Vannkraftverk

Fornybar energi

Vindkraft Vannkraft Solkraft Geotermisk energi Bioenergi Havenergi

v d r

Et vannkraftverk er et kraftverk som produserer elektrisk energi ved hjelp av den potensielle energien som vann i elver og vassdrag har i jordens tyngdefelt. Med utnyttelse av vannkraft brukes en del av vannets kretsløp til å drive vannturbiner og produsere elektrisk kraft; en kan dermed si at det er solen som er den egentlige energikilden som utnyttes. Turbinene omformer vannets potensielle energi til kinetisk energi (rotasjon). Turbinene er tilknyttet en generator, hvor kinetisk energi omformes til elektrisk energi ved elektromagnetisk induksjon. Vannet strømmer fra turbinen og ut gjennom en avløpstunnel som fører ut i elven eller til havet.

Et kraftverk består av en inntaksdam som samler opp vannet, en vanntunnel eller trykksjakt som overfører vannet til turbinene i kraftstasjonen, og et avløp. Kraftstasjonen kan ligge innebygd i, eller i umiddelbar nærhet av, demningen, eller den kan ligge mange kilometer unna om vann høyt til fjells kan ledes over i en trykksjakt. Det som bestemmer hvor mye energi som kan produseres i et vannkraftverk, er fallhøyden (eller vanntrykket) og vannføringen som potensielt kan utnyttes. Fallhøyden er bestemt av den vertikale høyden fra vannspeilet i kraftverkets inntak til utløpet. Sentralt når det gjelder vannføringen, er kjennskap om vassdragets hydrologiske forhold, spesielt middelvannføring eller årlig vannvolum. Selv om dette kan variere svært mye fra år til år, vil det allikevel være mulig å beregne en årlig midlere energiproduksjon.

Effekten som en turbin yter, er bestemt av fallhøyden, vanngjennomstrømningen og effektiviteten til turbinen. Den maksimale vannføringen gjennom en turbin kalles for slukeevnen. Et vannkraftverk kjennetegnes av høy virkningsgrad, altså at mye av energien blir utnyttet. De største kildene til tap i energiomformingen er friksjon i trykksjakt og tap i turbinen. Friksjonen i trykksjakt eller tilløpsrør kalles falltap, og ved å sørge for lav vannhastighet, kan en redusere dette tapet.

Et magasinkraftverk lagrer vann i reservoarer for senere å bruke dette vannet til kraftproduksjon. Magasinet eller reservoaret demmes opp kunstig med en demning, som kan ligge hundrevis av meter høyere enn selve kraftstasjonen. Vannet ledes fra magasinet til turbinen i en trykksjakt eller et rør. Fylling- og uttappingsmønsteret vil ofte følge en karakteristisk årlig syklus, der vann samles opp i vise tider av året og tappes ned i andre.

Et vannkraftverk produserer elektrisk energi uten utslipp av gasser eller avfallsstoffer, men representerer et inngrep i naturen. Vannkraft er en fornybar energikilde, og i noen land blir det meste av elektrisitetsproduksjonen forsynt fra vannkraftverk.

Historisk utvikling

Tidlig utnyttelse av vannkraft

Vannkraft har vært kjent i forskjellige sivilisasjoner i lang tid tilbake; både i India, Romerriket og Kina er det kjent at vannhjul og vannmøller har vært i bruk. I Kina har vannhjulet vært brukt til forskjellige formål i mer enn 2000 år. I Kina og ellers i Det fjerne østen har kunstig vanning hatt stor utbredelse og vannhjulet har vært brukt for å heve vann fra et nivå til et annet. Vannturbiner er en mer avansert innretning, og de første kjente turbiner er fra Romerriket. I dagens Tunisia er det funnet en enkel turbinkonstruksjon fra slutten av 300-tallet eller tidlig 400-tall e.Kr. Et horisontalstilt vannhjul med skråstilte blader ble satt opp på bunnen av en vannfylt sirkulær formet sjakt. Sjakten var murt opp av stein og mørtel. Vannstrømmen ledet inn i sjakten fra siden (tangensialt) via en kanal, og skapte dermed en virvlende vannmasse som fikk det nedsenkede hjulet til å virke som en turbin.

I Norge har vannkraft vært i bruk siden vikingtiden, og tidlig bruk omfatter kvernkallen. En mener at vikingene fikk med seg kunnskapen om bruk av vannhjulet da de var på tokt i England og Frankrike. Systematisk bruk av vannkraft i Norge mener en at Cisterciensermunkene på Hovedøya (utenfor Oslo) stod bak, ved at de bygget kvernkaller i Akerselva omkring 1160–70. Bruk av vannkraft for å drive sagbruk ble viktig for trelasthandelen da oppgangssagen ble tatt i bruk på 1500-tallet. Oppgangssagen utnytter vannkraft for å sage tømmer med et opp- og nedadgående sagblad som ble drevet av en sveiv påmontert en horisontal aksling drevet av et vannhjul. Flere byer i Skandinavia utviklet seg takket være kombinasjonen av skog, vannkraft og havn.

Tidlige vannhjul og kvernkaller

Et vannhjul vil typisk utnytte tyngden av vannet ved at en vannstrøm ledes over hjulets ene side (overfallshjul). Vannet fyller skovlene på hjulet og drar det rundt, ofte med lav hastighet. Gjøres diameteren stor kan hjulet få stort dreiemoment og drive arbeidsmaskiner som trenger stor kraft for å drives rundt. Vannhjulet kan monteres nært en foss og ha en renne slik at vannet gis større hastighet, på den måten kan reaksjons-prinsippet utnyttes. Dette er tilfelle i en kvernkall der en vertikal montert aksel er påmontert skovler som vannet fra en renne driver rundt. Vannet gis fart i rennen som i mange tilfeller er en uthult tømmerstokk. Fallhøyden i slike kverner var ofte ikke mer enn noen få meter. Ulempen med dette er at vannet møter stor friksjon når det gis stor fart, noe som gjør at energi går tapt. Skovlene i en slik kvernkall var dessuten helt plane, dette er heller ikke særlig optimalt.

Utvikling av vannturbiner

I 1753 skrev den franske ingeniøren Bernard Forest de Bélidor et omfattende bokverk om utnyttelse av vannkraft og generelt om hydraulikk, kjent som L'architecture hydraulique. I de neste årene ble det gjort flere teoretiske arbeider angående vannstrømning og nyttiggjøring av vannkraft. Den sveitsiske matematikeren Leonhard Euler som også levde på denne tiden formulerte den generelle turbinlikningen. Noen av de tidlig kjente vannturbiner ble utviklet av Johann Segner (Segner hjulet), Jean-Victor Poncelet (gjennomstrømningshjul) og Benoît Fourneyron (fourneyronturbinen). Vannturbiner med virkningsgrad opp mot 90 % og mer ble ikke oppnådd før James B. Francis i 1849 utviklet francisturbinen og Lester Allan Pelton utviklet i 1870-årene peltonturbinen.

Turbinene som ble utviklet for utnyttelse av vannkraft på 1800-tallet ble brukt til å drive maskiner i umiddelbar nærhet. Vannturbinen var i flere land en viktig del av industrialiseringen og fabrikkene ble ofte lagt rett ved elvene. Ofte ble energien overført med akslinger og reimer til arbeidsmaskiner i møller, sagbruk, mekaniske verksteder, spinnerier, veverier og mange andre fabrikker. Med utviklingen av generatoren for produksjon av elektrisitet, og stadige tekniske forbedringer innenfor en rekke fagområder, ble vannkraftverker slik en kjenner dem i dag utviklet på slutten av 1800-tallet.

Energi og effekt fra et vannkraftverk

De to formlene til høyre viser at mengden med energi fra et vannfall bestemmes av størst mulig fallhøyde og vannstrømning. I praksis er dette en komplisert optimalisering mellom mange forhold. Dersom man ønsker å fange opp alt vannet med ett kraftverk, må inntaksdammen bygges langt nede i elven. Dette gir samtidig liten fallhøyde og ikke særlig mye produsert energi. Om en ønsker å utnytte hele fallhøyden kan en lage dammen lengst mulig opp i vassdraget og plassere kraftstasjonen nede ved havet, men da vil vannmengden til kraftverket bli liten og energiproduksjonen like så.

Formelen for elektrisk effekt i et vannkraftverk: ${\displaystyle P=\eta \rho \,gQH_{N}\!}$ der: P = effekt η = virkningsgrad i turbin og generator. Denne vil typisk være 0,92 for turbin og for generator 0,98 og samlet virkningsgrad blir da 0,90 ρ = tettheten av vann 1000 kg/m3 Q = slukeevne eller vanngjennomstrømning pr tidsenhet g = tyngdens akselerasjon: 9,81 m/s2 HN = netto fallhøyde . Det vil si at trykkfallet i turbinrør eller tilløpstunnel må trekkes fra. Når det gjelder virkningsgraden kommer falltapet i tillegg når den totale virkningsgraden skal beregnes. Total virkningsgrad for et vannkraftverk er typisk rundt 85 %, og med de tallene som er brukt ovenfor vil det si at 5 % den potensielle energien i inntaksmagasinet går vekk i falltapp. Den årlig energiproduksjonen kan uttrykkes slik: ${\displaystyle W=\eta \rho \,gVh\!}$ Der: V = samlet vannvolum per år og de andre faktorene de samme som i uttrykket over.

Dermed må en gjøre et kompromiss og plassere inntaket slik at produktet av både vannmengde og fallhøyde blir størst mulig. En annen faktor er kostnadene ved å bygge vanntunneler eller materialkostnadene med rør. Ut fra dette finner en at det helst bør være en bratt strekning mellom kraftverket og inntaket. Av denne grunnen ble kraftverkene i tidligere tider lagt i forbindelse med fosser, og en snakket om utnyttelse av fossekraft.

Den beste måten å utnytte et stort vassdrag på ut fra dette er å bygge flere kraftverk etter hverandre. Ofte vil et vassdrag ha mange etterfølgende fall og slake strekninger med innsjøer i mellom. Best utnyttelse kan dermed være å ha kraftverkets inntak og utløp mellom hver innsjø. Dermed kan vanntunnelene bli korte, men få stor fallhøyde alt etter topografien.

Vassdragsregulering

Hydrologi og energiproduksjon

Et vannkraftverk utnytter deler av vannets kretsløp, dermed blir vitenskapen som kalles hydrologi og handler om vannkretsløpet og vannressurser på jorden viktig. I Norge har Meteorologisk institutt målt nedbøren over landet i mer enn 100 år. Tilsammen er det ca. 750 faste målestasjoner spredt ut over landet. Nedbørsnormalen som forteller om midlere nedbør i millimeter over 30 år forteller om forventet nedbør og kan brukes til å estimere vannføring i elvene. For årsnormalen 1901–1930 hadde Kvitingen i Samnanger en årsnedbør på 3 142 mm, mens det året med mest nedbør i denne serien ga 5 087 mm. Det vi si at om nedbøren ikke renner av bakken ville Samnanger i løpet av dette året bli dekket med over 5 m vann. Det tørreste året i denne måleserien for Samnanger var nedbøren på 1982 mm. Selv dette er mer nedbør enn de fleste steder i Norge. I Skjåk ble årsnormalen målt til 279 mm i (1901–1930), og i det tørreste året var nedbøren bare 172 mm.

Den enkleste måten å finne ut hvor mye energi som kan hentes ut av en elv ville være å ta årsnedbøren og multiplisere med nedbørfeltets areal. Så enkelt er det imidlertid ikke å få et godt estimat. Det er ingen klar sammenheng mellom nedbøren som faller på et hvilket som helst sted på jorden og vannet som går i elvene. Noen av nedbøren fordamper, noe går i grunnvannet, noe blir magasinert i innsjøer og noe blir magasinert som is og snø om vinteren. Derfor er det også av stor interesse å måle selve avløpet i elvene direkte. Dette måles med målestasjoner satt ut i aktuelle elver og forteller om vannføring per år, per måned eller per dag. Er dette kjent kan en også finne spesifikt avløp , altså vannføringen dividert på nedbørfeltet for nedslagsfeltet. Dette er et nyttig måltall fordi en kan finne vannføringen i en elv i nærheten der det ikke er satt opp noen målestasjon. En trenger bare å måle opp arealet til ønsket nedbørsfelt på et kart og multiplisere med spesifikt avløp for område. Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) står bak slike målinger og har måleserier lang tid tilbake. Målinger gjøres også for å finne maksimale (flom) og minimale verdier (tørke).

På grunnlag av denne typen statistikk om nedbør og vannføring, samt kjennskap til hydrologi kan en finne både hvor mye energi et kraftverk kan forventes å produsere i løpet av et år og hvor stor elektrisk effekt det kan yte. Slike data brukes også til å finne ut hvor store dammer en trenger for å utnytte vassdragets vann optimalt. Et annet viktig formål er å finne ut hvor stor flom som kan forventes i elven og hvordan overløpet i demningen skal dimensjoneres.

Vassdragsregulering er et inngrep i vannets naturlige syklus på landjorden der store deler av vannet ledes bort fra en eller flere elver for å produsere elektrisk energi i et kraftverk. Det er også i mange tilfeller snakk om å magasinere vann i reservoarer. Grunnen til dette er at et samfunns behov for energi kan være høyst forskjellig gjennom året, og at vannføringen i et vassdrag varierer gjennom året.

