Ustabilitet i reversible pumpeturbiner

Verdens kraftsystemer er inne i en periode med store endringer. En viktig driver er målet om å redusere klimautslippene.

Den kraftige reduksjonen i prisen på solkraft og vindkraft fører til at mange prosjekt utvikles på rent kommersielle vilkår. Større andel av ikke-styrbar produksjon øker behovet for energilagring for å kunne kompensere for ubalansen mellom produksjon og forbruk i nettet.

Enkelt prinsipp

Pumpekraft er i dag den mest kostnadseffektive metoden for energilagring i store volum. Prinsippet med pumpekraft er ganske enkelt. Når det er overskudd av kraft i nettet, kan denne benyttes til å pumpe vann opp i et øvre magasin. Ved underskudd kan det samme vannet slippes ned og bidra til økt kraftproduksjon.

Pumpekraft ble tatt i bruk allerede i 1890. De første anleggene var basert på separat pumpe og turbin. Utover på 1960 tallet startet utviklingen av reversible pumpe turbiner (RPT). Mye av pumpekraftutviklingen i Europa, USA og Asia fra 1960 tallet og fram til i dag har vært drevet fram av utbyggingen av kjernekraftverk og termiske kraftverk med kombinert syklus.

Sju pumpekraftverk

Slike anlegg egner seg best til konstant drift. Det er derfor bygd mange pumpekraftverk som er dimensjonert for døgnregulering. Pumping på natten når forbruket er lavt og produksjon på dagtid når last toppene kommer. I mange tilfeller er disse bygd med et kunstig øvre reservoar, uten naturlig tilsig.

I Norge har utviklingen av pumpekraftverk først og fremst handlet om sesonglagring, hvor overskuddet av kraft i vårflommen kan benyttes for å pumpe vann opp i magasin for bruk vinterstid. Norge har i dag ti reversible pumpeturbiner i sju kraftverk.

I tillegg var Savalen kraftverk opprinnelig utstyrt med en reversibel pumpeturbin. Kraftverket fikk aldri konsesjon til pumping og ble ombygd til en konvensjonell Francis turbin på 90-tallet.

Det nyeste pumpekraftverket er Nygård (Eviny), satt i drift i 2005. Interessen for pumpekraftverk i Norge har vært varierende de sist tiår. Men, siden 2022 har interessen økt markert og flere kraftselskap arbeider med konkrete prosjekt.

Utlegging av pumpeturbin

En reversibel pumpeturbin (RPT) er et kompromiss mellom en klassisk Francis turbin (FT) og en sentrifugalpumpe. Sammenlignet med en FT har en RPT har større innløpsdiameter og færre skovler.

For et pumpekraftverk øker energitettheten med økende fallhøyde. Dette reduserer kostnadene på kraftverket. Siden man ofte bruker et kunstig øvre magasin, har man større frihet til å velge plassering av kraftverket. Et stort driftsområde gir stor fleksibilitet ved drift av kraftverket.

Tre begrensninger

Et optimalt pumpekraftverk har altså høy løftehøyde og stort driftsområde. Driftsområdet for pumpeturbiner er typisk begrenset av tre faktorer (se figur 1):

1. Kavitasjon i pumpedrift
2. Ustabilitet i pumpekarakteristikken ved høy løftehøyde
3. Ustabilitet ved tomgang ved turbindrift ved lav høyde

Utfordringen med kavitasjon er relativt godt forstått. Strømningsberegninger og modelltester kan benyttes for å optimalisere innløpsprofilet. Økt dykking kan også benyttes for å utvide driftsområdet.

Ved lav løfthøyde oppstår kavitasjon på trykksiden av skovlen og sigma-kurven er meget bratt. I praksis er det begrenset hvor stor variasjon i volumstrømmen et løpehjul kan dekke. Det er derfor ønskelig ved en brattest mulig pumpekurve. Dette er igjen knyttet til skovlvinkelen på utløpet av pumpen (innløp turbin).

Ved høy løftehøyde har pumpekarakteristikken H(Q) ofte en ustabilitet (S-form). Dette gjelder også sentrifugalpumper og sentrifugalkompressorer.

I turbindrift, ved lav fallhøyde ved tomgang kan turbinkarakteristikken også ha en S-form som gjør det vanskelig eller umulig å fase inn turbinen (engelsk «speed-no-load [SNL] instability»). Begge disse mekanismene vil bli diskutert i noe mer detalj i det følgende.

Systemperspektiv

Vi tar først for oss pumping. Falltapene i vannveien (systemkarakteristikken) øker med økende vannføring og danner en parabel. For løftehøyder under omslagspunktet gir dette et entydig driftspunkt.

I omslagsområdet er det derimot en flertydig løsning og vannføringen vil kunne svinge mellom flere ulike verdier (se figur 2). Tilsvarende for synkronisering av maskinen ved turbindrift.

