g ⋅ Qmedel ⋅ hbrutto ⋅ t år ,total
hbrutto ⋅ N
Ö tidsfaktorn 1/N2
där
P är effekt [W]
v är flödeshastigheten [m/s]
N är kraftstationens nyttjandetid som andel av tiden under ett år
Regleringens påverkan på medelflödeshastigheten visar sig i alla förlusttermer som
kan härröras till strömnings- och friktionsförluster (alla som beror av v2). Dessa är:
30
-
Energiförluster i tunnlar
Energiförluster i kanaler
Fallförluster över intagsgrindar
Resterande hastighetshöjd
För dessa förlusttermer beräknas friktionsförlusten både med och utan tidsfaktor.
Skillnaden i de två beräkningarna ger den friktionsförlust som kan härröras från ökad
medelflödeshastighet till följd av att nyttjandetiden inte är 100 %.
Verkningsgradsförlusten till följd av regleringsrelaterade strömningsförluster
beräknas enligt ekvation (12). Ekvationen utgår från att förlust i verkningsgrad beror
av förlust i fallhöjd över kraftstationen.
 h f ,tunnel
  h f ,kanal
  h f , grind
  h f ,rest.hast.höjd


+
+
+

h
h
h
h
−
−
−
−
f
tunnel
f
kanal
f
grind
f
rest
hast
höjd
,
,
,
,
.
.
2
2
2
2
 N
  N
  N
 

N

 
 
 

∆ηreglering =
hbrutto
(12)
Förutom de regleringsrelaterade fallhöjds- och strömningsförlusterna tillkommer
regleringsrelaterade förluster vid start och stopp av kraftstationen. Dessa kommer
dock inte att behandlas i det här examensarbetet.
3.2.6 Spillflöde genom utskovet
Allt vatten direkt uppströms en vattenkraftstation kommer inte att gå genom stationen
och bidra till kraftöverföringen i turbinen. I många fall kommer en viss del att tappas
som spillvatten genom stationens utskov. Detta bidrar till stationens energiförluster,
då man inte utnyttjar hela den vattenmängd man har tillgång till för produktion. Det
kan finnas flera anledningar till att man tappar vatten genom utskovet:
-
-
Vattennivån i den övre reservoaren riskerar att nå över dämningsgränsen,
till exempel på grund av höga flöden. Höga flöden förekommer speciellt i
vårfloden och under regniga perioder under sommar och höst.
Anledningen till att vatten måste spillas vid dessa tillfällen är antingen att
flödet är för stort för älvens årsmagasin eller att flödet kommer från
oreglerade biflöden som inte kan tas omhand av årsmagasinen, till
exempel för att flödena rinner ner i älven nedströms årsmagasinen.
Vattendomen för kraftverket anger att ett visst minimiflöde måste finnas i
älvfåran.
Regleringsrelaterade anledningar. Vattnet behövs för nedströms
kraftstation, så kallat ”balansspill”.
Ett eller flera aggregat kan vara avstängda på grund av fel eller på grund
av att arbete pågår i aggregatet. Vatten måste då ofta spillas för att
magasinet inte ska fyllas för mycket och för att tillräcklig mängd vatten
ska finnas att tillgå vid nedströms kraftstationer.
Siffror på årsmedelflöden genom utskovet har erhållits från kraftföretagen och ur
dessa siffror har verkningsgradsförlusten bestämts enligt ekvation (13).
31
∆η spill =
Qutskov ⋅ ρ ⋅ g ⋅ hmedel Qutskov ⋅ hmedel
=
Qtotal ⋅ ρ ⋅ g ⋅ hbrutto
Qtotal ⋅ hbrutto
(13)
De spillflödesdata som erhållits för kraftstationerna i Ätran baseras på mätningar
gjorda från mars 1999 till mars 2003. De flödesdata som används i resten av
beräkningarna baseras på betydligt längre dataserier, mestadels på tiden 1950 – 1990.
Tre av de senaste fyra åren har varit ovanligt nederbördsrika i sydvästra Sverige,
vilket gör att spillflödena från kraftstationerna troligen har varit betydligt högre än
vad som kan betraktas som ett representativt värde för perioden 1950 – 1990. För att
ta hänsyn till detta har årliga nederbördsdata från 1999 – 2002 samt ett medelvärde på
den årliga nederbörden under perioden 1961 – 1990, båda från SMHI, använts
(SMHI, 2000, 2001, 2002). Kraftföretagens spillflödesdata har korrigerats med hjälp
av SMHI:s nederbördsdata för att göras mer representativa för den längre tidsperiod
som övriga data härrör från. Ekvation (14) visar hur korrektionen har utförts för
spillflödesdata från 1999. Data från 2000 – 2002 har korrigerats enligt samma
mönster. Ett medelvärde av nederbördsdata för Borås, Varberg och Torup, tre orter
som ligger i området runt om Ätran, har använts för att representera området så väl
som möjligt.
Pnormal ,1961−1990
(14)
Qspill ,korrigerad ,1961−1990 = Qspill ,1999 ⋅
P1999
För Sydkrafts stationer i Ångermanälven har samma korrektionsmetod använts, med
skillnaden att företagets spillflödesdata i dessa fall baserades på mätningar gjorda
2000-2002 och att viktningen gjordes med nederbördsdata från Gäddede och Forsse
från 2000-2001.
Data om spillflödet i Luleälven baseras på mätningar gjorda 1995-2000. För dessa
värden har ingen korrektion bedömts vara nödvändig då intervallet omfattar år med
både små och stora nederbördsmängder. För två kraftstationer, Randi och Letsi, var
dock spillvärdena under perioden 1995 – 2000 anmärkningsvärt höga i förhållande till
de spillvärden som fanns från tidsserien 1981 – 1996. För dessa två kraftstationer har
spillvärden från den längre tidsserien använts. För övriga kraftstationer användes
spillvärdena från tidsserien 1995 – 2000 då det antas att dessa siffror bäst motsvarar
den nuvarande driften av kraftstationerna i Lule älv.
Generellt sett kan det antas att mer nederbörd ger större flöden, vilket resulterar i att
en större mängd vatten spills genom utskoven. Det bör dock påpekas att korrelationen
mellan nederbördsstatistik och vattenföringsstatistik påverkas av temperatur, topografi
och vegetation. Även intensiteten och tidpunkten för nederbörden spelar stor roll i hur
flödet påverkas. Då det endast är det för kraftstationen överflödiga vattnet som spills
är det troligt att en procentuell ökning av flödet under ett år ger en än större
procentuell ökning av spillflödet. Förhållandet är alltså troligen inte linjärt, vilket gör
att spillflödet trots ovanstående korrektion förmodligen överskattas något.
3.2.7 Energiförluster över grindar
Grindar placeras i intaget för att stoppa upp drivved, grenar, stockar, is etc som
transporteras med älven mot intaget. Eftersom grinden utgör ett hinder i vattnets väg,
så kommer vattenytan att sänkas alldeles bakom den, på grund av att en del av
32
fallhöjden har blivit omsatt i ökad hastighet. Turbulens och sänkt vattenyta leder till
fallförluster för kraftstationen (Fredriksson, 1994), (Elforsk, 1993).
Fallförluster över grindar kan beräknas enligt ekvation (15).
h f = K ⋅ T1 ⋅
v2
⋅ sin α
2⋅ g
(15)
hf är fallhöjdsförlusten över grinden [m].
K är en faktor beroende av grindjärnsprofil och anströmningsvinkel d
T1 är en faktor beroende av s/b, där
s = grindjärnstjocklek [m] och
b = avståndet mellan grindjärnen [m]
v är medelhastigheten i grindsektionen utan grind [m/s] (figur 11)
g är tyngdaccelerationen [m/s2]
α är vinkeln för grindens lutning relativt anströmningsriktningen i
vertikalplanet. (figur 11)
(Fredriksson, 1994)
T1 beräknas enligt ekvation (16).
där
 s 
T1 (s / b ) = 

 0,15 ⋅ b 
4/3
(16)
Använda parametrar illustreras i figur 11.
Figur 11 Principiell skiss för anströmningshastigheten V, grindlutning α , anströmningsvinkeln d,
grindjärnstjocklek s och grindjärnsavstånd b. Idé till bilden tagen från Fredriksson, 1994.
Faktorn K har tagits ur Elforsks rapport Utformning av intag (Fredriksson, 1994).
Faktorn K beror av anströmningsvinkel och val av grindjärnsprofil.
Anströmningsvinkeln d har antagits vara vinkelrät mot grinden.
Data beträffande intagsgrindarnas dimensioner fanns att tillgå för följande
kraftstationer: Ligga, Parki, Porsi, Vittjärv och Moforsen.
33
Fallhöjdsförlusterna visade sig vara mycket små (storleksordningen 1-2 cm), liksom
variationerna mellan kraftstationerna. Ett medelvärde av fallhöjdsförlusterna över
intagsgrindarna vid de fem stationerna beräknades till 1,1 cm. Detta medelvärde
användes sedan vid uppskattningen av fallförlusternas storlek vid de övriga
kraftstationerna. Detta förfarande ansågs försvarbar eftersom denna förlustterm är så
liten i förhållande till flertalet av de övriga förlusterna.
3.2.8 Energiförluster i tunnlar
Friktionsförluster för turbulent flöde i tunnlar beräknas enligt Darcy-Weissbachs
ekvation, ekvation (17).
hl = f ⋅
där
L ⋅ v2
2 ⋅ g ⋅ Dh
(17)
hl är friktionsförlusten i [m] vattenpelare
f är en dimensionslös friktionsfaktor
L är tunnellängden [m]
v är vattnets medelflödeshastighet [m/s]
g är gravitationskonstanten 9,81 [m/s2]
Dh är tunnelns hydrauliska diameter [m]
Friktionsfaktorn f är experimentellt bestämd och beror av Reynolds tal och
tunnelväggens relativa råhet e/D (Fox & McDonald, 1994). I följande beräkningar har
friktionsfaktorn i alla tunnlar antagits vara f = 0,048. Uppskattningen av f bygger på
en sammanställning av värden gjorda under 1970-talet av Elftman på Vattenfall
(Dahlbäck, 2003). Denna storlek på friktionsfaktorn innebär att det råder full
turbulens i vattenflödet och att den relativa råheten är e/D = 0,02. För att mer exakt
bestämma friktionsförlusterna i enskilda tunnlar fordras ytterligare mätningar av
strömningsförhållanden och ytornas relativa råhet.
Tunnlarnas längd och teoretiska tvärsnittsarea erhålls från kraftbolagen. Den
teoretiska tvärsnittsarean är den area som angivits som minimiarea till byggföretaget
då tunneln byggdes. I själva verket kan tunneln alltså vara något vidare, vilket innebär
att tunnelförlusternas storlek kan vara något överskattad. Vattnets
medelflödeshastighet uppskattas som det årliga medelflödet [m3/s] dividerat med
tunnelns tvärsnittsarea. Vid bestämning av de regleringsrelaterade tunnelförlusterna
multipliceras högerledet i ekvation (17) med (1/N2 – 1) enligt metod beskriven i
avsnitt 3.2.4.
Tunnelns hydrauliska diameter, Dh, är inte helt självklar att bestämma, då den beror
på tunnelns geometriska utformning enligt ekvation (18).
Dh =
där
4⋅ A
P
(18)
A = tunnelns tvärsnittsarea [m2]
P = den våta perimetern [m], det vill säga väggens omkrets i kontakt med
vattnet.
34
De flesta tunnlar är byggda i valvform, men förhållandet mellan bredd, höjd och
takets välvning varierar från tunnel till tunnel och data är sällan tillgänglig.
I de följande beräkningarna har den hydrauliska diametern uppskattats som en faktor
multiplicerat med den diameter en cirkulär tunnel med samma tvärsnittsarea skulle ha,
ekvation (19). Faktorn f bestämdes av förhållandet mellan cirkeldiametern och
hydrauliska diametern i medeltal för fyra svenska tunnlar med känd geometri.
Anledningen till detta är att undvika en överskattning av Dh, vilket skulle ge en
underskattning av tunnelförlusterna.
Dh ≈ f ⋅ Dcirkulär tvärsnittsarea = 2 ⋅ f ⋅
A
π
(19)
där f = 0,92.
Verkningsgradsförlusten till följd av tunnelförlusterna beräknas enligt ekvation (20)
∆η tunnel =
där
hl ,tunnel
(20)
hbrutto
hl,tunnel är fallhöjdsförlusterna i tunneln [m]
hbrutto är bruttofallhöjden över kraftstationen [m]
Metoden för beräkning av energiförluster i tunnlar försummar de ökade
energiförluster som uppstår i samband med utlopp, inlopp, kurvor, vidgningar och
förträngningar i tunnlarna. Att ta hänsyn till dessa faktorer skulle innebära en
detaljberäkning av varje enskild tunnel. Det vore inte praktiskt genomförbart med den
data som finns tillgänglig från kraftföretagen och kanske inte heller önskvärt med
tanke på att syftet med examensarbetet är att ta fram en generaliserbar metodik för att
uppskatta energiförluster och utvecklingspotential i vattenkraften.
3.2.9 Energiförluster i kanaler
Även i kanaler bestäms friktionsförlusten med hjälp av Darcy-Weissbachs ekvation,
men med den skillnad att tunneldiametern ersätts med den hydrauliska radien Rh (D =
2R = 4Rh) enligt ekvation (21) (Fox &McDonald, 1994).
hl = f ⋅
L ⋅ v2
8 ⋅ g ⋅ Rh
(21)
Friktionsfaktorn f vid kanalflöde är i de flesta fall endast beroende av ytans råhet och
således oberoende av Reynolds tal. Enligt Manning kan friktionskoefficienten därför
uttryckas enligt ekvation (22), vilket insatt i ekvation (21) ger ekvation (23) (Fox &
McDonald, 1994).
f =
8 ⋅ n2 ⋅ g
Rh1 / 3
(22)
Ö
35
hl =
där
n2 ⋅ L ⋅ v2
Rh4 / 3
(23)
n är Mannings tal [m-1/3s]
L är kanalens längd [m]
v är vattnets flödeshastighet [m/s]
g är gravitationskonstanten 9,81 [m/s2]
Rh är den hydrauliska radien [m]
Den hydrauliska radien definieras enligt ekvation (24) som
Rh =
Tvärsnitts arean
[m]
Våta perimetern
(24)
För många av kraftstationerna har informationen om kanaldimensioner och
flödeshastigheter i kanaler varit begränsad. Ofta finns endast information om kanalens
längd och ibland bottenbredd eller tvärsnittsarea tillgänglig. I de fall där tillräckliga
data har funnits till hands har beräkningarna utgått från dessa, i övriga fall har
följande antaganden gjorts för att ändå kunna uppskatta förlusternas storleksordning:
-
Kanalens tvärsektion antas vara trapetsformad (figur 12).
Figur 12 Trapetsformad tvärsnittsarea av kanal.
-
Geometrin antas vara optimerad för att minska friktionsförlusterna, genom
att den våta perimetern minimeras för ett givet flöde. Detta ger en optimal
geometri med
α = 60 D
b=
2
3
⋅y ⇒
A=
3⋅ 3 2
⋅b
4
A
⇒ Rh =
6⋅
A⋅ 3
3
(25)
(Fox & McDonald, 1994)
-
Ifall tvärsnittsarean är känd bestäms den hydrauliska radien Rh utifrån
denna enligt ekvation (25). Flödeshastigheten är medelårsflödet [m3/s]
genom tvärsnittsarean.
Ifall endast kanalens längd är känd antas flödeshastigheten i kanalen vara
0,5 m/s. Kanalsektionens tvärsnittsarea kan därmed beräknas utifrån
stationens medelflöde, varefter den hydrauliska radien slutligen kan
bestämmas, ekvation (25).
36
Mannings tal n är en empiriskt bestämd koefficient som bland annat beror på
strukturen i kanalväggar och kanalbotten, förekomst av vegetation, variationer i
tvärsnittsarea och form på kanalen och på hur skarpa kurvorna i kanalen är
(Chow, 1959). I de följande beräkningarna har Mannings tal antagits vara n = 0,029.
Antagandet bygger på en serie bilder av olika kanaler med angivna Mannings tal i
”Open Channel Hydraulics” av Ven Te Chow. Svenska kanaler i vattenkraft–
sammanhang är mestadels grävda i jord. De av Chows bilder som påminner om
svenska vattenkraftkanaler har ett Mannings tal på 0,028 – 0,030.
Ett resultat av en beräkning är inte bättre än antagandet som dessa beräkningar bygger
på, vilket man bör hålla i minnet när resultaten av följande beräkningar analyseras.
3.2.10 Energiförluster i turbinen
I turbinen omvandlas vattnets lägesenergi till mekanisk energi som får turbinaxeln att
rotera. Flödet genom turbinen genererar förluster på grund av friktion, turbulens och
flödesriktningsändringar. Olika turbiner har olika hög verkningsgrad. Turbiners
verkningsgrad definieras utifrån den andel av vattnets energiinnehåll vid
inloppstubens början som finns kvar precis innan sugröret mynnar ut i tunnel, kanal
eller vattendrag. Det innebär att fallhöjden över turbinen ofta är lägre än
bruttofallhöjden, på grund av fallhöjdsförluster i tunnlar, kanaler och grindar. Det
finns naturligtvis detaljerade uttryck och modeller för att bestämma turbiners och
turbindelars verkningsgrad, men omfattningen av ett examensarbete tillåter inte att
fördjupa sig alltför mycket i enskilda förlusttermer. Därför har en förenklad modell
med tre huvudfaktorer använts. Faktorerna som tagits hänsyn till vid beräkning av
turbinernas verkningsgrad är turbintillverkningsår, ålder och storlek.
1. Tillverkningsår: Turbiner tillverkade under senare år har generellt sett högre
verkningsgrad än äldre turbiner, bland annat på grund av bättre
strömningsmekanisk utformning. I figur 14 och 15 kan man följa utvecklingen
mot en högre verkningsgrad för Kaplan- respektive Francisturbiner. Dessa
kurvor kan användas som grova mått på verkningsgraden för turbiner av olika
ålder, men det ska påpekas att de individuella variationerna är mycket stora
och att turbinens verkningsgrad också beror på vattenvägarnas utformning i
sin helhet (VAST, 1985). Dessutom varierar turbinverkningsgraden med flödet
genom turbinen, vilket illustreras i figur 13.
Figur 13 Verkningsgraden beror av flödet genom turbinen.
De värden som används i de följande turbinverkningsgradsberäkningarna utgår
från att turbinen körs på optimalt flöde. Att flödet genom turbinen varierar
37
innebär att medelverkningsgraden under den tid turbinen är i drift konsekvent
överskattas i de följande beräkningarna.
Verkningsgrad [%]
0,96
0,94
0,92
0,9
0,88
0,86
0,84
19
20
19 -19
25 24
19 -19
30 29
19 -19
35 34
19 -19
40 39
19 -19
45 44
19 -19
50 49
1 9 -19
55 54
1 9 -19
60 59
19 -19
65 64
19 -19
70 69
19 -19
75 74
19 -19
80 79
1 9 -1 9
85 84
1 9 -1 9
90 89
1 9 -19
95 94
-1
99
9
0,82
Tillverkningsår
Figur 14 Verkningsgrad för kaplanturbiner utifrån tillverkningsår. (Angelin et al, 1980).
Figurerna har skalkorrigerats genom att höjas 1,5 %-enheter, då de ursprungligen gällde
turbiner i modellstorlek.
Verkningsgrad [%]
0,96
0,94
0,92
0,9
0,88
0,86
0,84
19
20
19 192
25 4
19 192
30 9
19 193
35 4
19 193
40 9
19 194
45 4
19 194
50 9
19 195
55 4
19 195
60 9
19 196
65 4
19 196
70 9
19 197
75 4
19 197
80 9
19 198
85 4
19 198
90 9
19 199
95 4
-1
99
9
0,82
Tillverkningsår
Figur 15 Verkningsgrad för Francisturbiner utifrån tillverkningsår (VAST, 1985). Figurerna har
skalkorrigerats genom att höjas 1,5%-enheter, då de ursprungligen gällde turbiner i
modellstorlek.
Vid bestämning av verkningsgraden för en turbin används ofta
modellturbiner som är betydligt mindre än de turbiner som senare
används i drift i vattenkraftstationen. Verkningsgraden för en turbin i
normal storlek är dock något högre än verkningsgraden för
modellturbinerna. Anledningen är att man får mindre friktion då man har
en större diameter (Kjölle, 2001).
De data som finns om turbinverkningsgrader gäller modellturbiner.
Därför är det viktigt att kunna skalkorrigera data, så att de kan användas
även för turbiner i normal storlek. Ekvation (26) beskriver
verkningsgradsskillnaden mellan modell- och normalstorleksturbiner.
38
  Re  0,16 
∆η = (1 − η m ) ⋅ V ⋅ 1 −  m  
  Re t  


där
(26)
∆η är skillnaden i verkningsgrad mellan modell och normalstor
turbin
ηm är modellens verkningsgrad
V är den skalningsbara delen av de viskösa förlusterna
Rem är modellens Reynolds tal
Ret är den normalstora turbinens Reynolds tal
(Kjölle, 2001)
Samtliga storheter är enhetslösa. Värdet på konstanten V beror på
turbintypen. För Francisturbiner uppskattar man V till 0,7 och för
Kaplanturbiner till 0,8. Dessa värden gäller dock endast då turbinen
används vid sin bästa verkningsgrad (Cervantes, 2003).
Reynolds tal definieras som
ρ ⋅ vt ⋅ D
Re =
µ
där
(4)
ρ är vattnets densitet [kg/m3]
vt är flödeshastigheten genom turbinen [m/s]
D är turbinens diameter [m]
µ är vattnets viskositet [m1s1/kg]
(Fox & McDonald, 1994)
Ekvation (4) i (26) Ö
  D  0,16 
∆η = (1 − η m ) ⋅ 0,7 ⋅ 1 −  m  
  Dt  


