Empirical Tests of Asset Pricing Models in Finnish Stock Market

Tämän tutkielman tavoitteena on selvittää mitkä riskitekijät vaikuttavat osakkeiden tuottoihin. Arvopapereina käytetään kuutta portfoliota, jotka ovat jaoteltu markkina-arvon mukaan. Aikaperiodi on vuoden 1987 alusta vuoden 2004 loppuun. Malleina käytetään pääomamarkkinoiden hinnoittelumallia, arbitraasihinnoitteluteoriaa sekä kulutuspohjaista pääomamarkkinoiden hinnoittelumallia. Riskifaktoreina kahteen ensimmäiseen malliin käytetään markkinariskiä sekä makrotaloudellisia riskitekijöitä. Kulutuspohjaiseen pääomamarkkinoiden hinnoinoittelumallissa keskitytään estimoimaan kuluttajien riskitottumuksia sekä diskonttaustekijää, jolla kuluttaja arvostavat tulevaisuuden kulutusta. Tämä työ esittelee momenttiteorian, jolla pystymme estimoimaan lineaarisia sekä epälineaarisia yhtälöitä. Käytämme tätä menetelmää testaamissamme malleissa. Yhteenvetona tuloksista voidaan sanoa, että markkinabeeta onedelleen tärkein riskitekijä, mutta löydämme myös tukea makrotaloudellisille riskitekijöille. Kulutuspohjainen mallimme toimii melko hyvin antaen teoreettisesti hyväksyttäviä arvoja.

Kuulakekoreaktorin sähköntuotantokustannusten arviointi

Tässä työssä selvitettiin heliumjäähdytteisellä kuulakekoreaktorilla tuotetun sähkön hinnan muodostumista. Saatuja tuloksia vertailtiin hiilidioksidin erotuksen savukaasuista mahdollistavilla laitteilla varustettuihin hiili- ja maakaasuvoimalaitoksiin sekä kevytvesitekniikalla toteutettuun ydinvoimalaan. Työssä käytiin lyhyesti läpi kuulakekoreaktorin tekniikkaa ja mahdollisia sovelluskohteita, joissa voidaan käyttää hyväksi reaktorin jäähdytteen korkeaa lämpötilaa. Kuulakekoreaktorin kustannustietoja arvioitiin eri lähteissä esitettyjen lukujen perusteella. Ominaisinvestointikustannukseksi saatiin 1722 €/kWe. Sähköntuotannon polttoainekustannukseksi laskettiin 5,4 €/MWh ja käyttö- ja kunnossapito-kustannuksina käytettiin 7 €/MWh. Laitoksen sähköntuotantokustannusten laskenta suoritettiin annuiteettimenetelmällä käyttäen 5 % reaalikorkoa ja 40 vuoden taloudellista pitoaikaa sekä 90 % käyttökerrointa. Laskuissa käytettiin vuoden 2002 hintatasoa. Laskelmien perusteella kuulakekoreaktorin sähköntuotantokustannukseksi saatiin 25,1 €/MWh. Tämän todettiin olevan samalla tasolla kuin kevytvesireaktorilla tuotetun sähkön hinta. Hiilidioksidin erotuslaitteilla varustetun hiilivoimalaitoksen sähköntuotantokustannukseksi saatiin 44,0 €/MWh ja maakaasukombivoimalaitoksen 36,3 €/MWh.

