Optimalt vedlikehold av vannkraftverkOptimalt vedlikehold

Eivind Solvang, SINTEF Energiforskning

2

Innhold

• Prinsipper, kriterier

• Analyser

• Datagrunnlag

• Analyseverktøy

• Tilstandsparametre

3

Optimalt vedlikehold

Optimalt vedlikehold for et anlegg:

• Den vedlikeholdsstrategi som gir maksimalt overskudd (netto inntekt) i løpet av levetiden,

eller

• Den vedlikeholdsstrategi som gir minimale totale kostnader i løpet av levetiden, inkl. produksjonstap.

Samtidig må strategien bidra til at aktuelle krav til kvalitet, sikkerhet og miljø overholdes.

Vedlikehold inkluderer her rehabilitering og tilstandskontroll itillegg til forebyggende og korrigerende vedlikeholdstiltak.

4

LCPLifeCycleProfit

Levetids-overskudd

LCP =Mulig oppnåelig inntekt -LCC - LCL

LCC = Life Cycle CostLCL = Life Cycle Loss

Kas s as jonIns tallas jon

Kapitalkos tnader

Skatter, avg ifter

Drifts kos tnader

Vedlikeholds kos tnader

Overs kudd

Produks jons tap pga ikke planlagt vedlikehold

Produks jons tap pga planlagt vedlikehold

Vir

kelig

tilg

jeng

elig

het

Tid

100 % tilg jengelighet

LCC

LCP

LCL

Kas s as jonIns tallas jon

Kapitalkos tnader

Skatter, avg ifter

Drifts kos tnader

Vedlikeholds kos tnader

Overs kudd

Produks jons tap pga ikke planlagt vedlikehold

Produks jons tap pga planlagt vedlikehold

Vir

kelig

tilg

jeng

elig

het

Tid

100 % tilg jengelighet

LCC

LCP

LCL

5

Optimalt vedlikehold (min. kostnader)

Økende andel forebyggende vedlikehold !

Kos

tnad

er

Sum kostnader

Korrigerende vedlikehold1

Forebyggende vedlikehold1

Optimum

1 Inkludert tilhørende produksjonstap (LCC+LCL)

6

Optimalt tidspunkt mht kostnader

0

20

40

60

80

100

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20

Tidspunkt for tiltak [år]

Tota

le k

ostn

ader

[kkr

]

Optimalt tidspunkt

7

Optimalt tidspunkt mht lønnsomhet

0

20

40

60

80

100

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20

Tidspunkt for tiltak [år]

Lønn

som

het [

kkr]

Optimalt tidspunkt

8

Lønnsomhet for et tiltakLønnsomheten av et tiltak defineres her som endringen i totale inntekter og kostnader innenfor en analyseperiode som følge av at tiltaket gjennomføres.

For et tiltak A1 (alternativ 1) kan lønnsomheten NPV(A1) formuleres som:

NPV(A1) = ΣK(A0) - ΣK(A1)der:

NPV(A1) = Lønnsomhet for tiltak A1 (netto nåverdi)ΣK(A0) = Sum diskonterte kostnader i analyseperioden uten tiltak

(alternativ 0)ΣK(A1) = Sum diskonterte kostnader i analyseperioden når tiltaket

gjennomføres

NPV er lik nåverdien av besparelsen man oppnår innenfor analyseperioden ved å gjennomføre tiltaket, dvs netto nåverdi (Net Present Value).

Tiltaket er lønnsomt hvis tiltaket medfører at sum kostnader (inkludert kostnaden av selve tiltaket) reduseres.

9

Økonomisk kalkyle for et tiltakInntekter som følge av:

• økt virkningsgrad

• økt tilgjengelighet / redusert sviktsannsynlighet

• utsettelse av fremtidige kostnader

• andre inntekter (ev. reduserte kostnader)

Kostnader som følge av:

• selve tiltaket (materiell, arbeid, transport, etc.)

• utilgjengelighet under gjennomføringen av tiltaket

• vedlikeholdsintroduserte feil

• andre kostnader

10

Eksempel på økonomisk kalkyle for et tiltakInntekter som følge av:

• økt tilgjengelighet (færre feil): 10 kkr/år

• andre inntekter (reduserte kostnader): 5 kkr/år

Kostnader som følge av:

• selve tiltaket: 150 kkr

Analyseperiode: 20 år

Kalkulasjonsrente: 7 % pa

11

Inntekter og utgifter (faste kroner)

-160

-140

-120

-100

-80

-60

-40

-20

0

20

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Analyseperiode [år]

[kkr

]

Tiltak Økt tilgj.het. Andre inntekter

12

Akkumulert lønnsomhet(faste kroner)

-150

-100

-50

0

50

100

150

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Analyseperiode [år]

Akk

. løn

nsom

het [

kkr]

13

Inntekter og utgifter (nåverdi)