(27)
I de fall då turbindiametern inte är känd kan uttrycket enkelt skrivas
om. Ekvation (28) är en omskrivning av ekvationen för arean av en
cirkelyta och ger turbindiametern som funktion av flödet och
flödeshastigheten.
Dt =
4 ⋅ Qt
vt ⋅ π
där
Qt är flödet genom turbinen [m3/s]
(28)
Ekvation (28) i ekvation (27) Ö
39
  Q  0,08 
∆η = (1 − η m ) ⋅ 0,7 ⋅ 1 −  m  
(29)
  Qt  


Figur 14 och 15 är skalningskorrigerade enligt ekvation (29).
Skalningskorrektionen har utgått från en modellturbin med en verkningsgrad
på 93 %, modellturbindiameter på 0,35 m, verklig turbindiameter på 3,3 m och
flödeshastighet i turbinen på 12 m/s. Detta resulterade i en korrektionsfaktor
på 1,5 % i verkningsgrad mellan modell- och referensturbin. En
turbindiameter på 3,25 m innebär enligt ekvation (28) ett referensflöde på 100
m3/s, vilket kommer att utnyttjas under punkt tre i dessa turbinberäkningar.
2. Ålder: Turbinens verkningsgrad sänks med slitage och skador som
uppkommer när turbinen används år efter år. Slitaget uppskattas orsaka en
ytterligare minskning i verkningsgrad på omkring 0,01 % per år. Det vill säga
en turbin som har varit i bruk i 50 år antas ha en 0,5 %
verkningsgradsförsämring till följd av slitage och ytförändring på skovlar och
spalter samt på grund av lagning av skador. Detta är en parameter som varierar
kraftigt från turbin till turbin, bland annat beroende på hur mycket kavitation
turbinen utsätts för och om det är mycket eller lite sand i vattnet.
Uppskattningen har gjorts efter diskussion med Niklas Dahlbäck.
3. Turbinstorlek: Större turbiner har generellt sett något högre verkningsgrad på
grund av förhållandevis lägre friktionsförluster, enligt teorin för ekvation (26)
under punkt 1 (ovan). Verkningsgradskurvorna i figur 14 och 15 är
skalkorrigerade för att gälla en referensturbin som är konstruerad för ett
utbyggnadsflöde på 100 m3/s. Utbyggnadsflödet för turbinerna i
exempelälvarna varierar från 7 till över 500 m3/s. För att korrigera
beräkningarna för olika turbiners varierande storlek används ekvation (29)
under punkt 1 i detta avsnitt.
Turbinverkningsgradsförlusten har uppskattats genom att addera förlusttermerna som
beräknats i punkt 1, 2 och 3 enligt ekvation (30).
∆η förlust ,turbin = (1 − η turbin ,ålder − ∆η korr , skalning ) + ∆η slitage
(30)
Det är dock viktigt att påpeka att eftersom ∆η endast motsvarar turbinens
verkningsgradsförlust från spiralinloppet till sugrörets utlopp medan övriga
förlusttermer utgår från bruttofallhöjden över hela kraftstationen, måste ∆η korrigeras
för att kunna jämföras med verkningsgradsförlusten för övriga förlusttermer. ∆η
korrigeras enligt ekvation (31).
∆η förlust ,turbin ,korr . = ∆η förlust ,turbin ⋅
(h
brutto
− h yttre fallförluster )
hbrutto
(31)
3.2.11 Ledskeneläckage
Alla turbiner i en vattenkraftstation används inte samtidigt och ibland kan hela
kraftstationen stå still till följd av lågt energipris, behov att fylla magasinen
uppströms, reparationer eller andra orsaker. När turbinen står stilla tillsluts öppningen
mellan spiralen och löphjulet med hjälp av ledskenorna för att så lite vatten som
40
möjligt ska rinna genom turbinen utan att producera elektricitet. I många fall tätar
dock inte ledskenorna perfekt, vilket leder till att en viss mängd vatten och därmed
energi ändå förspills vid stillastående turbin. Detta kallas ledskeneläckage och innebär
en energiförlust för kraftstationen, eftersom en andel av flödet då inte tas till vara. Vid
längre driftstopp stänger man intagsluckorna, vilket eliminerar ledskeneläckaget
under den tiden.
Kraftföretagen har tillfrågats om storleken på ledskeneläckaget vid de olika
kraftstationerna. Vid ett antal kraftstationer har man i princip lyckats eliminera
ledskeneläckaget med intagsluckor och ventiler, medan läckaget hos andra turbiner
varierar mellan 0 och 2 m3/s. Information om storleken på ledskeneläckaget för
turbinerna vid 14 kraftstationer har inkommit som svar på förfrågan till
kraftföretagen. För de stationer där storleken på ledskeneläckaget är okänd har ett
viktat medelvärde av läckaget för de 14 kraftstationer där flödet är känt använts.
Viktningen baseras på antagandet att storleken på ledskeneläckaget är direkt beroende
av turbinens radie, vilken i sin tur är korrelerad med turbinens utbyggnadsflöde.
Viktningen görs enligt ekvation (32).
 Qledskeneläckage,medel 
 ⋅ Qutbyggnad , station n
Qledskeneläckage, station n = 
 Q

 utbyggnad ,medel 
(32)
Verkningsgradsförluster för kraftstationen beräknas enligt ekvation (33).
∆η ledskeneläckage =
där
(1 − N ) ⋅ Qledskeneläckage ⋅ hmedel
(33)
Qmedelårsflöde ⋅ hbrutto
N är nyttjandetiden som andel av den totala tiden under ett år.
I utpräglade årsregleringsstationer står turbinen stilla under långa perioder i sträck.
Under dessa perioder är intagsluckan stängd, vilket gör att ledskeneläckaget blir
försumbart. För årsregleringsstationerna görs ett schablonmässigt antagande att
ledskeneläckage förekommer endast under hälften av den tid som turbinen står stilla.
Årsregleringsstationerna definieras i detta fall som de stationer där reglerhöjden
överstiger 4 m.
För övriga kraftstationer görs antagandet att endast ett aggregat i taget står stilla utan
stängd intagslucka.
3.2.12 Resterande hastighetshöjd
Bernoullis ekvation (ekvation 1, avsnitt 2.2) säger att energin i ett strömmande
vattendrag är summan av vattnets tryckenergi, rörelseenergi och lägesenergi. Vid
beräkning av kraftstationernas verkningsgrad enligt ekvation 7 i avsnitt 3.1 tas endast
hänsyn till förändringen i lägesenergin uppströms gentemot nedströms kraftstationen.
Detta är ett rimligt antagande eftersom skillnaden i atmosfärstryck mellan övre och
nedre magasin är försumbar och vattnet i det övre magasinet i det närmaste är
stillastående. Vattnet måste dock flöda genom stationen, vilket innebär att det finns en
liten energimängd i form av rörelseenergin ut ur stationen som inte kan tas tillvara,
ekvation (34)
41
2
2
 p1

 p2

v1
v2



Q ⋅ ρ ⋅ g ⋅
+
+ z1  = energiuttag + förluster + Q ⋅ ρ ⋅ g ⋅ 
+
+ z 2 
 ρ ⋅ g 2⋅ g

 ρ ⋅ g 2⋅ g

2


v2
Q ⋅ ρ ⋅ g ⋅ (0 + 0 + z1 )
= energiuttag + förluster + Q ⋅ ρ ⋅ g ⋅  0 +
+ z1 
2⋅ g


