LAPPEENRANNAN TEKNILLINEN YLIOPISTO Teknistaloudellinen tiedekunta
Tuotantotalouden koulutusohjelma
Diplomityö
Antti Koivuniemi
KAUKOLÄMPÖAKUN KANNATTAVUUS YHDISTETYSSÄ SÄHKÖN- JA LÄMMÖNTUOTANNOSSA
Diplomityön aihe on hyväksytty 19.8.2014.
Työn tarkastajat: Professori Janne Huiskonen, Tutkijaopettaja Jouni Koivuniemi
Työn ohjaajat: Professori Janne Huiskonen, Tutkijaopettaja Jouni Koivuniemi
Mikkelissä 3.12.2014
TIIVISTELMÄ
Tekijä: Antti Koivuniemi
Työn nimi: Kaukolämpöakun kannattavuus yhdistetyssä sähkön- ja lämmöntuotannossa
Osasto: Tuotantotalous
Vuosi: 2014 Paikka: Mikkeli
Diplomityö. Lappeenrannan teknillinen yliopisto 98 sivua, 33 kuvaa, 27 taulukkoa ja 10 liitettä
Tarkastajat: professori Janne Huiskonen, tutkijaopettaja Jouni Koivuniemi Hakusanat: Lämmön varastointi, Investoinnin kannattavuus
Diplomityön tavoitteena oli tutkia Etelä-Savon Energialle soveltuvan kaukolämpöakun käyttömahdollisuuksia, optimaalista kokoa, sopivinta prosessikytkentää ja investoinnin kannattavuutta.
Teoriaosassa käsitellään kirjallisuuden perusteella lämmönvarastoinnin teoriaa sekä investoinninkannattavuuslaskentaa. Soveltavassa osassa määritetään testivuoden sekä lyhytaikaissimuloinnin avulla yritykselle parhaiten sopiva akun tilavuus, kytkentä sekä investoinnin kannattavuus. Teorian ja kannattavuuslaskennan perusteella parhaaksi vaihtoehdoksi valittiin paineistamaton kaukolämpöakku, jonka vesitilavuus on 7 000 m3 ja lataus- ja purkuteho 30 MW. Investoinnin sisäiseksi korkokannaksi saatiin 19,6 %.
Investointilaskennan ja herkkyystarkastelun perusteella kaukolämpöakku on kannattava.
ABSTRACT
Author: Antti Koivuniemi
Title: The profitability of a heat accumulator in combined power and heat production
Department: Industrial Engineering and Management
Year: 2014 Place: Mikkeli
Master`s thesis. Lappeenranta University of Technology 98 pages, 33 figures, 27 tables and 10 appendices
Supervisors: Professor Janne Huiskonen, Associate Professor Jouni Koivuniemi Keywords: Heat storage, profitability of investment
The purpose of this thesis was to determine a district heat accumulator its accessibilities, optimal size, the most suitable process connection and profitability of capital investment at Etelä-Savon Energia.
The basics of heat storage and capital investments were introduced in the theory part. The most suitable capacity and process connection of the heat accumulator and profitability of the investment is determined in applied part of this research by using the test year and short-term simulator. Based on the theory and profitability calculations the solution was to implement a direct connected unpressurized district heat accumulator with 7 000 m3 water capacity and the charging and discharging power was set to 30 MW. The investment internal rate of return was 19.6 %. According to profitability calculations and sensitivity analysis the accumulator is profitable investment.
ALKUSANAT
Suuri kiitos tästä diplomityöstä kuuluu Etelä-Savon Energian voimalaitosjohtajalle Timo Leppäselle mielenkiintoisesta ja haastavasta aiheesta sekä opastuksesta työn aikana. Myös käyttöpäällikkö Asko Lintusen panos työn edistymisessä ja ideoinnissa oli huomattava. Työ ei olisi myöskään onnistunut ilman voimalaitoksen muun henkilöstön osallistumista, apua ja kärsivällisyyttä. Lisäksi kiitos muille yrityksen ulkopuolisille tahoille, jotka antoivat asiantuntemustaan käyttöömme.
Professori Janne Huiskosta ja tutkijaopettaja Jouni Koivuniemeä haluan kiittää työn tarkastamisesta sekä ohjeistuksesta.
Ilman perheeni tarjoamaa taloudellista ja henkistä tukea olisi koulun suorittaminen ollut paljon raskaampaa ja haastavampaa. Kiitos kuuluu myös opiskelukavereilleni, jotka tekivät opiskeluajasta mielekästä ja unohtumatonta.