Hovedtyper av kraftverk

• Magasinkraftverk lagrer vann i reservoarer for senere å bruke vannet til kraftproduksjon. Magasinet eller reservoaret demmes opp kunstig med en demning, som kan ligge hundrevis av meter høyere enn selve kraftstasjonen. Vannet ledes fra magasinet til turbinen i en trykksjakt eller et rør. Ofte samles vann i flomperioder for senere å bruke dette til kraftproduksjon i tørre perioder.
• Elvekraftverk anlegges midt i selve elveløpene, helst med store vannmengder, men har ofte liten fallhøyde. Disse kraftverkene er avhengige av vannføringen i elven til enhver tid. Denne kan vanskelig reguleres, og vannet brukes derfor når det kommer. Dette innebærer at kraftproduksjonen øker betraktelig i flomperioder med mye snøsmelting eller nedbør. Elvekraftverk kombineres derfor ofte med pumpekraftverk.
• Pumpekraftverk kan pumpe vann opp fra ett nivå til et annet. En kan se på et pumpekraftverk som et energilager. I perioder med lite elektrisk energiuttak, men overskudd av vann og lave energipriser, kan ledig kapasitet benyttes til å pumpe opp vann fra et lavt magasin til et høyere. I et pumpekraftverk kan dette skje ved å kjøre generatorene som motorer slik at turbinene reverseres og pumper vannet tilbake, det må da være spesielle turbiner for at dette skal være mulig. Et pumpekraftverk kan også være utstyrt med egne pumper og turbiner. I tilfeller som i Aurland III kraftverk, flyttes vann fra magasiner med stort tilsig til andre magasiner. På denne måten utnyttes tilsig og lagringsvolum maksimalt. I utlandet benyttes ofte pumpekraftverk til å utjevne døgn- og øyeblikksvariasjonene i energiforbruket, dette kan nemlig være en stor utfordring i et kraftsystem med overveiende varmekraftverk. Hurtig endring av pådraget er teknisk vanskelig i slike kraftverk, og det er der derfor ønskelig at disse kraftverkene skal gå med jevnest mulig produksjon.

Metoder for å dimensjonere et vannkraftverk

Varighetskurve og kraftverk uten regulering

Vannføringen gjennom året kan variere sterkt og endringene fra et år til et annet kan også være store. Kurven til høyre viser et eksempel på hvordan vannføringen i et bestemt sted i en elv varierer gjennom et år. Slike kurver kalles for årlig hydrogram og langs x-aksen følger årets dager og på y-aksen settes vannføringen i m³/s eller l/s. Ved å foreta målinger over mange år fås gjennomsnittlige verdier (normalår), som brukes ved planlegging av et vannkraftverk. Varighetskurven konstrueres slik som illustrert i figuren til venstre ved at vannføringen sorteres etter størrelse. Skaleringen på x-aksen er vist som dager i året, men prosentdel av dagene i året er det vanligste, mens y-aksen vanligvis er skalert som prosent av middelvannføringen.

Hvis det i elven skal bygges en kraftstasjon på stedet der diagrammets data er samlet kan en bruke kurven til å dimensjonere kraftstasjonen. Den røde kurven i figuren er varighetskurven og leser en av denne kurven kan en for eksempel finne at middelvannføringen på 100 % har forekommet rundt 60 % av året, mens maksimal vannføring på 440 % av middelvannføringen har forekommet i knapt 1 % av året. Velges kraftverkets slukeevne til 250 % av middelvannføringen vil kraftverket gå for fullt omtrent 15 % av tiden (55 dager), se avlesning med røde piler. Videre velges laveste vannføring til rundt 40 % middelavløpet, og med dette vil kraftverket være i drift i rundt 80 % av året (292 dager).

Den blå kurven er konstruert på basis av varighetskurven og viser hvor stor del av normalavløpet (i %) kraftverket kan utnytte avhengig av den maksimale kapasiteten (i % av middelavløpet, altså midlere årlig vannvolum). Bestemmer en seg for å utnytte 250 % av middelvannføringen vil kraftverket få en slukeevne på 75 % av middelavløpet, se avlesningen med stiplet blå piler på kurven. Samtidig vil kraftverket komme til å være i drift i 75 % av året (274 dager). Den grønne kurven viser det som kalles «sum lavere» i NVE sin språkbruk, eller også «forventet lavvannstap». Denne kurven viser hvor stor del av normalavløpet som vil gå tapt når vannføringen underskrider minste vannføring til kraftverket (minste slukeevne). I eksemplet er den laveste vannføring til kraftstasjonen valgt til 40 % av middelvannføringen, og da vil omtrent 10 % av middelavløpet gå tapt, se avlesninger med gule piler.

Ulempe med å velge en så stor utnyttelse av middelvannføringen er at kraftverket vil gå med redusert ytelse det aller meste av året. Det fører til dårlig utnyttelse av den investerte kapital og dessuten tap ved at virkningsgraden for en turbin er lavere ved redusert ytelse. Et annet problem er at kraftverket vil produsere mye energi ved flom om våren og høsten, når behovet er lavest. Dermed blir også prisen for den solgte energien lav. Som en enkel tommelfingerregel kan en velge det dobbelte av midlere vannføring i elven som maksimal slukeevne for et kraftverk, altså 200 % i diagrammet.

Den lave utnyttelsen av vannet i en elv med store variasjoner kan forbedres på flere måter. En mulighet er å lage kraftverket med to eller flere turbiner. Virkningsgraden forbedres på denne måten fordi en turbin ikke vil være i drift deler av året, og den som er i drift oftere vil gå med full ytelse. Den beste løsningen imidlertid er å regulere elven eller hele vassdraget med en eller flere reguleringsdammer.

Dimensjonering av reguleringsdam

Det vil være svært fordelaktig for kraftutbyggingen om vassdraget kan reguleres, og bestemmelse av passende størrelse for reguleringsdammen er en omfattende optimalisering. Den uthevede grafen i figuren til venstre er det vist et hydrogram for to år for et gitt sted i en elv. Vannføringen varierer en hel del og har flomtopper én eller to ganger i året. For enkelhets skyld antas det at kraftverket skal bygges og dimensjoneres for å gi jevn produksjon gjennom hele året. Med denne forutsetningen blir laveste mulige vannforbruk den rette streken merket r₀.

Om det planlegges å bygge en reguleringsdam, og en ønsker å finne hvor stort volumet av dammen må være for å kunne gi et vist vannforbruk til kraftverket, kan kurvene og arealet til venstre analyseres visuelt. Flyttes kurven noe opp øker vannforbruket til kraftstasjonen, noe som også betinger at vann må samles opp i perioder der vannføringskurven er over den horisontale streken som viser forbruket. En strek høyere enn r₀ betyr altså at det er et magasin for å akkumulere vann. Arealet som er mellom vannføringskurven og kurven for forbruk viser perioder for oppsamling av vann i et tenkt magasin, vannet i magasinet øker i disse periodene. Omvendt vil vannbeholdningen minke i periodene der vannføringskurven er under kurven for vannforbruk. Der arealet over kurven er nøyaktig likt arealet under vil 100 % av vannvolumet i vassdraget bli utnyttet.

Reguleringskurven er til nytte ved bestemmelse av hvor stor reguleringsdammen skal være, se illustrasjonen. Tilhørende verdier for vannmagasin (M) og vannforbruk (r) settes opp henholdsvis langs y- og x-aksen. Videre skaleres aksene i prosent slik at 100 % vannmagasin vil si at alt vannet kan utnyttes i kraftverket. Av kurven kan en se at bare en økning fra 0 til 10 % magasin gir en fordobling av regulert vannføring til kraftstasjonen. Går en lengre opp på kurven vil tilsvarende 10 % økning av magasingraden gi stadig mindre økning av vannføring til kraftstasjonen. Dette har å gjøre med at flomtoppene er kortvarige og ligger høyt over gjennomsnittlig vannføring.

Et problem her er at vannføringen og dermed reguleringskurven er forskjellig fra år til år. Ved å legge en 30-års måleserie til grunn finnes det noen karakteristiske kurver, som gjør valget enklere:

• Den ugunstigste reguleringskurven, der en legger til grunn reguleringskurven for det verste av de 30 årene. Dette vil være året der en stor reguleringsgrad er nødvendig for å dekke vannføringen til kraftstasjonen.
• Den bestemmende reguleringskurven er definert slik at kraftstasjonen får dekket sitt behov for vannføring i 90 % av året, men får for lite vann i 10 %. Denne situasjonen vil oppstå i 3 av de 30 årene. Tidligere var denne reguleringskurven i bruk for dimensjonering av dammer i Norge.
• Den mediane reguleringskurven er den kurven som representerer gjennomsnittsåret, men halvparten av årene i en 30-årsperiode vil ønsket vannføring til kraftverket ikke kunne holdes. Denne kurven har blitt brukt de siste årene, og tilnærmingen kan aksepteres fordi en har samkjøring med andre kraftverk og bedre kraftutveksling i Norge og i Norden.

I virkeligheten er behovet for vannføring til kraftstasjonen ikke konstant, men varierer mye gjennom året, både gjennom en uke og innenfor døgnet. Utbygging av et vassdrag må bygge på prognoser for fremtidig energibehov og utvikling av energipriser, samt optimalisering av investert kapital. Et annet forhold er at naturverdier skal ivaretas, dermed blir store prosjekter underlagt politisk avgjørelse.

Teknisk oppbygging av et vannkraftverk

Grunnleggende prinsipp

En viktig forutsetning for et vannkraftverk er at røret (eller tunnelen) fra vannreservoaret og frem til turbinen lar vannet strømme med lav hastighet. Dermed føres praktisk talt hele vannfallets potensielle energi (E_p=mgh, m=masse , g=tyngdens akselerasjon 9,81 m/s² og h=høyde ) frem til turbinen. Sagt på en annen måte tapes lite energi i form av friksjon om vannet gis lav hastighet. Vannet gis derimot stor akselerasjon rett før og i turbinen, og omformes til kinetisk energi ved at turbinens løpehjul settes i rotasjon. Dermed skjer energiomformingen med lite tap, altså at virkningsgraden blir stor, normalt rundt 85 % for hele kraftverket.

Dammer og demninger

Det er mer enn 45 000 – 50 000 demninger av mer enn 15 meters høyde i verden, og antallet vannkraftverk kan antas å være omtrent det samme, selv om ikke alle demninger er del av et vannkraftverk. Om lag annenhver elv i verden er oppdemmet.

Inntaksdammer, reguleringsdammer og flerårsmagasiner

En opplagt grunn til å bygge en dam i forbindelse med et kraftverk er å fange opp vannet og føre det inn i tunnelen eller røret til selve kraftstasjonen. En annen grunn er å demme opp et vann eller en elv for å øke fallhøyden. Den dammen, eller i noen tilfeller flere, der tilløpstunnelen til kraftverket starter kalles som nevnt inntaksdammen. I tilfeller der en virkelig går inn for å regulere vassdraget for å gi jevn energiproduksjon over året er det tale om en eller flere reguleringsdammer. Som nevnt er det ikke nødvendig å få jevn energiproduksjon over året. Dette gjelder i alle fall i Norge fordi samfunnets behov tilsier liten produksjon om sommeren og stor om vinteren. I andre land med annet klima og et kraftsystem som ikke er basert så å si bare på vannkraft kan andre forhold gjelde.

Om dette er regulert i et marked fører det til lav etterspørsel og lave kraftpriser når tilbudet er stort og behovet lite. Da gjelder det å samle opp vårflommen og høstflommen slik at dette vannet kan utnyttes i den kalde årstiden når elektrisitetsforbruket er størst. Om vinteren faller det dessuten lite nedbør som snø, dermed er denne magasineringen helt vesentlig for et magasin som ligger høyt til fjells. Store magasiner høyt til fjells har flere fordeler, en er at naturen gjerne er karrig og inngrepet gir færre naturskader. En annen ting er fallhøyden. Et magasin som ligger i 1000 meters høyde gir 100 ganger mer energi enn om den samme vannmengden ble utnyttet i et magasin med 10 meters fallhøyde.

Vannkraft er mer uberegnelig enn andre typer energikilder, fordi årsvariasjonene er så store, samtidig som energibehovet om vinteren også kan skifte. Dermed får en behov for såkalte flerårsmagasiner. Disse kan samle vann i flere år før de er fulle og ved stort behov kan de starte produksjonen når andre kraftverk kanskje ikke har mye vann. I Norge er Blåsjø som ligger delvis i Aust-Agder og i Rogaland, den største reguleringsdammen målt i overflateareal. Storglomvatnet i Nordland er den største målt i reguleringsvolum. Disse og flere andre magasiner er bygget for å gi såkalt tørrårssikring, altså sikre kraftforsyningen når de fleste andre kraftverk har for lite vann til å kunne dekke behovet.

Behovet for reguleringsdammer for å magasinere vann til bruk om vinteren er typisk for de deler av verden som har temperert klima, som Skandinavia, store deler av Russland og Canada. Det som gjør Norge unikt i denne sammenhengen er det store innslaget av elektrisitet i energibruken, dessuten at elektrisitet brukes til oppvarming. Land i andre klimasoner kan ha helt andre behov og dermed kriterier for å dimensjonere og optimalisere sine dammer og kraftverk. Typisk vil områder med varme somre og vintre der temperaturen ikke gir oppvarmingsbehov ha størst elektrisitetsforbruk om sommeren, dette fordi luftkondisjoneringsanleggene går for fullt.

Høyeste og laveste regulerte vannstand

Høyeste regulerte vannstand, forkortet HRV og laveste regulerte vannstand, forkortet LRV, er gitt av konsesjonen til reguleringsdammen. Denne er gitt av myndighetene som enten er NVE eller Olje- og energidepartementet, og får ikke overskrides. HRV og LRV oppgis i meter over havet, på samme måte som benevnelsen moh. HRV er markert fysisk ved dammen som en bolt med et opplysningsskilt ved siden av. Dammens overløp har sammen høyde som HRV, og i praksis tillates vannstanden å komme høyere enn HRV ved flom. Høyeste vannstand som kan forekomme kalles høyeste vannstand, forkortet HV. Det effektive vannmagasinet eller reguleringsvolumet ligger mellom LRV og HRV.