v 2 
Bruttoenergi = energiuttag + förluster +  2 
 2⋅ g 
(34)
Att betrakta rörelseenergin ut ur kraftstationen som en energiförlust kan ifrågasättas,
eftersom det är ett grundvillkor att vattnet rör sig både in och ut ur kraftstationen för
att den överhuvudtaget ska fungera. Men för att kunna få ihop ”energibudgeten”, med
andra ord för att få summan av kraftstationens verkningsgrad och andelen av
bruttoenergin som går till förluster att nå 100 %, måste hänsyn tas till rörelseenergin.
Detta är i sin tur viktigt eftersom storleken på avvikelsen från en balanserad
energibudget ger en känsla för metodens noggrannhet samt kan ge en fingervisning
om man har missat enskilda viktiga energiförluster vid någon kraftstation.
Ett värde på energiförlusterna till följd av rörelseenergin vid utloppet är även relevant
av anledningen att detta är en energiförlust som ofta kan minskas genom
hastighetsminskande åtgärder på sugröret. Verkningsgradsförlusten på grund av
resterande rörelseenergi vid utloppet beräknas enligt ekvation (35).
2
vutlopp
∆η f ,utlopp =
2⋅ g
hbrutto
(35)
Kraftföretagen har tillfrågats om vattnets hastighet ut ur sugröret. Endast ett företag
hade uppgifter om detta. Ett medelvärde av flödeshastigheten vid sugrörsmynningen
vid 16 olika vattenkraftstationer, bland vilka medelvattenflödet varierar från 4 till 336
m3/s, beräknades. Medelvärdet på 1,325 m/s har sedan använts vid uppskattningen av
den resterande hastighetshöjden för de stationer där data inte fanns att tillgå.
3.3 UTVECKLINGSPOTENTIAL
I avsnitt 3.2 beskrevs en metodik för att bestämma storleken av vattenkraftens
energiförluster. För att kunna bestämma vattenkraftens utvecklingspotential behövs
även beräkningar kring hur stor del av dessa förluster som kan undvikas genom olika
åtgärder. I det här avsnittet beskrivs de antaganden och beräkningsmetoder som har
använts för att uppskatta hur stora vattenkraftens energiförluster skulle vara efter
energiförlustminimerande åtgärder. Skillnaden mellan dagens förluster och hur stora
förlusterna skulle vara efter åtgärder utgör en uppskattning av vattenkraftens
utvecklingspotential. Beräkningarna har delats upp i enskilda förlusttermer på samma
sätt som i avsnitt 3.2.
Det är här viktigt att betona att det är den tekniska potentialen som har beräknats,
alltså vad som med dagens teknik vore möjligt att genomföra. Ingen hänsyn har tagits
42
till ekonomisk lönsamhet, vilket innebär att resultatet av dessa beräkningar
förmodligen ligger högre än vad motsvarande siffror uppskattade av kraftföretagen
med hänsyn tagen till ekonomisk lönsamhet skulle göra.
3.3.1 Hur stor andel av älvens outnyttjade fallhöjd kan utnyttjas?
I avsnitt 3.2.1 redovisades en metod för att bestämma hur mycket energi som skulle
kunna utvinnas i älvsträckor med outnyttjad fallhöjd mellan kraftstationer. För att
uppskatta hur stor del av denna outnyttjade fallhöjd som i princip skulle kunna
utnyttjas, till exempel genom rensningar i älvfåran mellan befintliga kraftstationer har
följande antagande gjorts: Hela den bestämda energipotentialen för älvsträckan
medräknas med undantag för de områden längs älven som skyddade enligt
naturresurslagen kapitel 3 paragraf 6 (SOU 1994:59). Dessa områden är:
-
Faxälven mellan Edsele och Helgumsjön
Ljusnan mellan Hede och Svegsjön
Ljusnan mellan Laforsen och Arbråsjöarna
Utvecklingspotentialen för den outnyttjade fallhöjden beräknas enligt ekvation (36).
W potential = Woutnyttjad
fallhöjd
− Wskyddad
(36)
fallhöjd
3.3.2 Hur mycket kan fallhöjdsförluster till följd av isproblem minskas?
Mycket lite sifferdata finns att tillgå på detta område. I det här avsnittet beskrivs olika
metoder att hantera nedisning och kravis. Inga beräkningar kommer att kunna utföras
på området. I resultatdelen visas en sammanställning av älvsträckor, vilka isproblem
som finns där och vilka åtgärder som tas för att undanröja problemen. De viktigaste
och mest använda åtgärderna för att hantera isrelaterade problem är:
Elektrisk uppvärmning av intagsgrindar
För att undvika nedisning av intagsgrindar värms grindjärnen upp. För grindjärn av
vanligt konstruktionsstål värms hela grinden upp elektriskt. I intagsgrindar av material
med sämre värmeledande egenskaper skapas kanaler för värmeledande tråd i
materialet eller kanaler där en vätska cirkulerar som värmemedium (Fredriksson,
1994).
Inskränkningar i korttidsreglering
För att undvika problem med isdämmor, is mot intagsgrindarna samt problem med
kravis är det önskvärt att ett stabilt istäcke uppkommer så snabbt som möjligt under
senhösten. För att underlätta detta måste inskränkningar göras i korttidsregleringen
under isläggningsperioden. Ett istäcke bryts nämligen sönder ganska lätt vid större
variationer i vattenstånd. Både storleken och hastigheten på variationen i vattenstånd
har betydelse, eftersom isens deformationsförmåga är tidsberoende (Hogdin, 2001).
Iskartering
Genom att kartlägga hur isen lägger sig på olika ställen kan man utläsa vart
problematiska sektioner uppstår. Dessa kan förhoppningsvis åtgärdas med hjälp av
isnät, isbommar eller eventuellt muddring. Ofta åker man ut en gång per vecka under
isläggningsperioden för att kartlägga isen (Hogdin, 2001).
43
Isnät och isbommar
På platser utmed älven där ythastigheten är hög lägger man ut isnät eller isbommar.
Funktionen för näten och bommarna är att underlätta isbildningen genom att sänka
ythastigheten hos vattnet samt att stoppa upp framflytande issörja och isflak
(Hogdin, 2001).
Neddragning av vattenföringen
Vattenhastigheten och regleringen av vattenytorna har stor betydelse för hur fort ett
istäcke lägger sig. För att underlätta isläggningen drar vattenregleringsföretagen
därför ofta ner vattenföringen under ett par dygn när vattentemperaturen är tillräckligt
nära noll. För att metoden ska vara effektiv krävs regelbundna temperaturmätningar
av vattnet, samt en god uppfattning om hur vädret kommer att utveckla sig under de
nästkommande dagarna. För att kunna förutsäga väderutvecklingen beställs lokala
femdygnsprognoser från SMHI under isläggningsperioden på hösten (Hogdin, 2001).
3.3.3 Regleringsrelaterad utvecklingspotential
För de regleringsrelaterade fallhöjdsförlusterna kommer ingen utvecklingspotential att
beräknas. Anledningen till det är bland annat att sådana beräkningar skulle bygga på
väldigt osäkra antaganden. Dessutom är det ur en framtida energipolitisk synvinkel
inte helt självklart att en minskning av de regleringsrelaterade förlusterna är önskvärd
med tanke på den ökade betydelse som reglerbarheten av vattenkraften kan antas få
vid införande av intermittenta energikällor såsom vindkraft, solenergi och vågkraft.
Den del av de regleringsrelaterade förlusterna som handlar om nyttjandetidens
påverkan på medelflödet genom kraftstationen har medräknats i
utvecklingspotentialen. Detta har inte gjorts genom att förutspå några ändrade
nyttjandetider, utan helt enkelt genom att verkningsgradshöjande åtgärder i tunnlar
och kanaler ger effekt även på dessa förluster. Beräkningen har utförts enligt metoden
i avsnitt 3.2.5.
3.3.4 Minskat spillflöde genom utskovet
Anledningarna till att vatten spills genom utskovet kan vara flera och det är osäkert
hur mycket man i praktiken kan rationalisera på detta område. Vilka åtgärder som
skulle krävas för att minska spillflödena genom utskoven beror på anledningen till att
vatten spills, vilket är individuellt för varje kraftstation.
Om spillflöden uppstår, trots god planering, för att magasinen inte är nog tilltagna för
att kunna hantera de höga flöden som uppkommer under vårfloden, så krävs en
utökning av magasinskapaciteten för att minska förlusten till följd av spillflödet. Att
göra magasinen större är dock dyrt och innebär ofta stora ingrepp på naturen. Att bli
av med spillflöden som uppstår till följd av vattendomar skulle kräva en förändring av
vattendomen, vilket ofta inte är önskvärt med hänsyn till miljön. I vissa fall spills
vatten genom kraftstationen av ekonomiska och strategiska skäl. Man spiller när
energipriset är lågt för att kunna använda vattnet i en annan station nedströms när
energin kostar mer. Spill som uppstår av strategiska och ekonomiska orsaker skulle
eventuellt kunna undvikas.
I princip skulle det eventuellt vara tekniskt möjligt att eliminera spillflödet genom
kraftstationerna, men effekterna av de åtgärder som då skulle krävas gör ett sådant
antagande orimligt. Att med nuvarande informationsunderlag uppskatta hur stor andel
44
av spillflödet som skulle kunna minskas med olika åtgärder vore att hemfalla åt
spekulationer. Därför kommer ingen utvecklingspotential att beräknas vad det gäller
spillflöden.
3.3.5 Minskade fallhöjdsförluster över intagsgrindar
Fallhöjdsförlusterna över intagsgrindarna är så små att den potentiella energimängd
som skulle kunna sparas genom att byta ut gamla dåligt utformade intagsgrindar mot
nya flödesanpassade är försumbar i förhållande till de övriga förlusttermerna. Att
dessa byten trots sin ringa förtjänst ändå i många fall är lönsamma och därför redan
genomförs är bra, men gör det än mindre intressant att utföra dessa beräkningar. Av
den anledningen kommer utvecklingspotentialen för intagsgrindarna inte att beräknas.
3.3.6 Minskade energiförluster i tunnlar
Det finns två huvudsakliga metoder för att minska friktionsförluster i tunnlar.
Antingen vidgar man tunneln, vilket höjer den hydrauliska radien och sänker
flödeshastigheten och därmed minskar friktionsförlusterna. Den andra metoden är att
släta ut tunnelväggarna så att friktionsfaktorn och därmed även friktionen minskar.
Utslätning av tunnelväggarna kan göras med flera olika metoder. En metod är att
sprutbetonera tunnelväggarna, vilket betyder att ojämnheter i tunnelväggarna jämnas
ut med betong.
Båda dessa metoder kräver att tunneln töms helt på vatten och att stationerna tas ur
drift under en längre period. Dessa engångsförluster har dock inte medtagits i de
följande beräkningarna.
Följande två alternativa beräkningar har gjorts angående hur mycket
energiproduktionen skulle kunna ökas om tunnelförlusterna sänktes:
a) Tunneltvärsnittsarean ökas med 10%
Tunnelns längd, geometri och väggarnas skrovlighet antas vara oförändrade.
b) Tunneln sprutbetoneras Ö friktionsfaktorn sänks till f = 0,03
Tunnelns tvärsnittsarea, geometri och längd antas oförändrade. Värdet på
friktionsfaktorn bygger på mätningar utförda av Vattenfall i en 400 m lång
tunnelsträcka i Sillre som sprutbetonerades i början av 1980-talet (Dahlbäck,
2003).
3.3.7 Minskade energiförluster i kanaler
Precis som i fallet med tunnlar finns det två huvudsakliga sätt att minska
friktionsförlusterna i kanaler. Den ena innebär att öka kanalens tvärsnittsarea, så att
den hydrauliska radien ökas, vilket leder till minskade friktionsförluster. Den andra
innebär att kanalens väggar och botten får en slätare struktur, vilket ger ett lägre
Mannings tal, och därmed lägre friktionsförluster. Beräkningar har endast gjorts för
alternativet att jämna till kanalväggar och botten så att dessa får en slätare struktur.
Kanalväggar av betong Ö Mannings tal sänks till n = 0,014
Kanalernas tvärsnittsarea, geometri och längd antas oförändrade. Kanalväggarna täcks
med slät betong. Hur detta går till rent praktiskt återstår att utreda. Man kan tänka sig
betongplattor längs kanterna och på botten, eller någon form miljövänlig sprutbetong i
ytstrukturen i kanalen. Med ordet ”miljövänlig” avses här ett ickekontaminerande
45
ämne som inte läcker ämnen som kan vara skadliga för miljön. Mannings tal n =
0,014 utgår från exempelbilder på betongkantade kanaler i Open Channel Hydraulics
av Ven Te Chow från 1959.
3.3.8 Utvecklingspotential för turbiner
I avsnitt 3.2.10 beskrevs en metod för att uppskatta verkningsgraden för turbiner i
befintliga vattenkraftstationer. Vid uppskattning av utvecklingspotentialen används
metoden från avsnitt 3.2.10, men med antagandet att den gamla turbinen byts ut mot
en helt ny turbin. Verkningsgraden för den nya turbinen antas vara 95 % för
Francisturbiner och 94 % för Kaplanturbiner. Referensverkningsgraden är
verkningsgraden för en turbin med en utbyggnadsvattenföring på 100 m3/s.
Turbinverkningsgraden skalkorrigeras för varje enskild kraftstations utbyggnadsvattenföring. Slitaget antas vara noll, då turbinen är ny. Utvecklingspotentialen för
turbiner definieras som skillnaden mellan turbinverkningsgraden före och efter byte
av turbinen.
3.3.9 Eliminera ledskeneläckaget
Med ventiler, uppblåsbara gummitätningar och snabbt fällbara intagsluckor bör
ledskeneläckaget vid kraftstationerna kunna minimeras till försumbara nivåer. Vid
följande uppskattning av hur mycket av energiförlusterna som skulle kunna undvikas
har det antagits att allt ledskeneläckage kan undvikas genom rätt åtgärder. Detta
antagande bygger på att flera kraftstationer redan idag har lyckats eliminera
ledskeneläckaget helt och hållet. Hela den uppskattade energiförlusten till följd av
ledskeneläckage kan alltså ses som ”utvecklingspotential”, alltså energi som är möjlig
att spara in med rätt åtgärder.
3.3.10 Resterande hastighetshöjd
Utvecklingspotentialen vad det gäller att minska den resterande hastighetshöjden vid
sugrörets utlopp har inte beräknats specifikt i detta examensarbete. Resultatet av
åtgärder i turbinen, framför allt i sugröret, torde dock leda till en sänkt resterande
hastighetshöjd. Den effektiviseringen ingår i beräkningarna av verkningsgradshöjning
för turbiner.
3.4
FÖRLUST- OCH UTVECKLINGSPOTENTIAL MED AVSEENDE PÅ
EFFEKT
De beräkningar av bruttoenergi, energiförluster och utvecklingspotential som har
gjorts med avseende på den årliga energiproduktionen under ett normalår har också
gjorts med avseende på kraftstationernas maximala effektuttag. Utbyggnadsgraden för
kraftstationerna antas vara oförändrad, vilket innebär att effektpotentialen utgör den
effekthöjning som kan åstadkommas med befintlig utbyggnadsgrad. Beräkningarna
har i princip utförts med den metod som används för beräkningarna med avseende på
energi, med följande undantag:
-
Effektförluster, bruttoeffekt och utvecklingspotential beräknas med
avseende på effekt enligt ekvation (37), och inte med avseende på
energi som ekvation (6) i avsnitt 3.1.
P = Q⋅ ρ ⋅ g ⋅h
(37)
46
-
-
Eftersom endast det maximala effektuttaget är av intresse beräknas
inga effektförluster till följd av spillflöden, sänkt nyttjandetid och
ledskeneläckage.
Beräkning av kraftstationernas effektverkningsgrad utgår från
kraftföretagens och litteraturens uppgifter om effektkapacitet för
respektive kraftstation. Bruttoeffekten, alltså det teoretiskt högsta
möjliga effektuttaget beräknas, utifrån bruttofallhöjd och
utbyggnadsflöde.
Alla beräkningar utgår från utbyggnadsflödet, vilket skiljer från
energiberäkningarna där beräkningarna utgår från medelårsflödet.
3.5
BRUTTOENERGI OCH ENERGIFÖRLUSTER MED FÖRÄNDRADE
KLIMATFÖRHÅLLANDEN
Det är omöjligt att ge några säkra besked kring hur en eventuell klimatförändring
skulle påverka vattenkraften. Att ta med klimatfrågan i alla långsiktiga beräkningar
och diskussioner redan nu är ändå viktigt för att i god tid vara förberedd för att
åtgärder kan behöva vidtas, även om man ännu inte vet vilka och hur. Utifrån vissa
antaganden, baserade på SWECLIM:s modeller gjorda på SMHI, kan man dock
diskutera och uppskatta vilka konsekvenserna skulle kunna bli.
Beräkningarna har utförts utifrån två olika alternativ på hur man hanterar det ökade
flödet. Alternativen kan ses som extremvärden åt var sitt håll. Enligt scenario 1 lyckas
man ta vara på hela den ökade vattenmängden med bibehållen verkningsgrad.
Scenario 2 innebär däremot att man inte klarar att tillgodogöra sig ett större flöde än
det som finns idag, så att hela den klimatökade vattenmängden spills genom utskoven.
Inget av alternativen kan sägas vara realistiskt, men de kan förhoppningsvis ge ramen
inom vilka svaret kommer att ligga.
Enligt scenario 1 görs antagandet att kraftstationerna klarar att ta större
vattenmängder än idag, så att spillet endast ökar med samma procentsats som
medelflödet vid respektive station ökar. Normalårsproduktionen antas öka med
samma procentsats som medelårsflödet.
Enligt scenario 2 finns det ingen marginal för ökade flöden genom kraftstationerna,
utan hela den vattenvolym som tillkommer till följd av klimatförändringen måste
spillas genom utskoven. Enligt scenario 2 är medelårsflödet genom kraftstationen
alltså oförändrat.
Beräkningar utifrån antagandet om förändrade klimatförhållanden görs endast med
avseende på energi, inte med avseende på effekt. I diskussionen och uppskattningen
av en eventuell klimatförändrings påverkan på vattenkraftproduktionen görs följande
antaganden:
-
Baserat på resultaten i tabell 2 i avsnitt 2.6 antas klimatförändringarna ge
följande förändringar på medelårsflödet till vattenkraftstationerna i de olika
områdena:
o Norra Norrland, till och med Skellefteälvens avrinningsområde: +25 %
o Mellersta Norrland, söder om Skellefteälvens och till och med
Ångermanälvens avrinningsområde: +20%
47
-
-
-
-
o Södra Norrland och norra Svealand, söder om Ångermanälvens och till
och med Dalälvens avrinningsområde: +15%
o Götaland och norra Svealand, hela Sverige söder om Dalälven: -10%
Vårflödena antas minska i hela landet och sommar- och höstflödena antas öka
i den norra halvan av landet.
Vårflödena antas starta tidigare under året.
Scenario 1: Normalårsproduktionen och bruttoenergin antas öka procentuellt
lika mycket som medelårsflödet.
Scenario 2: Normalårsproduktionen antas vara oförändrad, medan
bruttoenergin antas öka procentuellt lika mycket som medelårsflödet. Detta
innebär att stationsverkningsgraden sänks drastiskt.
Spillflöden, scenario 1: Den procentuella ökningen av spillflödet genom
utskoven antas vara lika stor som den procentuella ökningen av
medelårsflödet.
Spillflöden, scenario 2: Som scenario 1 plus hela den vattenmängd som
tillkommer (eller för Ätrans del minus den mängd som försvinner) på grund av
klimatförändringen.
Stationerna antas i förlustberäkningarna ha samma turbiner, med samma
utbyggnadsvattenföring som råder idag.
Ledskeneläckaget antas vara oförändrat eftersom beräkningen utförs på
samma turbiner som innan.
Bruttofallhöjd, medelfallhöjd, dämningsgräns och sänkningsgräns antas vara
oförändrade, eftersom alla andra antaganden skulle bygga på rena
spekulationer.
Scenario 1: Den procentuella ökningen av utflödeshastigheten samt hastigheter
i tunnlar och kanaler antas vara lika stor som den procentuella ökningen av
medelårsflödet, eftersom tvärsnittsareorna antas vara oförändrade och
flödeshastigheten är proportionell mot flödet.
Scenario 2: Utflödeshastigheten och hastigheten i tunnlar och kanaler är
oförändrad, då flödet genom stationen är oförändrat.
Scenario 1: Den procentuella ökningen av hastigheten genom grindöppningen
antas vara lika stor som den procentuella ökningen av medelårsflödet,
eftersom grindarnas tvärsnittsarea antas vara oförändrad och flödeshastigheten
är proportionell mot flödet.
Scenario 2: Flödeshastigheten genom grindöppningen antas vara oförändrad,
eftersom medelårsflödet genom kraftstationen antas vara oförändrat.
3.6 GENERALISERING FÖR HELA LANDET
Beräkningarna av energiförluster och utvecklingspotential har utförts för fyra av
Sveriges älvar och vattendrag. De fyra exempelälvarna är utvalda för att representera
så många aspekter av den svenska vattenkraften som möjligt. Tre olika metoder har
använts för att generalisera resultaten av beräkningarna från de fyra exempelälvarna
till att gälla hela Sveriges vattenkraftsystem. Alla tre generaliseringarna bygger på att
stationsverkningsgraden och fördelningen av energiförlusterna för ett antal
exempelkraftstationer är representativ för stationsverkningsgraden och fördelningen
av energiförlusterna för kraftstationer som inga beräkningar gjorts för.
3.6.1 Normalisering
Innan generaliseringen utförs normaliseras resultaten från beräkningarna i
exempelälvarna. Syftet med normaliseringen är att man inte ska kunna generalisera
48
utifrån värden som utgör mer än kraftstationernas bruttoenergi samt att undvika att de
kraftstationer där data under- respektive överskattas får proportionellt för lite eller för
mycket betydelse beroende av skattningen. Normaliseringen av data från
kraftstationerna i Luleälven, Ångermanälven och Ätran utgår ifrån följande
antaganden:
-
-
Normalårsproduktionen och de förluster i vattenvägarna som beräknats i det
här examensarbetet antas utgöra 98 % av bruttoenergin för varje kraftstation.
Det vill säga elektriska och övriga förluster antas utgöra 2 % av bruttoenergin.
Den proportionella fördelning mellan energiförlusterna som framräknats i
examensarbetet antas vara korrekt för varje kraftstation, även om summan av
energiproduktionen och energiförlusterna avviker från antagandet om 98 % av
bruttoenergin.
Kraftstationernas energiproduktion och energiförluster normaliseras med en
faktor enligt ekvation (38).
Wi ,normaliserad =
(η i , station
0,98
⋅ Wi ,icke normaliserad
+ ∑η i , förluster )
(38)
För Ljusnan har den här normaliseringsmetoden inte ansetts vara tillämplig.
Anledningen är att det saknas information om spillvattenflödena i Ljusnan, vilket
innebär att en normalisering av produktion och övriga energiförluster till 98 % skulle
innebära en stor systematisk överskattning av energiproduktionens och de övriga
energiförlusternas andel av bruttoenergin. Normaliseringen av data i Ljusnan har
istället gått till så att en term kallad ”övriga förluster” har införts. Termen övriga
förluster definieras enligt ekvation (39). Den används alltså som ”utfyllnad” upp till
98 % av bruttoenergin.
Övriga förluster = 0,98 * Wbrutto − (W produktion + ∑ beräknade energiförluster ) (39)
Alternativen till den här metoden för normalisering av värdena i Ljusnan hade varit att
anta att spillflödena i Ljusnan utgör till exempel 5 % av bruttoenergin, eller att
ignorera den systematiska överskattning och använda den vanliga
normaliseringsmetoden. Det valda alternativet ansågs ge det mest representativa
resultatet. Det är sannolikt att en stor del av termen ”övriga förluster” utgörs av
spillvattenförluster.
3.6.2 Direkt proportionell generalisering
Metoden Direkt proportionell generalisering utgår från antagandet att kraftstationerna
i de fyra utvalda exempelälvarna är helt och hållet representativa för all vattenkraft i
Sverige. Det vill säga att summan av energiförlusterna och utvecklingspotentialerna i
exempelälvarna är direkt proportionella mot summan av energiförlusterna och
utvecklingspotentialerna för vattenkraften i hela landet.
Beräkningen har utgått från data från 1999 ur en uppdaterad version av ”Hydropower
in Sweden”, ursprungligen skriven av Angelin et al 1981. Beräkningen rör endast
kraftstationer med en utbyggnadseffekt högre än 10 MW.
49
3.6.3 Klassvis proportionalitet
Kraftstationer med olika utformning och med olika förutsättningar har olika