-160

-140

-120

-100

-80

-60

-40

-20

0

20

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Analyseperiode [år]

[kkr

]

Tiltak Økt tilgj.het. Andre inntekter

14

Akkumulert lønnsomhet(nåverdi)

-160

-140

-120

-100

-80

-60

-40

-20

0

20

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Analyseperiode [år]

Akk

. løn

nsom

het [

kkr]

15

Lønnsomhet ved ulike renter

-150

-100

-50

0

50

100

150

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19

Analyseperiode [år]

Akk

. løn

nsom

het [

kkr]

r=0NPV r=7,0NPV r=7,8

16

Eksempler på analyser

• Tekniske analyserSannsynlighet for sviktRestlevetidVirkningsgradsutvikling

• KonsekvensanalyserUtilgjengelighetstap ved ulike hendelser (svikt)Virkningsgradstap

• Økonomiske analyser (nåverdi)Kostnader for tiltak, inkl. sum kostnaderLønnsomhet av tiltak

17

Eksempler på analyseverktøy

• VTGRevisionVerktøy for analyse av optimale revisjons- og oppgraderingsbeslutninger i Vannvei, Turbin og Generator

• VansimtapVerktøy for bl.a. analyse av tapte produksjonsinntekter ved havari og inntekter/kostnader ved rehabilitering

• VedlikeholdskalkylerRegnearkmal i Excel

• Flermåls beslutningsanalyse (FMBA)

18

Analysemuligheter i VTGRevision

• RehabilteringsanalyserPerspektiv - system tilbake til nytilstand

Optimalt revisjonsintervall basert på virkningsgrad og sviktsannsynligheter

TurbinvirkningsgradSpaltevannstapGenerator

For turbin og vannvei er optimal beslutning knyttet til tilstandsmålinger for virkningsgrad og falltap

19

Analysemuligheter i VTGRevision

• Prosjektanalyser – oppgraderingPerspektiv - Oppgradering av kraftverk

Lønnsomhetsanalyser for ny designNy layout for hele kraftverket eller deler av det

Ny tunnelNy trykksjaktutformingEndret turbin og generatordesignEndrede tilsigs- eller magasinforhold

⇒ Nye produksjonsplaner gitt tilsigsforhold

Beregner lønnsomhet ved å sammenlikne ny og eksisterende teknisk design på kraftverket

20

Personnel

VTG: Beregnøkonomiskpotensiale

Finnespotensiale ?

Resultat -preliminært

Anbud ellerleverandørkontakt

VTG: Legg inndata fra

leverandør.Utfør analyse

Resultat

Erleverandørgaranti

god nok ?

Kunnskap om egetkraftverk

Kunnskap om 'bestpractice'

JA

Ikke tiltak

NEI NEI

Iverksetttiltak

JA

Forhandlinger

Eksempel på arbeidsgang ved

bruk avVTGRevision

21

Hovedbilde VTGRevision

22

Vansimtap

• Programsystem for optimalisering og simulering av vannkraftproduksjon

• Benyttes av de fleste produsenter i Norden

• Lang historie (20-30 år)

• Planleggingsperioden inntil 10 år frem i tid

• Tidsoppløsning uke eller prisavsnitt innenfor uken

• Usikkerhet i tilsig, markedspriser og eventuelt forbruk pga. temperatur

23

Bruksområder Vansimtap• Marginalverdi av lagret vann. (vannverdi), produksjon

første uke etc.

• Prognoser for produksjon, magasininnhold, flom etc for mulige pris og tilsigsscenarier

• Input til risikoanalyser, produksjonsprognoser

• Investeringsanalyser

• Revisjonsplanlegging

• Konsekvenser av utfall

• Byggestein for SamkjøringsmodellenPrisprognoseringInvesteringsanalyser, nye kabler, nye nett, gasskraft

24

Tapte produksjonsinntekter for hvert tilsigsår

Havari uke 6-14 (KR4)

-16000

-14000

-12000

-10000

-8000

-6000

-4000

-2000

0

2000

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53 55 57 59

Scenario

Effe

kt a

v ha

vari

(kkr

)

25

Vedlikeholdskalkyler

• Regnearkmal i Excel

• Økonomisk analyse av tiltak (nåverdi)InntekterKostnaderLønnsomhet

• Eksempler på tiltakTurbinrevisjonUtbedring av oljelekkasje på løpehjulskovler Installasjon av luke i vannvei

26

Tiltak: Turbinrevisjon i elvekraftverk

• Slitasjeskader på løpehjul ⇒ stans i 5 måneder hvis oljelekkasje (høy risiko)

• Revisjon av løpehjul m.m. gjennomføres om vinteren med liten sannsynlighet for vanntap

• Revisjonskostnader: 4,06 mill kr

• Kostnader ved oljelekkasje: Reparasjon: 4,06 mill krVanntap: Gjennomsnitt 10 GWh (varierer mellom 0 og 20 GWh avhengig av tidspunkt for svikt)