SISÄLLYSLUETTELO
1 JOHDANTO ... 1
1.1Työn taustaa ... 1
1.2 Työn tavoitteet, rajaus ja toteutus ... 1
1.3 Tutkimuksen rakenne ... 2
2 ETELÄ-SAVON ENERGIA OY:N YRITYSKUVAUS ... 3
2.1 Voimalaitosblokkien käyttöjärjestys ... 4
3 LÄMPÖENERGIAN VARASTOINTI ... 6
3.1 Kaukolämmön kulutukseen vaikuttavat tekijät ... 6
3.2 Lämpöakun käyttömahdollisuuksia ... 7
3.3 Tuntuvan lämmön varastoinnin termodynamiikka ... 8
3.4 Kaukolämpöakun rakennevaihtoehdot ... 9
3.4.1 Terässäiliö ... 10
3.4.2 Kalliosäiliö ... 12
3.4.3 Betonisäiliö ... 13
3.4.4 Kaukolämpöverkko lämmönvaraajana ... 13
3.5 Kaukolämpöakun kytkentä kaukolämpöverkkoon ... 14
4 KAUKOLÄMPÖAKUN MITOITUS ... 17
4.1 Lämpöakun mitoitusprosessin eteneminen ... 17
4.2 Lämmitystarveluvun ja testivuoden laskenta... 18
4.3 Pumppujen ja putkistojen mitoitus ... 21
4.4 Lämpöakun lämpöhäviöt ... 22
4.5 Toteutettuja kaukolämpöakkuja ... 23
4.5.1 Vantaan kaukolämpöakut ... 24
4.5.2 Lahden kaukolämpöakku ... 26
5 TOIMINTAYMPÄRISTÖN KUVAUS ... 28
5.1 Sähkömarkkinat ... 28
5.2 Sähkön hinnan vaihtelu Elspot-markkinoilla vuorokauden sisällä ... 30
5.3 Energian tuotantokustannukset ... 31
6 KAUKOLÄMPÖAKUN PROSESSITEKNISET VAIHTOEHDOT ... 33
6.1 Paineistetun ja paineistamattoman akun vertailu ... 33
6.2 Akun liitäntä kaukolämpöverkkoon ... 35
6.3 Lämpöakun rakenne... 37
7 KAUKOLÄMPÖAKUN KÄYTÖN SIMULOINTI ... 39
7.1 Testivuoden suunnittelu ... 39
7.2 Kaukolämpöakun käytön simulointi ... 41
7.3 Akun lataus ja purku ... 43
7.4 Lämpöakun käytöllä saavutettavat säästöt... 44
7.4.1 Sähkömarkkinoilta saavutettavat säästöt ... 44
7.4.2 Huippulämpökeskusten sekä FLK-lämpökeskuksen käytön vähentämisellä saavutettavat säästöt... 47
7.4.3 Lauhdetuotannon vähentämisellä saatavat säästöt... 51
7.4.4 Tuotantokatkoksista saatavat säästöt ... 53
7.4.5 Kaukolämpöakulla saavutettavat säästöt yhteensä ... 53
7.5 Akun käytönaikaiset kustannukset ... 55
7.6 Kaukolämpöakulla vuotuiset nettosäästöt ... 57
8 INVESTOINNIN KANNATTAVUUSLASKENTA ... 60
8.1 Investointien luokittelu ... 60
8.2 Investointiprosessin eteneminen ... 61
8.3 Investointilaskentamenetelmät ... 63
8.3.1 Investoinnin nettonykyarvo ... 64
8.3.2 Investoinnin sisäinen korkokanta ... 66
8.3.3 Investoinnin takaisinmaksuaika ... 66
8.3.4 Investoinnin tuottoprosentti ... 67
8.4 Investointilaskentavaihtoehtojen vertailu ... 68
8.5 Herkkyysanalyysi investointilaskennassa ... 72
8.6 Inflaatio investointilaskennassa ... 72
9 KAUKOLÄMPÖAKUN INVESTOINTIKUSTANNUKSET ... 74
9.1 Automaation ja sähköistyksen investointikustannukset... 74
9.2 Kaukolämpöverkkoon liitännän investointikustannukset ... 75
Kaukolämpösäiliön investointikustannukset ... 76
9.3 Perustuksien investointikustannukset ... 77
9.3 Investointikustannukset yhteensä ... 77
10 KAUKOLÄMPÖAKKUINVESTOINNIN KANNATTAVUUSTARKASTELU ... 79
11 KAUKOLÄMPÖAKKUINVESTOINNIN HERKKYYSANALYYSI ... 83
11.1 Pääoman tuottovaatimuksen vaikutus ... 83
11.2 Tarkastelujakson pituuden vaikutus ... 84
11.3 Tuotantokustannusten vaikutus ... 85
11.4 Sähkön hinnan vaikutus ... 88
11.5 Kaukolämmön kulutuksen vaikutus ... 89
11.6 Herkkyystarkastelun analyysi ... 91
12 TULOSTEN ARVIOINTI ... 92
13 YHTEENVETO ... 94
LÄHTEET ... 95 LIITTEET ... I
SYMBOLI- JA LYHENNELUETTELO A pinta-ala [m2]
a sähkön tuotannon polttoaineen kulutussuhde an,r jaksollisten maksujen diskonttaustekijä b lämmön tuotannon polttoaineen kulutussuhde C energiantuotannon kustannukset [€]
cp ominaislämpökapasiteetti [kJ/(kg ºC)]
EN normeerattu kulutus [MWh/kk]
Ei tarkasteltavan kuukauden kulutus [MWh/kk]
e energiatiheys [kWh/(m3 ºC)]
H investoinnin hankintameno [€]
h polttoaineen hinta i laskentakorkokanta
𝑖𝑛 nimellinen laskentakorko [%]
𝑖𝑟 reaalinen laskentakorko [%]
𝑞 inflaatio [%]
JAn jäännösarvo pitoajan päätyttyä [€]
m massa [kg]
ṁ massavirta [kg/s]
n tarkasteltavien askelten lukumäärä P teho [W]
p paine [Pa]
Q tehollinen lämmönvarauskapasiteetti [kWh]
r rakennussuhde
S materiaalin paksuus [m]
Si tarkasteltavan testivuoden kuukauden lämmitystarveluku SN tarkasteltavan normaalivuoden kuukauden lämmitystarveluku T lämpötila [ºC]
Ts sisälämpötila [ºC]
Tu ulkolämpötila [ºC]
t aika [h, a]
V tilavuus [m3]
V̇ tilavuusvirta [m3/s]
∆ muutos ϑ lämpötila [K]
η hyötysuhde
ηp pumpun kokonaishyötysuhde
ƛ materiaalin lämmön johtavuus [W/(mK)]
𝑣 ominaistilavuus [m3/kg]
ρ tiheys [kg/m3]
∑ UA kaukolämpöverkon lämpöhäviöt [MW/ ºC]
∅kl kaukolämpöteho [MWh]
∅läm lämmitysteho [MWh]
∅muut kaukolämmön muu kulutus [MWh]
IRR sisäinen korkokanta NPV nettonykyarvo NCF nettokassavirta
PI suhteellinen nykyarvo PBP takaisinmaksuaika
1
1 JOHDANTO
Johdantokappaleessa perehdytään työn taustoihin, tavoitteisiin rajaukseen ja toteutukseen. Työn rakenne ja eteneminen esitetään kaaviokuvalla.
