Levetidsforlengelse av vannkraftverk

Transkript

1 Levetidsforlengelse av vannkraftverk Teknisk / økonomisk- vurdering Tore-Johan Flåm Stavanger NITO

2 Hovedelementene i et vannkraftverk Oppgaven går altså ut på å få mest mulig energi ut av dette systemet til lavest mulig kostnad, i «evighetens» perspektiv. Energien må selges til best mulig markedspris. Det betyr at systemet må ha så god virknadsgrad som mulig og at anlegget ikke har stans pga. tekniske feil. Alle tiltak som gjøres må være kostnadseffektive (best NPV). Det handler da om å gjøre de riktige tiltakene på riktig tidspunkt, til dette finnes også ulike beslutningsstøtte- systemer P gen E V 3 sin( ) X For å opprettholde virknadsgrader er det i hovedsak vannvei og turbin fokus bør være på, mens teknisk nedetid ofte er forårsaket av øvrig elektromekanisk utstyr. P turbin g H eff Q P aks M t

3 (1) Tap pga. teknisk komponentsvikt Statnett s statistikk for 2014 ( KV) Driftsforstyrrelser i produksjonsanlegg Feilfordeling NTE Fordelt på anleggsdel Kjølevann 12 % Turb.reg Generator 10 % 15 % 6 % 6 % % 2 %2 % 2 % 2 % 2 % 3 % 3 % 4 % 5 % 5 % 3 % 3 % 4 %

4 (2) Tap pga. foringelse av virknadsgrad 0,9 0,89 0,88 0,87 0,86 0,85 0,84 0,83 0,82 0,81 0,8 0,79 0,78 0,77 0,76 0,75 Anleggs- virknadsgrad? Hvorfor har anleggsvirknadsgraden avtatt med årene....? 0,99 0,98 0,97 0,96 0,95 0,94 0,93 0,92 0,91???? Godt vedlikeholdt Dårlig vedlikeholdt 0,90

5 Falltap (m) Vannveien er ofte en utfordring ved oppgradering : Å ha måling av falltap er viktig mhp. daglig drift og muligheter for oppgradering (øke slukeevne) i anlegget. Har en målinger fra anlegget var nytt så har en også mulighet til å oppdage ras i tunell, evt. tetting av varegrinder. 6,50 6,25 6,00 5,75 5,50 5,25 5,00 4,75 4,50 4,25 4,00 3,75 3,50 3,25 3,00 2,75 2,50 2,25 2,00 1,75 1,50 1,25 1,00 0,75 0,50 0,25 0,00 Tett varegrind hf= ( v M )2 x L=3500 R=1,1 M=31 Målt org. Manning Utvidet tunell l R 4/3 MW

6 I dag er det ønskelig å utnytte kraftmarkedet bedre enn i «gamle dager», anleggene var da bygget som «energiverk» med høy brukstid og lite start/stopp. Nå er det ønskelig å gi kraftverkene mer «muskler» ved oppgraderinger i form av økt ytelse (MW). Inntektssiden øker, men det er også noen utfordringer på kostnadssiden som må forsvares. Ofte blir det for kostbart å utvide tunnelsystem ved elektromekaniske oppgraderinger, en må da kontrollere nøye vannhastigheter i tuneller og luker (falltap evt. kavitasjon), varegrinder (vibrasjoner) og kapasitet i svinge-kammer (overløp/stabilitet). Kostnad Start-stoppkostnad Turbineffekt Tapt vann 4% Turbinslitasje 6% Ventilslitasje 15% Generatorslitasje 30% Arbeidskostnad 30% Feilkostnad 20%

7 Sprekk i løpehjul

8 Levetidsforlengelse av vannkraftverk, bygge nytt eller rehabilitere? Nedenfor er det forsøkt illustrert livsløpet til en kraftstasjon. Som kjent har komponenter ulik levetid. For eksempel kontrollanlegg må ofte skiftes i periode 2. I periode 3 må ofte generatorviklinger, løpehjul og høyspentanlegg skiftes. I periode 4 kommer ofte tyngre mekanisk utstyr i vannveien (turbinventiler, tappeluker og sjakter/ stålkonstruksjoner). Noen av komponentene (og hjelpesystemer) er ofte skiftet flere ganger når vi er kommet til periode 4. I periode 4 kan også den hydrologiske situasjonen ha endret seg, evt. andre rammebetingelser. Det er i periode 4 en ofte får sammenfall av flere tyngre reinvesteringer, og det er da viktig å gjøre en grundig totalvurdering av anlegget. Skal vi skifte komponenter i eksisterende anlegg eller bygger vi nytt kraftverk? Andre «Triggere er»: Bedre utnyttelse av vannet Vedlikeholdskostnader Rammebetingelser Krav til HMS Miljø Ny kraftstasjon Modernisering av utstyrsgruppe- 1 Modernisering av utstyrsgruppe- 2 Modernisering av utstyrsgruppe- 3 (+ gr.1 og 2) Periode 1 Periode 2 Periode 3 Periode År