fördelning av energiförlusterna mellan olika förlusttermer. Det innebär också att
utvecklingspotentialen för olika kraftstationer ser helt olika ut. För att ta hänsyn till
detta då resultaten från exempelälvarna generaliseras för att gälla hela landet har
kraftstationerna delats upp i sju klasser. Kriterierna för de olika klasserna är valda
utifrån tillgänglig data för alla kraftstationer med en utbyggnadseffekt över 10 MW i
landet. Målet var att få homogena klasser med en inbördes lika fördelning av
energiförluster och utvecklingspotential. De sju klasserna visas i tabell 3:
Tabell 3
Kriterier för de sju klasserna i den klassvisa generaliseringen.
Klass 1
Klass 2
Klass 3
Klass 4
Klass 5
Typ av
Under jord Under
Under
Ovan/
Ovan
kraftstation
jord
jord
under jord
jord
Klass 6
Ovan jord
Klass 7
Ovan jord
Nyttjandetid
Använd
stor del av
tiden
(>50 %)
Använd
liten del
av tiden
(<50 %)
Använd
liten del
av tiden
(<50 %)
Använd
stor del av
tiden
(>50 %)
Använd
stor del
av tiden
(>50 %)
Använd
liten del av
tiden (<50
%)
Använd
liten del
av tiden
(<50 %)
Ålder på
kraftstation
Gammal
(byggd
före 1970)
Ny
(byggd
efter
1970)
Gammal
(byggd
före
1970)
Ny (byggd
efter 1970)
Gammal
(byggd
före
1970)
Ny (byggd
efter 1970)
Gammal
(byggd
före 1970)
Energiproduktionens och varje energiförlustterms respektive andelar av bruttoenergin
för kraftstationerna i exempelälvarna har beräknats enligt metoder i avsnitt 3.2 och
normaliserats enligt metod beskriven i detta avsnitt. Medelvärdet av storleken på
dessa andelar av bruttoenergin beräknades för exempelälvarnas kraftstationer i varje
klass. Sveriges övriga kraftstationer större än 10 MW delades in i klasserna enligt
tabell 3. Alla kraftstationer inom varje klass antas ha samma fördelning av
energiproduktion och energiförluster som de kraftstationer i exempelälvarna som
ligger inom denna klass. Energiproduktionen och energiförlusterna för samtliga
kraftstationer i varje klass beräknas således utifrån verkningsgraderna för stationerna i
exempelälvarna i varje klass multiplicerat med bruttoenergin (enligt Angelin et al,
1999) för de stationer som tillhör klassen.
3.6.4 Geografisk generalisering
Klimat och topografi spelar en stor roll i att vattenkraften ser delvis olika ut i olika
delar av landet. Älvar som ligger nära varandra har ofta likartade egenskaper. Därför
kan det vara intressant att använda resultaten av förlust- och potentialberäkningarna
för exempelälvarna för att uppskatta förlusterna och potentialen för de älvar som
ligger i närheten och har likartade egenskaper.
Vid den geografiska generaliseringen har det antagits att älvarna inom varje grupp i
tabellen nedan har samma proportioner på energiförluster och utvecklingspotential.
Bruttoenergin och energiproduktionen från kraftstationerna i älvarna har sedan
använts för att uppskatta energiförluster och utvecklingspotential utifrån den
fördelning av energiproduktion och energiförluster som gäller för kraftstationerna i
varje grupps exempelälv (kursiverad i tabell 4).
50
Tabell 4
Grupp
nummer
1
2
3
4
Grupper av älvar som antas ha likartade egenskaper i den geografiska generaliseringen.
Älvar i gruppen
Luleälven, Skellefteälven, Piteälven och Umeälven
Gideälven, Ångermanälven, Indalsälven och Ljungan
Ljusnan, Dalälven, Klarälven, Kolbäcksån, Norsälven, Byälven och Gullspångsälven
Göta älv, Motala ström, Lagan, Nissan och Ätran
51
4 RESULTAT
I det här kapitlet presenteras resultaten av beräkningar som har utförts enligt metoder
beskrivna i kapitel tre. Beräkningarna har utförts separat för varje kraftstation, men
resultaten redovisas älv för älv av relevans- och utrymmesskäl.
4.1 BRUTTOENERGI OCH VERKNINGSGRAD
Bruttopotential och verkningsgrad för kraftstationerna i de fyra exempelälvarna har
beräknats enligt metod beskriven i avsnitt 3.1. I tabell 5 visas en sammanställning av
resultaten av bruttopotential- och verkningsgradsberäkningarna för kraftstationerna i
de fyra exempelälvarna. Energiförlusterna är skillnaden mellan bruttopotentialen och
normalårsproduktionen. Verkningsgraden är normalårsproduktionens andel av
bruttopotentialen för hela älven.
Tabell 5
Normalårsproduktion, bruttoenergi, energiförluster och verkningsgrad för de fyra
exempelälvarna.
Älv
Lule älv
Ångermanälven
Ljusnan
Ätran
Totalt
4.2
Normalårsproduktion
[GWh/år]
13 740
8 786
Bruttoenergi
[GWh/år]
15771
10580
Energiförluster
[GWh/år]
2031
1794
Verkningsgrad
[%]
87
83
3 705
221
26 452
4 892
308
31 551
1218
87
5099
76
72
84
RESULTAT AV FÖRLUSTBERÄKNINGARNA
4.2.1 Outnyttjad fallhöjd
Den outnyttjade fallhöjden mellan kraftstationerna i de fyra exempelälvarna har
beräknats enligt metod beskriven i avsnitt 3.2.1. Resultaten redovisas i tabell 6.
Utvecklingspotentialen har multiplicerats med uppskattad verkningsgrad för
kraftstationerna efter att verkningsgradshöjande åtgärder genomförs. Uppskattningen
utgår från att skyddade älvsträckor inte byggs ut.
Tabell 6
Älv
Outbyggd fallhöjd mellan kraftstationerna i de fyra exempelälvarna
Outbyggd
Bruttoenergi ur
Skyddad Potentiell energiproduktion ur
fallhöjd
outbyggd fallhöjd
Fallhöjd ickeskyddad outbyggd fallhöjd
[m]
[GWh/år]
[m]
[GWh/år]
Lule älv
3,7
90
0
80
Ångermanälven
9
125
4,87
53
Ljusnan
118
1017
102
39
Ätran
19
61
0
46
Totalt
156
1293
107
218
Det kan dock finnas många skäl till att bevara de outnyttjade älvsträckorna orörda,
även om de inte är skyddade enligt naturresurslagen, varför långt ifrån all oskyddad
outnyttjad fallhöjd ska ses som en reell energiproduktionsmöjlighet.
4.2.2 Kapacitetssänkande sektioner i älven
Kraftföretagen har utfrågats angående kapacitetssänkande sektioner i de fyra
exempelälvarna. 15 kapacitetssänkande sektioner i Luleälven, Ångermanälven och
Ljusnan utpekades. Hur stor energi- eller reglerbarhetsförlust var och en av de
52
kapacitetssänkande sektionerna innebär har inte uppskattats. Olika förekommande
anledningar till att en sektion i älven ger sänkt kapacitet för omgivande kraftstationer
har listats i tabell 7. I tabellen redovisas också hur många av de kapacitetssänkande
sektionerna i exempelälvarna som kan härröras till respektive anledning.
Tabell 7
Sammanställning av kapacitetssänkande sektioner i de fyra exempelälvarna.
Källor: Dahlbäck, Lindblom och Byström, 2003.
Anledning till sänkningen av kapacitet
Antal sektioner i
exempelälvarna
Små forsar som fungerar som flaskhalsar i älven
Förträngningar som fungerar som flaskhalsar i älven
Bergsklack i älven
Bro som ger isproblem
Vattendom
Torv kan förekomma och orsaka begränsningar i produktionen.
Vid höga flöden blir fallhöjden liten. Detta kan leda till att
generatorn går som motor.
Strömningshinder som vid låga vattenytor delar sjön.
Stor rasrisk om magasinet ändras snabbt och mycket. Används med
försiktighet.
Totalt
3
2
1
1
4
1
1
1
1
15
Tabell 7 utgör ingen uttömmande lista över kapacitetssänkande sektioner i
exempelälvarna. Ytterligare kapacitetssänkande sektioner kan finnas i flera av
älvarna.
4.2.3 Isproblem
Kraftföretagen har utfrågats om hur is påverkar driften av vattenkraften i de fyra
exempelälvarna. Sju platser med specifika isproblem i exempelälvarna utpekades. Hur
stor energi- eller reglerbarhetsförlust isproblemen innebär har inte uppskattats, men de
olika beskrivna typerna av isproblem och vilka åtgärder man utför för att förhindra
dessa problem redovisas i tabell 8.
53
Tabell 8
Sammanställning av isproblem i de fyra exempelälvarna. Källor: Hogdin, 2001, Dahlbäck,
Lindblom och Byström, 2003.
Typ av isproblem
Åtgärd
- Problem med isläggningen.
- Kravis
- Isbommar, isnät och iskartering
- Rensning och borttransport av issörja, eller spillflöde genom
utskov.
Isdämmor
- En samarbetsgrupp finns för att hantera isproblem i älven.
- Tappningen planeras med hänsyn till temperaturförhållanden i
luft och vatten så att isläggning kan ske tidigt.
Isflak vid stationen under våren.
Frågan inte ställd.
Vissa problem 5-6 dagar under
islossningen på våren.
Frågan inte ställd.
- Öppet vatten under och efter en
landsvägsbro ger kravisbildning
fram till kraftstationen.
- Grunt intag ger virvlar som
förhindrar isläggning och kyler ner
vattnet till botten
Frågan inte ställd.
- Forsen nedströms fryser sällan och
kan förorsaka kravis som kan packa
sig framför intaget.
- Om vattenytan för låg är det risk
att isgrindarna kyls ner och intaget
fryser igen.
Isbommar
Frågan inte ställd.
Isproblem kan uppstå nedströms
kraftstationen varvid den nedre
vattenytan stiger.
Frågan inte ställd.
4.2.4 Energiförluster i vattenvägarna i kraftstationer, tunnlar och
kanaler
Kraftstationernas energiförluster beräknas enligt de metoder som beskrivs i avsnitt
3.2. Resultaten har sammanställts älvvis och redovisas i tabell 9.
Tabell 9
Energiförluster i vattenvägarna i de fyra exempelälvarna.
Förlustterm
Regleringsrelaterad
fallhöjdsförlust
Regleringsrelaterad
strömningsförlust
Spill genom utskov
Tunnelförluster
Kanalförluster
Turbinförluster
Resterande
hastighetshöjd
Ledskeneläckage
Grindförluster
Övriga förluster
Totalt
Enhet
Älvar
Totalt
[GWh/år]
Luleälven
364
Ångermanälven
208
Ljusnan
96
Ätran
13
682
[GWh/år]
124
247
61
6
438
[GWh/år]
[GWh/år]
[GWh/år]
[GWh/år]
[GWh/år]
223
38
24
1055
30
327
134
7
864
29
27
31
407
21
40
1,7
0,1
32
1,4
590
201
63
2357
81
[GWh/år]
[GWh/år]
[GWh/år]
[GWh/år]
27
3
17
3
1,3
0,2
1889
1836
8
2,5
443
1095
53
9
443
4916
54
95
Summan av de totala energiförlusterna enligt tabell 9 är mindre än skillnaden mellan
bruttoenergin och energiproduktionen enligt tabell 5 ovan. Skillnaden är 183 GWh/år.
Anledningarna till att summan av de beräknade energiförlusterna och
energiproduktionen inte når upp till bruttoenergin är att de elektriska förlusterna inte
inkluderas i den mindre summan, samt att noggrannheten i beräkningarna och
kvaliteten på indata ger viss osäkerhet i resultaten.
En överskådlig bild av fördelningen av energiförlusterna i vattenvägarna mellan olika
förlusttermer, exklusive de elektriska förlusterna, får man genom att studera
cirkeldiagrammen i figur 16. Procentsatserna anger de enskilda förlusttermernas andel
av den totala energiförlusten (exklusive elektriska förluster).
spillvatten
Ångermanälven
Lule älv
reglerrelaterade
fallhöjdsförluster
1%
1%
reglerrelaterade
strömningsförluster
12%
tunnelförluster
18%
19%
48%
Kanalförluster
11%
13%
7%
56%
2%
1%
7%
0,2%
2%
0,4%
0,2% 2%
Resterande
hastighetshöjd
Grindförluster
turbinförlust
Ledskeneläckage
Ätran
Övriga förluster
(huvudsakligen
spillflöden, gäller
endast Ljusnan)
Ljusnan
1%
1%
33%
37%
40%
43%
0,2%
6%
1%
0,1%
2%
14%
0,2%
2%
3%
6%
2%
9%
Figur 16: Cirkeldiagram över fördelningen av energiförlusterna i de fyra exempelälvarna.
4.2.5 Fördelningen av strömningsförluster
Till strömningsförlusterna hör tunnelförluster, kanalförluster, förluster vid grindar och
förluster till följd av resterande hastighetshöjd. De regleringsrelaterade
55
strömningsförlusterna har ovan redovisats tillsammans som ett värde. Deras andel av
de totala strömningsförlusterna redovisas älvvis i figur 17.
500
Totala
strömningsförluster
Regleringsrelaterade
strömningsförluster
GWh/år
400
300
200
100
0
Luleälven
Ångermanälven
Ljusnan
Ätran
Figur 17 Storlek på de totala strömningsförlusterna samt på den del av dessa som är reglerrelaterade.
Den inbördes fördelningen mellan de regleringsrelaterade förlusttermerna visas i figur
18.
kanalförluster
12%
grindförluster
2%
resterande
hastighetshöjd
25%
Tunnelförluster
61%
Figur 18 Inbördes fördelning mellan reglerrelaterad tunnelförlust, kanalförlust, grindförlust och
resterande hastighetshöjd totalt för alla kraftstationer i exempelälvarna.
4.3 RESULTAT – UTVECKLINGSPOTENTIAL
Utvecklingspotentialen i de fyra exempelälvarna beräknades enligt metoder i avsnitt
3.3. För spillvattenförluster, resterande hastighetshöjd och regleringsrelaterade
fallhöjdsförluster redovisas inga siffror för utvecklingspotentialen. Detta tas upp i
diskutionen i avsnitt 5.3. Potentialens storlek och älvvisa fördelning redovisas i tabell
10.
56
Tabell 10 Utvecklingspotential i de fyra exempelälvarna.
Potential
Enhet
Turbinpotential (byte av
turbin)
Regleringsrelaterade
tunnel- och kanalpotential
(sprutbetonering av tunnlar
och tilljämning av
kanalväggar)
Tunnelpotential
(sprutbetonering)
Eliminerat
ledskeneläckage
Kanalpotential (tilljämning
av kanalväggar)
Totalt
Älvar
Totalt
Luleälven
Ångermanälven
Ljusnan
Ätran
[GWh/år]
229
247
110
10
595
[GWh/år]
36
53
23
1,4
113
[GWh/år]
[GWh/år]
14
48
3
0,6
65
26
16
8
1,3
51
17
321
1,5
365
22
167
0,1
13,6
41
866
[GWh/år]
[GWh/år]
Den inbördes fördelningen av hur stor del av utvecklingspotentialen som härrör från
respektive åtgärd illustreras älvvis i figur 19. Procenttalen anger de enskilda
potentialtermernas andel av den totala utvecklingspotentialen i älven.
0,4%
turbinpotential (turbinbyte)
Luleälven
Ångermanälven
4%
8%
reglerrelaterad tunnel- och
kanalpotential (sprutbetonering
och tilljämning av kanalkanter)
5%
13%
4%
tunnelpotential
(sprutbetonering)
11%
14%
69%
72%
Kanalpotential (tilljämning av
kanalsidor)
Eliminerat ledskeneläckage
Ätran
Ljusnan
9%
1%
5%
13%
4%
2%
10%
14%
66%
76%
Figur 19 Fördelning av utvecklingspotential för de fyra exempelälvarna.
57
När utvecklingspotentialen för tunnlarna beräknades prövades två alternativa åtgärder.
Den ena åtgärden var att öka tunnlarnas tvärsnittsarea med 10 % jämfört med
nuvarande storlek. Den andra metoden var att minska friktionen genom att
sprutbetonera tunnelväggarna. I sammanställningen av utvecklingspotentialen ovan
har beräkningarna gjorts utifrån alternativet med sprutbetonering, då det gav bäst
resultat. En jämförelse av energiförlusternas storlek i nuläget och efter de båda
metoderna visas i figur 20.
4,000
[GWh/år]
3,000
2,000
1,000
0,000
Nuvarande
tunnelförluster
Tunnelförluster
efter 10 %
vidgning av
tunnlarnas
tvärsnittsarea
Tunnelförluster
efter
sprutbetonering
med oförändrad
tvärsnittsarea
Figur 20 Jämförelse mellan tunnelförlusterna i kraftstationerna i Luleälven i nuläget, efter en 10 %
tvärsnittsareaökning och efter sprutbetonering.
4.4 RESULTAT – EFFEKTBERÄKNINGAR
Även kraftstationernas effektförluster och effektpotential har beräknats.
Utgångspunkten i effektberäkningarna har varit det nuvarande utbyggnadsflödet för
varje kraftstation. Det innebär att effektpotentialen definieras som det ökade
effektutbyte man kan få med befintlig utbyggnadsgrad. Med en höjd utbyggnadsgrad,
det vill säga fler och/eller större turbiner kan man nå en högre effektpotential än den
som beräknats här. I följande avsnitt redovisas resultaten av effektberäkningarna för
de fyra exempelälvarna.
4.4.1 Bruttoeffekt och effektverkningsgrad
Bruttoeffekt och effektverkningsgrad för kraftstationerna i de fyra exempelälvarna har
beräknats enligt metod beskriven i avsnitt 3.4. I tabell 11 visas en sammanställning av
resultaten av bruttoeffekt- och effektverkningsgradsberäkningarna för kraftstationerna
i de fyra exempelälvarna. Effektförlusterna anges som skillnaden mellan
bruttoeffekten och utbyggnadseffekten. Effektverkningsgraden är
utbyggnadseffektens andel av bruttoeffekten för hela älven. I avsnitt 4.4.2 redovisas
hur effektförlusterna är fördelade mellan olika förlusttermer och i avsnitt 4.4.3
redovisas hur stor del av dem man kan beräkna kunna tillvarata.
58
Tabell 11 Utbyggnadseffekt, bruttoeffekt, effektförluster och effektverkningsgrad i exempelälvarna.
Älv
Utbyggnadseffekt
[MW]
Bruttoeffekt
[MW]
Effektförluster
[MW]
Lule älv
Ångermanälven
Ljusnan
Ätran
Totalt
4 350
1 925
5012
2319
662
394
Effektverkningsgrad
[%]
87
83
746
57
7 078
875
69
8 275
129
12
1 197
85
82
86
4.4.2 Effektförluster i kraftstationen, tunnlar och kanaler
Kraftstationernas effektförluster beräknas enligt metoder i avsnitt 3.4. Resultaten har
sammanställts och redovisas älvvis i tabell 12. I analysen av effektförlusterna i älven
har fokus legat på effektförlusterna i kraftstationen, i tunnlar och i kanaler. Inget
arbete har utförts angående hur outnyttjade fallhöjder, kapacitetssänkande sektioner
och isproblem kan påverka kraftstationernas effektuttag.
Tabell 12 Storlek och fördelning av effektförluster i exempelälvarna.
Förlustterm
Enhet
Älvar
Totalt
Regleringsrelaterad
fallhöjdsförlust
Tunnelförluster
Kanalförluster
Turbinförluster
Resterande
hastighetshöjd
Grindförluster
Totalt
[MW]
Luleälven
106
Ångermanälven
44
Ljusnan
19
Ätran
3,0
173
[MW]
[MW]
[MW]
[MW]
126
21
323
8
84
4,0
183
6
6
9
70
3,2
1,4
0,01
7
0,3
217
34
583
81
[MW]
[MW]
1,0
585
0,4
322
0,4
108
0,04
12
1,8
1026
Summan av de totala effektförlusterna enligt tabell 12 är mindre än skillnaden mellan
bruttoenergin och energiproduktionen enligt tabell 11 ovan. Skillnaden är 171 MW.
Anledningar till att summan av de beräknade effektförlusterna och
utbyggnadseffekten inte når upp till bruttoeffekten är bland annat att de elektriska
förlusterna inte inkluderas i den mindre summan samt att osäkerheten i beräkningarna
och kvaliteten på indata inte ger bättre noggrannhet än så. Dessutom kan det finnas
ytterligare förlusttermer som inte tagits hänsyn till i dessa beräkningar.
En överskådlig bild av fördelningen mellan olika effektförlusttermer i vattenvägarna,
exklusive de elektriska förlusterna, får man genom att studera cirkeldiagrammen i
figur 21.
59
Luleälven
Ångermanälven
reglerrelaterade
fallhöjdsförluster
18%
14%
tunnelförluster
Kanalförluster
56%
26%
57%
21%
Resterande
hastighetshöjd
1%4%
1%
2%
0,1%
Grindförluster
0,2%
turbinförlust
Ljusnan
Ätran
18%
25%
6%
8%
60%
12%
3%
65%
0,1%
0,3%
0,4%
3%
Figur 21 Cirkeldiagram över fördelningen av effektförlusterna i exempelälvarna
4.4.3 Resultat – effektpotential
Effektpotentialen, alltså andelen av förlusterna som man kan anta går att åtgärda, i de
fyra exempelälvarna beräknades enligt metoder i avsnitt 3.3 med modifieringar enligt
avsnitt 3.4. För resterande hastighetshöjd och regleringsrelaterade fallhöjdsförluster
redovisas inga siffror kring effektpotential. Anledningar till detta diskuteras i avsnitt
5.3. Effektpotentialens storlek och älvvisa fördelning redovisas i tabell 13.
Fördelningen mellan de olika åtgärdernas betydelse illustreras i figur 22.
Tabell 13 Effektpotential i de fyra exempelälvarna.
Effektpotential
Enhet
Turbinpotential (byte
av turbin)
Tunnelpotential
(sprutbetonering)
Kanalpotential
(tilljämning av
kanalväggar)
Totalt
[MW]
Älvar
Totalt
Luleälven
Ångermanälven
Ljusnan
Ätran
70
52
20
2,6
144
45
30
2,3
0,5
78
15
130
0,9
82
6
29
0,01
3,1
22
244
[MW]
[MW]
[MW]
60
Kanalpotential
9%
tunnelpotential
(sprutbetonering)
32%
turbinpotential
59%
Figur 22 Fördelning av effektpotential från olika effekthöjande åtgärder för alla fyra exempelälvarna
totalt.
4.5
RESULTAT AV BERÄKNINGAR MED HÄNSYN TAGEN TILL
EVENTUELLA KLIMATFÖRÄNDRINGAR
Bruttoenergin, energiproduktionen och energiförlusterna har beräknats enligt två olika
alternativ, scenario 1 och 2 enligt beskrivning i avsnitt 3.5. I scenario 1 antas att den
klimatökade vattenmängden kan tillgodogöras i kraftstationerna med oförändrad
verkningsgrad gentemot nuläget och att flödet genom kraftstationen samt spillflödet
över utskoven är ökat med samma proportioner som avrinningen ökar med. I scenario
2 görs antagandet att kraftstationernas normalårsproduktion är oförändrad gentemot
nuläget och att hela den klimatrelaterade flödesförändringen läggs till, alternativt dras
ifrån, spillflödet genom utskoven. Flödet genom kraftstationen antas alltså vara
oförändrat i scenario 2. Dessa antaganden ger ett förändrat värde på bruttoenergin och
därmed på stationsverkningsgraden gentemot nuläget.
4.5.1 Klimatpåverkad bruttoenergi och normalårsproduktion
Bruttoenergi, normalårsproduktion och verkningsgrad enligt scenario 1 och 2 samt
enligt nuvarande situation redovisas älvvis i tabell 14.
Tabell 14
Älv
Luleälven
Ångermanälven
Ljusnan
Ätran
Totalt
Bruttoenergi, normalårsproduktion och verkningsgrad i nuläget jämfört med värden
uppskattade utifrån olika antaganden om hanteringen av vattenkraften vid en framtida
klimatförändring.
Normalårsproduktion
Bruttoenergi [GWh/år]
Verkningsgrad [%]
[GWh/år]
Nu
scenario scenario Nu scenario scenario
scenario scenario Nu
1
2
1
2
1
2
13740
8 786
17175
10543
13740
8 786
15771
10580
19714
12696
19714
12696
87
83
87
83
70
69
3 705
221
26452
4262
199
32180
3 705
221
26452
4 892
308
31551
5626
277
38313
5626
277
38313
76
72
84
76
72
84
66
80
69
61
4.5.2 Energiförluster vid klimatförändring
De totala energiförlusterna i vattenkraften kan uttryckas som skillnaden mellan
bruttoenergin och normalårsproduktionen. Storleken på de totala energiförlusterna
beräknade utifrån nuvarande värden och utifrån klimatförändrade värden enligt
scenario ett och två illustreras älvvis i figur 23. Energiförlusternas storlek i Ätran
redovisas separat i figur 24, då de är av annan storleksordning, men ändå av intresse
eftersom de uppvisar ett helt annat mönster än vad man finner i de övriga
älvarna.
14000
Totala nuvarande
energiförluster
Totala energiförluster enl.
klimatalternativ 1
Totala energiförluster enl.
klimatalternativ 2
12000
[GWh/år]
10000
8000
6000
4000
2000
0
Luleälven
Ångermanälven
Ljusnan
Total
Figur 23 Storlek på energiförlusterna i exempelälvarna i nuläget samt för två olika alternativa sätt att
hantera en ökad avrinning till följd av en klimatförändring.
Totala nuvarande
energiförluster
[GWh/år]
100
80
Totala energiförluster
enligt klimatalternativ 1
60
Totala energiförluster
enligt klimatalternativ 2
40
20
0
Ätran
Figur 24 Storlek på energiförlusterna i Ätran i nuläget samt för två olika alternativa sätt att hantera en
ökad avrinning till följd av en klimatförändring.
De totala energiförlusternas fördelning på olika förlusttermer illustreras för
klimatscenario 1 och 2 i cirkeldiagrammen i figur 25. Cirkeldiagrammen representerar
summan av energiförlusterna från samtliga exempelälvar. För Ljusnan fanns inga
värden på spillvattenförluster att tillgå. Detta innebär att spillvattenförlusterna troligen
är en ytterligare något större andel av energiförlusterna. Fördelningen av nuvarande
energiförluster redovisades i figur 16, avsnitt 4.2.4.
62
Klimatscenario 1
Klimatscenario 2
Spillvatten
Klimatrelaterat spill
Reglerrelaterade fallhöjdsförluster
Reglerrelaterade strömningsförluster
Tunnelförluster
Kanalförluster
Resterande hastighetshöjd
Grindförluster
Turbinförluster
Ledskeneläckage
Figur 25 Fördelning av energiförlusterna beräknade utefter två olika sätt att hantera den ökade
vattenmängden.
Fördelningen inom de regleringsrelaterade strömningsförlusterna skiljer sig inte
märkvärt från fördelningen i avsnitt 4.2.5.
4.6
GENERALISERING AV FÖRLUST- OCH POTENTIALBERÄKNINGAR
FÖR HELA LANDET
Generaliseringen av data från de fyra exempelälvarna till att gälla hela Sverige har
utförts enligt tre olika metoder beskrivna i avsnitt 3.6.
4.6.1 Bruttoenergi och normalårsproduktion
Normalårsproduktionen för hela Sverige har uppskattats utifrån
stationsverkningsgraden i respektive generaliseringsklass och bruttofallhöjden för