Sähkön tuotantokustannusvertailu

Työssä vertaillaan eri sähköntuotantovaihtoehtojen taloudellista kannattavuutta. Kannattavuusvertailu suoritetaan pelkkää sähköä tuottaville voimalaitoksille. Sähkön ja lämmön yhteistuotannon lisärakentaminen tulee kattamaan tietyn osuuden lähitulevaisuuden sähkön hankinnan vajeesta, mutta sen lisäksi tarvitaan myös uutta lauhdetuotantokapasiteettia. Tutkittavat voimalaitostyypit ovat: ydinvoimalaitos, maakaasukombilauhdevoimalaitos, kivihiililauhdevoimalaitos, turvelauhdevoimalaitos, puulauhdevoimalaitos ja tuulivoimala. Kannattavuustarkastelu suoritetaan annuiteettimenetelmällä käyttäen 5 % reaalikorkoa ja tammikuun 2008 hintatasoa. Laskelmien perusteella 8000 tunnin huipunkäyttöajalla ydinsähkön tuotantokustannus olisi 35,0 € /MWh, kaasusähkön 59,2 €/MWh ja hiilisähkön 64,4 €/MWh, kun hiilidioksidipäästöoikeuden hintana käytetään 23 €/t. Ilman päästökauppaa kaasusähkön hinta on 51,2 €/MWh ja hiilisähkön 45,7 €/MWh ydinsähkön hinnan pysyessä ennallaan. Herkkyystarkastelun tulosten perusteella ydinvoiman kilpailukyky korostuu muihin tarkasteltuihin tuotantomuotoihin verrattuna. Ydinpolttoaineen suurellakaan hinnan muutoksella ei ole merkittävää vaikutusta ydinsähkön tuotantokustannukseen, kun taas maakaasusähkö on erittäin riippuvainen polttoaineen hinnasta. Myös päästöoikeuden hinnan kasvu lisää merkittävästi ydinvoiman kilpailukykyä kaasu- ja hiilisähköön verrattuna. Ydinvoimainvestoinnin kannattavuutta ja takaisinmaksua tarkastellaan myös yksinään siten, että investoinnilla saavutettavien tuottojen laskennassa käytetään useita eri sähkön markkinahintoja. Investoinnin kannattavuus on erittäin hyvä, kun sähkön markkinahinta on 50 €/MWh tai suurempi.

Comparison of electricity generation costs

The economical competitiveness of various power plant alternatives is compared. The comparison comprises merely electricity producing power plants. Combined heat and power (CHP) producing power will cover part of the future power deficit in Finland, but also condensing power plants for base load production will be needed. The following types of power plants are studied: nuclear power plant, combined cycle gas turbine plant, coal-fired condensing power plant, peat-fired condensing power plant, wood-fired condensing power plant and wind power plant. The calculations are carried out by using the annuity method with a real interest rate of 5 % per annum and with a fixed price level as of January 2008. With the annual peak load utilization time of 8000 hours (corresponding to a load factor of 91,3 %) the production costs would be for nuclear electricity 35,0 €/MWh, for gas based electricity 59,2 €/MWh and for coal based electricity 64,4 €/MWh, when using a price of 23 €/tonCO2 for the carbon dioxide emission trading. Without emission trading the production cost of gas electricity is 51,2 €/MWh and that of coal electricity 45,7 €/MWh and nuclear remains the same (35,0 €/MWh) In order to study the impact of changes in the input data, a sensitivity analysis has been carried out. It reveals that the advantage of the nuclear power is quite clear. E.g. the nuclear electricity is rather insensitive to the changes of nuclear fuel price, whereas for natural gas alternative the rising trend of gas price causes the greatest risk. Furthermore, increase of emission trading price improves the competitiveness of the nuclear alternative. The competitiveness and payback of the nuclear power investment is studied also as such by using various electricity market prices for determining the revenues generated by the investment. The profitability of the investment is excellent, if the market price of electricity is 50 €/MWh or more.