I forbindelse med dette snakker en om et hevingsmagasin når vannstanden blir regulert høyere enn det som var naturlig før inngrepet. En senkedam har en når det er mulig å få vannstanden lavere enn det som tidligere var naturlig vannstand. I forbindelse med en senkedam trenger det derfor ikke å være noen demning.

Forskjellige typer av dammer

Gravitasjonsdammer motstår vanntrykket med sin egenvekt. Disse dammene lages av betong og er massive. Med sin tyngde og betongens feste mot grunnen (fjellet) oppstår motkraft mot vanntrykket.

Platedammen består av en eller flere store armerte betongplater som blir støttet av vertikale pilarer. Betongplaten er stilt på skrå mot vannmassene, noe som gjør at vanntrykket danner en kraftkomponent vertikalt ned mot grunnen. Typisk brukes platedammer der høyden av demningen er opptil 30 meter, men høyere er også benyttet.

I lamelldammen er fordeler med gravitasjonsdammen og platedammen kombinert. Den består av betongplater, altså lameller, som står tett i tett etter hverandre og vinkelrett mot vannsiden. Lamellene er asymmetriske på den måten at det er åpent rom mellom dem på luftsiden, og på vannsiden er de tett inntil hverandre.

Hvelvdammer eller buedammer brukes der demningen lages i en smal kløft eller dal. Den har som navnet sier bueform i lengderetning, og bygger på samme prinsipp som et buehvelv, nemlig at kreftene forplantes ut mot sidene. Kreftene tas opp av fjellet rundt demningen.

Steinfyllingsdammen er som navnet sier bygget av stein og er en gravitasjonsdam. Den har sterkt skrånende vegger både mot vannsiden og luftsiden. Ofte brukes sprengt stein fra kraftanleggets vanntunneler. I midten er det en kjerne for å gi tetting, som kan være laget av morenegrus, sand eller asfalt.

Flomløp inntak og luker

Overløp eller flomløp

Flomløpet skal som navnet sier være et overløp som tar unna vannet når vassdraget fører flomvann og kraftverkets turbiner ikke har kapasitet til å bruke alt vannet. En ønsker vanligvis at vannet skal renne over eller forbi demningen på et sted konstruert for formålet. Forskriftene sier at flomløpet skal ha kapasitet tilpasset dimensjonerende avløpsflom som i praksis betyr tusenårsflommen. Altså flommen som statistisk sett kan forventes å oppstå med 1000 års mellomrom.

Det enkleste er selvsagt om vannet kan tillates å renne rett over damkronen og for noen tilfeller er ikke det noe problem. Spesielt for mindre betongdemninger kan denne løsningen være mulig. Oftest blir overløpet bygget inn i en seksjon av dammen. I mange tilfeller vil overløpet bli for stort eller vannstanden ved flomvannsføring for stort, og da settes det inn flomluker i tillegg. Dette er luker eller ventiler gjennom dammen som kan åpnes når behovet tilsier det. Omløp er en annen løsning som spesielt er gunstig for fyllingsdammer. Da lages det en kanal godt adskilt fra selve dammen som leder flomvannet rundt. Kanalen kan være sprengt i fjellet eller være en renne støpt i betong, eller en kombinasjon. En egen tunnel i grunnen på siden av dammen eller under den, er også en løsning som brukes.

Faste overløp kalles de overløpene som er en del av damkonstruksjonen og som ikke kan reguleres. Disse har ulempen med at vannstanden stiger over høyeste regulerte vannstand, HRV. Derimot vil regulerbare overløp, som luker eller ventiler, gi muligheter for å holde vannstanden konstant, selv med flomvannsføring. En primitiv form for regulering, men som ikke er uvanlig for mindre demninger, er nåledammen. Den består av trebjelker (nåler) som settes vertikalt ned i en spalte av demningen som gjerne er lav og lang. Det er et spor som bjelkene settes inn i nede og en solid bjelke horisontalt oppe som nålene ligger mot. Over nålene kan det være en bru for å sette stolpene inn og ut, og siden de ikke er spesielt store kan en person lett håndtere disse. Nåler settes inn og ut for å regulere vannstanden.

Vannveien

Vannveien er strekningen der vannet blir transportert i forbindelse med et eller flere kraftverk fra inntaksdam til avløpet. Ofte kan det være flere reguleringsdammer og inntaksdammer tilhørende samme kraftverk eller et kompleks av kraftverk. Lengde og dimensjoner av vannveien kan være høyst forskjellig og det første bildet i artikkelen viser et elvekraftverk med meget kort avstand mellom inntak og kraftverk. Fallhøyden er ikke stor og slike anlegg kalles gjerne for lavtrykksanlegg.

I figuren til høyre er vannveien derimot mye lengre og fallhøyden er også stor. I den øverste skissen er det vist et arrangement som ofte kalles den alpine typen, og dette anlegget kjennetegnes med en lang nesten horisontal vanntunnel med overgang til trykksjakten. Trykksjakten begynner der fjellet er bratt og dermed blir også trykksjakten kortest mulig. Det er fordelaktig fordi dette er en mer kostbar del enn tilløpstunnelen. Tilløpstunnelen transporterer vannet med lite trykk og har stort tverrsnitt, mens trykksjakten derimot får stadig økende trykk og fjellet må være tett. Om berggrunnen er dårlig må trykksjakten bygges med ett eller flere stålrør i tunnelen, eller stålrøret støpes inn i tunnelen.

I den nedre skissen er det vist et arrangement av den svenske typen. Her er avstanden mellom inntaksdammen og undervannet stort samtidig som fjellet ikke noe sted er spesielt bratt. Her lar en trykksjakten være nært inntaksdammen og vertikalt fallende, dermed blir avløpstunnelen lang.

Historisk utvikling av arrangement

Skissen til høyre viser hvordan arrangementet for tilløpstunneler og trykksjakter har utviklet seg i Norge. Avgjørende har vært utviklingen av teknikker for tunneldrivning og hva en kan tillate seg av vanntrykk i en råsprengt tunnel. Den øverste figuren viser et typisk arrangement som var vanlig opp til 1950. Kjennetegnet ved denne typen kraftverk er en rørgate med ett eller flere stålrør nedover fjellsiden. Ved overgangen fra tilløpstunnel til rørgaten er det et fordelingsmagasin (eller svingkammer), her fordeler vannet fra tilløpstunnelen seg til rørene. Slike rør langs fjellsiden kalles gjerne turbinrør. Optimaliseringen av anlegget var gjort slik at lengden av den billige tilløpstunnelen gjøres lengst mulig, mens den kostbare rørgaten må være kortest mulig. For mindre anlegg var turbinrør av impregnerte treplanker med båndjern rundt vanlig, og enda i dag finnes det slike anlegg.

Selv om rørgate i dagen var vanligst før 1950, var det noen steder hvor terrenget var så bratt, rasutsatt og vanskelig tilgjengelig at man valgte å legge rørene i sjakter i fjellet. Svelgfoss kraftverk (oppført 1905-1907) og Såheim (oppført 1914-1916) er tidlige eksempel på kraftverk der den frittliggende rørgaten er lagt i tunnel i fjellet bak stasjonene. På grunn av stålmangel under og like etter 1. verdenskrig, ble det i Norge eksperimentert med råsprengte (uforete) trykksjakter. Herlandsfoss kraftverk (oppført 1916-1919) var det første kraftverket i Norge med råsprengt trykksjakt og trykktunnel. Forsøket med trykksjakt ved Skar kraftverk (oppstartsår 1920) feilet totalt på grunn av lekkasje. Råsprengte trykksjakter ble også bygget ved Toklev kraftverk og Svelgen I kraftverk, begge med oppstartsår 1921. Trykksjakten ved Svelgen var på 152 meter og verdens lengste fram til Tafjord 3 kraftverk startet produksjonen i 1958 med en 286 meter råsprengt trykksjakt.

Mellom 1950 og 1960 ble det vanlig å legge både kraftstasjon og hele vannveien i fjellet, se midtre figur i skissen. Trykksjakten kunne gjerne være utført som en stålforet tunnel. Det vi si at mellomrommet mellom den råsprengte tunnelen og stålrøret fylles med betong. Eksempler på slike kraftverk i Norge er Mår, Tyin og Aura. En fordel med dette er at når kostnadene for sprengte tunneler gikk ned ble arrangementet billigere når en slipper en lang rørgate. Optimalt fall for trykksjakten er 45° og innstøpingen av stålforingen gjøres for å overføre trykkreftene fra røret til fjellet, noe som igjen kan gjøre ståltykkelsen mindre og redusere kostnadene. Fra 1960 ble det vanlig å sløyfe stålforingen i tilfeller der fjellet er godt nok.

Rundt 1975 fant en ut at det var unødvendig å redusere lengden av selve trykksjakten når denne også kan lages uten stålforing i råsprengt fjell, dermed kunne hele tunnelen fra inntaksdam til kraftverk være en sammenhengende trykksjakt. Svingkammeret må fremdeles være med, og med dette arrangementet bygges det inn i fjellet noe før kraftverket, se nedre figur i skissen. Av verdens rundt 400 undergrunns kraftstasjoner ligger over 200 i Norge.

Inntaket

Inntaket er vannets innløp til vannveien fra en inntaksdam etablert i en elv, et vann eller en helt ny kunstig innsjø. Dette gjøres strømlinjeformet for at vannet skal strømme med minst mulig turbulens slik at trykktap unngås. Inntaket må dessuten lages uten skarpe kanter eller fremspring for at det ikke skal oppstå strømvirvler. Strømvirvler kan nemlig føre til at luft suges med vannstrømmen, denne vil komprimeres nedover i trykksjakten. I turbinene vil luften ekspandere hurtig, dette skaper uheldige vannstrømninger som er ugunstige for turbinene. Innløpet er ofte formet som tuten på en trompet, for å være strømlinjeformet.

Inntaket kan være en del av demmingen eller en betongkonstruksjon over LRV. Om inntaksdammen er av typen senkedam, må nødvendigvis inntaket være under LRV, dette er vist i figuren over til høyre. I slike tilfeller drives tunnelen frem til en bare står noen få meter under bunnen i innsjøen. Når den siste salven sprenges fås tunnelgjennomslag under vann. Steinen som farer ut med sprengningen vil delvis fare opp og legge seg på bunnen av innsjøen, men det meste vil legge seg i trykksjakten som en steinrøys. For at ikke denne haugen av stein skal innsnevre inntaket lages det en stor grop som steinen skal falle ned i, denne er merket A i figuren.

Lukehuset, merket D i figuren, er et teknisk bygg som står over en sjakt, merket C, som går helt ned til vanntunnelen. I dette huset manøvreres luken som stenget eller åpner vanntilførselen.

Varegrind

Rett innenfor inntaket er det montert en varegrind. Varegrinden består av solide vertikalt eller skråstilt flatstål, og skal forhindre at greiner, løv og annet rusk kommer inn i turbinene. Lysåpningen mellom disse stålstavene kan være alt fra 30 mm for finvaregrinder til 200 mm for grovvaregrinder. Hvor stor avstand som kan tillates vil avhenge av turbintypen. Grindene rengjøres enten manuelt med en rive eller med en automatisk grindrensker.

Sandfanget

Stein, grus og sand vil følge med i vannstrømmen inn i tunnelen og er skadelige for turbinen. Den aller første delen av inntaket før trykksjakten er vannrett og dermed er det mulig å lage en dyp renne på tvers der stein og sand kan fanges opp, dette kalles sandfang.

Rørbruddsventilen

Rørbruddsventilen skal som navnet sier stenge av vanntilførselen til om et turbinrør springer lekk. Dette brukes altså bare i tilfeller med rør i dagen eller nedgravd i bakken. Selv om dette ikke lenger er vanlig for store kraftverk, har småkraftverk svært ofte ett eller flere slike rør. Skulle et rør med høyt trykk springe lekk vil skadene kunne bli store og automatisk avstengning kommer da godt med. Rørbruddsventilen består hovedsakelig av en spjeldventil, altså et spjeld som kan svinges 45° rundt akslingen som går gjennom det. Spjeldets aksling kommer ut av røret som en tapp og det er ofte satt på et stort lodd som motvekt. Dermed kan spjeldet beveges uavhengig av hydraulikk og andre systemer som kan svikte. Om et rørbrudd skulle oppstå vil vannets hastighet komme langt over normal hastighet, dette blir detektert av en flyndre (plate) som står inne i vannstrømmen. Denne flyndren er anbrakt på en aksel, og ved vridning av denne akslingen på grunn av stor kraft ved unormalt høy vannhastighet utløses lukkemekanismen.

På moderne store kraftverk er det ikke noen rørbruddsventil om en har trykksjakt. Derimot er det ofte en luke eller annen stengemekanisme for å stenge inntaket, for eksempel ved revisjon.

Tilløpstunnel og trykksjakt

Vannveien kan bestå av kanaler, tunneler, sjakter eller rør laget av stål, glassfiber og plast. Valgene avhenger av anleggets størrelse og stedlige forhold. Ofte velges råsprengte tunneler der fjellet er stabilt, alternativt utstøpte tunneler om fjellet er av dårligere kvalitet. Typisk vil råsprengte tunneler ha store tverrsnitt slik at vannhastigheten kan gjøres liten. Nesten alltid er disse helt fylt av vann, men det finnes også såkalte frispeiltunneler der vannet ikke fyller hele tverrsnittet. Disse forekommer i noen få tilfeller der kraftverket har tilløptunnel, dessuten er disse vanlige for avløpstunnelen fra kraftverket. En del kraftverk i Norge har vanntunneler laget med fullprofilbor, også kalt TBM. Dette er en stor maskin som borer ut hele tunneltverrsnittet under ett og etterlater seg en tunnel med nesten helt glatte flater. Fullprofilboring ble brukt under byggingen av Svartisen kraftverk.