samtliga svenska kraftstationer (>10 MW). Bruttoenergin har uppskattats utifrån data
i den uppdaterade versionen av Hydropower in Sweden från 1999 (Angelin et al,
1999). Resultatet redovisas i tabell 15. Den verkningsgrad som anges i tabellen utgör
den enligt respektive generaliseringsmetod uppskattade normalårsproduktionens andel
av bruttoenergin.
Tabell 15 Bruttoenergi och normalårsproduktion för vattenkraftstationer större än 10 MW i hela
Sverige.
Generaliseringsmetod
Normalårsproduktion
Bruttoenergi
Total
[GWh/år]
[GWh/år]
verkningsgrad
[%]
Direkt proportionell generalisering
62 624
75 771
82,6
Geografisk generalisering
61 824
75 771
81,6
Klassvis generalisering
61 646
75 771
81,4
4.6.2 Förluster
Storlek och fördelning av energiförlusterna i vattenvägarna totalt för hela Sverige
redovisas utifrån tre generaliseringsmetoder i tabell 16.
63
Tabell 16 Storlek och fördelning av energiförlusterna i vattenvägarna totalt för hela Sverige utifrån tre
olika generaliseringsmetoder.
Förlustterm
Enhet
Regleringsrelaterad
fallhöjdsförlust
Regleringsrelaterad
strömningsförlust
Spill genom utskov
Övriga förluster
(härrör från Ljusnanberäkningarna, mest
spillförluster)
Tunnelförluster
Kanalförluster
Turbinförluster
Resterande
hastighetshöjd
Ledskeneläckage
Grindförluster
Totalt
Generaliseringsmetoder
MedelVärde
[GWh/år]
Direkt proportionell
generalisering
1623
Geografisk
generalisering
1649
Klassvis
generalisering
1794
[GWh/år]
1026
1112
984
1041
[GWh/år]
[GWh/år]
1382
1063
1697
1208
1600
1763
1560
1345
[GWh/år]
[GWh/år]
[GWh/år]
[GWh/år]
471
147
5579
193
520
148
5746
206
444
171
5774
256
479
155
5699
218
[GWh/år]
[GWh/år]
[GWh/år]
127
21
11632
132
23
12441
120
28
12934
126
24
12335
1689
Resultaten i tabell 16 illustreras i figur 26.
Grindförluster
14000
Ledskeneläckage
12000
2%
1% 0,2%
14%
Resterande
hastighetshöjd
10000
8%
46%
13%
[GWh/år]
Turbinförlust
8000
Kanalförluster
6000
tunnelförluster
4000
övriga förluster (härrör
från Ljusnandata,
mest spill)
Spillvatten
11%
1%
4%
2000
0
Direkt
proportionell
generalisering
Klassvis
generalisering
Reglerrelaterade
strömningsförluster
Reglerrelaterade
fallhöjdsförluster
Figur 26 Vänster: Fördelning av energiförluster i svenska vattenkraften enligt medelvärde av tre olika
generaliseringsmetoder.
Höger: Energiförluster i svenska vattenkraften enligt tre olika generaliseringsmetoder.
64
4.6.3 Utvecklingspotential
Utvecklingspotentialen för vattenkraften i Sverige utifrån beräkningarna i detta
examensarbete redovisas i tabell 17. Utvecklingspotentialen omfattar i dessa siffror
följande fyra åtgärder:
- Sprutbetonering av tunnlar
- Tilljämning av kanalkanter
- Byte av turbin
- Eliminering av allt ledskeneläckage
Därutöver tillkommer flera andra möjliga effektiviseringsåtgärder, till exempel
gällande reducering av spillflöden, som skulle kunna ge ytterligare en höjning av
energiproduktionen.
Tabell 17 Utvecklingspotential för åtgärder i vattenvägarna i den svenska vattenkraften enligt tre olika
generaliseringsmetoder.
Potentialterm
Regleringsrelaterad
strömningsförlust
(sprutbetonering av
tunnlar och tilljämning
av kanaler)
Tunnelpotential
(sprutbetonering)
Kanalpotential
(jämna till kanalen)
Turbinpotential
(byte av turbin,
inklusive spiral och
sugrör)
Eliminerat
Ledskeneläckage
Totalt
Enhet
Generaliseringsmetoder
MedelVärde
Geografisk
generalisering
Klassvis
generalisering
[GWh/år]
Direkt
proportionell
generalisering
265
288
239
264
[GWh/år]
153
171
135
153
[GWh/år]
98
97
110
102
[GWh/år]
1402
1507
1352
1420
[GWh/år]
120
126
112
120
[GWh/år]
2038
2189
1948
2059
I figur 27 illustreras storleken på utvecklingspotentialen beräknad med de tre olika
generaliseringsmetoderna, med utgångspunkt från data på bruttoenergi respektive
normalårsproduktion.
65
2500
[GWh/år]
2000
1500
1000
500
0
Uppskattat
Uppskattat
Uppskattat
Uppskattat
Uppskattat
Uppskattat
utifrån beräknad
utifrån
utifrån beräknad
utifrån
utifrån beräknad
utifrån
bruttoenergi
bruttoenergi produktionsdata
bruttoenergi produktionsdata
produktionsdata
Direkt proportionell generalisering
Geografisk generalisering
Klassvis generalisering
Figur 27 Resultat av sex metoder att uppskatta total utvecklingspotential för vattenvägarna i
vattenkraften i Sverige.
I figur 28 illustreras hur utvecklingspotentialen är fördelad på de olika
potentialtermerna.
Ledskeneläckage
reglerrelaterad
(helt eliminerat tunnelpotential
tunnel- och
(sprutbetonering) kanalpotential
läckage)
7%
6%
(sprutbetonering
och
kanaltilljämning)
13%
Kanalpotential
(tilljämning av
kanalkanter och
botten)
5%
turbinpotential
(byte till ny turbin,
inklusive spiral
och sugrör)
69%
Figur 28 Fördelning av utvecklingspotentialen på olika åtgärder i vattenvägarna i hela Sverige.
Medelvärde av resultat beräknade med tre olika metoder.
4.6.4 Effektberäkning
Beräkningarna av vattenkraftens effektförluster och effektpotential har också
generaliserats enligt samma tre generaliseringsmetoder. Beräkningarna utgår från att
utbyggnadsgraden är oförändrad. Den effektpotential som här beräknats kommer sig
alltså inte av en effektutbyggnad, utan av en uppgradering av kraftstationerna med
bibehållande av dagens utbyggnadsgrad. Resultaten av effektförlustberäkningarna
redovisas i tabell 18.
66
Tabell 18 Storlek och fördelning av effektförlusterna i vattenvägarna totalt för hela Sverige utifrån tre
olika generaliseringsmodeller.
Förlustterm
Regleringsrelaterad
fallhöjdsförlust
Tunnelförluster
Kanalförluster
Turbinförluster
Resterande
hastighetshöjd
Grindförluster
Totalt
Enhet
Generaliseringsmetoder
MedelVärde
Direkt proportionell
generalisering
Geografisk
generalisering
Klassvis
generalisering
[MW]
[MW]
[MW]
[MW]
376
470
71
1281
386
461
72
1344
394
400
76
1297
385
444
73
1307
[MW]
[MW]
[MW]
39
4
2240
44
4
2310
51
5
2224
45
4
2258
Fördelningen av effektförlusterna enligt medelvärdet i tabell 18 redovisas i figur 29.
reglerrelaterade
fallhöjdsförluster
17%
tunnelförluster
20%
turbinförlust
58%
Resterande
hastighetshöjd
2%
Grindförluster
Kanal0,2%
förluster
3%
Figur 29 Fördelning av effektförlusterna längs vattenvägarna i den svenska vattenkraften. Figuren är
gjord utifrån medelvärdet av beräkningar gjorda med tre olika generaliseringsmetoder.
Utvecklingspotentialen med avseende på effekt beräknad enligt de tre
generaliseringsmetoderna beskrivna i avsnitt 3.6 redovisas i tabell 19.
Tabell 19 Effektpotential för åtgärder i vattenvägarna i den svenska vattenkraften enligt tre olika
generaliseringsmetoder.
Effektpotential
Tunnelpotential
(sprutbetonering)
Kanalpotential
(jämna till kanalen)
Turbinpotential
(byte av turbin,
inklusive spiral och
sugrör)
Totalt
Enhet
Generaliseringsmetoder
MedelVärde
Direkt
proportionell
generalisering
Geografisk
generalisering
Klassvis
generalisering
165
163
143
157
46
46
51
48
312
524
346
555
308
502
322
527
[MW]
[MW]
[MW]
[MW]
Fördelningen av effektförlusterna enligt medelvärdet i tabell 19 redovisas i figur 30.
67
tunnelpotential
(sprutbetonering)
30%
turbinpotential
61%
Kanalpotential
9%
Figur 30 Fördelning av effektpotential mellan olika effekthöjande åtgärder.
68
5 DISKUSSION
5.1 KVALITET PÅ INDATA
Kvaliteten i en beräkning är inte bättre än kvaliteten på de indata som används för
beräkningen. Olika mätmetoder eller olika tidsserier ger ibland olika värden på en och
samma parameter. Beroende på vilken källa data fås från får man ofta olika resultat i
beräkningarna, eftersom olika källor har utgått från olika mätmetoder eller tidsserier.
Nedan följer några viktiga parametrar där osäkerheten i indata kan ha inneburit lägre
tillförlitlighet i resultaten.
Bruttofallhöjd
Bruttofallhöjden är den för kraftstationen ianspråktagna fallhöjden i den naturliga
älven. Fallhöjden över en kraftstation varierar med årstider, regleringsstrategi,
flödeshistorik och flödets storlek vid mättillfället. Det värde som uppges som
bruttofallhöjd varierar beroende på vilken höjd på den nedre vattenytan som används
som referensnivå. Referensnivån i det övre magasinet är dämningsgränsen, vilken
mestadels inte varierar.
För flera kraftstationer skiljer sig värdet på bruttofallhöjden betydligt åt beroende på
vilken källa data tas från. Som exempel på detta har bruttofallhöjden för 27
kraftstationer i Ångermanälven jämförts utifrån två olika källor (ingen av dessa källor
är ett kraftföretag). I medeltal skiljer sig bruttofallhöjden vid varje kraftstation 1,1 m
mellan de två källorna. Den största avvikelsen är 7 m. För 10 kraftstationer har den
ena källan det högsta värdet, för 13 stationer har den andra källan det högsta värdet
och vid fyra stationer uppger källorna samma värden. Ingen av källorna åtföljs av en
definition av bruttofallhöjden.
Medelfallhöjd
De svårigheter som finns i att hitta korrekta mätvärden för bruttofallhöjden
återkommer än tydligare vid uppskattning av medelfallhöjden. För goda värden på
medelfallhöjden krävs kontinuerlig vattenståndsmätning i magasinen närmast
uppströms och nedströms kraftstationerna. Osäkerheten i medelfallhöjdsdata är stor.
Medelårsflöde
Vattenföringen i svenska älvar varierar starkt med årstiderna. Den varierar också
starkt från år till år. Att basera beräkningarna på ett medelårsflöde är alltså en grov
förenkling av verkligheten. I synnerhet som värdet på medelårsflödet förändras något
beroende på vilken årsserie som använts för medelvärdesbildningen. Flödesmätningar
har ofta svårt att uppfylla kraven på god noggrannhet och lång tids repeterbarhet
(Elforsk 93:2, 1993). Även för medelårsflöden finner man olika angivna värden för
samma kraftstation beroende på vilken källa data kommer ifrån.
Normalårsproduktion eller medelårsproduktion
Det är viktigt att skilja på normalårsproduktion och medelårsproduktion.
Normalårsproduktionen är en beräkning av årsproduktionen av energi under ett
”normalår” baserat på vattentillrinningen för en viss årsserie. Medelårsproduktionen
är medelvärdet av uppmätt årsproduktion av energi under en viss tidsperiod.
Överensstämmelsen mellan dessa två storheter beror bland annat på kvaliteten i
beräkningen av normalårsproduktionen och på hur lång tidsserie som används vid
69
beräkningen av medelårsproduktionen. I det här examensarbetet har termen
normalårsproduktion använts, men det är ofta oklart om de värden som har använts är
värden på medelårsproduktionen eller normalårsproduktionen.
Spillvattenflöden
De av kraftföretagen angivna värdena på mängden spillvatten genom utskoven
baseras ofta på relativt korta tidsserier. Eftersom spillflöden i hög grad beror av
vädrets nycker och oförutsedda händelser (till exempel drifthaverier) kan detta
innebära att spillvattenvärden inte blir representativa för hela den tidsserie som
medelårsflödet avser. I den mån sådana avvikelser har varit kända har korrektioner i
beräkningarna gjorts för att uppväga detta. Det gäller till exempel i de fall då
flödesserierna har varit korta och kommit från regnrika år. I dessa fall har
spillflödesmängden viktats med hjälp av nederbördsdata från dessa år, samt för en
längre tidsperiod tillbaka. Viktningen är ett mycket grovt sätt att korrigera
spillvärdena, eftersom den sker med nederbördsdata istället för avrinningsdata och
eftersom spillflödet genom utskovet med största sannolikhet inte är linjärt beroende
av vattenföringen. Eventuella fel i spillflödesberäkningarna ligger troligtvis i
kvaliteten på indata och i korrigeringen av dessa data och inte i metoden i sig.
5.2 OSÄKERHET I FÖRLUSTBERÄKNINGSMETODERNA
Tillförlitligheten i beräkningarna beror inte bara på kvaliteten på indata, utan också på
vilken metod som används. I det här arbetet har syftet varit att finna en generaliserbar
metod som kan fungera för alla kraftstationer i exempelälvarna. Det innebär att endast
liten hänsyn tas till de enskilda kraftstationernas byggtekniska skillnader samt att de
beräkningsmetoder som används är förhållandevis enkla. Det vore allt för tidsödande
att bygga upp en komplicerad matematisk modell för strömningen genom varje
kraftstation. Enkelheten i metoden påverkar osäkerheten i resultaten. Detta bör hållas i
åtanke då slutsatser dras av resultaten. För att minska osäkerheten skulle metoden
behöva analyseras djupare och kalibreras och valideras mot data från riktiga fall.
Nedan följer en kort diskussion kring tillförlitligheten i några av
beräkningsmetoderna.
Regleringsrelaterade fallhöjdsförluster
I de fall där medelfallhöjden över kraftstationen har funnits tillgänglig beror
tillförlitligheten i beräkningarna på kvaliteten på indata. Om indata har uppskattats
korrekt, bör beräkningen kunna betraktas som tillförlitlig. I de fall då kraftföretagen
själva inte har kunnat redovisa en medelfallhöjd, så har en schablonmässig metod
använts för att uppskatta medelfallhöjden. Som validering av denna metod har den av
kraftföretagen angivna medelfallhöjden för 27 kraftstationer i Ångermanälven plottats
mot den uppskattade medelfallhöjden. Plotten kan studeras i figur 31, och visar på
förhållandevis god överensstämmelse mellan dataserierna. Lutningskoefficientens
värde på 0,9853 tyder på en liten överskattning av medelfallhöjden då den
schablonmässiga metoden används, vilket i så fall skulle ge en fallhöjdsförlust som är
något underskattad.
70
Av kraftföretagen angiven medelfallhöjd [m]
120
100
y = 0,9853x + 0,688
R 2 = 0,9989
80
60
40
20
0
0,0
50,0
100,0
150,0
Uppskattad medelfallhöjd [m]
Figur 31 Korrelation mellan uppskattad och av kraftföretagen angiven medelfallhöjd över 27
kraftstationer i Ångermanälven.
Energiförluster i tunnlar och kanaler
Beräkningarna av energiförluster i tunnlar och kanaler i detta examensarbete har inte
validerats mot mätningar gjorda i dessa tunnlar och kanaler, vilket hade varit önskvärt
att kunna göra. Metoderna, Mannings formel och Darcy-Weissbachs ekvation är
vedertagna. De stora felkällorna vid beräkning av energiförlusterna i tunnlar torde
ligga i antaganden gjorda om friktionsfaktor och tunnelgeometri. I fallet med
energiförluster i kanaler är flödeshastigheterna i flera fall grovt uppskattade. Då
energiförlusten beror av flödeshastigheten i kvadrat växer felet i resultaten kvadratiskt
med eventuella avvikelser i indata. Detta gäller både för tunnlar och kanaler, men ger
förmodligen störst osäkerhet i kanalberäkningarna på grund av den grova
uppskattningen av flödeshastigheterna. Även antaganden gjorda om kanalgeometrier
och Mannings tal kan ha ökat osäkerheten i resultaten av kanalberäkningarna.
Grindförluster, ledskeneläckage och resterande hastighetshöjd
För samtliga dessa förlusttermer har tillräckliga data för att utföra stationsspecifika
beräkningar endast funnits för ett fåtal kraftstationer. För övriga stationer har
beräkningarna utförts utifrån antagandet att de uppskattade värdena för ett fåtal
kraftstationer är representativa för resterande kraftstationer. För enskilda
kraftstationer är det troligt att skillnaden mellan uppskattat och verkligt värde är stora.
De slutsatser som dras av beräkningarna i det här examensarbetet dras dock inte på
basis av enskilda stationers resultat, utan på summor och medelvärden av samtliga
kraftstationers värden i en älv. Ytterligare undersökning av energiförluster och
potential vid grindar, ledskenor och sugrör vore önskvärt.
Turbinförluster
Uppskattningen av turbinförlusternas storlek är schablonartad och ger utrymme för
många felkällor. Uppskattningen gäller dessutom endast turbinverkningsgraden vid
71
optimalt flöde, trots att turbiner i själva verket ofta körs vid annat flöde än det
optimala.
Ett försök att validera beräkningarna av turbinförlusterna har gjorts genom att jämföra
resultat från den i examensarbetet använda metoden med motsvarande data från GE
Hydro (Naucler, 2003). I GE Hydros data har endast löphjulet bytts ut, medan den i
examensarbetet använda metoden förutsätter att hela turbinen, inklusive spiralen,
löphjulet och sugröret har bytts ut. Data från fyra kraftstationer har använts vid
valideringen. Medelvärdet av verkningsgradsökningen vid ett turbinbyte var med den
i examensarbetet använda metoden 3,2 % och enligt data från GE Hydro 2,2 %.
För en rättvis jämförelse måste man till resultatet av GE Hydros data också lägga på
den verkningsgradsökning som kan åstadkommas med förbättringar i spiral och
sugrör. Det är inte otänkbart att förbättringar i spiral och sugrör skulle kunna ge
verkningsgradsförbättringar upp till en procent. I Elforsk rapport 93:2 anges till
exempel att en rostig yta i spiralen kan ge verkningsgradssänkningar av cirka 0,3 %,
justeringar i sugrörskröken kan beräknas ge verkningsgradsförbättringar på 0,3 % och
en minskad resterande hastighetshöjd på grund av förlängt sugrör kan ge åtminstone
0,3 % (Elforsk 93:2). Detta skulle tyda på att den i examensarbetet använda metoden
för att uppskatta verkningsgradsökningen vid ett turbinbyte inte ligger helt fel i
storleksordning. En jämförelse utifrån fyra värden är dock inte tillräcklig för att
metoden ska kunna anses vara tillräckligt validerad. Ytterligare kalibrering och
validering av metoden är önskvärd.
Isproblem och kapacitetssänkande sektioner
Förutom de kvalitativa beräkningarna har en sammanställning gjorts över isproblem
och kapacitetssänkande sektioner i älvarna. Storleken av dessa förlusttermer beror på
typen av problem och omfattningen av det. Därför har inga generella uppskattningar
gjorts för hela Sverige. Det som är av intresse är dock att notera att dessa faktorer
finns att ta hänsyn till i vattenkraften. En djupare undersökning av isproblem och
kapacitetssänkande sektioner för vattenkraften i hela Sverige vore intressant. Det är
inte omöjligt att det finns ytterligare utvecklingspotential relaterat till åtgärder för att
undvika isproblem och kanske även relaterat till vidgning av kapacitetssänkande
sektioner. Vid sådana åtgärder är det viktigt att miljöhänsyn tas.
5.3 UTVECKLINGSPOTENTIALBERÄKNINGARNA
Utvecklingspotentialen är uppskattad utifrån enkla antaganden. Fler förslag på
alternativa åtgärder samt en djupare analys av de åtgärder som beräkningarna i det här
examensarbetet grundar sig på är nödvändiga innan en fullständig slutsats kan dras
kring vilka åtgärder som bör prioriteras. För fyra av förlusttermerna har ingen
utvecklings- och effektpotential beräknats. Dessa är spillvattenförlusterna, resterande
hastighetshöjd, grindförluster och regleringsrelaterade fallhöjdsförluster.
Spillvattenförluster
Informationen kring spillvattenflöden vid de svenska vattenkraftstationerna är
begränsad. En uppskattning av hur stor andel av spillflödet som kan elimineras skulle
bygga på mycket osäkra antaganden. Därför har ingen utvecklingspotential beräknats
vad det gäller spillflöden. Storleken på energiförlusterna till följd av spillflöden
indikerar dock att det här är ett område som borde ses över om verkningsgraden ska
höjas i de befintliga kraftstationerna i Sverige.
72
Resterande hastighetshöjd
Osäkerheten i uppskattningen av resterande hastighetshöjd i kombination med
bristande underlag för att göra kvalificerade antaganden om utvecklingspotentialen på
området gjorde att inga specifika potentialberäkningar har gjorts för resterande
hastighetshöjd. Åtgärder som minskar den resterande hastighetshöjden inkluderas
dock i turbinpotentialberäkningarna.
Grindpotential
Storleken på grindförlusterna är liten i förhållande till de övriga förlusterna och data
finns endast tillgänglig för ett fåtal kraftstationer. Därför har inga
utvecklingspotentialberäkningar utförts för grindar.
Regleringsrelaterade fallhöjdsförluster
Att sänka de regleringsrelaterade fallhöjdsförlusterna skulle innebära att höja
medelfallhöjden över kraftstationerna. Vilka konsekvenser detta skulle ha för
reglerbarheten av vattenkraftsystemet är osäkert. En utvecklingspotentialberäkning på
det här området skulle bygga på spekulativa antaganden och därför ha ett resultat med
låg tillförlitlighet.
Regleringen av vattenkraften tycks ge en kostnad i form av ökade energiförluster.
Detta tycks dels bero på att fallhöjden över kraftstationen tidvis är sänkt i förhållande
till bruttofallhöjden och dels för att friktionsförlusterna blir större om man kör på högt
effektuttag (högt flöde) under korta tider än om man kör på lägre effektuttag (lägre
flöde) under längre tider. Reglerbarheten är dock en värdefull egenskap hos
vattenkraften, vilket gör att man kanske till viss del är beredd att ”betala” för den med
högre energiförluster.
5.4 OSÄKERHET I RESULTATEN
En underliggande tanke med metodiken i det här examensarbetet har varit att man ska
kunna identifiera var all bruttoenergi tar vägen, för att lättare kunna kontrollera hur
väl beräkningarna stämmer. Under förutsättning att indata och beräkningsmetoder är
korrekta ska alltså summan av energiproduktionen och energiförlusterna (inklusive 12 % elektriska förluster) vara lika med bruttoenergin. Om detta förhållande inte är
uppfyllt, så kan man anta att någonting är felaktigt antingen i indata eller i
beräkningsmetoden. I figur 32 illustreras överensstämmelsen mellan bruttoenergi och
energiproduktion plus förlusttermer för 16 olika kraftstationer.
73
Resterande
hastighetshöjd
110,0
Grindförluster
[%] av bruttoenergin
100,0
Ledskeneläckage
Turbinförlust
90,0
Kanalförlust
Tunnelförlust
80,0
spillvatten genom
utskov
Reglerrelaterade
strömningsförluster
70,0
Reglerrelaterade
fallhöjdsförluster
60,0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12 13 14 15 16
Energiproduktion
Figur 32 Summa av energiproduktion och energiförluster som andel av bruttoenergin. Varje stapel
motsvarar en kraftstation i någon av exempelälvarna. De elektriska förlusterna är ej inkluderade i
diagrammet. Energiproduktionen plus energiförlusterna bör därför endast utgöra cirka 98 til 99 % av
bruttoenergin.
I tabell 20 har resultaten av hur väl energiproduktionen plus energiförlusterna
motsvarar bruttoenergin sammanställts. Eftersom de elektriska förlusterna inte är
inräknade bland förlusttermerna ovan, så bör endast cirka 98 % av bruttoenergin vara
definierad i tabell 20. En viss överskattning av energiproduktionen eller
energiförlusterna, alternativt en underskattning av bruttoenergin föreligger alltså. För
att undvika att detta slår igenom i resultaten för hela Sverige normaliseras resultaten.
Spridningen av resultaten kring medelvärdet är cirka 2 % för Luleälven och Ätran,
mot över 5 % för Ångermanälven. För Ljusnan saknas data över spillflöden. Det gör
standardavvikelsen tämligen ointressant, då storleksordningen på spillflöden kan
variera kraftigt mellan olika stationer, vilket innebär att standardavvikelsen inte längre
blir ett mått på metodens noggrannhet, utan främst på hur stora skillnaderna i
spillflöde är mellan kraftstationerna.
Tabell 20 Medelvärde och standardavvikelse av den definierade andelen av bruttoenergin för
kraftstationerna i de fyra exempelälvarna.
Älv
Definierad andel
av bruttoenergin
[%]
Standardavvikelse
[%]
Luleälven
98,8
1,8
Ångermanälven
99,4
5,3
Ljusnan
88,2*
*
Ätran
102,6
2,0
Totalt
99,6
4,3