1.1 Työn taustaa
Sähkön hinta ja kulutus vuorokauden sisällä vaihtelee merkittävästi erityisesti talvella. Tulevaisuudessa sähkön hinnan odotetaan vaihtelevan entistä enemmän tuulivoimaloiden lisääntymisen vuoksi. Tuulivoimaloiden käydessä sähköä on tarjolla runsaasti ja niiden pysähtyessä tarvitaan säätösähkö muilta tuotantomuodoilta. Hinnan vaihteluun voidaan reagoida vastapainevoimalaitoksessa kaukolämpöakulla. Kaukolämpöakku antaa mahdollisuuden siirtää sähköntuotantoa yön halvemmilta tunneilta päivälle.
Kaukolämmön kulutuksen huipputunteina joudutaan usein turvautumaan öljykäyttöisiin vara- ja huippulämpökeskuksiin kaukolämmön tuotannossa, mikä ei ole kustannustehokkain ratkaisu. Huippu- ja varalämpökeskusten käyttöä voidaan vähentää, purkamalla kaukolämpöakkuun ladattua kaukolämpöä kulutuksen huipputunteina.
1.2 Työn tavoitteet, rajaus ja toteutus
Työn tavoitteena on selvittää kaukolämpöakun kannattavuus Etelä-Savon Energia Oy:n eli ESE:n omistamassa Mikkelin kaukolämpöverkossa. Kaukolämpöakulle määritetään sen optimaalinen koko, liitäntä verkkoon sekä investointikustannukset.
Investoinnille toteutetaan herkkyysanalyysi merkittävimpien kustannus- ja säästötekijöiden osalta.
Voimalaitokset ja niiden tarpeet poikkeavat toisistaan, joten tämän työn tuloksia ei voida suoraan soveltaa muihin laitoksiin. Työn tulokset perustuvat kirjallisuuteen sekä eri alojen asiantuntijoiden osaamiseen.
2 1.3 Tutkimuksen rakenne
Työ koostuu kahdesta toisiaan täydentävästä kokonaisuudesta. Ensimmäisessä osassa selvitetään lämpöenergian varastoinnin teoriaa, minkä perusteella suunnitellaan Etelä-Savon Energialle parhaiten sopiva kaukolämpöakun prosessitekninen vaihtoehto. Työn toisessa osassa tarkastellaan investointilaskennan teoriaa, mihin perustuen toteutetaan kaukolämpöakun investoinnin kannattavuuslaskenta sekä herkkyysanalyysi. Näiden kahden osa- alueen perusteella saadaan aikaiseksi ESE:lle sopivin kaukolämpöakkuvaihtoehto.
Kuvassa 1.1 on esitetty työn rakenne.
Kuva 1.1 Työn rakenne ja eteneminen.
3
2 ETELÄ-SAVON ENERGIA OY:N YRITYSKUVAUS
Etelä-Savon Energia Oy eli ESE on Mikkelin kaupungin omistama energiayhtiö.
ESE-konsernin liiketoimintayksiköitä ovat energialiiketoiminta ja voimalaitosliiketoiminta. Konsernin tytäryhtiöitä ovat ESE-Verkko Oy, ESE- Tekniikka, OOO ESE ja OOO Russkij Les. Lisäksi ESE omistaa tytäryhtiö Haukivuoren lämpö Oy:stä 93 % ja Biohauki Oy:stä 54 %. Tytäryhtiöistä ESE- Verkko ja ESE-Tekniikka toimivat liiketoimintayksiköiden lisäksi Mikkelissä.
OOO ESE ja OOO Russkij Les toimipisteet ovat Venäjällä. Vuonna 2013 ESE:n liikevaihto oli 53,2 miljoonaa euroa ja tulos 2,6 miljoonaa euroa. Vuonna 2013 ESE:n henkilöstömäärä oli noin 100. (Etelä-Savon Energian vuosikertomus 2013)
Pursialan voimalaitos tuottaa sähköä ja kaukolämpöä ESE:n jakelualueen tarpeisiin. Pursialan vastapainevoimalaitosten tuottama sähköteho on 62 MW ja kaukolämpöteho 120 MW. Voimalaitoksen 220 MW kattilateho jakaantuu kolmen kattilan kesken seuraavasti:
• Leijukerroskattila eli FLK-lämpökeskus (kaukolämpöteho 27 MW) valmistui vuonna 1984.
• ESE 1 (sähköteho 30 MW/kaukolämpöteho 60 MW) valmistui vuonna 1990.
• ESE 2 (sähköteho 32 MW/kaukolämpöteho 60MW) valmistui vuonna 2005.
Pursialan voimalaitoksella on käytössä kolme kattilaa ja kaksi turbiinigeneraattoria.