Inntakskonus

Overgangspartiet fra tilløpstunnel til trykksjakt eller frittliggende rør må ikke ha skarpe kanter, derfor setter en inn en såkalt inntakskonus. Inntakskonus settes også inn der trykksjakt eller rør starter direkte ut av inntaksdammen. Som navnet sier er den formet som en konus (til forveksling lik tuten på en trompet). Den er laget i stål og blir støpt inn i betong. Videre er den sirkulær i hele retningen, eller den er rektangulær i fronten og har overgang til sirkulært tverrsnitt rett før røret starter.

Frittliggende rør

Rør brukes i dag mest for småkraftverk, men var tidligere enerådende for alle kraftverk. Rørmaterialer som har vært i bruk er stål, duktilt støpejern og stålbandasjerte impregnerte trestaver. Det innvendige trykket må tas hensyn til ved dimensjonering av røret og valg av materiale. Spesielt når kraftverket reduserer pådraget og vannet skal bremses ned oppstår det dynamisk trykk som kan bli stort, 110-120 % av det statiske trykket er typisk. Et annet fenomen er innvendig undertrykk som kan oppstå om ventilen ved rørets begynnelse stenges samtid som kraftverket er i drift. Atmosfærens trykk kan da klemme røret sammen og ødelegge det. Dette er noe som kan skje enten med teknisk feil eller dårlige rutiner, og egne ventiler (vakuumventil) som slipper inn luft kan forhindre slike fatale hendelser. Røret kan også dimensjoneres for å tåle dette.

Duktilt støpejern ble tatt i bruk i Norge mot slutten av 1960-årene. Utover i 1970-årene oppstod interesse for småkraftverk, og da ble glassfiberarmert polyester tatt i bruk. Disse er også kjent som GUP-rør, og kan typisk brukes for trykk opp til 3,2 Mpa (320 m vannsøyle). Duktilt støpejern er også mye anvendt for småkraftverk. Begge rørtypene har muffer med pakninger og glatt rørspiss slik at monteringen forenkles.

Trykkrefter som virker på røret bestemmer tykkelsen av godset. Denne formelen brukes til å regne ut nødvendig godstykkelse:

${\displaystyle S={p\cdot d \over 2\cdot \sigma _{t}}}$

der:

s = godstykkelsen for røret

p = innvendig trykk (både statisk trykk og dynamisk trykk)

d = innvendig diameter

${\displaystyle \sigma _{t}}$ = tillat spenning i materialet til røret

Tillatt spenning i røret blir vanligvis satt slik at en får en sikringsfaktor på 2,5 av den garanterte minste flytgrensen (${\displaystyle \sigma _{t}}$ for rørmaterialet:

${\displaystyle S={\sigma _{t} \over 2,5}}$

Selv om formelen skulle gi en liten verdi vil en uansett ikke velge godstykkelse under s_min = 0,006 d.

Rørene graves som nevnt ned eller settes på fundamenter over bakken. Ved alle retningsforandringer som røret gjør må det settes opp forankringsklosser. Dette er ofte kraftige fundamenter av stålarmert betong. Disse skal ta opp krefter både på grunn av røret og vannets vekt, men også krefter som oppstår når vannmassene som er i bevegelse skifter retning. Andre krefter er lengdeutvidelser og sammentrekninger på grunn av temperaturendringer. Ekspansjonsbokser brukes til å ta opp krefter i lengderetning på grunn av temperaturutvidelser.

Falltap i rør og tunneler

Formen av tverrsnittet vil av hensyn til falltapet ideelt være sirkulær, fordi denne formen gir størst areal og minst omkrets. Det er nemlig i omkretsen der vannet berører rørveggene at friksjon oppstår. Imidlertid vil det for anleggsdriften være gunstig at tunnelens bunn er flat (for kjøretøy) og at det er høye vertikale vegger, samt buet tak (heng). Det buede taket er gunstig både for sprengningen, av hydrauliske årsaker og for fjellets stabilitet.

Manings formel: ${\displaystyle H_{L}={v^{2}\cdot l \over M^{2}\cdot \left({\frac {r}{2}}\right)^{4/3}}}$ der: HL = falltapet v = vannets hastighet l = lengden av tunnelen r = hydraulisk radius av tunnelen, definert som forholdet mellom væskefylt tverrsnittet delt på den våte periferien M = ruhetskoeffisienten, også kalt Mannings tall .

Viskøse falltap oppstår når vannet strømmer gjennom rør, trykksjakt, tilløpstunnel, luker og ventiler. På grunn av viskositet har vannet ingen hastighet helt inne mot rørvegger og andre flater, mens vannet har full hastighet midt i kanalens tverrsnitt. Det dannes sjikt utover i røret fra vegg mot senter med økende hastighet. Når vannet passerer varegrinden, et bend, en spjeldventil eller andre elementer oppstår turbulente strømninger som er spesifikke for akkurat dette stedet i vannveien, disse kalles singulære falltap.

Falltapene gjør at fallhøyden reduseres gradvis fra det trykket en har når vannet står i ro i vannveien til det har normal hastighet ved drift. Det vi si at når turbinene i kraftstasjonen starter til de har fullt pådrag reduseres trykket en del. Den fallhøyden som oppgis for en kraftstasjon oppgis ved stillstand, det som kalles statisk trykk. Dynamisk trykk er det tapet av fallhøyde som oppstår og er proporsjonalt med kvadratet av vannets hastighet. Bernoulli-prinsippet beskriver dette matematisk. Falltapet reduserer kraftstasjonens totale virkningsgrad.

Falltapet i en tilnærmet sirkulær tunnel kan regnes ut etter Manings formel som vist i tekstboks til høyre.

Mannings tall har en verdi mellom 30 til 37 for tradisjonelle sprengte tunneler, og jo glattere flatene i tunnelen er desto høyere verdi. For fullprofilborede tunneler ligger M mellom 60 og 70.

For rør er Darcy-Weisbachs ligning mye brukt. Den brukes for sirkulære glatte rørflater, se tekstboks til høyre.

Darcy-Weisbachs ligning: ${\displaystyle h_{f}=f_{D}\cdot {\frac {L}{D}}\cdot {\frac {{\bar {v}}^{2}}{2g}}}$ der symbolene betyr hf = falltap på grunn av friksjon  L = lengden av røret  D = hydraulisk diameter, for et rør med sirkulært tverrsnitt er dette den indre diameteren, for en kanal med annet tverrsnitt benyttes spesielle formler for å finne denne størrelsen v = den gjennomsnittlige vannhastigheten  , altså volum vannmengde per tidsenhet dividert på rørtverrsnittet g = tyngdens akselerasjon 9,81  fD = en dimensjonsløse faktoren kalt Darcy friksjonsfaktor, denne kan bli funnet ved hjelp av Moodys diagram eller ved å løse ligninger for Darcy-Weisbachs friksjonsfaktor der passende formel må velges ut fra forholdene. For råsprengte tunneler er faktoren typisk mellom 0,04 og 0,06. Når det gjelder de singulære tapene i vannveien beregnes disse ved hjelp av formelen: ${\displaystyle h_{s}=k\cdot {\frac {{\bar {v}}^{2}}{2g}}}$ der k = faktor som er funnet empirisk og oppgis som typiske verdier i håndbøker og lærebøker. Ved hjelp av en av disse formlene finner en netto fallhøyde for kraftverket slik: ${\displaystyle H_{N}=H_{B}-h_{f}-h_{s}}$ der HB = brutto fallhøyde målt vertikalt (loddrett) fra vannspeilet i inntaksdammen til undervannsspeilet, eller for et kraftverk med peltonturbin (eller annen turbin av impulstypen) fra vannspeilet til dysene.

Begge formlene har det til felles at lengden av røret eller tunnelen, diameteren og kvadratet av hastigheten er bestemmende for falltapet. Når et kraftverk skal bygges er lengden av tilløpstunnel eller rør naturlig nok det vanskeligste å gjøre noe med, derimot kan diameteren (og derav vannhastigheten) optimaliseres. Diameteren til tunneler og rør er kostnadsdrivende og blir en del av investeringskostnadene. Falltapene representerer tapte inntekter i hele anleggets levetid og avhenger av fremtidig kraftpris. Ved optimalisering av diameteren vil en øke denne helt til reduksjonen av kostnadene for falltapet ikke lenger er større enn økningen av utbyggingskostnadene. Typisk vil vannhastigheten for rør være maksimalt 3–4 m/s, og for tunneler 2 m/s.

En annen måte for å redusere falltapene er å gjøre tunnelen glattere, for eksempel med rensking av utspring og kvasse steiner i en råsprengt tunnel. Fullprofilborede tunneler er enda glattere, men koster mer. For råsprengte tunneler har det forekommet tverrsnitt helt opp mot 200 m². For fullprofilboring finnes maskiner med diameter mellom 1,8 til 11 meter, men mest vanlig er diametere mellom 3,5 og 4,5 meter. Rør var tidligere vanlig også for store kraftverk, med diametere helt opp til 6 meter.

Falltap er også noe som kan utvikle seg i løpet av kraftverkets levetid. Kvister og andre gjenstander på varegrinden representerer økt tap, det samme gjør nedrast stein i en tilløpstunnel, rust eller algevekst i rør. Selv om dette bare gir noen få cm i tapt fallhøyde kan tapt energiproduksjon over et helt år bli stor. Vedlikehold og revisjon skal avdekke og forbedre denne typen tap. Trykkmålere kan avdekke slike forhold og gi automatisk varsel.

Svingekammer

Massen av vannet i vannveien kan være mange tusen tonn og selv om dette ikke beveger seg like fort som et godstog, vil det allikevel kreve en viss tid for å stoppe. Selv om kraftverket vanligvis går med nokså konstant pådrag vil produksjonen variere noe gjennom døgnet. En annen ting er at en nødssituasjon kan gjøre at kraftverket må stanses hurtig. Omvendt kan et kraftverk som er stanset plutselig få beskjed om å starte opp. Det påvirker vannhastigheten i vannveien, og på grunn av bevegelsesmengden som vannet har kan store trykkrefter oppstå. For tidligere arrangementer var gjerne de største vannmassene i tilløpstunnelen på grunn av stort tverrsnitt, denne var gjerne også lengst. Vannet i denne tar gjerne lengst tid å stoppe. Dermed ble det laget et stort kammer i overgangen mellom tilløpstunnel og trykksjakt. Dette er vist i skissen til høyre. Virkemåten er slik at om pådraget til kraftverket brått må reduseres, vil vannmassene fra tilløpstunnelen kunne fylles opp i svingkammeret.

Når svingekammeret fylles opp, bygges også høyden og trykket opp, det oppstår et mottrykk og vannet i tilløpstunnelen snur retning og fosser tilbake mot inntaksdammen. Dermed kan vannspeilet i svingekammeret komme under vannspeilet i inntaksdammen, og etter en tid vil vannet strømme tilbake og fylle opp svingekammeret på nytt. Et motsatt tilfelle kan være at turbinene i kraftverket startes opp etter en stans og vannet i trykksjakten settes raskt i bevegelse. Vannet i tilløpstunnelen kommer ikke like raskt opp i bevegelse og dermed vil vannet i svingekammeret tappes ned, og dette fører igjen til at vannet i tilløpstunnelen i neste omgang strømmer med stor fart for å fylle opp svingkammeret.

I begge tilfellene beskrevet over oppstår det en svingning der vannet farer frem og tilbake en stund. Friksjonen demper ut svingningene og likevekt oppstår etter en tid. Imidlertid kan det skje at disse endringene får turbinregulatorene, som regulerer pådraget til turbinen, til å regulere pådraget i samme fase og frekvens, dermed vil svingningene heller forsterkes enn dempes ut. Mer om dette i avsnittet lenger ned om turbinregulatorene.

En løsning for å dempe ut svingningene er å utforme svingekammeret med store horisontale rom, slik som vist i den nederste skissen i figuren til venstre. Her er det vist et kammer like over normal vannstand og ett like under normal vannstand. Disse kan utformes til å ta opp store vannmengder uten at vannhøyden får store variasjoner. Det øvre kammeret vil fylles opp ved reduksjon av pådraget i turbinen, mens det lavere vil tømmes ned når pådraget økes. Slik kan store trykkdifferanser som forstyrrer turbinregulatoren unngås.

I moderne kraftverk er det som nevnt gjerne ikke tilløpstunnel, men en lang trykksjakt. Også her kan det bli trykkstigninger som må dempes og i 1970-årene ble det utviklet et nytt konsept med et luftputekammer nært kraftstasjonen. Her er det altså ikke noe vannsøyle med fri overflate, men et kammer med trykkluft. Dette kammeret må sprenges ut i fjell som er kompakt og tett. Tilleggstetting i form av sementinjeksjon eller andre metoder kan bli nødvendig. Trykket holdes ved like ved hjelp av en kompressor. Det første kraftverket i verden der dette ble gjort var Driva kraftverk i Møre og Romsdal i 1973. Dette høytrykks luftputekammeret var forutsetningen for å kunne bygge en lang skråstilt trykksjakt uten noen tilløptunnel. En stor fordel med dette var at tunnelen kunne drives nede fra kraftstasjonen og oppover i fjellet. Dermed kunne en bygge store kraftverk og unngå anleggsveger og massedeponier lenger opp i fjellet.

Det er gjort mye forskning angående luftputekammeret og dempning av svingningene. Svingningene som oppstår vil nemlig påvirke og gi samvirkning med turbin, generator og regulatorer, noe som kan være opphav til elektriske oscillasjoner i kraftnettet.