*Utan data för spillflöden, vilket gör standardavvikelsen ointressant, då storleksordningen på
spillflöden kan variera kraftigt mellan olika stationer.
74
Vid plottning av avvikelsen från älvmedelvärdet mot normalårsproduktionen för
respektive kraftstation finner man att den procentuella avvikelsen är större för små
kraftstationer än för stora kraftstationer. Detta illustreras i figur 33 och kan förklaras
med att små fel i indata får ett större genomslag i beräkningarna på små kraftstationer
än i beräkningar på stora kraftstationer.
Avvikelse från medel av definierad
andel av bruttoenergin [%]
15
10
5
0
0
500
1000
1500
2000
2500
-5
-10
-15
-20
Normalårsproduktion [GWh/år]
Figur 33 Avvikelsen från medelvärdet av den definierade andelen av bruttoenergin för kraftstationerna
i Luleälven, Ångermanälven och Ätran.
Det vore intressant att utföra detaljerade mätningar av storlek och fördelning av
energiförlusterna och utvecklingspotentialen för ett antal kraftstationer för att
kalibrera och validera den metod som använts. Att göra detta är dock både kostsamt
och tidskrävande, och ryms därför inte inom ramen av ett examensarbete.
Sammantaget kan sägas att hela den metod som har använts i examensarbetet är ett
försök att grovt uppskatta energiförlusternas och utvecklingspotentialens storlek. För
att öka tillförlitligheten i resultaten och noggrannheten i beräkningarna vore det
önskvärt att genomföra fördjupade modelleringar och beräkningar av de enskilda
energiförlusttermerna och potentialtermerna.
Normaliseringen
Normaliseringen utförs för att resultaten från beräkningarna i exempelälvarna ska
kunna generaliseras för Sveriges övriga vattenkraft utan risk för en överskattning av
potentialen. Normaliseringen ger totalt en nedräkning av energiproduktionens och
energiförlusternas storlek till 98,5 % av ursprungligen beräknade och från
kraftföretagen erhållna värden. Detta kan vara en antydan till ett systematiskt fel i
beräkningarna, felaktigt antagande i normaliseringen eller en antydan om att någon av
de från kraftföretagen erhållna uppgifterna ligger något i överkant.
Normaliseringen innebär en anpassning av resultaten och höjer därmed osäkerheten i
dem. Resultaten av de ursprungliga beräkningarna multiplicerades med en
normaliseringsfaktor. Denna faktor innebär att samtliga termer i beräkningen ökas
alternativt minskas med en viss procentsats, individuell för varje kraftstation.
Medelvärdet av denna procentsats för varje älv redovisas i tabell 21. Om förändringen
75
vid normaliseringen är –1 %, innebär det alltså att varje term i de normaliserade
resultaten är 1 % lägre än motsvarande term i de ursprungliga resultaten.
Tabell 21 Påverkan av normaliseringen.
Älv
Förändring vid
normaliseringen [%]
av beräkningar m.a.p.
energi
Förändring vid
normaliseringen [%]
av beräkningar m.a.p.
effekt
Luleälven
- 0,8
- 1,0
Ångermanälven
- 2,4
+ 2,8
Ljusnan
-*
- 0,4
Ätran
- 4,4
- 1,6
* Normaliseringen utfördes med annan metod än för de övriga älvarna.
Generaliseringen hade kunnat genomföras utan en normalisering. Risken hade dock
varit att den totala mängden energi överskattades och att resultaten viktades beroende
på vilka källor som har överskattade respektive underskattade data. Därför gjordes
valet att normalisera resultaten från exempelälvarna. Normaliseringen innebär att man
gör det tveksamma antagandet att alla kraftstationer har lika stor andel elektriska
förluster. Alternativet hade varit att låta storleken av de elektriska förlusterna bero av
osäkerheterna i förlustberäkningarna för vattenvägarna, vilket bedömdes kunna ge
större fel än det fel som det gjorda antagandet ger.
Normaliseringen innebär också ett antagande att den inbördes fördelningen mellan
energiförluster och produktion är korrekt även om den absoluta storleken på
energiförlusterna enligt den använda metoden inte stämmer. Antagandet ökar
osäkerheten ytterligare.
Generaliseringen
Alla kraftstationer är konstruerade med sina unika egenskaper och alla älvar är olika
vad det gäller topografi, klimat, hydrologi, läge och geologiska förutsättningar. Att
extrapolera resultaten från fyra älvar med drygt 70 kraftstationer till att gälla alla
Sveriges älvar med hundratals kraftstationer ger ett stort mått av osäkerhet i resultatet.
Detta är något man bör hålla i minnet när slutsatser dras av de generaliserade
beräkningarna.
En enkel validering av metoden har utförts genom att jämföra normalårsproduktionen
från data i ”Hydropower in Sweden” (Angelin et al, 1999) med normalårsproduktionen utifrån de generaliserade beräkningarna. Normalårsproduktionen i de
generaliserade beräkningarna har bestämts genom att multiplicera varje kraftstations
bruttoenergi, beräknad utifrån medelårsflöde och bruttofallhöjd med
stationsverkningsgraden för den generaliseringskategori som kraftstationen tillhör.
Resultatet redovisas i tabell 22.
76
Tabell 22 Normalårsproduktionen vattenkraftenergi i Sverige uppskattad med tre olika
generaliseringsmetoder.
Direkt
Geografisk
Klassvis
Normalårsproduktion
proportionell
generalisering generalisering enligt ”Hydropower in
generalisering
Sweden”, 1999.
[GWh/år]
[GWh/år]
[GWh/år]
[GWh/år]
Normalårsproduktion
av vattenkraft i alla
stationer i Sverige
62 624
61 824
61 646
61 763
större än 10 MW
Standardavvikelsen av de tre generaliserade värdena är 520 GWh/år, vilket utgör 0,8
% av medelvärdet. Valideringen utifrån normalårsproduktion tyder på att
generaliseringsmetoderna ger ett förhållandevis bra resultat. Ytterligare validering
utifrån storleken och fördelningen av energiförlusterna vore dock önskvärt. Detta
kräver dock tillgång till data att validera mot.
Sammanställning av osäkerheter i alla steg i metoden
För att få en uppfattning om hur stort det totala felet i alla steg i metoden är har
osäkerheterna för varje steg sammanställts, i den mån de har varit kända.
a. Beräkning av bruttoenergi och normalårsproduktion ger storleken på de
totala energiförlusterna
Felkällor: Kvaliteten på indata (bruttofallhöjd, medelårsflöde och
normalårsproduktion) Ingen kvantitativ uppskattning av osäkerheten kan
göras då det inte finns data att validera mot.
b. Storlek på enskilda förlusttermer
Felkällor: Kvaliteten på indata, metodens tillförlitlighet och antaganden som
metoden bygger på. Osäkerheten kan uppskattas med standardavvikelsen av
kraftstationernas definierade andel av verkningsgraden, 4,3 %, enligt tabell
20. Det bör dock påpekas att fel i olika riktning (plus eller minus) bland
förlusttermerna kan ta ut varandra, vilket gör att osäkerheten kan vara ännu
större.
c. Normalisering på grund av orimligt medelvärde
Innebär i det här fallet en sänkning av storleken på samtliga termer.
Felkällor:
- Överskattningen kan vara ojämnt fördelad och exempelvis bero bara på
en enda term.
- Normaliseringsvärdet 98 % kan vara felaktigt
I medeltal innebär detta en sänkning med 1,4 % på varje förlustterm och på
värdet av energiproduktionen.
d. Generaliseringen innebär att värden extrapoleras vilket ger en felkälla
Standardavvikelsen bland de tre generaliseringsmetoderna med avseende på
normalårsproduktionen är 0,8 % av medelvärdet.
Sammantaget ger detta en felkälla på cirka 6 % för metoden. För förlusttermerna,
vilka utgör cirka 18 % av bruttoenergin innebär detta en felkälla på över 30 %.
77
Därutöver tillkommer osäkerheter i indata. Den sammanställda felkällan ovan bör ses
som en grov uppskattning.
5.5 ÅLDERSBEROENDE AV VERKNINGSGRADEN
Stationsverkningsgraden för samtliga kraftstationer i Sverige med en högre kapacitet
än 10 MW har uppskattats som normalårsproduktionens andel av bruttoenergin. Data
på normalårsproduktion, bruttofallhöjd och medelårsflöde som behövs för denna
uppskattning har tagits ur den uppdaterade versionen av Hydropower in Sweden från
1999. Stationsverkningsgraderna har plottats mot drifttagningsåret för
kraftstationerna, vilket illustreras i figur 34.
Stationsverkningsgrad [%]
100
90
80
70
60
50
40
1910
1920
1930
1940
1950
1960
1970
1980
1990
2000
Drifttagningsår
Figur 34 Stationsverkningsgraden som funktion av drifttagningsåret för samtliga kraftstationer i
Sverige med en kapacitet större än 10 MW.
Om figur 34 är korrekt motsägs antagandet att nyare kraftstationer skulle ha bättre
verkningsgrad än äldre kraftstationer. Detta ter sig märkligt, då man ändå kan anta att
tekniken har gått framåt en del de senaste 40 till 50 åren. Dessutom skulle det
innebära att verkningsgraden inte sänks märkbart trots åratal av slitage. Det är dock
inte bara slitage och teknikutveckling som påverkar stationsverkningsgraden.
Samtliga av de stora förlusttermer som beskrivs i det här examensarbetet kan ha
betydelse för utseendet på grafen om det föreligger ett tidsberoende i någon av dem.
Detta skulle behöva undersökas ytterligare.
En annan tänkbar förklaring är att det är någonting i indata som inte stämmer. Att
bruttofallhöjd och medelårsflöde är parametrar med ett stort mått av osäkerhet är
klart, men även om dessa är behäftade med fel så borde en viss trend till följd av
slitage kunna detekteras. Kvar blir data på normalårsproduktionen.
Normalårsproduktionen är inte ett medelvärde av uppmätta produktionsdata, utan
grundas på beräkningar utifrån tillrinningen till kraftstationen under en viss tidsperiod
(oftast 1950 – 1990). Beräkningar och uppskattningar är ofta behäftade med ett visst
fel. Om normalårsproduktionsdata inte baseras på den faktiska produktionen, så kan
det också förklara varför ingen trend till följd av slitage kan skönjas i figur 34.
Dessutom är det möjligt att värdenas härkomst är blandad. Det kan hända att vissa
78
2010
värden är normalårproduktionsvärden och vissa är medelårsproduktionsvärden, alltså
baserade på medelvärdet av den faktiska produktionen under en viss tidsperiod. Detta
skulle ytterligare öka på osäkerheten. Om denna hypotes utgör förklaringen till
utseendet på figur 34 kan det ha implikationer på de övriga beräkningarna som har
utförts i examensarbetet, eftersom värden på normalårsproduktionen har en central
plats i metoden.
5.6 EFFEKTPOTENTIAL
Effektpotentialberäkningarna bygger på ett antagande om oförändrad utbyggnadsgrad
för kraftstationerna. Det är naturligtvis möjligt att effektutbygga många kraftstationer
genom att öka storleken eller antalet turbiner, alltså öka utbyggnadsgraden. Det skulle
ge mer effekt att utnyttja då effektbehovet är högt, till exempel under kalla vintrar.
Däremot är det tveksamt hur energiproduktionen skulle påverkas. En höjning av
utbyggnadsgraden skulle kunna ge större möjlighet att ta hand om spillvatten, och
därmed minska spillförlusterna. I gengäld ökar strömningsförlusterna då
flödeshastigheten genom stationen ökar vid högt effektuttag. Det är troligt att en
effektutbyggnad som utgår från en höjning av utbyggnadsgraden inte leder till någon
större förändring av energiproduktionen vid oförändrat medelårsflöde.
5.7 BERÄKNINGARNA MED FÖRÄNDRADE KLIMATFÖRHÅLLANDEN
Resultaten av förlust- och potentialberäkningarna vid förändrade klimatförhållanden
bygger på klimatmodellvärden som i sin tur bygger på antaganden som ännu inte kan
bekräftas. Utifrån den kunskap om framtida klimatförhållanden som finns idag, och
utifrån den metod som har använts för uppskattning av bruttoenergi och
energiförluster har ett antal slutsatser dragits. Dessa slutsatser måste ses som ett av
många tänkbara scenarier, och inte som någon slutgiltig sanning. Slutsatser dras
endast för exempelälvarna, då ingen generalisering för hela landet har gjorts för
beräkningar med klimatpåverkade indata. Endast den geografiska
generaliseringsmetoden hade kunnat betraktas som användbar i sammanhanget, men
även den vore för grov för att några slutsatser skulle kunna dras utifrån resultatet.
För att klara att tillgodogöra sig vattenföringsökningar i storleksordningen 15 – 25 %
med bibehållen stationsverkningsgrad är det troligt att omfattande uppgraderingar
kommer att krävas. Till exempel behövs troligen större magasin för att ta hand om
den ökande vattenmängden. Den utjämning av flödesregimen med en mindre vårflod
och kraftigare sommar- och höstflöden som SWECLIM förutspår kan komma att vara
en underlättande faktor, då ett jämnare flöde torde ge ett lägre magasineringsbehov.
Trots det kan magasinskapaciteten komma att bli en tydlig begränsande faktor vad det
gäller att bibehålla verkningsgraden i kraftstationerna vid en ökning av
vattenmängderna. Den miljöpåverkan en ökning av magasinskapaciteten skulle ge
måste dock undersökas noggrant. Andra uppgraderingar som kan behövas för
bibehållen verkningsgrad vid ökad vattenföring är till exempel större turbiner och
vidare tunnlar och kanaler.
5.8 MILJÖASPEKTER
Miljön är en central fråga i alla beslut och åtgärder som rör energiproduktion. Det
finns åtminstone två sidor av miljöaspekterna vad det gäller uppgraderingen av den
svenska vattenkraften. Det handlar dels om den direkta miljöpåverkan som
verkningsgradshöjande åtgärder leder till under en konstruktionsfas och efter
färdigställning. Den andra sidan är den påverkan på energiförsörjningen, och därmed
79
miljön i Sverige i stort som en ökad produktion ur den svenska vattenkraften skulle
innebära.
Exempel på frågeställningar kring direkt miljöpåverkan till följd av
verkningsgradshöjande åtgärder inkluderar:
-
-
Finns det risk för uppslamning av bottensediment vid åtgärder i älvfåran och i
magasinen? Hur påverkar det flora och fauna?
Finns det risk för att förändrade flödesförhållanden på grund av åtgärderna och
under konstruktionstiden kan påverka flora och fauna?
Kan de ämnen som används vid sprutbetonering av tunnlar och tilljämning av
kanaler läcka ämnen som är skadliga för flora och fauna eller på annat sätt ge
problem för miljön?
Hur påverkar hårdare och jämnare kanalkanter och kanalbottnar
livsbetingelserna för fisk och smådjur?
Vilka konsekvenser får det om magasinskapaciteten behöver utökas för att
klara av ökade vattenmängder till följd av klimatförändringar eller för att
minska spillflödet genom utskoven? Kommer mark med högt naturvärde att
läggas under vatten? Hur påverkas dammsäkerheten?
Vilken miljöpåverkan har de andra energislag som måste användas för att
kompensera produktionsbortfall under den tid kraftstationerna är tagna ur drift
då åtgärderna genomförs?
Det är frågor som måste utredas innan några åtgärder genomförs.
Den andra sidan av miljöaspekter i samband med uppgradering av vattenkraften är hur
det påverkar energiförsörjningen i stort i Sverige. De resultat som redovisats i det här
examensarbetet tyder på att energiproduktionen från vattenkraften i Sverige kan ökas
cirka 2 TWh/år, och effekttillgången cirka 500 MW bara genom åtgärder i
vattenvägarna. En första logisk slutsats, förutsatt att en energiproduktionsökning i
samhället kommer att behövas, är att om en viss energimängd tas från vattenkraften,
som är förnyelsebar, så behövs den inte tas från olja, kärnkraft eller kol som inte är
förnyelsebara. Den miljöpåverkan som en upprustning av de befintliga
vattenkraftstationerna skulle ge måste ställas i relation till den miljöpåverkan som
utbyggnaden av helt nya produktionsenheter med samma tillskott i
energiproduktionen skulle ge. 2 TWh motsvarar fyra gånger den svenska
vindkraftsproduktionen år 2001 och är 0,5 TWh mer än den totala energiproduktionen
från Sveriges 1200 småskaliga vattenkraftstationer (IVA, 2002).
En andra, minst lika viktig slutsats är att en ökning av effekttillgången inom
vattenkraften med 500 MW har betydelse för reglerbarheten i det svenska
kraftsystemet. Förnyelsebara energislag som vindkraft, vågkraft, solenergi och
undervattenskraft är intermittenta, vilket innebär att deras kapacitet växlar beroende
av väderförhållandena. En ökning av andelen förnyelsebar energi i produktionen
förutsätter att det finns reglerbara energikällor att balansera dessa svängningar med.
Vattenkraft är en sådan reglerbar energikälla. En ökning av effekttillgången i
vattenkraften förbättrar därför också förutsättningarna för införande av förnyelsebar
energi. Förutom de 500 MW som framräknats i detta examensarbete kan
effekttillgången inom vattenkraften ökas ytterligare genom en höjning av
utbyggnadsgraden, det vill säga att storleken och/eller antalet turbiner vid
80
kraftstationerna ökas. Detta skulle ytterligare underlätta införandet av intermittenta
energikällor.
5.9 FORTSÄTTNING AV ARBETET
De uppskattningar och beräkningar som har utförts inom ramen av det här
examensarbetet är relativt grova. Det finns källor till osäkerhet inom de flesta av
förlusttermerna och potentialtermerna. En djupare analys inklusive kalibrering och
validering av resultaten för varje förlust- och potentialterm vore önskvärt. En
jämförelse av olika typer av verkningsgradshöjande åtgärder inom vattenkraften med
hänsyn tagen till dammsäkerhet, miljöfrågor, reglerbarhet och ekonomi vore
intressant.
Datainsamling har, trots gott samarbete inom projektet varit ett tidsödande arbete. Att
centralt, kanske inom Energimyndigheten eller Svensk Energi, samla, kontinuerligt
uppdatera och tillhandahålla data som täcker all vattenkraft i Sverige skulle underlätta
för alla som vill jobba med utveckling av vattenkraften. I den bästa av världar skulle
en sådan databas kunna vara tillgänglig för alla.
81
6 SLUTSATSER
Datatillgång
Tillgången till data av jämn och god kvalitet behöver förbättras. Trots att
kraftföretagen har varit mycket hjälpsamma har det varit svårt att finna den data som
behövs för att med god noggrannhet bestämma storlek och fördelning av
energiförluster och utvecklingspotential i den svenska vattenkraften. En viktig
parameter där data skulle behöva bli säkrare är vattenföringen genom kraftstationerna.
Andra parametrar där data har saknats eller på annat sätt kan ifrågasättas är mängden
vatten som spills genom utskoven, medelfallhöjden över vattenkraftstationerna,
normalårsproduktionen, flödeshastighet ut ur sugröret, storlek på ledskeneläckage och
nyttjandetid. För mer detaljerade beräkningar ökar databehovet ytterligare.
Storleken på energiförlusterna
Energiförlusterna i kraftstationerna i exempelälvarna utgör enligt uppskattningar
gjorda i examensarbetet cirka 5 TWh under ett normalår. Energiförlusterna i
vattenvägarna för alla befintliga vattenkraftstationer i Sverige med en
utbyggnadseffekt över 10 MW uppskattas till cirka 12 TWh/år under ett normalår
enligt de generaliserade beräkningarna. Dessa värden baseras på de data som har
funnits tillgängliga för examensarbetet. Säkrare indata och lägre osäkerhet i
metoderna kan tänkas leda till att resultatet ser annorlunda ut.
Fördelningen av energiförlusterna
Nästan hälften av energiförlusterna i vattenvägarna beräknas bestå av förluster i
turbinen, inklusive spiral och sugrör. Spillflödet genom utskoven utgör också en stor
del, uppskattningsvis en femtedel av de totala energiförlusterna. Därutöver tillkommer
strömningsförluster i tunnlar och reducerad fallhöjd över kraftstationerna samt ett
antal mindre förlusttermer.
Utvecklingspotential
Ett försök har gjorts att uppskatta den andel av energiförlusterna i vattenvägarna som
kan tillvaratas för produktion. Uppskattningen visar att den absolut största potentialen
finns i uppgradering av turbinen, inklusive spiral och sugrör. Ytterligare potential kan
uppnås genom åtgärder som minskar strömningsförlusterna i tunnlar och kanaler.
Sådana åtgärder ger också en minskning av de regleringsrelaterade
strömningsförlusterna. Utvecklingspotentialen för åtgärder som minskar spillflödet
genom utskoven har inte beräknats. Om man kan finna åtgärder som drastiskt minskar
spillflödet genom utskovet är det troligt att detta skulle kunna ge ett märkbart tillskott
till energiproduktionen.
Klimat
Bruttoenergin för de befintliga vattenkraftstationerna i exempelälvarna förväntas
enligt uppskattningarna öka från nuvarande 31 TWh till 38 TWh under ett normalår
vid en klimatförändring. Om kraftstationerna skulle kunna anpassas till den ökade
vattenföringen så att stationsverkningsgraden förblir oförändrad får man en ökning av
normalårsproduktionen i exempelälvarna från nuvarande 26 TWh till 32 TWh/år.
Dessa värden bör ses som grova uppskattningar då de bygger på många osäkra
antaganden. Det intressanta är att notera att en eventuell klimatförändring kan komma
82
att ha stor påverkan på vattenkraften i Sverige och att data på flödets storlek har stor
betydelse, vilket gör vikten av god flödesmätning i älvar och vattendrag än större.
Effekt
Även vid uppskattningen av effektförlusterna är det förluster i turbinen som utgör den
största delen. I fallet med effekt uppskattas de utgöra över hälften av förlusterna.
Spillvattenförluster antas inte påverka förlusterna i maximalt effektuttag, då det kan
förmodas att inget vatten spills när effektbehovet är som störst. Förutom
turbinförlusterna utgör strömningsförluster i tunnlar samt förluster till följd av
reducerad fallhöjd en stor del av effektförlusterna.
Åtgärder i turbinen dominerar även i effektpotentialen. Det som tycks skilja sig från
utvecklingspotentialen med avseende på energi är att tunnelpotentialen vid
sprutbetonering av tunnlar uppskattas utgöra en betydligt större andel av
effektpotentialen, uppemot en tredjedel. Även åtgärder som minskar
strömningsförluster i kanaler uppskattas ha större betydelse för effektpotentialen än
för utvecklingspotentialen med avseende på energi.
7 TACKORD
Författaren vill tacka handledaren för det här examensarbetet, adj. professor Niklas
Dahlbäck, för god handledning, förmedling av mycket kunskap och för intressanta
diskussioner. Ett stort tack går också till Stefan Nilsson vid Luleå Universitet för
värdefull hjälp med datainsamling för beräkningarna och till Vattenfall Utveckling i
Älvkarleby för att de gjorde det möjligt för mig att sitta där och arbeta i början av
examensarbetet. Tack till Institutionen för Elektricitetslära och Åskforskning vid
Uppsala Universitet för initiativ till det här examensarbetet samt för en trevlig tid.
83
8 ORDLISTA
I ordlistan listas begrepp och definitioner i alfabetisk ordning. Sidangivelse för var begreppet definieras
eller nämns första gången står sist vid varje ord.
Aggregat
Sammanfattande benämning på en uppsättning av turbin och generator. Flertalet kraftstationer har flera
aggregat.
Aktionsturbiner
Turbin där vattnets ursprungliga lägesenergi är i stort sett helt omvandlad till rörelseenergi då vattnet
träffar turbinskovlarna. Vattnet genomgår ingen tryckförändring. Turbinen placeras i öppet utrymme
vid atmosfärstryck. När vattenstrålen träffar skovlarna får dessa en impuls och strålen avlänkas.
Vanligaste aktionsturbin är Peltonturbinen. Aktionsturbin kallas på engelska för impulse turbine.
Avlösning
Vattnet i en tub släpper från väggen på grund av turbulens då tuben vidgas.
Bernoullis ekvation
Ekvationen säger att summan av vattnets tryckenergi, rörelseenergi och lägesenergi alltid är konstant
längs hela strömfåran vid friktionsfri strömning.