Normaalisti käytössä on kaksi höyrykattilaa, joissa molemmissa on höyryturbiinigeneraattori sähkön ja kaukolämmön tuotannossa. Vara- ja huippulämpökeskusten kaukolämpötehot ovat yhteensä 100 MW. Mikkelin kaukolämpöverkon levinneisyys on esitetty liitteen 1 kartassa. Kaukolämpöverkon pituus on 193 km ja tilavuus 5077 m3. Kaukolämpöön on liitetty 2 217 kiinteistöä, joiden rakennuskuutiotilavuus on yhteensä 10,1 milj. m3. (Ympäristöraportti 2013, s 8;13)
4 2.1 Voimalaitosblokkien käyttöjärjestys
ESE 1 on vastapainevoimalaitos eli se tuottaa sähköä ja kaukolämpöä. ESE 1:llä on myös priimausmahdollisuus. Tuotettaessa enemmän sähkötehoa, mitä kaukolämmön tehontarve edellyttää, voidaan apujäähdytin tuotannon avulla ohjata osa tuotetusta lämmöstä vesistöön lämmönvaihtimella. Laitoksen käytettävyys on ollut vuosina 2012 ja 2013 100 %. Käytetystä polttoaineesta 1/5 on turvetta ja loput puupolttoainetta. (Etelä-Savon Energian vuosikertomus 2013; Etelä-Savon Energian vuosikertomus 2012)
ESE 2 tuottaa sähköä ja lauhdelämpöä puupolttoaineesta. ESE 2:n turpiinissa on kaksi väliottoa ja lauhdeperä. Ensimmäisestä väliotosta höyry otetaan syöttöveden lämmitykseen ja toisesta väliotosta kaukolämmönsiirtimeen, josta lämpö toimitetaan kaukolämpöverkkoon. Lauhdetuotannossa syntynyt ylimääräinen lämpö ohjataan vesistöön lämmönvaihtimen välityksellä. Laitoksen käytettävyys oli vuonna 2012 99,8 % ja vuonna 2013 99,4 %. (Etelä-Savon Energian vuosikertomus 2013; Etelä-Savon Energian vuosikertomus 2012)
Kaukolämmön tuotannon ajotapa riippuu tuotantohinnasta ja lämpötehontarpeesta, joiden perusteella eri tuotantolaitosten ajojärjestys määräytyy. Lämpimämpänä aikana huippulaitoksia ei tarvita ja pientä lämpötehontarvetta ajavat halvimman tuotantokustannuksen peruskuormalaitokset. Vuoden kylmimpänä aikana myös kallista huippulämpökeskuksien tuotantoa tarvitaan.
Voimalaitoksen kattilat on kytketty kaukolämmöntuotannossa sarjaan liitteen 2 mukaisesti. ESE 1:ssä paluuvesi voidaan lämmittää 91 ºC:een. Tämän jälkeen vesi johdetaan ESE 2:seen, jossa se voidaan lämmittää maksimissaan 115 ºC:een.
Lopuksi on vielä mahdollista ohjata vesi FLK:hon, jossa se kyetään lämmittämään 125 ºC:een.
Normaalitilassa talvella käytössä ovat ESE 1 ja ESE 2. Lämpötilan noustessa pysyvästi yli nollan kaukolämmön tarve vähenee ja höyrykattilat toimivat
5 vuorotellen. Touko-syyskuussa suoritetaan myös laitosten revisiot, jotka kestävät molemmille laitoksille noin kuukauden. Kesällä laitokset toimivat usein minimiteholla, mistä huolimatta joudutaan käyttämään lauhde- ja apujäähdytin tuotantoa.
FLK-kattila on turvekäyttöinen kaukolämpökeskus ja se otetaan käyttöön tuotannon häiriötilanteissa ja ulkolämpötilan laskiessa alle -15 ºC:een, jolloin ESE 1 ja 2 kapasiteetti ei riitä kattamaan jakelualueen lämmöntarvetta. Mikkelin lämpötilojen pysyvyyskäyrä on esitetty liitteessä 3. Liitteessä 4 on taulukoitu toteutuneita kaukolämmön tunnuslukuja.
6
3 LÄMPÖENERGIAN VARASTOINTI
Seuraavassa kappaleessa esitellään millaisessa tilanteessa kaukolämpöakkua on mahdollista hyödyntää ja millainen akku on sopivin eri käyttötarkoituksissa.
Kappaleessa tutustutaan myös kaukolämpöakun kytkentä vaihtoehtoihin. Lisäksi tarkastellaan kaukolämmön kulutukseen vaikuttavia tekijöitä.
3.1 Kaukolämmön kulutukseen vaikuttavat tekijät
Kaukolämmön kulutuksen vaihtelussa voidaan erotella neljän tyyppistä tekijää (Koskelainen 2006, s. 383):
Lämpimän käyttöveden kulutuksen vaihtelu, joka on mahdollista tilastollisesti ennustaa.
Rakennusten sisälämpötilan vuorokausi- ja viikko-ohjauksesta johtuva vaihtelu, joka voidaan myös tilastollisesti ennustaa.
Sään vaihtelu; pilvisyys, tuuli, ulkolämpötila, joista ulkolämpötila aiheuttaa suurimman vaihtelun vuorokausi- ja viikkojaksolla.
Vuodenajoista johtuva ulkolämpötilan pitkäaikaisvaihtelu, joka aiheuttaa vastaavaa vaihtelua lämmön kulutuksessa.
Sään vaihtelu sekä vuodenajoista johtuva lämpötilojen muutokset ovat satunnaisia.
Kuitenkin vuodenajoista aiheutuvat lämpötilan muutokset voidaan keskilämpötilojen avulla jossain määrin ennustaa. (Koskelainen 2006, s. 383) Kesällä kaukolämmönkulutus koostuu käytännössä pelkästään luonteeltaan hetkittäisestä käyttöveden lämmityksestä. (Wahlgren et al. 2012, s. 110)
Sähkönkulutuksen vaihtelulle ominaista on pienempi riippuvuus säätekijöistä, mikä tekee kulutuksesta säännöllisempää. Toisaalta sähkönkulutuksen vaihtelu vuorokauden sisällä on suurempaa. Myös arkipäivien ja viikonloppujen kulutustasot poikkeavat toisistaan. (Koskelainen 2006, s. 383; Sipilä 1988, s. 15)
Sähkön- ja lämmönkulutuksien osittain toisistaan riippumattomista vaihteluista seuraa se, että sähkön ja lämmön kulutuksien muutokset eivät ole ajallisesti
7 samanlaisia. Yhdistettyä sähkön- ja lämmöntuotantolaitosta on siis käytettävä, joko sähkön- tai lämmöntarpeen perusteella. Voimalaitoksen rakennussuhde määrittää, kuinka paljon sähköä tuotetaan suhteessa syntyneeseen lämpöön. Lämmön lisätuotantoa on mahdollista kattaa vesikattilaenergialla ja sähkön lisätuotanto lauhdutus- ja apujäähdytysenergialla. Sähkön lisäkapasiteetti puolestaan voidaan hankkia sähkömarkkinoilta. Vastapainevoimalaitoksen riippuvuutta sähköntuotannosta on mahdollista vähentää lämmön varastoinnilla kaukolämpöverkkoon ja/tai erilliseen kaukolämpöakkuun. (Koskelainen 2006, s.