Et spesielt forhold med luftputekammeret er den enorme energimengden som er lagret i den komprimerte luften. I Kvilldal kraftverk har luftputekammeret et volum på 125 000 m³ og representerer en sprengkraft på hele 200 tonn TNT. Dette representerer en såpass stor risiko at det er ikke mindre enn tre uavhengige sikringssystemer for å unngå ulykker.

I kraftverkene utover på1900-tallet var det vanlig med én tilløpstunnel og flere turbinrør ned til kraftstasjonen. En viktig tilleggsfunksjon for svingekammeret var da å fordele vannet og gi det jevn hastighet rett inn mot starten av rørene. Dermed ble dette gitt navnet fordelingskammer. Andre navn har vært avdrags- og pådragskammer og utjevningsbasseng. I noen tilfeller hadde en ikke mulighet til å ha svingekammeret i fjell, og da ble det laget en høy tank eller tårn som vannet kunne stige opp og ned i. Dette kan en se i Røyrvikfoss kraftverk i Nord-Trøndelag fra 1965. Hensfoss kraftverk har en stor tank som også fordeler vannet til to rør.

Bekkeinntak og takrennetunnel

For å få størst mulig nedbørfelt og stort vanntilsig til kraftverket eller et system av flere kraftverk, blir såkalte «takrenne-tunneler» bygget. Dette er lange tunneler som henter vann fra bekker, elver, isbreer eller innsjøer i eget eller tilhørende nabovassdrag. Enten fører takrenne-tunnelene vannet direkte til inntaksdammen eller til reguleringsdammer som har tilknytning til denne. Andre ganger kan det være snakk om å overføre vann fra andre siden av et fjell og la det renne i en naturlig elv ned til inntaksdammen.

Kartet til venstre viser takrenne-tunneler i forbindelse med Svartisen kraftverk. Som en ser er det flere lange tunneler og samlet lengde er flere mil. Det vestlige tunnelsystemet henter vann fra hele 40 bekker og det spesielle her er at vannet ikke føres til inntaksdammen, men direkte inn i tilløpstunnelen. Det østlige tunnelsystemet ble drevet av fire fullprofil tunnelboremaskiner.

Bekkeinntak er som navnet sier et inntak for bekker og elver ned til en takrenne-tunnel. Noen ganger kan det være så enkelt som et hull rett ned i fjellet i bunnen av en bekk. Mer vanlig er det at det bygges en demning og vannet ledes over en nesten horisontal rist av stålstaver. Dette for at kvister og andre større gjenstander skal fanges opp og rulle nedover risten, mens vannet renner rett ned og inn i tunnelen.

Ofte er det en avleiringsgrop innebygget i bekkeinntaket der sand og grus legger seg på bunnen. Denne kan så spyles ut med jevne mellomrom, slik at en unngår at tunnelen fylles med sand. Utformingen må også tilpasses for å unngå luftbobler i vannet. Dette gir nemlig problemer med utblåsning andre steder i systemet.

Installasjoner i kraftverket

I overgangen til kraftstasjon i fjell vil trykksjakten ha overgang til stålrør som leder til en eller flere turbiner. Ofte er det svært store trykk som virker, og derfor er både rør og turbin er støpt inn i betong. I kraftstasjonen er det en eller flere aggregater, som er en samlebetegnelse på enheten turbin og generator. I store vannkraftverk er det gjerne flere etasjer i selve kraftstasjonen, og i det følgende gis en beskrivelse av komponentene.

Bukserør

Som nevnt var det tidligere vanlig med ett eller flere trykkrør fra inntaksdam til kraftstasjon, gjerne var det ett rør per turbin. I dag er det vanlig at kun ett rør eller trykksjakt leder vannet ned til kraftstasjonen, og om det er to eller flere turbiner må røret deles opp. Denne rørdelen kalles bukserør (Y-bend) på grunn av dets karakteristiske form som minner om en bukse, men mer enn to ben er også mulig. Fordi bukserøret ligger helt i enden av turbinrøret er trykket stort, dessuten skal vannet gjøre retningsforandringer. De største trykkreftene virker i skrittet av bukserøret og derfor sveises det inn en forsterkningsribbe på innsiden. I tilfelle dette ikke er godt nok, kan dette suppleres med en utvendig ribbe. I tillegg er hele bukserøret støpt inn i betong.

Stengeventilen

Røret eller rørene snevres inn i kraftstasjonen og vannhastigheten økes dermed. Et stykke før turbinen er det en stor ventil som kan stenge av vannet selv om det er fullt trykk i røret. Dette er gjerne en kuleventil, men siden røret snevres inn behøver ikke denne å ha diameter som selve tilløpsrøret eller trykksjakten. En kuleventil består av en gjennomboret kule som står i et ventilhus og kan dreies om en aksling vinkelrett på strømningsretningen. Kulen vris 90 fra lukket til åpen stilling. Denne har et sylindrisk gjennomløp som flukter med innløps og utløpstilslutningene, dermed blir de singulære falltapene små.

Ventilen skal kunne stenge for fullt pådrag i turbinen og en aktuator sørger for tilstrekkelig kraft for å rotere kulen mot strømmen. I Norge skjer denne ventilstyringen med såkalt vannstyring, altså hydraulikk basert på vann, der vann fra trykksjakten brukes. Dette har den fordelen at om alle styreorganer i kraftverket skulle svikte (strømbrudd eller feil på oljehydraulikk) vil uansett trykket og styremediet være tilstede. Selve servomotoren (aktuatoren) er et stempel formet som en torus (ringformet) i en sylinder festet på utsiden av selve ventilhuset.

Kuleventiler brukes typisk for trykk mellom 1,6 til 12,5 MPa (160 til 1250 meter vannsøyle). Sluseventiler var mye brukt før, men settes ikke lenger inn på moderne kraftstasjoner.

Mellom kuleventilens oppstrøms- og nedstrømsside er det montert et mindre rør parallelt på utsiden med ventiler, og dette kalles omløpet. Omløpet skal utligne trykket på begge sider av stengeventilen ved åpning og lukking. Det er store trykk som virker på ventilen, spesielt ved åpning, dette skal omløpet forhindre slik at stengeventilen ikke utsettes for unødvendig slitasje. Omløpet skal også sørge for kontrollert fylling av turbinen. Typisk prosedyre for start av turbinen er at pådraget på turbinen blir stilt helt ned, så åpnes omløpet, og etter en kort tid når trykket er utjevnet startes åpningen av selve hovedventilen. Når denne er helt åpen startes akselerasjonen av turbinen med å åpne dens pådragsorgan (ledeskovler eller dysenåler alt etter turbintype).

Vannet føres videre fra kuleventilene frem til turbinene, og diameteren for tilførselsrørene vil ofte trappes ytterligere ned.

Turbinen

Turbinen i kraftverket omformer vannets potensielle energi (trykk) og kinetisk energi (hastighet) til rotasjonsenergi, som igjen driver rundt generatoren som produserer elektrisitet. Felles for alle vannturbiner (vannkraftmaskiner) er at et såkalt løpehjul settes i rotasjon av vannet som ledes inn mot det. På løpehjulet er det festet skovler og utformingen av disse er karakteristiske for de forskjellige turbintypene. Til alle turbiner er det et organ som kan endre pådraget, altså vanngjennomstrømningen, og kontrollere dette. Utformingen ellers kan være høyst forskjellig.

I en impulsturbin endres strømningsretningen til vannet av skovlene som treffes av én eller flere vannstråler med meget høy hastighet. Resulterende impuls får løpehjulet til å rotere og vannet forlater turbinen med sterkt redusert kinetisk energi, allikevel skjer det ingen trykkendring i vannet gjennom turbinen. Newtons andre lov beskriver overføring av energi som skjer. Den vanligste impulsturbinen i dag er peltonturbinen.

I en reaksjonsturbin skjer energiomformingen både ved omforming av kinetisk- og potensiell energi (trykk). De roterende delene i en reaksjonsturbin må være innkapslet i et hus for å motstå vanntrykk og ofte suget på utløpssiden. Disse er utformet vesentlig annerledes enn en impulsturbin der løpehjulet roterer i friluft. Newtons tredje lov beskriver energioverføringen i en reaksjonsturbin. De mest vanlige reaksjonsturbiner i dag er francis- og kaplanturbinen.

Sammenlignes en vannturbin med et tradisjonelt vannhjul, er det noen konstruksjonsmessige forhold som gjør at en turbin er en mye mer effektiv maskin. Hovedforskjellen mellom tidlig vannhjul og kvernkaller, er at en virvelkomponent (i matematikken brukes det engelske ordet «curl», som også brukes på norsk) av det strømmende vannet overfører energi til løpehjulet. På grunn av denne ekstra bevegelseskomponent tillates turbinen å være betydelig mindre enn et vannhjul med samme ytelse. Da turbinene ble introdusert kunne de utnytte en større vannmengde ved å rotere betydelig raskere enn vannhjulene.

Den elementære sammenhengen for utviklet effekt ved rotasjon er W= F·ω , der P er effekt , T er dreiemoment (kraft x arm) og ω er vinkelhastigheten . Av denne sammenhengen ser en at et høyt omdreiningstall gir stor ytelse, selv om momentet er lite. En annen fordel som gjelder med vannturbiner er at de kan utnytte mye større fallhøyder, enn et vannhjul. Istedenfor å utnytte noen få meter av et vannfall med et vannhjul, kan en vannturbin utnytte fallhøyder på godt over 1000 meter.

I tidlig utvikling av turbinkonstruksjoner var disse gjerne fysisk små, sammenlignet med dagens turbiner. En grunn til dette var verktøymaskiner og vansker med transport gjorde store turbiner problematisk. Moderne turbiner gjøres store og dette gjør at virkningsgrad også blir større. En annen ting er at kraftstasjonene kan gjøres mindre og mer kompakte med få og store turbiner. Et eksempel er Vemork kraftverk som stod ferdig i 1911 og var verdens største kraftverk med 10 turbiner. Samlet ytelse for disse turbinene var på 108 MW. Da det ble bygget et nytt kraftverk som erstatning for det gamle i 1971, fikk dette en bestykning på kun to francisturbiner med en samlet ytelse på 200 MW.

Peltonturbinen

Peltonturbinen brukes for høye trykk, men om vannføringen i vassdraget er liten kan den tilpasses kraftstasjoner for lav fallhøyde, se diagrammet over til høyre. Generelt er peltonturbinen den foretrukne turbintypen for utnyttelse av vannfall med stor fallhøyde og små vannmengder. Den største fallhøyden for et kraftverk noe sted i verden er Bieudron kraftverk i Sveits med 1 883 meter. Kraftverket har tre peltonturbiner som er verdens største med en ytelse på 423 MW hver.

I Norge har Sima kraftverk den høyeste fallhøyden på 1 152 meter. I dette kraftverket er det to peltonturbiner. Sammen med to andre enda større turbiner i samme installasjon utgjør dette Norges nest største kraftverk. Sima kraftverk har også de største peltonturbinene i Norge når det gjelder ytelsen, som er på 310 MW per enhet.

Peltonturbinen kjennetegnes med sitt spesielle løpehjul med skovler utformet som doble skåler med en kvass egg i midten. Hver av skålene er ovale og står montert tett langs periferien av løpehjulet. Vannstrålen fra dysen treffer eggen midt på og den kløyves, følger skålenes periferi og forlater dem etter å ha gjort en tilnærmet «u-sving». Denne bevegelsen med retningsforandring av vannet gir impuls, og størst moment virker på løpehjulet om hastigheten av løpehjulets periferi er tilnærmet av halvparten av strålehastigheten.

Tidligere ble skovlene laget av støypejern og skrudd på løpehjulskiven med bolter og skruer. Med utviklingen opp mot stadig større fallhøyde og påkjenninger ble det utviklet helstøpte hjul i rustfritt stål. Alle flatene som blir påvirket av vann er frest, slipt og polert.

For en eller to stråler i en peltonturbin er gjerne akslingen horisontal. Ofte er det flere enn to dyser langs turbinhusets periferi, spesielt når turbinens slukeevne skal gjøres stor, og da velger en å la turbinen ha vertikal aksling. Da vil arrangementet av rørene som fører vannet frem til dysene bli enklere. Disse tilførselrørene kalles grenrør og som navnet sier er dette rør som føres som greiner ut av ringledningen, se tegningen til høyre. Turbinhuset er laget av stålplater og på store turbiner er både turbinhuset, greinrørene og ringledningen støpt inn i betong. For inspeksjon er det mulig å komme til løpehjulet under. For å komme inn i ringeledningene for inspeksjon er det mannhull som en kan krype inn gjennom.

I hver dyse er det en nål som kan reguleres ut og inn, dermed kan vannstrålens tykkelse reguleres og ytelsen avgitt fra turbinen reguleres med disse. Når dysene stilles helt inn tetter den helt for vannet. Fra laveste til høyeste effekt åpnes én etter én dyse i intervaller for pådraget. Dermed kan virkningsgraden for en flerstrålet peltonturbin bli meget høy over et stort pådragsområde. En moderne peltonturbin har en virkningsgrad på rundt 92 %.

Ved et hurtig lastavslag, altså at generatoren plutselig må levere mindre eller ingen effekt, er det fare for at turtallet stiger raskt. Det er heller ikke ønskelig å stenge dysene for hurtig på grunn av store trykkendringer i vannveien. Om dette kan bli et problem er det for hver dyse en såkalt stråleavbøyer eller deflektor som skjærer inn i strålen og avskjærer den fra å treffe løpehjulet. Deretter kan dysenes nåler justeres sakte og kontrollert ned. Dysenålene og deflektorene blir regulert av et hydraulikkaggregat som er koblet til turbinregulatoren, som blir beskrevet lenger ned.

Vannet faller mer eller mindre ut dødt fra løpehjulet, altså at det har svært liten hastighet når det forlater turbinen. Under turbinen er det en avløpskanal som fører vannet tilbake til vassdraget eller ut i havet.