 p
v2

+
+ z  = konstant

 ρ ⋅ g 2⋅ g
Bruttoeffekt
Den teoretiskt högsta uttagbara effekten från en kraftstation vid bibehållen utbyggnadsgrad. Beräknad
utifrån bruttofallhöjden och utbyggnadsflödet för kraftstationen.
Bruttoenergin
Den teoretiskt högsta uttagbara energimängden från en kraftstation. Bruttoenergin för en
vattenkraftstation är den energi som skulle kunna utvinnas i stationen om hela bruttohöjdskillnaden
utnyttjades och energiöverföringen från vattnets lägesenergi till elektrisk energi vore förlustfri.
W = m ⋅ g ⋅ h
Bruttofallhöjd
Den för kraftstationen ianspråktagna fallhöjden i den naturliga älven. Det övre magasinets vattennivå
vid dämningsgränsen minus det nedre magasinets normalvattennivå.
Dämningsgräns
Det högsta vattenstånd som får förekomma i ett magasin. Enhet – [meter över havet].
Effekt
Definieras som energiomvandling per tidsenhet, med enheten Watt [W].
Effektpotential
Utvecklingspotentialen med avseende på effekt.
Effektutbyggnad
En utbyggnad av en kraftstation till högre utbyggnadsgrad
Ekonomiska utbyggnadsvärd vattenkraft
Den del av den teoretiska bruttopotentialen som kan exploateras inom ramen för dagens befintliga
teknik och förväntade lokala ekonomiska förhållanden.
Energiekvationen
Bernoullis ekvation med hänsyn taget till friktionsförlusterna mellan två tvärsektioner.
84
 p1
  p