383; Sipilä 1988, s. 15)
3.2 Lämpöakun käyttömahdollisuuksia
Suomessa lämpöakkuja on rakennettu järjestelmiin, joissa on sähkö ja lämmön yhteistuotantoa. Lämpöakun avulla pyritään vähentämään öljyllä toimivien kattiloiden käyttöä ja lisäämään sähkön- ja lämmöntuotantoa vastapainelaitoksessa.
Lämpöakkua käytetään siis kuormien hallinnassa varastoimalla vastapainelaitoksessa lämpöenergiaa, silloin kun lämpöä tuotetaan yli kaukolämpöverkon tarpeen. Varastoitua lämpöä voidaan puolestaan purkaa sähkön hinnan ollessa alhainen tai lämmön tarpeen ollessa suuri. ((Bogdan & Kopjar 2006, s. 2286; Kara et al. 2004, s. 299; Pesola et al. 2011, s. 12) Lämpöakun käyttöä ohjaa siis (Kara et al. 2004, s. 299):
Ulkolämpötila
Sähkön hinnan vaihtelut vuorokauden sisällä
Kaukolämmön kulutuksen vuorokausivaihtelut
Sähkön ja lämmöntuotantoyksiköiden käyttöaste
Akun varaustila
Vastapainevoimalaitoksen yhteydessä kaukolämpöakulla on mahdollisuus saavuttaa seuraavia hyötyjä (Koskelainen 2006, s. 383; Pesola et al. 2011, s. 12;
Sipilä 1988, s. 15; Ziebik & Gladysz 2011 s.72-75):
Vastapainesähkön tuotantoa voidaan lisätä akkua lataamalla.
8
Säädettävä sähköntuotantopotentiaali voidaan hyödyntää verkkoon.
Sähkön hinnan ollessa korkealla, voidaan yli tarpeen tuotettu lämpö varastoida.
Energiantuotantokustannuksia voidaan alentaa, kun akkua ladataan lämmöntuotannon halvan rajakustannusten aikana ja puretaan kalliin rajakustannusten aikana.
Voidaan korvata suunnitellussa tai suunnittelemattomassa alasajossa menetettyä lämpöenergiaa.
Vähentää lisäjäähdyttimen ja apulauhduttimien käyttöä. Uusissa rakenteilla olevissa laitoksissa niiden lämpöpintoja voidaan pienentää.
Akku on ympäristöystävällisempi lämmönlähde, kuin erilaiset kattilat, tällöin CO2 päästöjen syntymistä voidaan vähentää.
Huippukattiloiden käyttö ja rakentamistarvetta voidaan vähentää.
Ostosähkön huipputehoja on mahdollisuus leikata.
Akku toimii vesireservinä kaukolämpöverkon vauriotilanteissa.
Stabiloi kaukolämpöverkon paineen vaihteluja.
Savukaasupäästö keskittyvät vastapainelaitokseen, kun akulla voidaan vähentää huippukattiloiden käyttöä.
3.3 Tuntuvan lämmön varastoinnin termodynamiikka
Lämpöakut voidaan jakaa tuntuvan lämmön varstoihin, latenttilämpövarastoihin ja termokemiallisiin varastoihin. Tuntuvan lämmön varaston toiminta perustuu lämpötilaeroon, latenttilämpöakut faasimuutokseen ja termokemialliset akkujen hyödyntäminen on vielä suurelta osin kehitysvaiheessa. Käytännössä tällä hetkellä ainoa kaukolämpöverkon mittakaavaan sopiva keskitetty lämmön varastointimenetelmä on tuntuvan lämmön varastointi. Tuntuvan lämmönvarastot ovat perinteisesti vesivaraajia. Veden suurimpina etuina ovat suuri ominaislämpökapasiteetti sekä halpa hinta. (Koskelainen 2006, s. 385; Pesola et al.
2011, s. 12-13; Streckiene et al. 2009, s. 2311; Tahkokorpi et al. 2011, s. 14)
Lämpöakun teholliseen lämpöarvoon vaikuttavat akun tilavuus sekä mille lämpötilaerolle akun lämpötilakapasiteetti voidaan mitoittaa. Alla olevan kaavan 3.1 avulla voidaan laskea akun käyttöön saatava maksimi energiamäärä. (Sipilä 1988, s. 36; Streckiene et al. 2009, s. 2311; Tahkokorpi et al. 2011, s. 14).
9 𝑄 = 𝑚𝑐𝑝∆𝑇 = 𝜌𝑉𝑐𝑝∆𝑇 = 𝑉𝑒∆𝑇 (3.1)
𝑄 = Tehollinen lämmönvarauskapasiteetti [kWh]
m = varastointimateriaalin massa [kg]
𝜌 = materiaalin tiheys [kg/m3] V = akun tilavuus [m3]
𝑐𝑝 = ominaislämpökapasiteetti [kJ/(kg ºC)]
∆𝑇 = lämpötilaero [ºC]
e = energiatiheys [kWh/(m3 ºC)]
Vaikka materiaalintiheys sekä ominaislämpökapasiteetti muuttuvat lämpötilan mukaan voidaan kaava riittävällä tarkkuudella yksinkertaistaa muotoon, jossa energiatiheydeksi määritellään vedelle 1,16 kWh/m3 ºC. (Sipilä 1988, s. 36;
Streckiene et al. 2009, s. 2311)
Kaukolämpöakun rakenteellisesta tilavuutta ei voida käyttää kokonaan hyödyksi, sillä akun yläosassa kokoa rajoittaa höyrypatja ja vedelle varattava paisuntatila.