Francisturbinen

Francisturbinen er best egnet for lave og middels høye fallhøyder, fra rundt 40 til 600 meter, i noen tilfeller enda høyere.. Den har en virkningsgrad på 92 % eller litt høyere. Virkningsgraden varierer noe over pådragsområdet og mer enn for en flerstrålet peltonturbin..

Turbinen er oppbygd av en spiraltromme som har stadig avtrappende diameter. Den ligner derfor på et sneglehus. I midten av denne spiraltrommen står løpehjulet. Langs den indre periferien av spiraltrommen er ledeskovlene montert. Disse kan regulere vannstrømmen inn på løpehjulet fra fullt åpen til stengt. Alle ledeskovlene er mekanisk lenket sammen slik at de beveger seg synkront og kalles ledeapparatet. Ledeskovlene gir vannet en hurtig rotasjonsbevegelse og vannet beveger seg gjennom løpehjulet og utnytter prinsippet om reaksjon. Vannets potensielle- og kinetiske energi (trykk og hastighet) blir avgitt gjennom løpehjulet. I motsetning til peltonturbinen skjer det altså endring av både trykk og hastighet for vannet i denne turbintypen.

Turbinhuset er viktig for å styre vannet gjennom turbinen. Når vannet forlater selve turbinen føres det ned i et rør rett under løpehjulet. Dette røret kan i noen tilfeller være laget for å skape sug under turbinen. Det kalles derfor for et sugerør eller en difusor. Etter sugerøret føres vannet i en sjakt hvor det endrer retning fra vertikalt til horisontalt. Vannet føres videre ut avløpskanalen og tilbake til vassdraget eller direkte til havet.

Utviklingen av francisturbiner har gått i retning av å gjøre dem så små som mulig. Dette betyr at omdreiningstall og vannhastigheten må økes. Dette kan føre til kavitasjonserosjon på løpehjulet. Et lavere sug i diffusoren vil redusere faren for kavitasjon. Det er derfor blitt vanlig å plassere francisturbiner noe lavere enn vannspeilet ved utløpet, noe som kalles dykking. Dykkingen måles som den vertikale avstanden fra løpehjulet til vannspeilet ved utløpet..

Før 1920 var francisturbinene konstruert av støpejern, så gikk en over til støpestål og klinkede platekonstruksjoner i 1930-årene. Utviklingen har videre gått i retning av sveisede platekonstruksjoner..

Turbinhuset og tilløpsrøret til francisturbinen blir støpt inn i betong i moderne kraftstasjoner. Tidligere var alltid akslingene horisontale og turbinhuset stod montert i kraftstasjonen, dette gjøres i dag bare i små kraftverk.

Kaplanturbinen

Kaplanturbinen er en turbin av reaksjonstypen, som betyr at vannet gir fra seg potensiell energi (trykk) gjennom den. Turbintypen passer for små fallhøyder og store vannmengder. Virkningsgraden kan typisk være opp mot 93 %, altså like mye som for francisturbinen.

Løpehjulet ser ut som en skipspropell og konstruksjonen er en videreutvikling av francisturbinen. Spiraltrommen med ledeskovler er veldig lik francisturbinen, stort sett er det løpehjulet som er vesensforskjellig. Ledeskovlene setter opp en roterende vannstrøm radielt på akslingen, vannstrømmen bøyer av slik at den treffer løpehjulet i aksiell retning. Som regel er bladene (skovlene) på løpehjulet vribare, noe som gjør at virkningsgraden kan bli høy over et stort pådragsområde. Ledeskovlene brukes til å justere pådraget, mens justeringen av bladene på løpehjulet gjøres for å optimalisere virkningsgraden for valgt pådrag.

Moderne kaplanturbiner har løpehjul i rustfritt kromnikkelstål, noe som er et materiale motstandsdyktig mot kavitasjon. Videre har en funnet at om fallhøyden skal økes for denne turbintypen må skovlene forlenges i strømningsretning og antallet skovler økes med opptil åtte enheter. Dette har gjort at kaplanturbinen nå kan egne seg for fall helt opp mot 60 til 70 meter. Imidlertid byr det på konstruksjonsmessige utfordringer fordi navet i senter av løpehjulet blir komplisert med alle delene som da skal få plass. Kaplanturbiner for fallhøyder over 50 meter blir gjerne kalt for høytrykks-kaplanturbin.

Illustrasjonen til høyre viser en kaplanturbin med bare fire skovler, som altså egner seg best for små fall. Legg merke til personen som står ved siden av turbinen, og som illustrerer de store dimensjonene det er snakk om for aggregatet. Videre kan en se at rotoren til generatoren, altså skiven i rødt øverst, har meget stor diameter i forhold til resten av konstruksjonen. Grunnen er lav hastighet og mange poler, som gjør at generatoren blir kostbar. Mer om dette i avsnittet lenger ned om generatoren.

Materialet for konstruksjon av kaplanturbiner er sveiste stålplater, og som nevnt kromnikkelstål for løpehjulet. Selve navet blir sveist av smidde plateemner. Vanligvis blir turbinhuset støpt inn i betong, men det hender at hele turbinhuset lages utelukket av betong. Også denne turbintypen blir stort sett konstruert for oppstilling med vertikal aksling.

Kraftstasjoner med kaplanturbin har ofte bare én stor turbin og disse er sjelden sprengt ut i fjell. Ofte er kraftstasjonen og demningen del av samme bygningskropp. Bildet helt først i artikkelen viser en stilisert kraftstasjon som gjerne kan ha kaplanturbin. Turbinen er sjelden dykket, altså at den ligger lavere enn vannspeilet til utløpet, dette på grunn av at bygningsmessige forhold gjør det vanskelig med et dyptgående sugerør. Sugerøret eller diffusoren under turbintrommen skal sørge for at vannets hastighet omsettes til trykk (undertrykk) og påvirker turbinens virkningsgrad. Røret anlegges gjerne så grunt som mulig og lages oftest rektangulært ved utløpet. Konusen, altså den første delen av sugerøret ut av turbintrommen lages av stålplater, mens den siste delen lages av betong.

Bulbturbinen

Bulbturbinen, eller rørturbinen er så lik kaplanturbinen at den i mange sammenhenger ikke omtales som en egen turbintype. Løpehjulet er helt likt det for kaplanturbinen, men det står ikke inne i en turbintromme. Istedenfor er akslingen horisontalt oppstilt og stikker ut av en stor bulb (fornorskning av det engelske ordet for lyspære) der generatoren er innbygd, og det hele er montert i senter av et rør. Til forveksling ligner dette på en ubåt med en stor propell plassert inne i et stort rør, se illustrasjon til høyre. Vannet strømmer aksielt inn på ledeskovlene, og disse heller vanligvis 60° i forhold til akslingen. Etter løpehjulet følger et sugerør.

Bruksområdet for denne turbintypen er vannfall med store vannmengder og liten fallhøyde, maksimalt 20 til 25 meter, men gjerne enda mindre. En regner maksimalytelsen til å være rundt 60 MW. Spesielt egner den seg for elvekraftverk og en fordel er at bygningsmessige forhold blir enklere og billigere enn om en kaplanturbin benyttes. Dette har å gjøre med mindre høyde og bredde for bygningen.

Det er ikke mange kraftverk med denne turbintypen i Norge, men Kongsvinger kraftverk, Braskereidfoss kraftverk og Pikerfoss kraftverk er eksempler der bulbturbin er installert.

Andre turbintyper

Det finnes en rekke andre vannturbiner enn de som er beskrevet her, noen har størst historisk interesse, mens andre brukes utelukkende for mindre vannkraftverker. Turgoturbinen er en turbin som har visse likheter med peltonturbinen, men skålene på løpehjulet er formet som en halv skål. Hele strålen avbøyes i en retning, og kløyves ikke som i en peltonturbin. En annen turbin med en viss utbredelse er Bankiturbinen. Felles for disse er at de har betydelig lavere virkningsgrad enn de vanligste turbintypene, men de er gjerne billigere å produsere.

Valg av turbintype

Valg av turbintype avhenger av forhold som fallhøyde, vannføring (slukeevnen), belastningsforløp, prisen for solgt elektrisk kraft og vannkvaliteten (forurensning og sand). De to mest avgjørende faktorene er gjerne fallhøyde og slukeevnen. Ofte er det ønskelig med to eller flere turbiner i kraftstasjonen, dermed skal den totale vannføringen fordeles på flere turbiner, og valget av type kan bli avhengig av antallet turbiner.

I valget står en noen ganger mellom en peltonturbin eller francisturbin, og i slike tvilstilfeller ligger gjerne fallhøyden mellom 500 og 700 meter. Dette kaller en gjerne for midlere fallhøyder. Her kan virkningsgradskarakteristikkene komme inn i bildet, se figuren til oppe til høyre der avsnittet om turbiner begynner. Generelt er maksimal virkningsgrad for en francisturbin høyest, men en peltonturbin med flere stråler har høyere virkningsgrad over et større pådragsområde. Virkningsgraden for en flerstrålet peltonturbin kan være over 90 % i intervallet fra 25 til 150 % av nominell effekt. Forventes det varierende pådrag vil peltonturbinen dermed kunne være mest gunstig. Et annet forhold er at francisturbinen krever utsprengning og stor plass for sugerøret.

På den annen side vil peltonturbinen der den brukes for midlere fallhøyde og gjerne stor slukeevne, ha lav vannhastighet og konstrueres med mange stråler med stor diameter, og dermed lavt omdreiningstall. Dette betyr i neste omgang en større generator (flere poler ved lav hastighet) som er mer kostbar. Imidlertid vil de totale investeringskostnadene gjerne være små i forhold til kostnadsforskjellen på grunn av forskjellig virkningsgrad.

Om det i tillegg må gjøres vurderinger basert på vannkvaliteten på grunn av innhold av sand kommer peltonturbinen oftest best ut. Grunnen til dette er at demontering og skifte av deler som slites av sand tar kortere tid for en peltonturbin. Valget her er også avhengig av brukstiden, om turbinen har kort brukstid vil den være ute av drift i lengre perioder og da kan den også vedlikeholdes. Da kan francisturbinen komme best ut. Av alle disse momentene kan overveielsen bli et komplisert teknisk-økonomisk problem.

Valg mellom francisturbin og kaplanturbin oppstår der fallhøyden er mellom 60-70 meter. Her er det også virkningsgradskurvene for de to turbintypene som kan bli avgjørende. Kaplanturbinen har med sine vribare løpehjulskovler en virkningsgrad som er stor over et mye større pådragsområde enn francisturbinen. Dermed faller kaplanturbinen gunstig ut om aggregatene ofte vil kjøres med redusert pådrag. Av ulempene med kaplanturbinen er at den er mer kostbar og den er i tillegg mer utsatt for kavitajson. Kaplanturbinen må dykkes mer, noe som igjen øker utbyggingskostnadene.

For svært lave fallhøyder, under 20 meter, kan valget stå mellom en kaplanturbin og en bulbturbin. Bulbturbinen har mer gunstig strømningsforhold inn på løpehjulet. Dette gjør at løpehjulets diameter for bulbturbinen under ellers like forhold kan reduseres med 15 % i forhold til kaplanturbinen. En annen konsekvens av dette er noe bedre virkningsgrad. Bulbturbinen har bedre egenskaper når det gjelder kavitasjon, og dette gjør igjen at den ikke trenger å være så mye dykket som kaplanturbinen. Bygningskonstruksjonen for en bulbturbin kan dermed bli lavere og mer kompakt, dermed reduseres kostnadene ytterligere. Bulbturbinen kommer enda gunstigere ut i sammenligningen om det må være flere turbiner. Dette fordi spiraltrommen gjør kraftstasjonen bredere. På den anen side er bulbturbinen kostbarere i seg selv.

Generatoren

Forholdet mellom turtall, poler og frekvens: ${\displaystyle n={60f \over p}}$ der: n = turtallet f = frekvensen som er bestemt av kraftsystemet og er konstant lik 50 Hz (60 Hz i for eksempel USA og Canada) p = polpartallet og er heltall fra 1 og oppover.

Oppbygging og virkemåte

I et stort kraftverk brukes så å si kun synkrongeneratorer for produksjon av trefaset vekselstrøm. For en synkrongenerator er det et helt lineært forhold mellom turtallet og frekvensen til strømmen den produserer, derav navnet. Synkrongeneratoren består av en stator med viklinger som tilknyttes kraftnettet. Elektromagnetisk induksjon skaper en såkalt elektromotorisk spenning i statorens viklinger. Denne induserte spenningen er drivende spenning i kraftsystemet. Rotoren, eller også kalt polhjulet, har også påmonterte viklinger, kalt utpregede poler. Disse er vekselvis nord- og sørpol. Polhjulet roterer i senter av statoren og setter opp det magnetiske feltet som forårsaker induksjon i statoren. Formelen som beskriver forholdet mellom turtall, poler og frekvens uttrykkes som vist i formel til høyre.

Fra formelen finner en at generatorens turtall kan være 3000, 1500, 1000, 750, 600, 500, ... omdreininger i minuttet (rpm). Imidlertid er det vanlige for vannturbiner et turtall mellom 1000 og 100 rpm. Som nevnt øker generatorens fysiske dimensjoner med antall poler, noe som også gjør at kostnadene øker. Dermed blir gjerne generatoren i et elvekraftverk med en stor saktegående kaplanturbin kostbarere enn en hurtig peltonturbin.

Rotorens poler får strøm fra en likespenningskilde, strømmen fra denne kalles magnetiseringsstrømmen. Styrken av magnetiseringsstrømmen må reguleres av en regulator, kalt spenningsregulatoren. Virkemåten til denne er forklart i avsnittet lenger ned.

