Optimalt vedlikehold av vannkraftverk Optimalt vedlikehold Eivind Solvang, SINTEF Energiforskning
Innhold Prinsipper, kriterier Analyser Datagrunnlag Analyseverktøy Tilstandsparametre 2
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 i tillegg til forebyggende og korrigerende vedlikeholdstiltak. 3
LCP Life Cycle Profit Levetidsoverskudd LCP = Mulig oppnåelig inntekt - LCC - LCL LCC = Life Cycle Cost LCL = Life Cycle Loss LCC LCP LCL 100 %tilgjengelighet Produksjonstap pga planlagt vedlikehold Produksjonstap pga ikke planlagt vedlikehold Overs kudd Vedlikeholdskostnader Driftskostnader Skatter, avgifter Virkelig tilgjengelighet Kapitalkos tnader Tid Installasjon Kassasjon 4
Optimalt vedlikehold (min. kostnader) Kostnader Sum kostnader Optimum Forebyggende vedlikehold 1 Korrigerende vedlikehold 1 Økende andel forebyggende vedlikehold! 1 Inkludert tilhørende produksjonstap (LCC+LCL) 5
Optimalt tidspunkt mht kostnader 100 Totale kostnader [kkr] 80 60 40 20 0 Optimalt tidspunkt 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 Tidspunkt for tiltak [år] 6
Optimalt tidspunkt mht lønnsomhet 100 Lønnsomhet [kkr] 80 60 40 20 0 Optimalt tidspunkt 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 Tidspunkt for tiltak [år] 7
Lønnsomhet for et tiltak Lønnsomheten av et tiltak defineres her som endringen i totale inntekter og kostnader innenfor en analyseperiode som følge av at tiltaket gjennomføres. For et tiltak A 1 (alternativ 1) kan lønnsomheten NPV(A 1 ) formuleres som: der: NPV(A 1 ) = ΣK(A 0 ) - ΣK(A 1 ) NPV(A 1 ) = Lønnsomhet for tiltak A1 (netto nåverdi) ΣK(A 0 ) = Sum diskonterte kostnader i analyseperioden uten tiltak (alternativ 0) ΣK(A 1 ) = 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. 8
Økonomisk kalkyle for et tiltak Inntekter 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 9
Eksempel på økonomisk kalkyle for et tiltak Inntekter 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 10
Inntekter og utgifter (faste kroner) 20 0-20 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20-40 [kkr] -60-80 -100-120 Tiltak Økt tilgj.het. Andre inntekter -140-160 Analyseperiode [år] 11
Akkumulert lønnsomhet (faste kroner) 150 Akk. lønnsomhet [kkr] 100 50 0-50 -100 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20-150 Analyseperiode [år] 12
Inntekter og utgifter (nåverdi) 20 0-20 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20-40 [kkr] -60-80 -100-120 Tiltak Økt tilgj.het. Andre inntekter -140-160 Analyseperiode [år] 13
Akkumulert lønnsomhet (nåverdi) 20 Akk. lønnsomhet [kkr] 0-20 -40-60 -80-100 -120-140 -160 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 Analyseperiode [år] 14
Lønnsomhet ved ulike renter 150 100 Akk. lønnsomhet [kkr] 50 0-50 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 r=0 NPV r=7,0 NPV r=7,8-100 -150 Analyseperiode [år] 15
Eksempler på analyser Tekniske analyser Sannsynlighet for svikt Restlevetid Virkningsgradsutvikling Konsekvensanalyser Utilgjengelighetstap ved ulike hendelser (svikt) Virkningsgradstap Økonomiske analyser (nåverdi) Kostnader for tiltak, inkl. sum kostnader Lønnsomhet av tiltak 16
Eksempler på analyseverktøy VTGRevision Verktøy for analyse av optimale revisjons- og oppgraderingsbeslutninger i Vannvei, Turbin og Generator Vansimtap Verktøy for bl.a. analyse av tapte produksjonsinntekter ved havari og inntekter/kostnader ved rehabilitering Vedlikeholdskalkyler Regnearkmal i Excel Flermåls beslutningsanalyse (FMBA) 17
Analysemuligheter i VTGRevision Rehabilteringsanalyser Perspektiv - system tilbake til nytilstand Optimalt revisjonsintervall basert på virkningsgrad og sviktsannsynligheter Turbinvirkningsgrad Spaltevannstap Generator For turbin og vannvei er optimal beslutning knyttet til tilstandsmålinger for virkningsgrad og falltap 18
Analysemuligheter i VTGRevision Prosjektanalyser oppgradering Perspektiv - Oppgradering av kraftverk Lønnsomhetsanalyser for ny design Ny layout for hele kraftverket eller deler av det Ny tunnel Ny trykksjaktutforming Endret turbin og generatordesign Endrede tilsigs- eller magasinforhold Nye produksjonsplaner gitt tilsigsforhold Beregner lønnsomhet ved å sammenlikne ny og eksisterende teknisk design på kraftverket 19
Eksempel på arbeidsgang ved bruk av VTGRevision Kunnskap om eget kraftverk Kunnskap om 'best practice' Personnel Anbud eller leverandørkontakt VTG: Legg inn data fra leverandør. Utfør analyse VTG: Beregn økonomisk potensiale JA Forhandlinger Resultat Resultat - preliminært Finnes potensiale? NEI NEI Er leverandørgaranti god nok? JA Ikke tiltak Iverksett tiltak 20
Hovedbilde VTGRevision 21
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 22
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 Samkjøringsmodellen Prisprognosering Investeringsanalyser, nye kabler, nye nett, gasskraft 23
2000 0-2000 -4000-6000 -8000-10000 -12000-14000 -16000 Tapte produksjonsinntekter for hvert tilsigsår Havari uke 6-14 (KR4) 24 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 Effekt av havari (kkr)
Vedlikeholdskalkyler Regnearkmal i Excel Økonomisk analyse av tiltak (nåverdi) Inntekter Kostnader Lønnsomhet Eksempler på tiltak Turbinrevisjon Utbedring av oljelekkasje på løpehjulskovler Installasjon av luke i vannvei 25
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 kr Vanntap: Gjennomsnitt 10 GWh (varierer mellom 0 og 20 GWh avhengig av tidspunkt for svikt) Sannsynlighet for svikt: 20% pr år 26