Alaosassa tilavuutta vähentää rajakerroksen paksuus ja pohjan vesikerros. Akun pohjalla pidetään aina pientä paluuveden kerrosta, joka toimii lämmöneristeenä ja pohjalevyn lämpöliikkeiden vähentäjänä. Näin ollen akun rakenteellisesta tilavuudesta käytössä on noin 90 %. Tällöin kaava muuttuu muotoon:
Q = ηVe∆T (3.2)
η= hyötysuhde
3.4 Kaukolämpöakun rakennevaihtoehdot
Kaukolämpöakun rakenne vaihtoehtoihin vaikuttaa muun muassa varaudutaanko sillä pitkä- vai lyhytaikaisvarastointiin. Lyhytaikaisvarastointiin parhaiten soveltuvia vaihtoehtoja ovat terässäiliöt, kalliosäiliöt ja betonisäiliöt. (Koskelainen 2006, s. 386-389; Sipilä 1988, s. 36) Lisäksi noin puolet Suomen kaukolämpölaitoksista käyttää lämpöverkkoa lämmön lyhytaikaiseen varastointiin, nostamalla menoveden lämpötilaa 10-15 ºC. Lyhytaikaisella varastoinnilla
10 varaudutaan muutamasta tunnista vuorokauteen kestäviin huippukuormien hallintaan. (Ailanen et al. 2003, s. 12; 31)
Keskipitkän- ja pitkänajan varastointii soveltuvin ratkaisu on kallioon rakennettu akku. Tätä varastointimuotoa käytetään muun muassa hukkalämmön ja vuodenaikojen aiheuttaman kuorman vaihtelun hallintaan, jolloin viive voi olla viikoista kuukausiin. (Alanen et al. 2003, s. 12; Kara 1987, s. 47)
3.4.1 Terässäiliö
Kun akulla leikataan aamuisin ja iltaisin syntyviä kuormahuippuja ei akunkapasiteetin tarve ole yhtä suuri, kuin vuorokausia kestäviin piikkeihin varautuessa. Tällöin lämpöakku voidaan toteuttaa terässäiliöllä. (Pesola et al. 2011, s. 13) Kaukolämpöverkon yhteydessä käytetyt säiliökoot vaihtelevat 1 000-40 000 m3:teen. (Kara 1987, s. 47)
Terässäiliöakku on pystyssä seisova lieriön muotoinen eristetty säiliö, joka on yhteydessä kaukolämpöverkkoon joko suoralla tai epäsuoralla kytkennällä. Pienet terässäiliöt ovat usein rakennettu paineistetuksi ja suuret yli 5 000 m3 säiliöt rakennetaan paineistamattomiksi. Paineistamattoman säiliön koko on tällöin jopa 50 % suurempi, kuin vastaavan energiasisältöisen paineistetun, riippuen yli paine mitoituksesta. Terässäiliöiden energiasisältö vastaa normaalisti 6-12 tunnin kulutusta. (Siever et al. 2005, s. 84; Koskelainen 2006, s. 387; Sipilä 1988, s. 18) Mikäli akkua ei käytetä varatehon varmistamiseen, Kärkkäinen et al. suosittelee vain 2-4 tunnin varauskykyä täydellä teholla. (Kärkkäinen et al. 1999, s. 62)
Paineettomassa säiliössä lämpötila ei voi ylittää 100 ºC ja tavallisesti se on noin 95
°C. Mikäli kaukolämpöverkon paluuveden lämpötila on 45 ºC, saadaan akun tehollista energiasisältöä vastaavaksi lämpötilaeroksi eli ∆𝑇:ksi 50 ºC. Suuret paineistetut säiliöt rakennetaan normaalisti 0.5-2.0 baarin ylipaineelle, jolloin voidaan käyttää enimmillään maksimilämpötilaa 115–120 ºC.
Paineistamattomatkin säiliöt on kuitenkin rakennettava kestämään pientä ylipainetta. Paineistamattomien säiliöiden varoventtiilien avautumispaine on 20–40
11 mbar. Säiliön yläosa täytetään höyryllä 10-25 mbar ylipaineeseen, jotta happi ei pääse tekemisiin kaukolämpöveden kanssa. Höyry otetaan tavallisesti voimalaitoksen prosessihöyrystä tai erillisestä sähkö- tai öljykäyttöisestä höyrystimestä. Veden pinnankorkeus voi vaihdella säiliössä lämpötilamuutosten takia useita kymmeniä senttejä, tästä syystä säiliöön tulee asettaa myös alipainesuoja. Alipainesuoja asetetaan tavallisesti -5 mbar:in. (Koskelainen 2006, s. 386; Sipilä 1988, s. 18)
Terässäiliön dimensioita määritellessä on otettava lujuusopillisten näkökulmien lisäksi huomioon säiliön lämpötekniset ominaisuudet sekä veden lämpötilakäyttäytyminen. Veden tiheys muuttuu lämpötilan funktiona, tästä syystä kuumin vesi on säiliön yläosassa ja viileämpi alaosassa. Kun akkua ladataan, on pohjalta poistettava yhtä paljon viileää paluu vettä, kuin kuumaa kaukolämmönmenovettä ladataan tilalle. Kuuman ja kylmän veden välille muodostuu lämpötilan gradienttikerros, jossa lämpötila muuttuu nopeasti. Kerros on pyrittävä pitämään mahdollisimman ohuena, jotta lämpöakusta saadaan paras mahdollinen hyöty (Streckiene et al. 2009, s. 2312). Lämpöakun gradienttikerros kasvaa ajan kuluessa, joten rajakerrosta on aika-ajoin ohennettava poistamalla osa kerroksesta tyhjennyksen yhteydessä. Akkuun ladatun veden sekoittuminen on pidettävä minimissään, jotta akun hyötysuhde pysyy hyvänä. Tämän seurauksena akun suunnittelussa on huomioitava vedenjakajat eli diffuusorit, joiden kautta säilötä ladataan ja puretaan. Diffuusoreilla virtausnopeudet pidetään mahdollisimman pieninä, jotta pystysuuntaiset virtaukset voidaan minimoida.