Generator for pumpekraftverk

En synkrongenerator kan like gjerne gå som motor. Når det skjer skifter momentet på akslingen retning og det samme skjer med effekten på ledningene ut til kraftsystemet. I akademisk litteratur gjøres det ikke forskjell på en synkrongenerator eller motor, men en omtaler begge deler som en synkronmaskin. I et pumpekraftverk kan den samme synkronmaskinen drive rundt både pumpen og turbinen. Dermed monteres alle tre maskinene på samme aksling.

Generator for mini- og mikrokraftverk

I mini- og mikrokraftverk er det ikke uvanlig at det settes inn asynkrongenerator istedenfor synkrongenerator. Grunnen er at disse maskinene er billigere enn synkrongeneratorer. Ofte er slike kraftverk konstruert for alltid å ha forbindelse med kraftnettet, dessuten har de en svært liten ytelse i forhold til resten av kraftsystemet. Dermed trenger de ikke egen turbinregulator for å holde hastigheten konstant, dette vil det overliggende kraftnettet sørge for. Det overliggende kraftnettet vil også kunne holde spenningen konstant, dermed trenger heller ikke generatoren i slikt kraftverk spenningsregulator. Disse regulatorene er kostbare og ved å utelate disse kan et mini- eller mikrokraftverk gjøres billig og enkelt. Bare i tilfeller der et lite kraftverk skal forsyne et helt isolert kraftsystem trenges turbinregulatoren, og en vil dessuten gjerne velge en synkronmaskin. Mer om spennings- og turbinregulatoren i avsnitt lenger ned.

I mini- og mikrokraftverker kan turbinens pådrag reguleres for å holde vannstanden i inntaksdammen konstant, med andre ord kjøres for samme vannføring som i elven. Dette kan gjøres med en nivåmåler i dammen som gir signal til en enkel regulator som regulerer pådraget på turbinen. En enda enklere tilnærming er å dimensjonere turbinen for husholdningen eller industribedriften den skal levere energi til. Skal effekten leveres til bare én husstand eller én liten industribedrift vil en effekt på noen få kW levert konstant kunne være et nyttig tilskudd. Om elven i et slikt tilfelle har en vannføring som alltid er større enn den største slukeevne til turbinen trenges ingen som helst regulator, bare en enkel ventil for å stenge eller åpne for vannet.

Transformatoren

Ofte vil spenningen for kraftledningen som kraftstasjonen er tilknyttet ligge på et mye høyere spenningsnivå enn det som er praktisk å konstruere generatoren for. Dermed må det være en transformator mellom generatoren og kraftledningen.

I et mini- eller mikrokraftverk kan en ofte sette inn en generator med samme spenning som brukes i husholdningen eller industribedriften det tilknyttes. Dermed trenges heller ingen egen transformator for et lite privat vannkraftverk.

Turbin- og spenningsregulatoren

Turbinregulator

I et kraftsystem må det til enhver tid være eksakt like stor produksjon av effekt som forbruk av effekt, altså likevekt mellom effekt inn og ut av systemet. Det er turbinregulatoren på hvert enkelt aggregat som sørger for dette. Turbinregulatoren regulerer pådraget (vann inn på turbinen) for å gi tilnærmet konstant nettfrekvens ved varierende belastningsgrad. Ved økende elektrisk last vil aggregatet begynne å sakke, og regulatoren vil øke vannmengden. I et større kraftnett er alle generatorene regulert sammen slik at de utgjør ett samlet, stivt nett. Spenning og frekvens for hvert enkelt generator er da tilnærmet upåvirkelig.

For å få alle aggregatene til å dele belastningen mellom seg er regulatorene innstilt for å gi et såkalt stasjonært avvik. Dermed virker den som en P-regulator (proporsjonal-regulator) etter at nytt stabilt arbeidspunkt er oppstått etter en ny lastendring. Det vil si at det skal være en bestemt sammenheng mellom frekvensen og effekten, slik at frekvensen er litt større når aggregatet går i tomgang enn ved full belastning. Dette vil igjen si at når belastningen i nettet er lite, for eksempel om kvelden og natten, vil frekvensen tendere mot å være høy. Motsatt vil frekvensen bli noe lavere ved stor belastning, for eksempel om morgenen med stort samtidig forbruk i husholdningene. Dermed vil enhver turbinregulator regulere opp pådraget og produksjonen når frekvensen/turtallet faller og dermed øke effektproduksjonen. Motsatt reguleres pådraget ned ved økende frekvens. På denne måten møtes forbrukernes behov automatisk. Ved at alle aggregater blir regulert på denne måten blir systemet stabilisert, altså at det alltid oppnås likevekt mellom forbruket og produksjonen etter en liten tid (sekunder).

I det spesielle tilfellet at en synkrongenerator kobles til nettet uten turbinregulator, vil nettet sørge for at turtallet til aggregatet uansett holdes konstant. En generator uten regulator forsøker å dra nettet oppover i frekvens, derfor kan ikke dette tillates for annet enn små aggregater. Disse vil normalt ikke kunne påvirke frekvensen og forårsake ustabilitet, men problemer oppstår om det blir mange småkraftverk uten regulator.

Statnett setter krav til at generatorer over 10 MW skal ha egen turbinregulator, mens aggregater mellom 1 og 10 MW kan ha en såkalt forenklet turbinregulator.

Transient respons og roterende masse

Om det i kraftsystemet skjer en lastreduksjon (forbrukerne reduserer sitt energiforbruk) vil ikke turbinenes regulatorer respondere momentant, dessuten kan ikke vannet i en tilførselstunnel som kanskje er flere kilometer lang kunne redusere hastighet momentant. Dette blir analogt med et stort godstog, det kan veie mange tusen tonn og selv om det har stor bremsekraft tar det lang tid å redusere hastigheten. Dermed vil en lastreduksjon føre til at hastigheten til aggregatene øker og frekvensen i nettet går opp. Dette fordi alle de tilknyttede generatorene har konstant moment gitt av turbinene, samtidig som effekten reduseres. De to formlene rett over viser sammenhengen matematisk. Motsatt vil en lastøkning føre til redusert omdreiningstall og frekvens. Dette fordi momentet i første omgang er konstant, effekten øker og turtallet må da gå ned.

I aller første omgang er det aggregatenes samlede opplagrede kinetiske energi i de roterende masser (treghetsmoment) som tar opp eller leverer ut energi. Siden de roterende masser i turbinene og generatorene tilsammen i et stort kraftsystem veier mange hundretusen tonn vil en liten hastighetsendring kunne bety mye opptatt eller frigjort energi. Dette er med på å dempe ut virkningen av turbinens og vannvegens treghet.

I neste omgang responderer turbinregulatorene på lastendringen. En spesiell egenskap med et vannkraftverk er at responsen skjer motsatt av turbinregulatorens inngripen for endring av pådraget. Ved en lastøkning vil regulatoren til en francis- eller kaplanturbin sørge for at pådraget til turbinen økes ved at ledeskovlene vris slik at det blir større åpning. I første omgang vil ikke vannet i vannveien endre hastigheten som forklart over. Dette resulterer i lavere trykk og moment på løpehjulet. Turbinen får dermed redusert effektproduksjonen, altså det motsatte av hva kraftsystemet etterspurte. Etter noen få sekunder akselerer vannet i vannveien og ønsket produksjon oppnås. Motsatt respons skjer ved en lastreduksjon i nettet, turbinene responderer med økt effekt fordi ledeskovlene reduserer åpningen og trykket øker. Også denne endringen er de roterende masser i aggregatene med på å dempe ut. I en peltonturbin skjer noe av den samme responsen på en lastendring.

Som forklart i avsnittet om svingekammeret vil det bygges opp høyere vannstand i svingekammeret ved reduksjon av pådraget. Dette fører til økt fallhøyde og økt effekt avgitt fra turbinene. Det ble også forklart at det skjer et svingeforløp slik at nivået i svingkammeret en stund senere kommer lavere enn nivået i inntaksdammen, noe som igjen reduserer effekten fra aggregatet. Kortvarig vil turtallet og frekvensen til aggregatet øke og minke, alt etter regulerstyrken til turbinregulatoren påvirker pådraget i større eller mindre grad. Om denne oscillasjonen til vannet mellom svingkammeret og inntaksdammen har en frekvens som responderer dårlig med turbinregulatorens tidsrespons kan svingningen bli forsterket. En sier at systemet blir ustabilt, altså en systemegenskap som må undertrykkes.

Systemer som oppfører seg på denne måten kalles for dynamiske systemer, og den transiente responsen på en forstyrrelse fører til et svingeforløp før regulatoren gir en ny likevekt. Regulatoren må ha spesielle egenskaper for å dempe ut svingningene slik at minimums- og maksimumsverdiene skal bli minst mulige og forløpet kortest mulig varighet.

Spenningsregulatoren

Spenningsregulatoren skal sørge for å holde spenningen på generatorens terminaler tilnærmet konstant. Ved en økning av produksjonen vil spenningen fra generatoren gå ned, dette må kompenseres med større magnetiseringsstrøm. Det motsatte skjer med redusert produksjon og magnetiseringsstrømmen må da reduseres. Spenningsregulatoren kan virke på samme måte som turbinregulatoren med fallende statikk. Dermed er også spenningen noe som reguleres mellom alle de sammenkoblede generatorene i kraftsystemet. Den kan også være innstilt for å gi konstant reaktiv effekt eller effektfaktor (cos fi). Spenningsregulatorer for generatorene er viktige komponenter i kraftsystemet fordi de opprettholder spenningen for alle nettnivåene helt ut til forbrukerne.

Spenningsregulatorer kan også innstilles for å gi konstant spenning uavhengig av effektproduksjonen, for konstant effektfaktor eller en gitt konstant reaktiv effektproduksjon. Også for spenningen skjer det en transient respons ved en forstyrrelse. Spenningsregulatoren må ha egenskaper som demper ut forstyrrelser og oppretter ny likevekt i kraftsystemet.

Kraftstasjonen

Kraftstasjonen er delen av et kraftverk der turbin, generator og tilhørende utstyr og anlegg står montert. Tidligere var dette så å si alltid en frittstående bygning, mens i dag i Norge er kraftstasjonen ofte en fjellhall. Spesielt etter 1945 ble det bygget et stort antall kraftstasjoner i fjell i Norge. Et motiv for dette var ønske om beskyttelse av denne viktige infrastrukturen som den kalde krigen førte til. I 2002 hadde Norge 200 av totalt 500 vannkraftstasjoner i fjell i verden.

Verdens første kraftstasjon i fjellhall var Snoqualmie Falls Hydroelectric Plant i King County (Washington) fra 1899. De første underjordiske kraftverkene i Tyskland ble bygget i tilknytning til gruver. Ved «Grube Samson» i Harz ble kraftverket Sieberstollen installert i 1912. Ved «Drei-Brüder-Schacht» i Sachsen ble det etablert kraftverk i fjell i 1914. Det som regnes som den første norske kraftstasjonen i fjellhall er Såheim kraftstasjons aggregat 12 fra 1914, som ligger ca. 85 meter opp i rørgaten fra selve Såheim kraftstasjon. Aggregatet utnytter fallet for vannet som ble brukt til kjøling i industrien og drikkevann til Rjukan by. Porjus kraftverk i Nord-Sverige ble oppført 1910-1915 og regnes ofte som en av verdens første større kraftstasjoner i fjell. Maskinsalen på 8470 m³ var her plassert 50 meter under bakken. Bjørkåsen kraftverk i Ballangen i Nordland fylke ble satt i drift i 1921 er et annet tidlig eksempel på en større, komplett kraftstasjon i fjell.

Fjellhallen kan være flere hundre meter inn i fjellet og en egen tunnel for biler fører inn til en parkeringsplass. Fra parkeringsplassen går det en kort adkomsttunnel til maskinsalen. Her stikker generatortoppen opp og ofte er det kun sleperingene med hus som er synlig. Turbin og generator har i større kraftverker som nevnt vertikal aksling. Dermed blir det naturlig å plassere turbinen i en etasje og generatoren i etasjen over. Turbinen med tilløpsrør og grenrør for en peltonturbin, eller turbintrommen for en kaplan- eller fransisturbin, støpes inn i betong. Dermed kan disse bare inspiseres fra innsiden under stans. Ofte er det en egen etasje mellom turbinen og generatoren, og her er gjerne en rekke apparater og systemer plassert, som turbinregulatoren og tilhørende hydraulikkaggregat. Generatoren må ha kjøling og typisk skjer det med en varmeveksler av typen luft til vann. For store generatorer er det gjerne ikke nok med luftkjøling, og da brukes kjølevann som sirkulerer i viklingene. Det vil si at viklingene både i stator og rotor er hule slik at kjølevannet strømmer gjennom dem.

Over generatoren er selve maskinsalen, og for å kunne demontere generatoren er gulvet formet som store luker. Oppe ved taket er det en traverskran som kan løfte opp akslingen med generatorens rotor og turbinens løpehjul i et stykke. Dette er grunnen til at maskinsalen har stor takhøyde. I forbindelse med maskinsalen er det gjerne et eget kontrollrom. Transformatorene plasseres av sikkerhetshensyn i et helt eget rom i fjellet(Grunnen til dette er at de er oljefylte noe som representerer en viss risiko for eksplosjon og brann) det samme er effektbrytere og andre høyspentkomponenter(Grunnen til dette er berøringsfare og faren for lysbuer). Tidligere var kraftstasjonene for vannkraftverk som nevnt alltid en egen frittstående bygning, med aggregater med horisontal aksling. Generatorene stod rett inntil turbinene og flere lagerbukker virket som opplagring for akslingen. Kraftstasjonen hadde i disse arrangementene gjerne en stor maskinsal der de fleste av anleggsdelene stod. Under gulvet i maskinhallen var det kanaler for luftkjøling av generatorene, samt nedstøpte tilløpsrør. Selve kontrollrommet var ofte en åpen balkong med utsikt over maskinhallen. Dette ble kalt «brettet» og den som stod vakt ved kontrollpanelet ble kalt «brettvakten».