Operointialueen huomioiminen risteilylaivan sähkötaseessa

Kiristyvät päästörajoitukset ja muuttuvat säädökset ovat muokanneet laivanrakennusalaa energiatehokkaampaan ja ympäristöystävällisempään suuntaan. Energiatehokkuutta tutkitaan yksittäisistä laiteratkaisuista laivan operointitasolle asti. Tämä työ on tehty osana STX Finland Oy:n laivojen energiatehokkuuden tutkimusta. Työn tarkoituksena oli uudistaa laivojen sähkötaseen laskennassa käytettyjä kuormitustaulukoita ja kehittää operointialueen vaikutuksia huomioiva laskentamenetelmä. Uudistuksen taustalla oli tieto operointialueiden ympäristöolosuhteiden vaikutuksista sähkönkulutukseen ja työn tarkoituksena oli mahdollistaa suunnittelun myöhäisemmässä vaiheessa tehtävä operointialuekohtainen sähkönkulutustarkastelu. Sähkötaseen laskenta haluttiin vastaamaan enemmän todellista sähkönkulutusta. Aikaisemmin käytetystä mitoitusperusteisesta laskennasta haluttiin siirtyä todellisempien kuormien arviointiin laitteiden ja muuntajien turhan ylimitoituksen poistamiseksi. Kuormitustaulukoiden toimintaa yksinkertaistettiin ja taulukoista tehtiin helpommin mukautuvia, jotta erilaisten operointitilanteiden vertailu olisi mahdollista. Perinteisen taselaskennan rinnalle kehitettiin operointialueiden vaikutuksia huomioivat laskentataulukot. Uudet taulukot huomioivat komponenttien sähkönkulutuksen prosentuaalisen muutoksen operointialueittain sekä yksilöllisesti että kulutusryhmittäin. Laskentataulukoiden yhteyteen tehtiin kuvaajat havainnollistamaan alueittaisia kulutuseroja.

Sähkön tuotantokustannusvertailu

Työssä vertaillaan eri sähköntuotantovaihtoehtojen taloudellista kannattavuutta. Kannattavuusvertailu suoritetaan pelkkää sähköä tuottaville voimalaitoksille. Raportti on jatkoa aikaisemmille tutkimuksille, joista viimeisin julkaistiin 2008. Tutkittavat voimalaitostyypit ovat: ydinvoimalaitos, maakaasukombilauhdevoimalaitos, kivihiililauhdevoimalaitos, turvelauhdevoimalaitos, puulauhdevoimalaitos, tuulivoimala ja uutena aurinkovoimala. Kannattavuustarkastelu suoritetaan annuiteettimenetelmällä käyttäen 5 % reaalikorkoa ja maaliskuun 2012 hintatasoa. Laskelmien perusteella 8000 tunnin huipunkäyttöajalla ydinsähkön tuotantokustannus, kun laitos rakennetaan olemassaolevalle tontille olisi 43,7 €/MWh, täysin uuden ydinvoimalaitoksen 57,9 €/MWh, kaasusähkön 75,4 €/MWh, turvelauhteen 75,4 €/MWh ja hiilisähkön hiilidioksidin talteenotolla 64,4 €/MWh, kun hiilidioksidipäästöoikeuden hintana käytetään 23 €/t. Vastaavasti uusiutuvista puupolttoainelauhdesähkön tuotantokustannus olisi 70,2 €/MWh kun taas 2200 tunnin huipunkäyttöajalla maalla sijaitsevan tuulivoimalaitoksen sähkön tuotantokustannus 52,7 €/MWh ja merellä sijaitsevan tuulivoimalaitoksen 76,8 €/MWh. Erillistarkastelussa arvioitiin suurien keskittävää teknologiaa käyttävän aurinko-voimalaitoksen tuotantokustannuksen ylittävän 100 €/MWh ollen todennäköisesti lähempänä 150 €/MWh. Arvio piensähkön tuotantokustannuksista aurinkosähköisillä paneeleilla vaihtelee 90 – 130 €/MWh. Merkittävin kustannussäästö syntyy, jos aurinkosähköpaketteja voidaan tarjota kuluttajalle kokonaistoimituksena avaimet käteen. Aurinkosähkön tuottaminen kotikeräimillä näyttääkin olevan vaiheessa, jossa se on selkeästi pienkäyttäjälle edullista mikäli sijoitettava pääoma 6000 – 18000 € ei vaadi ulkopuolista rahoitusta.

An Assessment ofFatigue Strength of Load Carrying Welded Joints with Lack of Penetration

