Rapporten behandler problemstillinger rundt fastsettelse av start/stopp-kostnader for vannkraftaggregat i et overordnet perspektiv. I stedet for å benytte en detaljert teknisk gjennomgang av de ulike kraftverkskomponenter og deres slitasje­mekanismer, utvikles generelle matematiske metoder basert på statistikk og revisjonskostnader og -intervaller. Slike generelle metoder krever få inngangsparametre, og gir sannsynligvis et like nøyaktig svar.

Tre hovedtemaer er behandlet:

• Økonomiske metoder for å beskrive hvordan start/stopp påvirker aggregatets revisjonsintervaller, og dermed medfører økte drifts- og vedlikeholdskostnader. Både teoretiske og mer praktiske metoder er behandlet.

• Feilstatistikk for vannkraftaggregater 1987 - 97 med start/stopp som feilårsak.

• Metodikk for beregning av tapte inntekter ved ikke planlagt driftsstans (havari).

Metodene for å beregne start/stopp-kostnader omfatter både gjennomsnittsbetraktninger og marginalbetrakninger. Dersom et verk vurderer en langsiktig kontrakt eller driftsprofil som innebærer hyppige start/stopp, vil det være av betydning å kunne beregne gjennom­snittlige start/stopp-kostnader for å sørge for kostnadsdekning over kontraktsperioden. I et kortsiktig marked for f.eks. regulerkraft, vil man derimot være interessert i å vite hvilken pris man må kreve for å få dekket kostnadene for én start/stopp-sekvens. Også modeller for kortsiktig produksjonsplanlegging vil basere seg på marginale start/stopp-kostnader. 

Generelt vil driftskostnadene øke med anleggets alder, som illustrert i Figur 1. Dersom man forutsetter at slitasjen ved en start/stopp er ekvivalent med et visst antall driftstimer, medfører dette momentane sprang på kostnadskurven, som vist i Figur 2. Dette betyr at startkostnaden avhenger av kraftverkets alder.

Figur 1: Økte driftskostnader som funksjon av anleggets alder.

Figur 2: Kostnader avhengig av akkumulert driftstid.

Norsk feilstatistikk viser at det er anleggsdelene turbin og generator som har størst feilsannsynlighet under start. Som vist i Figur 3 utgjorde disse anleggsdelene hhv. 50% og 29% av alle feil under start registrert i perioden 1987 - 1997. Hvis man ser på ”varige feil” (havari) er det effektbryter og generator som har de største ubrukbarhetstidene med hhv. 116 og 60 timer.

Figur 3: Innbyrdes fordeling av feil på ulike anleggsdeler.

Havari av et aggregat kan medføre tap både fordi man går glipp av muligheten til å produsere kraft til høye priser, og dersom magasinet ikke er stort nok til å ta imot tilsig som kommer i uteperioden. Utfall av et aggregat påvirker imidlertid også andre stasjoner i samme vannsdrag, slik at hele det berørte vassdraget må analyseres for å tallfeste eventuelle havarikostnader. I tillegg kommer selvsagt reparasjonskostnadene for det havarerte utstyret. Figur 4 viser et eksempel på en beregning av konsekvensene ved et havari i ukene 6-14 for 60 ulike tilsigsår. I noen år medfører tilsigsforhold og magasinkapasitet at man faktisk kommer gunstigere ut enn i referensescenariet.

Figur 4: Endrede inntekter ved totalhavari av en stasjon i et større vassdrag i uke 6-14 for 60 ulike tilsigsår.

Rapporten er utarbeidet i samarbeid mellom SINTEF Energi og SINTEF Teknologiledelse.