9 Når skal vi overhale? Og hva skal vi gjøre? «Sviktmodellen» kan hjelpe oss med å finne «optimalt» tidspunkt og nivå for tiltak. Modellen er utviklet av Sintef på vegne av EnergiNorge og oss brukere. Ta kontakt med Thomas Welte (Sintef) eller undertegnede for mer info

10 Nå eller aldri.. rehabilitere eller bygge nytt kraftverk innen 2021?? Tiden er trolig ute om du trenger ny konsesjon på ditt tiltak! Utbyggingsfase Rehabilitering og Oppgradering Langsiktig perspektiv, miljøtiltak og ny teknologi blir viktig NNV Skifte av løpehjul i Tunnsjødal (kun pga. virknadsgrad) 23 år før pluss i regnskapet Her streiker økonomene! Økt virkn. Svikt reduksj. Drifts kost Økt ytelse

11 Faktorer som påvirker lønnsomheten i prosjektet Vi ser at gode produksjonsberegninger er svært viktig for å oppnå forventet lønnsomhet, sammen med god markedskunnskap. Investeringskostnad (Capex) kan påvirkes (reduseres) med god kunnskap og «smarte» løsninger. 280 NPV (mill.) Produksjon 2. Kraftpris 3. Rente 4. Capex % Rente Kraftpris Capex Produksjon %- endring fra basisverdi

12 Trend for vedlikeholds-kostnader i Norge, vannkraft Trend for rehabiliterings-kostnader i Norge, vannkraft

13 Momenter vedrørende rehabilitering og oppgradering Før en bytter hovedkomponenter i en kraftstasjon (løpehjul, kontrollanlegg, omvikling osv.), må en som nevnt tidligere se på helhetstilstanden til kraftverket. Nedenfor er listet opp noen momenter som må med i regnestykke. Her foretas det risikoanalyser og nåverdiberegninger på flere alternativer. Teknisk restverdi og restlevetid på dagens hovedkomponenter Ønske om endret funksjonalitet/ styring Økt produksjon (GWh) som følge av tilgang på mer vann og bedre virknadsgrad Økt inntekt på grunn av bedre utnyttelse av kraftmarkedet (økt ytelse (MW) og responstider) Økt inntekt som følge av reduserte nedetids- kostnader /tap («Pitstop»-vedlikhold og reduserte feilrater) Endret kjørestrategi krever annet type utstyr (driftsteknisk) og styring (mer start/stopp) Hvis kraftverket står i en «streng» må hele vassdraget ses på (unngå «suboptimalisering») Framtidige kraftpriser og rentenivå, grønne sertifikater. ( ) Rammebetingelser fra myndigheter (konsesjoner/revurderinger, minstevannsføringer, tekniske krav) Personellsikkerhet (HMS) og kompetanse Leverandørsituasjon (spesielt på gammelt utstyr), kompetanse og reservedeler Reduserte drift og vedlikeholdskostnader Omdømme og holdning til ytre miljø (redusere oljemengder og hindre lekkasje, nasjonale laksevassdrag) Bedre utnyttelse av reguleringsmagasin (8000t), øke effekt (MW)/ redusere brukstid Mulighet for å sette inn småkraftverk i overføringer/ tappeluker? Ta hensyn til rammebetingelser: Kapital, nettkapasitet, oppsittere, NVE (må evt. ha ny konsesjon)

14 Muligheter i Namsen-vassdraget

15 Case Nedre Fiskumfoss Teknisk tilstand på dagens Nedre Fiskumfoss Generatorene må om kort tid skiftes Store mekaniske slitasje i turbinutstyr Stålkonstruksjoner i vannveien må overhales Turbintromme er klinket/smisveist Turbinregulatorer må skiftes Magnetiseringsutstyr må skiftes Kontrollanlegg må skiftes Redning/rømningsforhold må bedres Ønske om bedre utnyttelse av vannressursen H = 34m Q = 135/300 P = 39/90 E = 264/375

16 Case Nedre Fiskumfoss (Har et hydrologisk potensiale på 100 nye GWh) Vurderte alternativer : Kun vedlikehold (0 nye GWh) Rehabilitere til ny tilstand alle 3 aggregater (5 nye GWh) Oppgradering med noe økt slukeevne (skifte hovedkomponenter, 20 nye GWh) Nytt kraftverk og bruk av gammelt som «flomverk» (100 nye GWh) Nytt kraftverk parallelt med gammelt (100 nye GWh) Fellesløsning Øvre og Nedre Fiskumfoss kraftverk i ett kraftverk (forkastet pga. miljømessige forhold, nasjonalt laksevassdrag.... får ikke endre HRV/LRV