Erilaisia diffuusoreita on esitetty liitteessä 5. Myös terässäiliön korkeus- halkaisijasuhde vaikuttaa akun lämpöhäviöihin. Kapeassa säiliössä tapahtuu vähemmän pystysuuntaisia virtauksia ja johtumista, kuin leveässä. Korkeus- halkaisijasuhteena käytetään pienillä säiliöillä 1,5–2,5 ja suurilla 0,5-2,0. (Campos Celador et al. 2011, 3019-3020; Koskelainen 2006, s. 386-387; Sipilä 1988, s. 18- 19; Streckiene et al. 2009, s. 2312)
Terässäiliöiden eristämiseen käytetään normaalisti mineraalivillaeristettä, lämpöhäviöiden minimoimiseksi. Pohjan eristetään vain reunoiltaan
12 mineraalivillalla tai leca-soralla. Terässäiliön perustuksissa voidaan käyttää hyvin pohjustettua sorapohjaa, joka voidaan myös asfaltoida. Terässäiliöille saavutetaan lyhytaikaisvarastoinnissa yli 90 %:n vuosihyötysuhde, lämpöhäviötehojen ollessa noin 10–15 W/𝑚2. (Sipilä 1988, s. 19) Campos Celador et al. (2001, s.3021) saavat artikkelissaan termiseksihyötysuhteeksi todelliselle kerrostuneelle akulle 92.87 %, ihanteellisesti kerrostuneelle akulle 95.60 % ja täysin sekoittuneelle akulle 89.16
%.
3.4.2 Kalliosäiliö
Kalliosäiliöakku on maan alle sijoitettu, tunnelimainen, eristämätön säiliö.
Kalliosäiliöiden rakentamisesta on olemassa paljon kokemusta öljysäiliöiden muodossa. Rakentaessa uutta säiliötä tai otettaessa käyttöön vanha öljysäiliö on kiinnitettävä erityistä huomiota kallion laatuun, tiiveyteen ja kestävyyteen lämpötilan vaihteluita vastaan. Kalliovarstoja joudutaan usein tiivistämään, mikä on kallista eteenkin kattorakenteen osalta. (Koskelainen 2006, s. 387; Sipilä 1988, s. 21) Kallioakun louhintakustannukset ovat niin suuria, että sen minimikokona pidetään 50 000 m3 (Kärkkäinen et al. 1999, s.62). Pohjaveden virtausta voidaan pienentää sijoittamalla akku niin syvälle kallioon, että sen paine vastaa pohjaveden painetta. Akun paineen ansiosta veden lämpötila voi ylittää 100 ºC, parhaimmillaan kallioakkuja on suunniteltu jopa 160 ºC:n lämpötilalle. (Koskelainen 2006, s. 387;
Sipilä 1988, s. 21)
Kalliovarstojen ollessa eristämättömiä, ensimmäisinä käyttövuosina lämpöhäviöt ovat suuret. Lämpöhäviöt, kuitenkin pienentyvät merkittävästi neljässä – viidessä vuodessa, kun on saavutettu riittävä stationääristila. Tutkimuksessa on saatu arvoja, joiden mukaan lämpöhäviöt ovat laskeneet noin 60 W/m2arvoon 20 W/m2 viidessä vuodessa. Kausivarastoinnin vuosihyötysuhteessa on mahdollista päästä noin 70- 80 %:iin. Lyhytaikaisvarastoinnissa energiahyötysuhde on terässäiliöiden luokkaa.
(Koskelainen 2006, s. 387; Sipilä 1988, s. 22)
13 3.4.3 Betonisäiliö
Betonisäiliö voidaan rakentaa kuten terässäiliökin maan päälle tai alle. Maanpäälle rakennettu säiliö rakennetaan usein paineistamattomaksi, kun taas maanalainen säiliö on mahdollista rakentaa paineistetuksi pienemmin lisäinvestoinnein.
Betonista liukenee veteen kalkkia ja muita epäpuhtauksia, jotka saostuvat korkeissa lämpötiloissa. Jotta epäpuhtauksia ei pääse kaukolämpöverkkoon, tulee betonisäiliöakku kuten myös kalliosäiliöakku liittää kaukolämpöjärjestelmään epäsuoralla kytkennällä, mikä huonontaa akun hyötysuhdetta. (Koskelainen 2006, s. 389; Sipilä 1988, s. 20)
3.4.4 Kaukolämpöverkko lämmönvaraajana
Kaukolämpöverkko soveltuu lyhytaikaisten kulutuspiikkien leikkaamiseen.
Lämpöä voidaan varata kaukolämpöverkkoon nostamalla menovedenlämpötilaa korkeammaksi, kuin normaali ajotilanne vaatii. Syntynyt lämpöakku purkautuu lämpötilarintaman saavuttaessa kuluttajalaitteet. Kuluttajalaitteet säätävät virtaustaan niin, että paluulämpötila säilyy lähes ennallaan. Verkon latausteho laskee laitoksella, kun kohonneen menolämpötilan takia virtaus pienenee ja kulutus vastaa kysyntää. Lämmön varastointi verkkoon soveltuu lyhytaikaisiin kulutuksen kasvua ennakoiviin toimenpiteisiin. Tyypillisesti lämpötilaa nostetaan 5-15 ºC ja latauksen kesto on tällöin 2-3 tuntia. (Kara et al. 2004, s. 299; Koskelainen 2006, s.