I dag er det helst i små-, mini- og mikrokraftverker at akslingen er horisontal og denne klassiske oppstillingen fortsatt forekommer.

Utløpstunnelen

Fra turbinen fører som nevnt sugerøret (diffusoren) ned til avløpstunnelen som enten fører vannet tilbake til vassdraget eller ut i havet. Dersom kraftverket har peltonturbiner, faller vannet tilnærmet dødt ned fra turbinen og føres ut på samme måte i en avløpstunnel. Avløpet kan også være i form av en kanal eller åpen renne. I motsetning til tilløpstunnel og trykksjakt er ofte ikke hele avløpstunnelens tverrsnitt vannfylt.

Drift og energiplanlegging i det nordiske kraftsystemet

Ved driftsplanleggingen i det liberaliserte nordiske kraftmarkedet er det kjøpere og selgere av elektrisk energi som planlegger produksjonen. Hvert kraftselskap planlegger hvor mye kraftverkene skal produsere time for time. Dette innebærer også at noen kraftverk stanses, for eksempel fordi magasinene er tomme, en vil spare vannet til en tid med høyere pris eller for å få utført nødvendig vedlikehold. På den annen side kan det være et sjansespill å vente for lenge med å produsere kraft, kanskje må en aktør selge sin vannkraft billig for å unngå at magasinene renne over. Om magasinene virkelig renner over fås ikke noen inntekter fra dette vannet.

I markedet for krafthandel skjer handelen dagen i forvegen. Noe selges og kjøpes på langtidskontrakter, kanskje flere år i forvegen, men mye avgjøres på korte tidsperspektiver. Denne produksjonsplanleggingen kan ikke treffe helt presist, selv ikke om handelen altså avgjøres dagen i forvegen. Det kan bli varmere eller kaldere vær slik at husholdningene bruker mer eller mindre energi enn forutsatt. Videre kan smelteverk som bruker mye elektrisk kraft få feil slik at det må stanses uforutsett. Det kan også oppstå utfall av kraftlinjer, transformatorer eller aggregater får feil og må stanses. Statnett har til oppgave å sørge for den endelige balansen, og er systemansvarlig i Norge.

At det finnes roterende reserve og mulighet for å regulere pådraget i kraftverkene noe opp eller ned kalles for kraftsystemets primærreserver. Alle kraftverkene i Finland, Norge og Sverige er sammenkoblet og reguleringen skjer samtidig i alle kraftverkene. Det er en viktig oppgave for den som har systemansvar å sørge for tilstrekkelig roterende reserve.

Etter at primærreguleringen, altså turbinregulatoren, har sørget for likevekt mellom produksjon og forbruk vil det oppstå et frekvensavvik, altså at frekvensen er kommet utenfor det ønskede intervallet, som i Skandinavia er på 49,90-50,10 Hz . Imidlertid er det et krav at frekvensen skal være så nær 50 Hz som mulig og produksjonen blir regulert opp eller ned for å oppnå dette. For å gjøre dette blir turbinregulatorenes statikk justert noe opp eller ned. Stigningstallet er allikevel det samme (linjen som viser regulerstyrken blir altså parallellforskjøvet). Denne typen regulering kalles sekunderregulering og også den skjer automatisk. Responsen på sekundærreguleringen skal være ca. 120-210 sekunder i Skandinavia.

Sekundærreguleringen er i likhet med primærreguleringen en reserve, kalt sekunderreserven. Denne står også til rådighet for uforutsette endringer. I Skandinavia brukes den som nevnt for å utjevne frekvensavvik og holde 50 Hz mest mulig konstant, mens den i resten av Europa også brukes for å håndtere avvik i effektflyten mellom landene.

I tillegg til primær- og sekundærreguleringen som skal utjevne frekvensforskjeller automatisk finnes en tertiærregulering som er manuell. At det finnes tertiærregulering vil si at det finnes reserver i kraftproduksjonssystemet som kan aktiveres. Dette kan for eksempel være kraftstasjoner som ikke er i drift, men som på kort varsel kan startes for kortere eller lengre tid. Dette kalles tertiærreserver og omtales som regulerkraft. Denne energien omsettes i et nordisk regulerkraftmarked. Responstiden for å kunne aktivere tertiærreserver er opptil 15 minutter i Norge.

Miljøproblemer

Et vannkraftverk har ingen utslipp som er skadelige for miljøet, men representerer allikevel et stort inngrep i naturen. I et globalt miljøperspektiv er derfor vannkraft sett på mer som enn løsning enn et problem, derimot kommer vannkraftutbygging i konflikt med klassisk naturvern. Klassisk naturvern dreier seg om naturfredning og bevaring, det være seg områder eller arter. Et vannkraftverk endrer vannføringen i et vassdrag i betydelig grad, reguleringsdammer setter nye arealer under vann og representere fysiske stengsler for fisk og dyr. Gyteforholdene for fisk blir påvirket på flere forskjellige måter, og i flere norske elver får dette store konsekvenser for blant annet laksebestanden.

Vannkraftverk og andre energikilder

Bruk av vannkraft i verden

Vannkraft er den mest brukte formen for fornybar energi, og sto i år 2010 for 16 % av verdens elektrisitetsproduksjon eller 3 427 TWh. Produksjonen forventes å øke med om lag 3,1 % hver år de neste 25 årene.

Norge er et av de land i verden med størst andel vannkraftproduksjon med godt over 90 %, men i Albania, Kongo, Mosambik, Nepal, Paraguay, Tadsjikistan og Zambia kommer nær 100 % av all elektrisk energiproduksjon fra vannkraft. Andre land med stort bidrag er Brasil, Etiopia, Georgia, Kirgisistan og Namibia der mer enn 80 % av elektrisk energiproduksjonen kommer fra vannkraft.

Kina er den største vannkraftprodusenten med en produksjon på 721 TWh i 2010, som dekker rundt 17 % av strømforbruket til husholdningene. Det er nå tre vannkraftverk i verden som er større enn 10 GW: De tre kløfters demning i Kina, Itaipu-demningen på grensen mellom Brasil og Paraguay, og Guri-demningen i Venezuela.

Verdens desidert største vannkraftverk, som også er verdens største kraftverk uansett type, er det som tilhører De tre kløfters demning i Kina. Dette har ifølge prosjektets hjemmeside 32 turbiner med en nominell ytelse hver på 710 MW. Tilsammen blir dette en ytelse på 22,72 GW. Imidlertid er maksimal ytelse per turbin oppgitt til hele 852 MW og de 32 turbinene kan om de går for fullt yte 27,3 GW. Den forventede årlige kraftproduksjonen vil være over 100 TWh.

Kostnaden for vannkraft er relativt lav, noe som gjør det til en konkurransedyktig kilde til fornybar elektrisitet. Den gjennomsnittlige kostnaden for elektrisitet fra et vannkraftanlegg større enn 10 MW er 3-5 US cent per kWh, eller 25 øre per kWh i Norge.

Arkitektur og kulturminner i kraftproduksjon

Kraftutbygginger og elektrisitet har representert store endringer i samfunnet og en enorm velstandsutvikling. I mange land startet denne utviklingen i 1880-årene og skjedde med stadig større fart utover på 1900-tallet. Kraftstasjonene som ble bygget i denne tidlige epoken ble sett på som det ypperste av avansert teknologi og vitenskapelig fremskritt. Vannkraften skapte industriutvikling, arbeidsplasser og en enklere hverdag for folk flest. Noen av datidens beste arkitekter ble involvert for å utforme kraftstasjonenes eksteriør og interiør. Formgivningen viste kraftverkenes betydning og var viktige symbolbygg.

Billedgalleri

• 
  Elvekraftverk i Schöngeising, Oberbayern, Tyskland. 1892.
• 
  Näs kraftstasjon,Näs bruk, Avesta kommune, Sverige. 1898/1913.
• 
  Cusset vannkraftverk, Rhône, Frankrike. 1899.
• 
  Pullach vannkraftverk, Oberbayern, Tyskland. 1904.
• 
  Heimbach kraftverk i Jugendstil, Tyskland. Arkitekt: Georg Frentzen. 1905.
• 
  Toronto Power Generating Station ved Niagara, Canada. Arkitekt E. J. Lennox. 1906.
• 
  Taccani kraftverk, Crespi d'Adda, Italia. Arkitekt Gaetano Moretti. 1906.
• 
  Ozalj vannkraftverk, nær Ozalj, Karlovac Kroatia. 1907/1908.
• 
  Tyssedal kraftanlegg. Arkitekt: Thorvald Astrup og Victor Nordan. 1908-1918.
• 
  Olidan kraftverk, Trollhättan, Sverige. Arkitekt Erik Josephson. 1910.
• 
  Stave Falls dam og kraftstasjon, Mission (British Columbia), Canada. 1909-1912.
• 
  Waldeck vannkraftverk fikk vann fra Ederdemningen. 1914.
• 
  Såheim kraftverk. Arkitekt: Thorvald Astrup og Olaf Nordhagen. 1912-1916.
• 
  Älvkarleby kraftverk, Älvkarleby, Sverige. Arkitekt Erik Josephson. 1911-17.
• 
  Glomfjord kraftverk. Arkitekt: Olaf Nordhagen. 1920.
• 
  Sir Adam Beck vannkraftverk, Niagara, Ontario, Canada. 1922/1954.
• 
  Follafoss kraftverk. Arkitekt: Olaf Nordhagen. 1923.

  Foto: Kommunikasjonsavdelingen NTFK
• 
  Vannkraftverk i Kardaun, Syd-Tirol, Italia. 1929.
• 
  Dneproges, Zaporizjzja, Ukraina. Arkitekt Viktor Vesnin. 1927-1932
• 
  Tongland kraftstasjon, Galloway, Skottland. Arkitekt William McLellan. 1932-1936.
• 
  Grand Coulee-demningen, Grant County (Washington), USA. 1941.
• 
  Buntzen kraftverk, Indian Arm, Britisk Columbia, Canada. 1951
• 
  Chief Joseph-demningen, Washington, USA. 1958/1979.
• 
  Røldal kraftverk. Arkitekt: Geir Grung. 1965.

  Foto: David Aasen Sandved
• 
  Búrfell kraftverk, ved Þjórsá, Island. 1966-1969.
• 
  Guri-demningen, Bolívar, Venezuela. 1978.
• 
  Sajano Sjusjensk-demningen, ved byen Sajanogorsk, Russland. 1968-1978/1984.
• 
  De tre kløfters demning, Hubei, Kina. 1997-2006.

Se også

• Liste over verdens største vannkraftverk
• Liste over vannkraftverk i Norge
• Vannkraft i Norge
• Norsk energihistorie
• Turbin

Referanser

Litteratur

• Casper Vogt-Svendsen (2000). Øyvind Nilsen, red. Turbiner (norsk) (1. Utgave, 1. opplag utg.). Oslo: Elforlaget. ISBN 82-7345-285-9. 
• Casper Vogt-Svendsen (1998). Øyvind Nilsen, red. Vannveien (norsk) (1. utgave utg.). Elforlaget, Norges Elektroentrpenørforbund. ISBN 82-7345-284-0. 
• Magne Kvistad (1999). Øyvind Nilsen, red. Elektriske maskiner og magnetiseringsutstyr (norsk) (1. utgave utg.). Elforlaget, Norges Elektroentrpenørforbund. ISBN 82-7345-286-7. 
• John Eie (2000). Dammer og kraftverk (norsk) (2 utg.). Kristiansand: NKI Forlaget. ISBN 82-562-5079-8. 
• Vidkunn Hveding (1992). Vannkraft i Norge (norsk). Trondheim: Universitetet i Trondheim, Norges tekniske høgskole, Institutt for vassbygging. ISBN 82-7598-018-6. 
• Lars Thune m.fl. (2006). Kulturminner i norsk kraftproduksjon – en evaluering av bevaringsverdige kraftverk (KINK) (norsk). Oslo: Norges vassdrags- og energidirektorat. ISBN 82-410-0547-4. 
• Prabha Kundur (1993). Power system stability and control (engelsk). McGraw-Hill, Inc. ISBN 0-07-035958-X. 

Eksterne lenker

• (en) Hydroelectric power plants – kategori av bilder, video eller lyd på Commons
• (en) Hydroelectric power – galleri av bilder, video eller lyd på Commons
• energinorge.no - «Vannkraft».
• fornybar.no Arkivert 10. november 2014 hos Wayback Machine. - «Vannkraft».
• energifakta.no – «Vannkraft».
• Teknisk Ukeblad – «Vannkraftverk».
• USGS – «Hydroelectric power».
• USGS – «Hydroelectric power water use». (USA)
• The Renewable Energy Center – «Hydroelectric power». (UK)
• Water Encyclopedia – «Hydroelectric power».
• New Scientist – «Hydroelectric power's dirty secret revealed», 24. februar 2005.
• Environmental Literacy Council – «Hydroelectric Power».
• Einar Broch (1984). «Development of Unlined Pressure Shafts and Tunnels in Norway», Underground Space, Vol. 8, s. 177-184. Arkivert 17. november 2015 hos Wayback Machine.
• R. Selmer-Olsen (1969). «Experience with Unlined Pressure Shafts in Norway», Preprints from Proceedings in lnternational Symposlum on Large Permanent Underground Openings - Oslo 1969 Arkivert 24. september 2015 hos Wayback Machine.
• Revidert utgave Arkivert 4. mars 2016 hos Wayback Machine. av Kulturminner i norsk kraftproduksjon, 2013.