v2
v2

+ 1 + z1  −  2 + 2 + z 2  = hl ,1− 2
 ρ ⋅ g 2⋅ g
  ρ ⋅ g 2⋅ g

Flerårsreglering
Den naturliga vattenföringen varierar också från år till år. För att jämna ut vattentillgången kan man i
vissa av de större magasinen spara vatten från vattenrika år och utnyttja det under torrår.
Francisturbin
Reaktionsturbin där vattnet leds in i turbinen horisontellt och ut ur turbinen nedåt, vertikalt. Används
vid mellanhöga fallhöjder.
Gallergrindar
Grindar placerade i kraftstationens intag för att stoppa upp drivved, grenar, stockar, is etc som
transporteras med älven.
Hydraulisk diameter
”Diametern” i ett slutet rör av godtycklig form. Definierad som fyra gånger tvärsnittsarean dividerat
med den våta perimetern.
Hydraulisk radie
”Radien” i ett rör eller kanal av godtycklig form. Definierad som tvärsnittsarean dividerat med den våta
perimetern.
Inkompressibelt flöde
Flöde där variationerna i densitet är försumbar.
Intermittenta energikällor
Förnyelsebara energikällor med stora oreglerbara effektvariationer. Till exempel solenergi, vågkraft
och vindkraft.
Isdamm
Kravisen som fastnar på älvbotten eller på det sammanhängande istäckets undersida och ger upphov till
fördämningar.
Kapacitetssänkande sektion
Sektion i älven där flödeskapaciteten är begränsad.
Kaplanturbin
Propellerformad reaktionsturbin som används vid låga fallhöjder.
Korttidsreglering
Vattenkraftens anpassning till snabba förändringar i samhällets elförbrukning.
Kavitation
Det lokala trycket i ett område i turbinen sjunker under ångbildningstrycket. Små ångblåsor (kaviteter)
bildas i vattnet. När trycket höjs imploderar dessa, vilket leder till oljud, skador på turbinbladen och
sänkt verkningsgrad för turbinen.
Kravis
Små diskliknande ispartiklar som bildas i snabbt strömmande underkylt vatten.Kravis kan bilda en
issörja som lätta fastnar på olika ytor, t.ex. intagsgrindar.
Ledskena
Justerbara ringformigt placerade skenor som leder flödet i rätt riktning in i löphjulet, så att turbinen
används på högsta möjliga verkningsgrad.
Ledskeneläckage
Vis stillastående turbin stängs ledskenorna för att undvika att vatten förspills genom turbinen.
Ledskeneläckage uppstår när ledskenan inte sluter tätt, så att vatten kan strömma förbi.
85
Löphjul
Den del av turbinen som roterar och överför vattnets energi till turbinaxeln.
Magasin
Reservoar, damm eller sjö i en älv.
Magasinsvolym
Den volym vatten som ryms mellan dämningsgräns och sänkningsgräns i ett magasin.
Mannings tal
Råhetskoefficient för beräkning av energiförluster i kanaler med fri vattenyta.
Medelfallhöjd
Den faktiska fallhöjden över kraftstationen i medeltal under året.
Medelårsflöde
Medelvärdet av allt flöde genom en kraftstation under ett år, baserat på mätvärden under en årsserie på
40 år, oftast 1950 – 1990. Enhet – [m3/s].
Medelårsproduktion
Medelvärde av uppmätt årsproduktion av energi under en viss tidsperiod. Jämför med
normalårsproduktionen.
Minflöde (Minimitappning)
Minsta föreskrivna tappning av vatten i en älvfåra.
Normalårsproduktion
Beräkning av årsproduktionen av energi under ett ”normalår” baserat på vattentillrinningen för en viss
årsserie. Vilken årsserie som används beror på hur gamla uppgifterna är. I huvudsak torde uppgifterna i
examensarbetet baseras på data från årsserien 1950 – 1990.
Nyttjandetid
Andel av tiden under ett år som en vattenkraftstation är i drift.
Outnyttjade fallhöjder
Sträckor i älven med fallhöjder som inte har utnyttjats för vattenkraftsproduktion.
Reaktionsturbin
I reaktionsturbiner utgörs vattnets energi före turbinen av delvis rörelseenergi, delvis tryckenergi.
Utrymmet fram till och runt om turbinen är helt vattenfyllt. Vattenmassan ovanför turbinen trycker
vattnet genom turbinen och får den på så vis att rotera. Vattnets tryckenergi överförs i rörelseenergi på
den roterande turbinaxeln. De vanligaste reaktionsturbinerna är Kaplan- och Francisturbiner.
Reglering
Att anpassa kraftuttaget till varierade vattentillgång och samhällsbehov.
Regleringsgrad
Summan av magasinsvolymerna uppströms en viss punkt i älven i procent av normalårsavrinningen på
samma ställe. Om regleringsgraden vid utloppet från ett magasin är 50% betyder det alltså att ett halvt
års normal tillrinning kan magasineras uppströms utloppet. Magasin där regleringsgraden närmar sig
100 % eller högre är utpräglade flerårsmagasin.
Regleringshöjd
Även kallat regleringsamplitud. Höjdskillnaden mellan dämningsgräns och sänkningsgräns.
Resterande hastighetshöjd
Rörelseenergin vid sugrörets utlopp skriven i höjdform.
Reynolds tal
86
Dimensionslös parameter som anger flödets beskaffenhet, det vill säga om det är turbulent eller
laminärt. Ju högre Reynolds tal, desto mer turbulens råder.
Sandfång
Ett sandfång är en nedsänkning i tunnelbotten, kombinerat med en vidgning av tunneln.
Vattenhastigheten sänks vid sandfånget, vilket gör att sanden lättare kan sedimentera och stanna där.
Skalkorrektion
Korrektion för att ta hänsyn till storleksskillnader vid användning av t.ex. empiriska hydromekaniska
ekvationer. Ett exempel är att verkningsgraden för en turbin i modellstorlek är lägre än för motsvarande
turbin i fullskalestorlek.
Spillflöde
Vatten som inte går genom turbinen och bidrar till energiproduktionen, utan istället spills genom
utskoven.
Spiral
Det spiralformade röret som fungerar som inlopp till löphjulet med öppningar på jämna mellanrum
varifrån vattnet leds in i hjulet i rätt riktning.
Sprutbetonera
Att jämna till väggarna i en tunnel genom att spruta på flytande cement/betong.
Stationsverkningsgrad
Andel av bruttoenergin från en kraftstation som resulterar i producerad energi till samhällets
energiförsörjning.
Stationärt flöde
Flödets storlek och riktning varierar inte med tiden.
Strömkraftverk
Kraftstationer som ligger direkt i vattendraget.
Sugrör
Den tub som leder vattnet från turbinen till utloppet i det nedre magasinet, alternativt ut till
avloppstunneln. Sugrörets uppgift är att avlänka flödet 90˚, samt att sänka vattenhastigheten så att
rörelseenergin kan tas till vara och på så sätt öka den effektiva fallhöjden över turbinen.
Sänkningsgräns
Det lägsta vattenstånd som får förekomma i ett magasin. Enhet – [meter över havet].
Tekniskt utbyggnadsbar vattenkraft
Den del av den teoretiska bruttopotentialen som kan exploateras inom ramen för dagens befintliga
teknik.
Teoretisk bruttopotential
Den årliga tillgängliga energipotentialen i ett land, om alla naturliga flöden leds genom en turbin ner
till havsnivå (eller till vattenytans nivå vid landsgränsen om flödet fortsätter in i ett annat land) med
100% verkningsgrad i alla maskiner och vattenvägar.
Tryckfall
Skillnaden i tryck ovanför och nedanför löphjulsbladen i en reaktionsturbin.
Turbin
Begreppet omfattar löphjul, eventuella inloppstuber, spiralen och sugröret. Vattnets
tryck/rörelse/lägesenergi ger en kraft på löphjulets blad som i sin tur får turbinaxeln att rotera. Denna
rotation utnyttjas för generering av elektricitet i generatorn.
Turbinaxel
Solid axel genom turbinens löphjul fixt fastsatt i rotorn, den del av generatorn som roterar.
87
Utbyggnadsgrad
Förhållandet mellan utbyggnadsvattenföringen och medelvattenföringen.
utbyggnadsgrad =
utbyggnadsvattenföring
medelvattenföring
Utbyggnadsflöde, utbyggnadsvattenföring
Den maximala vattenföring som kan nyttiggöras i kraftstationen. Den högsta vattenföring som turbinen
är dimensionerad att klara av.
Utskov
Konstruktion där vatten spills förbi kraftstationen från det övre magasinet.
Utvecklingspotential
Den ökning av energiproduktionen under ett normalår som kan erhållas genom utveckling och
effektivisering av befintliga vattenkraftstationer i Sverige. Skillnaden mellan en kraftstations nuvarande
kapacitet och bästa möjliga kapacitet.
Verkningsgrad
Andelen ”nyttig” energi av den totalt tillförda energin.
Verkningsgradsförlusten
Förlusttermernas andel av bruttoenergin.
Våta perimetern
Omkretsen av genomströmningsarean, det vill säga den del av kanal-/tunnelväggens omkrets som är i
kontakt med vattnet.
World Energy Council (WEC)
En global politiskt och kommersiellt obunden organisation med målsättning att stödja en hållbar
framställning och användning av energi för största möjliga nytta för alla. WEC är 75 år gammal och
har medlemskommittéer i 90 av världens länder.
Årsreglering
Utjämningen av vattenföringen mellan den naturliga lågvattenföringen på vintern och
högvattenföringen på sommaren genom lagring av vatten i magasinen.
Överledning
Vatten förs över från ett vattendrag till ett annat för att öka flödet genom en kraftstation, och därmed
öka energiproduktionen.
88
9
REFERENSER
Litteratur
Alvarez, Henrik, Energiteknik, Studentlitteratur, Lund, 1990.
Angelin et al, Hydropower in Sweden, Svenska Kraftverksföreningen, Stockholm
1981.
Chow, Ven T, Open-Channel Hydraulics, McGraw-Hill Civil Engineering Series,
New York, 1959.
Dahlbäck, Niklas, Inventering av Kapacitetshöjande åtgärder i Luleälven, Rapport
US 95:36, Strömningsteknik, Vattenfall Utveckling AB, 1995.
Dahlvig, Gunnar, Energi, Liber AB, Falköping, 1998.
Ds I 1979:20, Fortsatt vattenkraftsutbyggnad, bilaga 9, Rapport till
konsekvensutredningen, Industridepartementet, 1979.
Elforsk 93:2, Verkningsgradsförbättringar i vattenkraftstationer, Elforsk rapport
93:2, september 1993.
Fredriksson, Sam, Utformning av Intag – Slutrapport Del 1, Elforsk rapport 94:13,
1994.
Fox & McDonald, Robert W, Alan T, Introduction to Fluid Mechanics, 4th edition,
John Wiley & Sons inc, USA, 1994.
Gardelin et al, Modellering av effekter av klimatförändringar på tillrinningen till
vattenkraftsystemet, Elforsk rapport 02:27, SMHI, juni 2002.
Hogdin, Susanna, Fallförluster I älvar på grund av broar och isbildning,
examensarbete 2001:325 för civilingenjörsprogrammet vid Luleå Tekniska
Universitet, Luleå, 2001.
IVA, Vattenkraften i Sverige, Kungliga ingenjörsvetenskapsakademin IVA,
Eskilstuna, 2002.
IVA, Vindkraft till lands och till sjöss, Kungliga ingenjörsvetenskapsakademin
IVA, Eskilstuna, 2002.
Kungliga Vattenfallsstyrelsen, Statens Vattenfallsverk 1928 – 1938, Stockholm,
1939.
Kungliga Vattenfallsstyrelsen, Regionplan för vattenkraftutbyggnader i Lilla Lule
Älv, Stockholm, 1957.
89
Nilsson, Karin, Simulation of direct drive permanent magnet generators for
underwater current power conversion, Master´s degree project, Uppsala Tekniska
Högskola, Uppsala, 2003.
Norrländska Vattenkraftutredningen, Norrländska Vattenkraftfrågor, bilagor till
betänkande, Kungliga Vattenfallsstyrelsen, Stockholm, 1957.
SMHI, Väder och Vatten, årsredovisningar från 1999, 2000 och 2001, samt
månadsvis data från 2002.
SOU 1974:22, Vattenkraft och miljö – Ett betänkande om vattenkraftutbyggnad i
Klarälven, Dalälven, Ljusnan, Ljungan och Indalsälven, 1974:22,
Bostadsdepartementet, Stockholm, 1974.
SOU 1974:64-65, Energi 1985 - 2000, 1974:64-65, Industridepartementet,
Stockholm, 1974.
SOU 1976:28, Vattenkraft och Miljö 3, Ett betänkande om vattenkraftutbyggnad i
norra Norrland, 1976:28, Bostadsdepartementet, Stockholm, 1976.
SOU 1979:39, Vattenkraft och Miljö 4,Betänkande från
vattenöverledningsutredningen, 1979:39, Bostadsdepartementet, Stockholm, 1979.
SOU 1983:49, Vattenkraft – betänkande av vattenkraftberedningen, 1983:49,
Industridepartementet, Stockholm, 1983.
SOU 1994:59, Vilka Vattendrag Ska Skyddas?, Del ett och två, Betänkande av
Vattendragsutredningen 1994:59, Miljö och Naturresursdepartementet, Stockholm,
1994.
SOU 1996:155, Omtankar om vattendrag – ett nytt angreppssätt, Betänkande av
vattendragsutredningen 1996:155, Miljödepartementet, Stockholm, 1996.
Statens Vattenfallsverk, Tekniska Uppgifter – ”Stationsnamn”, årtal (häften).
Vattenregleringsföretagen, Schematisk bild av Ångermanälven/Ljusnan, juni 2002.
Wretblad, N, Yngeredsforsbolagets nya kraftverk ”Yngeredsfors II”, VBB
Information nr 6/1965, särtryck ur Den lille vattenbyggaren, 45/1965.
90
Muntliga referenser samt emailkommunikation
Byström, Erik, Fortum Generation Sveg, data och svar på frågor via email, 2003.
Cervantes, Michel, doktorand vid Luleå Tekniska Universitet, telefonsamtal 200301-22.
Dahlbäck, Niklas, Adjungerad Professor, Uppsala Universitet, handledning 2002 –
2003.
Holmen Kraft, data och svar på frågor via email, 2003.
Karlsson, Jonny, Sydkraft, data och svar på frågor vida email, 2003.
Lindblom, Ronnie, Sydkraft, svar på frågor via email, 2003.
Naucler, Bengt, GE hydro, svar på frågor via email, 2003.
Nilsson, Stefan, Luleå Tekniska Universitet, samtal i januari 2003.
Vattenfall, data och svar på frågor via email, 2003.
Webbsidor
Gebart, Rikard, Luleå Universitet,
http://www.mt.luth.se/~rikard/courses/mtm052/forelasning6/sld007.htm,
2003-04-02
Kjølle, A, Hydropower in Norway – mechanical equipment,
http://www.tev.ntnu.no/vk/publikasjoner/, Trondheim, December 2001.
Nationalencyklopedin, http://www.ne.se , 2003-03-24.
University of Strathclyde,
http://www.esru.strath.ac.uk/EandE/Web_sites/0102/RE_transmission/TECHNICAL%20ISSUES(under%20construction).htm,
2003-04-02
World Energy Council,
http://www.worldenergy.org/wec-geis/publications/reports/ser/hydro/hydro.asp,
2003-01-31
91
APPENDIX A
Litteraturstudie – Vattenkraften i Sverige
Nedan följer en kort sammanfattning av litteratur från 1939 fram till dags datum som
berör frågan om vattenkraftens potential i Sverige. För varje titel har gjorts en kort
beskrivning av generellt innehåll samt ett utdrag av intressanta detaljer för
beräknandet av vattenkraftens potential. Litteraturen har hittats genom sökning i det
nationella bibilioteksdatasystemet Libris samt på Internet.
Statens vattenfallsverk 1928 – 1938
Boken ”Statens vattenfallsverk 1928 – 1938” utgavs av Kungliga Vattenfallsstyrelsen
år 1939. Boken ger en bild av de förhållanden som gällde för vattenkraften före och
under mellankrigstiden. Bakgrunden till vattenkraftens ägarförhållanden tas upp,
liksom bildandet av för vattenkraften viktiga statliga enheter, såsom Kungliga
Vattenkraftsstyrelsen, Statens Vattenfallsverk och Kraftverksbyrån.
Utbyggnadsfrågor, eldistribution, elanvändning, driftsfrågor och reglering av
vattenkraften behandlas, liksom den tekniska uppbyggnaden av vattenkraftstationerna.
I skriften redovisas en total energiproduktion år 1937 på 8,5 TWh/år, vilket
motsvarade 1300 kWh per person och år i landet. Sverige uppskattades äga en
”naturkraft” (bruttopotential) på cirka 115 TWh/år varav 32 TWh/år ansågs utgöra
den ”utbyggnadsvärda” vattenkraften år 1923. Det förekommer dock skilda meningar
rörande dessa uppskattningar (Kungliga Vattenfallstyrelsen, 1939).
Norrländska Vattenkraftfrågor, 1957
Skriften utgörs av bilagor till ett betänkande avgivet av Norrländska
Vattenkraftutredningen. Direktivet för utredningen handlar om att säkerställa god
försörjning av elkraft i Norrland. Bilaga B i skriften innehåller en sammanställning av
olika önskemål och synpunkter beträffande utbyggnaden av vattenkraften i Norrland.
Den för detta examensarbete intressantaste delen är kapitel 6 i bilaga C, som
behandlar den Norrländska vattenkraftsproduktionen och dess pågående utbyggnader.
I detta kapitel redovisas bland annat i en beräkning från januari 1957 att den svenska
vattenkraftens produktionsförmåga ett normalvattenår uppgår till 26,5 TWh/år, vilket
redan i slutet av 1959 beräknas ha ökat till 33 TWh/år. Den utbyggnadsvärda delen av
svensk vattenkraft beräknades år 1954 uppgå till 80 TWh/år. Man påpekar att de stora
outbyggda resurserna år 1959 låg i övre Norrland, och att flera utbyggnadsprojekt
redan var påbörjade eller planerade. I kapitel 6:c-d behandlas ekonomiska aspekter på
vattenkraftens optimala utbyggnadsgrad samt hur denna förväntas påverkas av
kärnkraftens införande i Sverige. Vidare diskuteras förluster och kostnader för
elkraftöverföringen från Norrland till södra Sverige samt vilka eltaxor som kan vara
aktuella (Norrländska Vattenkraftutredningen, 1957).
92
Regionplan för vattenkraftutbyggnad i Lilla Lule älv, 1957
Boken innehåller en plan för utbyggnaden av Lilla Lule älv. Det anges att ”planen
torde förverkligas under 1960-talet”. Boken innefattar följande delar:
-
Geografisk och hydrologisk översikt av Lilla Lule älv
Utbyggnadsplanens upplägg, med sex vattenkraftstationer och åtta
regleringsmagasin med en total volym av 3,2 Gm3
Beskrivning av de planerade vattenkraftsanläggningarna, kraftledningarna,
tillfartsvägarna, tidsprogrammet och anläggningskostnaderna för utbyggnaden
av Lilla Lule älv
Utbyggnadens påverkan på näringsliv, befolkning, natur, miljö etc samt vilken
hänsyn som bör tas till detta
Bilagor innehållande kartor med dämnings- och regleringshöjd,
magasinsvolym, fallhöjd och beräknad årsproduktion, översiktskartor över
olika delar av Lilla Lule älv samt en höjd/längdprofil av älven
Vid tillkomsten av denna bok beräknades det vara möjligt att bygga anläggningar i
hela Lule älv som tillsammans kunde producera 14 TWh/år, vilket var drygt 17 % av
det som då beräknades vara landets samtliga utbyggnadsvärda tillgångar (82 TWh/år).
Man hade redan byggt anläggningar som gav 3,8 TWh/år i Luleälven, vilket innebar
att den övervägande delen återstod att bygga ut. Tekniskt-ekonomiskt uttagbar
vattenkraft i Lilla Lule älv uppskattades till 5 TWh/år, varav den i boken beskrivna
planen avsåg utbyggnad av 4 TWh/år. Den sista terrawattimmen ämnade man spara,
då de skulle beröra områden känsliga ur naturvårds- och turistsynpunkt
(Kungliga Vattenfallstyrelsen, 1957).
Vattenkraft och miljö, SOU 1974:22 (Sehlstedtska utredningen)
Utredningen rör vattenkraftutbyggnader i södra Norrland och norra Svealand.
Huvuduppgifterna var att
-
-
Göra en analys av förutsättningarna för och konsekvenserna av ytterligare
kraftverksutbyggnad i främst Klarälven, Dalälven, Ljusnan, Ljungan och
Indalsälven med biflöden. En beskrivning av de berörda älvsträckorna, med
avseende på deras värde från såväl miljö- och naturvårdssynpunkter som
kraftekonomisk synpunkt skall därvid också göras.
Lämna förslag till avvägning mellan de olika intressena genom prioritering av
olika eventuella vattenkraftsutbyggnader.
I boken beskrivs utredningens tillkomst och arbete och den dåvarande vattenlagens
prövningsregler. Resultaten av de utredningar och inventeringar som genomförts
sammanfattas och diskuteras. En utförlig beskrivning av förutsättningarna för och
konsekvenserna av de enskilda föreslagna utbyggnaderna ges, inklusive ett förslag till
rangordning av utbyggnadsprojekten.
Den teoretiska vattenkrafttillgången i Sverige uppskattas i boken till cirka 200
TWh/år. Denna siffra avser då all avrinning från Sverige, även rännilar och bäckar.
Som tekniskt utbyggnadsbart anger man 130 TWh/år. Beräkningar av landets
ekonomiskt utbyggnadsvärda vattenkraft har gjorts vid olika tidpunkter med resultat
enligt tabell 1.
93
Tabell 1: Bedömningar om Sveriges ekonomiskt utbyggnadsvärda
vattenkraft från år 1930, 1940, 1945, 1954 och 1961.
Bedömningsår Ekonomiskt utbyggnadsvärt
[TWh/år]
1930
32,5
1940
36
1945
41
1954
80
1961
87
Begreppet ”ekonomiskt utbyggnadsvärt” är således inte absolut, utan beror på teknisk
utveckling, kostnaden för alternativa energislag, befintlig produktionsapparat etc.
Med hänsyn till de kraftigt stigande oljepriserna till följd av oljekrisen ökade
bedömningen ytterligare, för att år 1974 överstiga 90 TWh/år. Av dessa drygt 90
TWh/år var 57 TWh/år redan utbyggda och ytterligare 3 TWh/år under planering och
uppbyggnad år 1974. I riksdagsbeslutet om riktlinjer för hushållning av mark och
vatten 1972 beslutades att undanta Torne älv, Kalix älv, Pite älv och Vindelälven,
(sammanlagt 15 TWh/år) från utbyggnad. Dessutom har ”vattenkraftintresset” utfäst
sig att inte aktualisera utbyggnad av ett antal vattendrag som angivits som särskild
skyddsvärda. Dessa vattendrag omfattar sammanlagt en utbyggnadsvärd vattenkraft
om ytterligare 2TWh/år.
”Energi 1985 - 2000”, SOU 1974:64
Utredningen utgör en analys av energiförbrukningens utveckling i Sverige fram till
mitten på 1980-talet med en översiktlig bedömning fram till 2000. Boken inleder med
en beskrivning av utredningsarbetet och direktivet som utredningen grundar sig på.
Därefter följer en diskussion om prognosverksamhet inom energiområdet och en
redovisning av allmänna förutsättningar för energiprognoser och
konsumtionsprognoser. Kapitel 7, som behandlar produktionsmöjligheterna, är
kapitlet av störst intresse för den här litteraturstudien. De avslutande kapitlen
behandlar el- och värmeproduktion, energibalanser, samhällsaspekter på
energiförsörjningen samt en ytterligare diskussion om prognosalternativen.
Kapitel 7.5 handlar om produktionsmöjligheter inom vattenkraften. Man inleder med
en diskussion om Sveriges naturenergitillgångar, som år 1961 beräknades vara 200
TWh/år. Ett medelvärde på ”i praktiken förekommande verkningsgrader” kring 0,8
ger att om all naturenergi i landet kunde utbyggas skulle man kunna utvinna ca 160
TWh/år i medeltal. Av dessa 160 TWh anses 128 TWh vara ”tekniskt utbyggbara”
och 95 TWh vara ”utbyggnadsvärda”. Av dessa 95 TWh utgår 11,4 TWh på grund av
skydd mot utbyggnad i Torne älv, Pite älv och Vindelälven, 4,1 TWh på grund av
skydd av Kalix älv (ännu ej beslutat år 1974) samt 2,7 TWh till skydd för andra
skyddsvärda områden. Detta resulterar i 76,8 TWh/år utbyggnadsvärd vattenkraft
(SOU 1974:64).
Fördelningen av de 95 TWh utbyggbar vattenkraft, samt de 57 TWh redan utbyggd
vattenkraft 1974 kan beskådas i tabell 2 (tabell 7.10 i SOU 1974:64).
94
Tabell 2: Sverige utbyggda och utbyggnadsvärda vattenkraft älv för älv beräknat 1974 (SOU 1974:64).
Älv/område
Norra Norrland
Torne älv
Kalix älv
Råne älv
Lule älv
Pite älv
Byske älv
Skellefte älv
Ume älv
Gide älv
Ångermanälven
Övrigt
DELSUMMA
S. Norrland+N. Svealand
Indalsälven
Ljungan
Ljusnan
Dalälven
Klarälven
Övrigt
DELSUMMA
Övriga Sverige
Vättern och Motala ström
Lagan
Göta älv
Övrigt
DELSUMMA
Hela Landet
TOTALSUMMA
Utbyggd energi vid slutet
av 1973 [GWh/år]
Utbyggnadsvärd
[GWh/år]
4
12728
47
3530
7021
55
10118
38
33 541
4400
4400
300
17300
4100
550
4400
11100
400
11900
1150
60 000
8975
1486
3106
3993
1230
114
18 904
12900
2700
5500
6700
2000
200
30 000
451
551
1295
2095
4 392
5 000
56 837
95 000
Vattenkraft och miljö 3: Ett betänkande om vattenkraftutbyggnad i norra
Norrland, SOU 1976:28
Syftet med utredningen var att ta fram underlag för den fysiska riksplaneringen.
Utredningen redovisar förekomsten av ekonomiskt utbyggnadsvärd vattenkraft i norra
Norrland samt konsekvenserna av redovisade utbyggnader för olika motstående
intressen, såsom naturvård, friluftsliv, rennäring etc. En rangordning av vilka
vattenkraftsutbyggnader som är mest respektive minst lämpade att ta i anspråk har
tagits fram. Utredningen avslutas med en diskussion om olika handlingsalternativ för
en framtida utbyggnad av vattenkraften. Utredningen ska vara jämförbar med
utredningen om vattenkraft i södra Norrland och norra Svealand i SOU 1974:22.
I utredningen ingår inte Torne älv, Pite älv och Vindelälven. Med norra Norrland
avses den del av Sverige som ligger norr om Indalsälvens avrinningsområde, vilket
utgör cirka 40 % av landets yta. Till denna utredning hör även bilagor i form av kartor
och tabeller över vattenkraftstationerna i Norra Norrland samt en ordförklaring.
Utredningen slutsats är att man bör vara återhållsam när det gäller fortsatt
vattenkraftsutbyggnad i norra Norrland (SOU 1976:28).
95
Vattenkraft och miljö 4: Betänkande från
vattenöverledningsutredningen, SOU 1979:39
Syftet med utredningen var att inventera de tekniska och ekonomiska möjligheterna
gällande överledning av vatten från Pite älv och Vindelälven till Skellefte älv och
Ume älv. Utredningen behandlar positiva och negativa konsekvenser av redovisade
överledningsprojekt för bland annat hydrologin, naturvården, energiförsörjningen och
samhällsekonomin. Dessutom tas rättsliga frågor och i viss mån tekniska
projektbeskrivningar upp. Slutsatsen av utredningen är att ”de redovisade
överledningsprojekten skulle ge upphov till sådana skador på älvarnas miljö att de inte
är förenliga med gällande riktlinjer för älvarnas utnyttjande” (SOU 1979:39).
Fortsatt vattenkraftutbyggnad, bilaga 9. Rapport till
konsekvensutredningen, DS I 1979:20
Bilagan är en redovisning från Svenska Kraftverksföreningen och Statens
Vattenfallsverk rörande möjligheterna till fortsatt vattenkraftsutbyggnad i Sverige.
Enligt direktiven ska möjliga utbyggnader anges utan hinder av de tidigare beslut som
fattats rörande vattenkraftsutbyggnad. Man hänvisar till den senast genomförda
inventeringen av ekonomiskt utbyggnadsvärd vattenkraft från 1974. Den ekonomiskt
utbyggnadsvärd vattenkraften utgjorde enligt den utredningen 95 TWh/år.
Avvägningen av vad som är ekonomiskt utbyggnadsvärt beror av kostnaden för
alternativa kraftslag och av kraftsystemets sammansättning. Redan i denna utredning
från 1979 säger man att det skulle finnas anledning att göra en ny bedömning med
dagens förutsättningar, men att en sådan bedömning ej har gjorts, varför man tills
vidare utgår från resultatet från 1974.
De potentiella vattenkrafttillgångarna i statlig respektive enskild ägo redovisas,
inklusive tabeller över data om specifika utbyggnadsprojekt.
Följande tabell ger en god översikt av hur fördelningen av de utbyggnadsvärda
tillgångarna såg ut 1979.
1
I drift (enligt CDL )
Under utförande
Specificerade projekt
Övrigt
Summa
Statliga [GWh]
30500
750
21650
1650
54550
Enskilda [GWh/år]
30700
300
7200
2250
40450
Summa [GWh/år]
61200
1050
28850
3900
95000
Tabell 3: Utbyggnadsvärd vattenkraft i statlig respektive enskild ägo enligt Ds I 1979:20 från 1979.
1
CDL = Centrala Driftledningen
Det som i tabellen benämnt som ”övrigt” utgörs främst av renovering, förnyelse och
restaurering av befintliga alternativt nu nedlagda stationer (Ds I 1979:20).
96
Hydropower in Sweden, 1981
Hydropower in Sweden är en mycket användbar bok om svensk vattenkraft och dess
roll i energiförsörjningen. Boken beskriver hur vattenkraften fungerar, hur
kraftstationerna och dammarna är uppbyggda och hur miljöfrågor, forskning och
utveckling berör vattenkraftsområdet. Ett antal vattenkraftstationer detaljstuderas.
Boken innehåller mycket statistik vad det gäller flöden, fallhöjder, effektkapacitet,
energiproduktion och dylikt för alla Sveriges vattenkraftstationer 1980. Statistiken
finns uppdaterad från 1999 (Angelin et al, 1981/1999).
Vattenkraft – Betänkande av vattenkraftberedningen, SOU 1983:49
Betänkandet utgör en plan för utbyggnad av vattenkraften i Sverige till en
normalårsproduktion av 66 TWh/år enligt statsmakternas beslut om energihushållning
1975. Detta innebär ett tillskott på totalt 2,5 TWh/år fram till den första hälften av
1990-talet.
Boken innehåller en genomgång av gällande rätt samt tidigare utredningsverksamhet
och beslut om vattenkraft. Bland annat anges vilka älvsträckor som helt undantagits
från vidare utbyggnad. Vidare behandlas de aktuella förutsättningarna för
vattenkraftutbyggnad inklusive stigande oljepriser, beslutet om avveckling av
kärnkraften, hänsyn till landskapet, lokala opinioner och sysselsättningseffekter.
Utgångspunkterna för beredningens förslag diskuteras. Däribland bör nämnas en
beskrivning av hur den statistiska beräkningen av vattenföringen påverkar
beräkningen av medelårsproduktionen för vattenkraftverken. Ekonomiska
utgångspunkter för utredningen diskuteras och man anger ett godhetstal på 3 kr/kWh
som gräns för vilka projekt som bör ingå i beredningens utbyggnadsförslag. De
föreslagna utbyggnadsprojekten listas och man redovisar vilka alternativa
handlingslinjer som har diskuterats. Beredningens förslag till plan bör omfatta 3,0
TWh/år, det vill säga 0,5 TWh/år över målet för att ha marginal för framtida
förändringar. Projekten gås igenom älvvis och det finns en projektförteckning med
data om projektens förväntade effekt, produktion, kostnad, sysselsättning, klassning
ur bevarandevärde/kraftsynpunkt samt dess ägare.
Slutligen är det intressant att notera det särskilda yttrandet av ledamoten Göran
Bryntse, där han påpekar att ”den utbyggnadsvärda vattenkraften har sjunkit från 95
TWh/år 1974 till 88-89 TWh/år 1983”. Han säger också att ”Det framgår nämligen av
beredningens material att det 1983 återstod 25 TWh/år utbyggnadsvärd vattenkraft i
landet. Lagt till de 63,5 TWh som redan var utbyggda ger detta 88,5 TWh/år”. Här
ska dock påminnas om hur uppgifterna om medelårsproduktionen varierar beroende
av vilken tidsperiod som används vid beräkningen av medelårsflödet.
Vilka vattendrag ska skyddas? SOU 1994:59
Detta betänkande innehåller två delar: En del med principer och förslag, samt en del
med beskrivningar av berörda vattenområden. Huvuduppgiften för utredningen var att
föreslå vilka ytterligare värdefulla områden som bör skyddas mot vattenkraftsutbyggnad. Som grund för förslagen utarbetades principer för att bedöma vilka
vattenområden som är särskilt skyddsvärda och för hur man bör väga bevarandeintresset mot energiintresset.
Utredningen bygger på tillgängligt underlag från myndigheter och kraftföretag.
Redovisningar av skyddsvärda vattenområden har begärts in från samtliga
97
länsstyrelser och vilka vattendrag som av intresse för vattenkraftsutbyggnad har
kartlagts av Svenska Kraftverksföreningen genom en enkät till kraftföretagen. Både
redovisningen av de skyddsvärda områdena och resultatet av enkäten till kraftbolagen
ligger som bilaga i del 1 av utredningen.
Huvudprinciperna för att bedöma vilka vattenområden som är särskilt skyddsvärda
var att identifiera
- Typvattendrag
Vattendrag som inom sitt avrinningsområde speglar största möjliga del av de
naturligt förekommande naturtyperna och landformerna med tillhörande växtoch djurliv.
- Referensvattendrag
Vattendrag med avrinningsområde där de naturliga processerna är, och
bedöms kunna utvecklas, så ostörda som möjligt av mänsklig aktivitet. Sådana
vattenområden kan tjäna som måttstock för förändringar i andra vattendrag
som utsätts för naturingrepp eller annan påverkan.
- Speciella bevarandevärden
Speciella bevarandevärden med hänsyn till ett eller flera sektorsintressen,
bland främst riksintressen för naturvården, kulturminnesvården och
friluftslivet enligt myndigheternas redovisningar.
Den av riksdagen genom Vattenkraftsplanen (riksdagsbeslut 1984) beslutade
utbyggnadsnivån om 2,5 TWh/år är en grundläggande utgångspunkt för utredningens
bedömning om värderingen av energiintresset. Man menar dock att denna nivå inte
behöver uppnås med just de projekt som ingår i Vattenkraftplanen. De bör i princip
kunna ersättas med projekt som har en likvärdig eller bättre ekonomi.
Man förklarar hur de skyddsvärde områdena har valts ut och ger en beskrivning och
prioritering av områdena. Olika juridiska instrument för att skydda vattenområden
diskuteras (SOU 1994:59).
Omtankar om vattendrag – ett nytt angreppssätt, SOU 1996:155
Utredningens uppgift har varit att se över skyddet för vattendrag enligt tredje kapitlet i
naturresurslagen. Uppgiften har varit dels att undersöka huruvida fler vattendrag ska
skyddas, dels om skyddet behöver utvidgas till att omfatta även annan exploatering än
vattenkraftsändamål. Resultatet av utredningen visar att bestämmelserna om skydd av
vattendrag bör kompletteras. Främst så att de inte omfattar bara en exploateringstyp –
vattenkraftsutbyggnad – utan istället tar sin utgångspunkt i de skyddsvärden som bör
bevaras. Restriktioner bör finnas för alla ingrepp som kan skada skyddsvärdena.
Utredningens huvudprincip är att vattendrag som på en nationell nivå speglar ett
representativt urval av den naturliga biologiska mångfalden ska skyddas. Dessutom
ska skyddas andra för riket viktiga naturvärden och kulturvärden som är knutna till
vattendrag.
Boken går igenom principer bakom skydd av vattendrag i Sverige, och kan av den
anledningen vara intressant vid diskussioner om vidare vattenkraftsutbyggnad eller
andra åtgärder.
I bilaga 9 redovisas en inventering (på uppdrag av kraftverksföreningen) av
energipotentialen i undantagna och icke undantagna vattendrag. Inventeringen
98
begränsar sig till kraftverk med en effekt över 200kW samt med en
utbyggnadskostnad under 15 kr per kWh och år. Den omfattar nya anläggningar samt
tidigare ej utbyggda fallsträckor. Modernisering av befintliga anläggningar ingår inte.
Kostnader och kraftproduktion har i de flesta fall beräknats schablonmässigt på
relativt begränsat underlag, men storleksordningen kan ändå vara av intresse.
Resultatet av inventeringen pekar på en utbyggnadsbar potential på 32,6 TWh per år.
Om gränsen för utbyggnadskostnaden istället sänks till 3 kr per kWh och år hamnar
potentialen på drygt 10 TWh/år (SOU 1996:155).
Summerat med en befintlig vattenkraft på cirka 64 TWh/år motsvarar, enligt SOU
1996:155, den utbyggbara vattenkraften ca 96 TWh/år respektive 74 TWh/år,
beroende på vilken utbyggnadskostnad som accepteras.
99
100