• Sannsynlighet for svikt: 20% pr år

27

Økonomisk analyse, grunnlagsdataGrunnlagsdata knyttet til kalkylenTiltak:

Økonomiske grunnlagsdata 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010Startverdi (kr/MWh) Årlig endring (%)

Kraftpris 1 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150Kraftpris 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Kalkulasjonsrente 7,0 %Start analyseperiode 2001Slutt analyseperiode 2029

Tekniske grunnlagsdata 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010Svik tsannsynlighet nr. 1 Startverdi (%) Årlig økning (%)Før tiltak 20 20,00 20,00 20,00 20,00 20,00 20,00 20,00 20,00 20,00 20,00Etter tiltak 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Turbinrevisjon

Sviktsannsynlighet nr 1(sett fra analysetidspunktet)

0,000

0,050

0,100

0,150

0,200

0,250

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

Før tiltak Etter tiltak

28

Økonomisk analyse, kostnaderKostnader knyttet til tiltaket(alle tall i kkr, investeringskostnader påløper i starten av året)

Tiltak: Turbinrevisjon

Ressurser Nåverdi 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012Egen arbeidskraft 1440 AF7 1440 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Fremmedytelser 1900 AF8 1900 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Materiell/utstyr 370 AF9 370 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Verktøy 0 AF10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Transport 0 AF11 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Avhending 0 AF12 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Annet 350 AF13 350 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Sum 4060 4060 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Utilgj.het under tiltaketFlyttet/redusert salg 0 AF17 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Tapt vann 0 AF18 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Annet 0 AF19 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Sum 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Vedlikeholdsintroduserte feilPå enheten 0 AF23 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0På andre enheter 0 AF24 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Annet 0 AF25 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Sum 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Andre kostnaderKostnad 1 0 AF29 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Kostnad 2 0 AF30 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Kostnad 3 0 AF31 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Sum 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Sum alle relevante kostnader 4060 4060 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

29

Økonomisk analyse, inntekterInntekter knyttet til tiltaket(alle tall i kkr)

Tiltak: Turbinrevisjon

Økt virkningsgrad Nåverdi 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011Virkningsgrad 1 0 AF7 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Virkningsgrad 2 0 AF8 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Annet 0 AF9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Sum 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Økt tilgjengelighet/redusert sviktsannsynlighetUnngår produksjonstap (pga svikt 1) 1111 AF13 300 240 192 154 123 98 79 63 50 40 32Unngår rep.kostnader (etter svikt 1) 3007 AF14 812 650 520 416 333 266 213 170 136 109 87Unngår produksjonstap (pga svikt 2) 0 AF15 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Unngår rep.kostnader (etter svikt 2) 0 AF16 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Unngår produksjonstap (pga svikt 3) 0 AF17 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Unngår rep.kostnader (etter svikt 3) 0 AF18 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Annet 0 AF19 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Sum 4118 1112 890 712 569 455 364 292 233 187 149 119

Utsettelse av fremtidige kostnaderInvestering 1 0 AF23 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Investering 2 0 AF24 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Tiltak 1 0 AF25 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Tiltak 2 0 AF26 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Sum 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Andre inntekterRedusert forsikringspremie 0 AF30 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Økt vedlikeholdsevne etter tiltak 0 AF31 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Inntekt 3 0 AF32 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Sum 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Sum alle relevante inntekter 4118 1112 890 712 569 455 364 292 233 187 149 119

30

Økonomisk analyse, resultatVedlikeholdskalkyle(alle tall i kkr)

Tiltak: Turbinrevisjon

Inntekter Nåverdi 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013Økt virkningsgrad 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Økt tilgjengelighet/redusert sviktsannsynlighet 4118 1112 890 712 569 455 364 292 233 187 149 119 96 76Utsettelse av fremtidige kostnader 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Andre inntekter 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Sum 4118 1112 890 712 569 455 364 292 233 187 149 119 96 76

KostnaderRessurser -4060 -4060 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Utilgj.het under tiltaket 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Vedlikeholdsintroduserte feil 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Andre kostnader 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Sum -4060 -4060 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Resultat 58 -2948 890 712 569 455 364 292 233 187 149 119 96 76

Akkumulert nåverdi -3021 -2244 -1663 -1228 -904 -661 -479 -344 -242 -166 -110 -67 -35

Kalkulasjonsrente 7,0 %

Inntekter/kostnader

-5000

-4000

-3000

-2000

-1000

0

1000

2000

2001

2003

2005

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

kkr

Andre kostnaderVedlikeholdsintroduserte feilUtilgj.het under tiltaketRessurserAndre inntekterUtsettelse av fremtidige kostnaderØkt tilgjengelighet/redusert sviktsannsynlighetØkt virkningsgrad

Akkumulert nåverdi

-3500

-3000

-2500

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

kkr