17 Case Nedre Fiskumfoss Den tekniske tilstanden for Nedre Fiskumfoss var årsaken til at prosjekt «Masterplan Namsen» ble startet. Dette fordi teknisk tilstand til stasjonen er dårlig og betydelige tiltak må gjennomføres de nærmeste år. Vi mener det er svært risikofylt å kjøre stasjon ut over 2020 med dagens tilstand. De tekniske tiltak i «rehabiliterings-prosjektet» er vurdert på nytt, og summerer seg opp til 170 mill. Med dette får vi også ut 20 nye GWh. Rehabiliterings- alternativet (NF-A3) må økonomisk vurderes oppimot komplett ny stasjon (NF-A1). Alternativ NF-A2 og NF-A4 frarådes pga. stor havaririsiko (følgeskader, vanntap, leverandører, HMS,... ) Det er en usikkerhet i å rekke å bygge ny stasjon innen 2021, da tiltaket muligens krever konsesjonsbehandling. NF-A1 Bygge ny nye GWh - XXX mill. - Sertifikat NF-A2 Bygge ny nye GWh - XXX mill. NF-A3 Rehab nye GWh mill. - Sertifikat - Gammel vannvei NF-A4 Rehab nye GWh mill. - Gammel vannvei

18 Gamle Funna Case Funna Kraftverk Bakgrunn : Klarte ikke å utnytte reguleringsmagasin, driftstid > 8000t Smisveiste stålrør i tilløp, dyrt å skifte ut Idriftsatt i 1938, gammelt og utslitt utstyr Tiltak : Nye Funna Nytt kraftverk i fjell lønnsomt Ny vannvei Effekt øket fra 8MW til 21 MW (Δ 12 MW) Produksjon øket med 10 GWh

19 Gamle Follafoss Case Follafoss kraftverk Bakgrunn : Klarte ikke utnytte reguleringsmagasin Smisveiste stålrør i tilløp, dyrt å skifte ut Idriftsatt i 1923, gammelt og utslitt utstyr Tiltak : Nye Follafoss Nytt kraftverk i fjell lønnsomt Ny vannvei Effekt øket fra 25 MW til 50 MW (Δ 25 MW) Produksjon øket med 45 GWh PS: Dagens design/teknisk løsning er ikke alltid like bra! Sjekk tegninger og følg opp under fabrikasjon!

20 Virknadsgrad Case Tunnsjø kraftverk Å skifte løpehjul kan være aktuelt når det gamle hjulet av ulike grunner er slitt/svekket, eller at kjøremønsteret eller hydrologien i vassdraget er endret. NB vannvei og elektro. 0,95 Virknadsgradkurver for Tunnsjø kraftverk Løpehjulet er veldig sentralt 0,93 0,91 0,89 0,87 10 % (7 GWh) 0,85 0,83 0,81 0,79 Nytt Gammelt 0,77 0,75 0,73 0,71 0,69 0,67 0,65 0,4 0,45 0,5 0,55 0,6 0,66 0,7 0,75 0,8 0,85 0,9 0,95 1 1,05 0,1 1,15 1,2 1,25 1,3 Turbineffekt (reff. gammelt hjul, P=25,76 MW)

21 Investeringskostnad i mill. NOK Case Nytt Byafossen kraftverk Elvekraftverk, alt gammelt rives (end of life) Viktig at utbygger og konsulent har tett samarbeid, total Kompetanse blir da best utnyttet og en finner de «smarte» løsningene, en sikrer også at tekniske driftserfaringer og erfaringer med driften av vassdraget blir hensyntatt. I et internasjonalt marked er det ikke alltid like enkelt å velge rett leverandør (prisene til Byafossen varierte med 100 %!!). Kvalitet, kompetanse, ordrebøker osv. er nok medvirkende Priser på elektromekanisk utstyr til Byafossen Utstyrsleverandører, sortert på pris

22 I vassdragene ligger det kostbare og ofte risikofylte prosjekter, ofte initiert av : Krav fra myndigheter (dam-forskrift skjerpet i 2000 og 2010) For å skaffe oss tilgang til å utbedre luker og grinder (mangler ofte bjelkestengsler...) Miljøhensyn, fisk, minstevannføringer... endret bruk av vassdraget. Tilpasninger i forbindelse med oppgradering (økt slukeevne) av kraftstasjon Gammel sektorluke Aunfoss Nye segmentluker

23 NVE liker ikke platedammer lengre, etter «myndighetspålegg» bygges ny fyllingsdam for Namsvatn nedstrøms gammel dam. Kostnad over 100 mill. og ingen nye GWh.... Rehabiliteringsprosjekter i kraftverkene må konkurrere med dette, da «sareptas krukke» hos de fleste ikke er utømmelig.