Start / Stenungsunds kraftverk

Stenungsunds kraftverk

Stenungsunds kraftverk togs i drift 1959 och var under flera decennier en viktig kugge i den svenska elförsörjningen. Runt anläggningen uppstod ett petrokemiskt kluster som idag sysselsätter cirka 3000 personer. Under skorstenarna på Vetteberget döljer sig en enorm berganläggning med maskinsalar, verkstäder, oljelager och vattenverk.

Häng med på en virtuell tour av anläggningen Stenungsund Block1. Kolla på dator, läsplatta eller i mobilen. Sätt på dig VR-glasögon om du har några. Klickar du på en info-skylt visas fakta om det aktuella objektet.

Block 1 panna, HT-turbin och ångledningar
Block 1 panna, HT-turbin och ångledningar
Den starka tillväxten efter andra världskrigets slut gjorde att elproduktionen I Göta Älv inte var tillräcklig för att försörja regionen. Under år med låg nederbörd blev situationen besvärlig. 1947 blev det nödvändigt att införa elransonering för att hantera elbristen. Som lösning på problemet planerade Vattenfall att bygga ett värmekraftverk för kol eller oljeeldning som kunde anslutas till det planerade 380 kV ställverket i Stenkullen.

Sökandet efter en lämplig förläggningsplats började 1946 och ett tiotal platser undersöktes. Ett krav var att anläggningen skulle vara förlagd i bergrum för att skydda mot angrepp. Dessutom behövdes en isfri djuphamn för att ta emot bränsle sjövägen och en sötvattentäkt för processvatten.

Ganska snart stod det klart att Stenungsund uppfyllde kraven. Från politiskt håll fanns dessutom en vilja att skapa industrijobb där. I början av 1950-talet var Stenungsund en badort med låg ekonomisk aktivitet vintertid.

Byggprojektet startade i augusti 1955. Under tre års tid sprängde man ut maskinsalar, oljelager och en oljehamn. Totalt sprängdes 1,5 miljoner kubikmeter berg och stora delar av det moderna Stenungsund är byggt på fyllnadsmassor från bergrummen. Man byggde också bostäder och vattenverk - än idag får Stenungsundsborna sitt dricksvatten från Vattenfall. När arbetet var som mest intensivt 1959 sysselsattes fler än 1100 personer.

Block 1, kontrollpanel
Block 1, kontrollpanel
Parallellt med byggnadsarbetet pågick ett intensivt utvecklingsarbete på Vattenfalls Ångbyggnadsavdelning under ledning av överingenjör Uno Blomqvist. Beställningarna gick huvudsakligen till svenska företag, bland dessa kan nämnas Svenska Maskinverken (panna), STAL (turbin) och ASEA (generatorer). Den största utmaningen var att maximera pannans effekt i förhållande till yttermåtten så att aggregaten skulle få plats i bergrummen. Därför valdes olja framför kol som bränsle. Placeringen i bergrum krävde också speciella lösningar för ventilation och kylning samtidigt som ett omfattande arbete gjordes för att minimera utsläpp av sot och svaveldioxid.

1959 kunde Block 1 på 160 MW tas i drift och under första säsongen producerades 176 GWh. Under utvecklingsarbetet hade man prioriterat hög verkningsgrad framför snabb uppstart men det var ändå möjligt att starta och fasa in ett block inom 65 minuter. Verkningsgraden var 38%

Block 3, pannan sedd från turbinens östra sida
Block 3, pannan sedd från turbinens östra sida
Ett år senare färdigställdes det i stort sett identiska Block 2. Utbyggnad med Block 3 och 4 pågick parallellt med detta och dessa kunde tas i drift 1966 respektive 1969. De två sista blocken fick högre effekt, bland annat tack vare cirkulationspumpar i pannorna, och var på 275 MW vardera.

Den ständigt hotande elbristen gjorde att man forcerade arbetet med driftsättningen. Samtidigt låg aggregaten i teknikens framkant och använde innovativa, ibland oprövade, konstruktionslösningar. De första driftåren var inte utan problem, bland annat havererade skovelsystemen på turbinerna flera gånger. Helt stabil blev inte driften förrän i början av 1970-talet. 1992 byttes brännarna på Block 1 och 2 för att minska utsläppen av kväveoxider.

Block 4, matarvattenpump från väster
Block 4, matarvattenpump från väster
I slutet av 1960-talet avtog utbyggnadstakten inom vattenkraften samtidigt som elförbrukningen fortsatte att öka. Stenungsund var under dessa år en viktig del av landets ordinarie elproduktion. Störst var utnyttjandet 1966–1979 då antalet anställda var runt 300 personer. På 1970-talet infördes kärnkraft i stor skala vilket minskade behovet av fossileldade kraftverk. Därefter fungerade Stenungsund främst som reservkraftverk vid extrem väderlek eller driftstörningar. Exempelvis kördes Block 4 under februari 2010 då det var mycket kallt samtidigt som flera kärnreaktorer var tagna ur drift.

I början av 2000-talet påbörjades projekt Fenix som skulle innebära en omfattande modernisering av kraftverket. Det skulle förses med ett avancerat system för rökgasrening och förbränna restoljor från Preems raffinaderi i Lysekil. Man inledde också förhandlingar med Göteborg Energi om leverans av fjärrvärme. När Göteborg valde att investera i egen produktion försämrades de ekonomiska förutsättningarna och projektet lades ner.

Mellan 2003 och 2015 ingick Stenungsund i den svenska effektreserven med undantag för vintern 2009. Senaste gången kraftverket var i drift var när Block 3 kördes i januari 2015 i samband med ett transformatorhaveri som påverkade Göteborgsområdet. Det två äldsta blocken har inte varit i bruk sedan mitten av 1990-talet.

Åter till Fossila bränslen på agendan

Block 3, gång med kondensor, kylvattenpumpar och förvärmare
Block 3, gång med kondensor, kylvattenpumpar och förvärmare

glqxz9283 sfy39587stf02 mnesdcuix8