On yleisesti tiedossa, että väsyttävän kuormituksen alaisena olevat hitsatut rakenteet rikkoutuvat juuri hitsausliitoksista. Täyden tunkeuman hitsausliitoksia sisältävien rakenteiden asiantunteva suunnittelu janykyaikaiset valmistusmenetelmät ovat lähes eliminoineet väsymisvauriot hitsatuissa rakenteissa. Väsymislujuuden parantaminen tiukalla täyden tunkeuman vaatimuksella on kuitenkin epätaloudellinen ratkaisu. Täyden tunkeuman hitsausliitoksille asetettavien laatuvaatimuksien on määriteltävä selkeät tarkastusohjeet ja hylkäämisperusteet. Tämän diplomityön tarkoituksena oli tutkia geometristen muuttujien vaikutusta kuormaa kantavien hitsausliitosten väsymislujuuteen. Huomio kiinnitettiin pääasiassa suunnittelumuuttujiin, joilla on vaikutusta väsymisvaurioiden syntymiseen hitsauksen juuren puolella. Nykyiset määräykset ja standardit, jotka perustuvat kokeellisiin tuloksiin; antavat melko yleisiä ohjeita hitsausliitosten väsymismitoituksesta. Tämän vuoksi muodostettiin kokonaan uudet parametriset yhtälöt sallitun nimellisen jännityksen kynnysarvon vaihteluvälin, ¿¿th, laskemiseksi, jotta vältettäisiin hitsausliitosten juuren puoleiset väsymisvauriot. Lisäksi, jokaiselle liitostyypille laskettiin hitsin juuren puolen väsymisluokat (FAT), joita verrattiin olemassa olevilla mitoitusohjeilla saavutettuihin tuloksiin. Täydentäviksi referensseiksi suoritettiin useita kolmiulotteisia (3D) analyysejä. Julkaistuja kokeellisiin tuloksiin perustuvia tietoja käytettiin apuna hitsausliitosten väsymiskäyttäytymisen ymmärtämiseksi ja materiaalivakioiden määrittämiseksi. Kuormaa kantavien vajaatunkeumaisten hitsausliitosten väsymislujuus määritettiin käyttämällä elementtimenetelmää. Suurimman pääjännityksen kriteeriä hyödynnettiin murtumiskäyttäytymisen ennakoimiseksi. Valitulle hitsatulle materiaalille ja koeolosuhteille murtumiskäyttäytymistä mallinnettiin särön kasvunopeudella da/dN ja jännitysintensiteettikertoimen vaihteluvälillä, 'K. Paris:n yhtälön numeerinen integrointi suoritettiin FRANC2D/L tietokoneohjelmalla. Saatujen tulosten perusteella voidaan laskea FAT tutkittavassa tapauksessa. ¿¿th laskettiin alkusärön jännitysintensiteettikertoimen vaihteluvälin ja kynnysjännitysintensiteettikertoimen, 'Kth, perusteella. ¿Kth arvoa pienemmällä vaihteluvälillä särö ei kasva. Analyyseissäoletuksena oli hitsattu jälkikäsittelemätön liitos, jossa oli valmis alkusärö hitsin juuressa. Analyysien tulokset ovat hyödyllisiä suunnittelijoille, jotka tekevät päätöksiä koskien geometrisiä parametreja, joilla on vaikutusta hitsausliitosten väsymislujuuteen.

Calculation of the critical crack size for cold form rectangular hollow section tube (CRHS) under bending load at -40º C temperature

To predict the capacity of the structure or the point which is followed by instability, calculation of the critical crack size is important. Structures usually contain several cracks but not necessarily all of these cracks lead to failure or reach the critical size. So, defining the harmful cracks or the crack size which is the most leading one to failure provides criteria for structure’s capacity at elevated temperature. The scope of this thesis was to calculate fracture parameters like stress intensity factor, the J integral and plastic and ultimate capacity of the structure to estimate critical crack size for this specific structure. Several three dimensional (3D) simulations using finite element method by Ansys program and boundary element method by Frank 3D program were carried out to calculate fracture parameters and results with the aid of laboratory tests (loaddisplacement curve, the J resistance curve and yield or ultimate stress) leaded to extract critical size of the crack. Two types of the fracture which is usually affected by temperature, Elastic and Elasti-Plastic fractures were simulated by performing several linear elastic and nonlinear elastic analyses. Geometry details of the weldment; flank angle and toe radius were also studied independently to estimate the location of crack initiation and simulate stress field in early stages of crack extension in structure. In this work also overview of the structure’s capacity in room temperature (20 ºC) was studied. Comparison of the results in different temperature (20 ºC and -40 ºC) provides a threshold of the structure’s behavior within the defined range.