Økonomisk analyse, grunnlagsdata Grunnlagsdata knyttet til kalkylen Tiltak: Turbinrevisjon Økonomiske grunnlagsdata 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Startverdi (kr/mwh) Årlig endring (%) Kraftpris 1 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 Kraftpris 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Kalkulasjonsrente 7,0 % Start analyseperiode 2001 Slutt analyseperiode 2029 Tekniske grunnlagsdata 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Svik 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 20,00 Etter tiltak 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Sviktsannsynlighet nr 1 (sett fra analysetidspunktet) 0,250 0,200 0,150 0,100 0,050 0,000 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 27
Økonomisk analyse, kostnader Kostnader 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 2012 Egen arbeidskraft 1440 AF7 1440 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Fremmedytelser 1900 AF8 1900 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Materiell/utstyr 370 AF9 370 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Verktøy 0 AF10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Transport 0 AF11 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Avhending 0 AF12 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Annet 350 AF13 350 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Sum 4060 4060 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Utilgj.het under tiltaket Flyttet/redusert salg 0 AF17 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Tapt vann 0 AF18 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Annet 0 AF19 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Sum 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Vedlikeholdsintroduserte feil På enheten 0 AF23 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 På andre enheter 0 AF24 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Annet 0 AF25 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Sum 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Andre kostnader Kostnad 1 0 AF29 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Kostnad 2 0 AF30 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Kostnad 3 0 AF31 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Sum 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 28
Økonomisk analyse, inntekter Inntekter knyttet til tiltaket (alle tall i kkr) Tiltak: Turbinrevisjon Økt virkningsgrad Nåverdi 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Virkningsgrad 1 0 AF7 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Virkningsgrad 2 0 AF8 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Annet 0 AF9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Sum 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Økt tilgjengelighet/redusert sviktsannsynlighet Unngår produksjonstap (pga svikt 1) 1111 AF13 300 240 192 154 123 98 79 63 50 40 32 Unngår rep.kostnader (etter svikt 1) 3007 AF14 812 650 520 416 333 266 213 170 136 109 87 Unngår produksjonstap (pga svikt 2) 0 AF15 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Unngår rep.kostnader (etter svikt 2) 0 AF16 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Unngår produksjonstap (pga svikt 3) 0 AF17 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Unngår rep.kostnader (etter svikt 3) 0 AF18 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Annet 0 AF19 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Sum 4118 1112 890 712 569 455 364 292 233 187 149 119 Utsettelse av fremtidige kostnader Investering 1 0 AF23 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Investering 2 0 AF24 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Tiltak 1 0 AF25 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Tiltak 2 0 AF26 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Sum 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Andre inntekter Redusert forsikringspremie 0 AF30 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Økt vedlikeholdsevne etter tiltak 0 AF31 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Inntekt 3 0 AF32 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Sum 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 29
Vedlikeholdskalkyle (alle tall i kkr) Tiltak: Økonomisk analyse, resultat Turbinrevisjon Inntekter Nåverdi 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Økt virkningsgrad 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Økt tilgjengelighet/redusert sviktsannsynlighet 4118 1112 890 712 569 455 364 292 233 187 149 119 96 76 Utsettelse av fremtidige kostnader 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Andre inntekter 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Sum 4118 1112 890 712 569 455 364 292 233 187 149 119 96 76 Kostnader Ressurser -4060-4060 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Utilgj.het under tiltaket 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Vedlikeholdsintroduserte feil 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Andre kostnader 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Sum -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 Akkumulert nåverdi 2000 500 kkr 1000 0-1000 -2000 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 0-500 -1000 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 2030-3000 kkr -1500-4000 -5000 Andre kostnader Vedlikeholdsintroduserte feil Utilgj.het under tiltaket Ressurser Andre inntekter Utsettelse av fremtidige kostnader Økt tilgjengelighet/redusert sviktsannsynlighet Økt virkningsgrad -2000-2500 -3000-3500 30