Ved liten åpning er løsningen entydig, men når fallhøyden synker, og en må åpne ledeskovlene mer, kan gradienten på ledeskovlkarakteristikken bli positiv og man har en flertydig løsning.

Når man prøver å fase inn maskinen vil det oppstår store trykkpulsasjoner som gjør det umulig å synkronisere maskinen. Begge disse fenomenene er observert og har skapt problemer ved igangkjøring av nye anlegg.

Detalj-perspektiv

Modellprøver er en nyttig framgangsmåte for å få bedre forståelse av hva som skjer i de ustabile områdene. Systemforståelsen gir inntrykk av et forløp hvor løsningen i det ustabile området veksler mellom to eller tre distinkte driftspunkt.

Dette er ikke helt korrekt. Dersom man ser på måling av f.eks. trykket i pumpedrift, vil man observere at ved lav løftehøyde får man en stabil måling med relativt små endringer. Svingninger i et målesignal kan karakteriseres ved RMS verdien (root mean square = roten av kvadratet av avviket). Når man nærmer seg den ustabile sonen ser man at RMS-verdien øker kraftig.

I praksis har man en tidsavhengig løsning som veksler periodisk. For å forstå hva som skjer er det nødvendig å studere strømningsfeltet inne i løpehjulet i mer detalj.

Vi tar igjen utgangspunkt i pumpedrift, siden dette er lettest å visualisere. Ved beste løftehøyde har man et hastighetsprofil ved utløpet med noe skjevstrømning, men profilet fyller hele skovlkanalen. Ved høyere løftehøyde avtar volumstrømmen og hastighetsprofilet blir mer og mer skjevt.

Oppstår separasjon

Ved en gitt løftehøyde oppstår det en separasjon av strømningen og det dannes tilbakestrømmende virvler (bakevjer). I begynnelsen kan det være små tilbakestrømninger som er ganske like fra strømningskanal til strømningskanal.

Etter hvert som volumstrømmen reduseres ytterligere reorganiseres strømningen slik at det oppstår store virvler som dekker hele kanalen mens andre kanaler har strømningsprofil med liten eller ingen tilbakstrømning.

Målinger viser at dette mønsteret flytter seg fra kanal til kanal. Dette fenomenet betegnes roterende avløsning (“rotating stall”) og gir opphav til den kraftige økningen i RMS-verdien i det ustabile området (se figur 3). Målinger og 3D strømningsberegninger har vist at roterende avløsing også er den grunnleggende mekanismen i ustabilitet på ruselinjen.

Flere løsninger

Problemer med ustabilitet er ofte først observert på anlegg. Gjerne i forbindelse med igangkjøring av nye kraftverk.

I slike tilfeller er det kritisk å komme fram til en praktisk og gjennomførbar løsning. Eksempler på løsninger som har vært prøvd med hell er:

• Lokal modifikasjon av skovlgeometri
• Ventilstruping
• Skjevjusterte ledeskovler

Det er ikke rom for å gå i detalj på forklaring av alle de ulike tiltakene, men det er verdt å nevne Grunde Olimstads doktorgradsarbeid fra 2012.

Her ble det vist hvordan ganske små endringer på innløpskanten av skovlene har stor betydning for turbinkarakteristikken ved rusing. Dette arbeidet er fortsatt den best dokumenterte sammenheng mellom geometri og stabilitet, og siteres fortsatt hyppig.

Kværner tok i bruk løsningen med skjevjusterte ledeskovler på pumpekraftverket Tianhuanping i Kina (se figur 4). Prinsippet er at to eller fire ledeskovler kan vris til en annen posisjon ved synkronisering av maskinen ved lav fallhøyde. Når maskinen er synkronisert vris disse tilbake til opprinnelig posisjon.

Pågående forskning

Fenomenet med roterende avløsing er observert på mange typer strømningsmaskiner. Det pågår fortsatt mye forskning og utvikling for å forstå fenomenet, kontroller det, eller forskyve området hvor ustabiliteten oppstår. Blant de tema som opptar forskerne er

• Design/geometri
• Fullomformer/variabelt turtall
• Passiv kontroll (“J-grooves”)
• Aktiv kontroll
• Maskinlæring/KI

Teknologiutvikling innen strømningsberegninger, kraftelektronikk, sensorer og maskinlæring gir håp for at framtidige pumpekraftprosjekt kan utnytte et stadig større driftsområde og dermed bidra med økt fleksibilitet til nettet.

Bjarne Børresen har mer enn 25 års erfaring med design, analyse og prosjektering av vannkraft i Norge og internasjonalt. Han er aktiv i nasjonale og internasjonale forskningsprosjekt og deltar i utvikling av felles bransjestandarder. Bjarne Børresen er utdannet siv.ing maskin fra NTH og Docteur Ès Sciences Techniques (dr.ing) fra EPFL, Sveits og arbeider i dag som fagspesialist i Multiconsult.