389)
Ohitusventtiilien avulla on mahdollista ottaa latauksen piiriin vain tietty osa kaukolämpöverkkoa. Varastointi voidaan toteuttaa myös antamalla menolämpötilan voimalaitoksella laskea alle ohjekäyrän mukaisen arvon ja samalla nostamalla virtausta verkossa. Lämmön vajaus palautetaan myöhemmin nostamalla menolämpötila takaisin ohjearvoon. (Koskelainen 2006, s. 389)
14 3.5 Kaukolämpöakun kytkentä kaukolämpöverkkoon
Kaikille akkuvaihtoehdoille yhteistä on, että ne tulee sijoittaa lähelle kaukolämpöjärjestelmän runkoputkea tai lämpövoimalaitosta. Sillä pitkät siirtoetäisyydet lisäävät rakennuskustannuksia. Siirtoverkon kapasiteetti saattaa joissakin tapauksissa rajoittaa akun sijoitusmahdollisuuksia, esimerkiksi jos akku sijoitetaan lämmönlähteelle, siirtoverkko joudutaan mitoittamaan näiden yhteistehon mukaan.
Lämpöakku voidaan kytkeä kaukolämpöverkkoon joko suoralla tai epäsuoralla kytkennällä. Valintaan vaikuttaa paine- ja lämpötilaero akun ja lämmönlähteen välillä sekä veden laatu. Suorassa kytkennässä kaukolämpövesi kiertää akun kautta ja epäsuorassa kytkennässä käytetään lämmönsiirrintä, jolloin akulla on oma vesikiertonsa. (Koskelainen 2006, s. 392; Kärkkäinen et al. 1983, s.64; Sipilä 1988, s. 23; 25)
Paras säiliömalli suoralle kytkennälle on terässäiliö, jossa vesi säilyy puhtaana.
Veden tulee olla puhdasta, sillä kaukolämpöverkoston vesi kiertää lämpöakun kautta. Terässäiliön suorakytkentä mahdollistaa säiliön käyttämisen myös verkon vesireservinä, jolloin saadaan lisävarmuutta lämmitysjärjestelmään. (Kärkkäinen et al. 1983, s.64)
Suorassa kytkennässä on lisäksi huomioitava tarvittava paineen alennus, kun vesi kiertää kaukolämpöverkosta takaisin akkuun. Kuvassa 3.1 on esitetty vaihtoehto suoralle kytkennälle. Kuvassa paineen alennus verkosta säiliöön toteutetaan Francis-tyyppisellä vesiturbiinilla, jonka luovuttama energia pyörittää säiliöstä verkkoon pumppaavaa pumppua. Pumppuun on myös kytketty sarjaan liukukytkimellä sähkömoottori, josta saadaan pumpun tarvitsema lisäteho.
(Koskelainen 2006, s. 392)
15 Kuva 3.1. Lämpöakun suorakytkentä verkkoon turbiinipumpulla. (Koskelainen 2006, s.
392)
Kuvassa 3.2 paineenalennus akkuun suoritetaan puolestaan venttiilillä kuristamalla ja paine nostetaan pumpulla säiliöstä verkkoon päin. Venttiili-pumppuaseman käyttö on turbiinipumppua halvempi, mutta energiatehottomampi ratkaisu.
(Koskelainen 2006, s. 392; Sipilä 1988, s. 24)
Kuva 3.2. Periaatekuva lämpöakun liittämisestä verkkoon venttiili-pumppuasemaa käyttäen (Sipilä 1988, s. 34)
16 Epäsuorassa kytkennässä lämpöakku ja kaukolämpöverkko erotetaan toisistaan lämmönsiirtimellä (Sipilä 1988, s. 28). Lämmönsiirrintä käytetään useimmin kallio- ja betoniakuissa. Epäsuoralla kytkennällä estetään epäpuhtauksien pääsy kaukolämpöverkkoon ja akun puhtausvaatimuksista voidaan tinkiä. Kuitenkin on otettava huomioon lämmönsiirtimen mahdollinen tukkeutuminen ja korroosio.
Lisäksi lämmönsiirrin nostaa huomattavasti siirrin-pumppuaseman investointikustannuksia. (Kärkkäinen et al. 1983, s.16)
Kuvassa 3.3 on esitetty esimerkki kalliosäiliön epäsuorasta kytkennästä. Kuvassa akun lataus suoritetaan kaukolämpöverkon menopuolelta ja vesi palautetaan veden lämpötilasta riippuen, joko meno- tai paluupuolelta. (Kärkkäinen et al. 1983, s.16- 17) Lämmönsiirrin verkon ja akun välillä mahdollistaa sen, ettei akun painetaso ole riippuvainen kaukolämpöverkon painetasosta. Lämmönsiirtimessä menetetään kuitenkin siirrettävästä lämmöstä lämmönsiirtimen asteisuuden verran.
(Kärkkäinen et al. 1999, s.62)
Kuva 3.3 Akun epäsuorakytkentä kaukolämpöverkkoon. (Kärkkäinen et al. 1983, s.17)
17
4 KAUKOLÄMPÖAKUN MITOITUS
Kappaleessa esitetään kaukolämpöakun mitoitusprosessi sekä siinä hyödynnettäviä kaavoja ja työkaluja. Lisäksi kappaleessa kuvataan toteutettujen lämpöakkujen toimintaperiaatteita.
4.1 Lämpöakun mitoitusprosessin eteneminen
Streckiene et al. (2009, s. 2311) esittävät artikkelissaan pelkistetyn tavan optimaalisen lämpöakun tilavuuden määrittämiseen. Malli on esitetty kuvassa 4.1.
Kappaleessa kahdeksan perehdytään lisäksi tarkemmin mitoitukseen vaikuttaviin investointikustannuksiin. Jatkossa kyseistä etenemistä tullaan käyttämään soveltaen investoinnin kannattavuuden tarkastelussa.
Kuva 4.1 Eteneminen optimaalisen kaukolämpöakun mitoituksessa (Streckiene et al.
2009, s. 2311).
18 4.2 Lämmitystarveluvun ja testivuoden laskenta
Vuodet ovat lämmitystarpeen suhteen erilaisia. Lämmitystarveluvun avulla normeerataan toteutuneita lämmitysenergian kulutuksia, jotta eri vuosien kulutuksia voidaan verrata toisiinsa. Lämmitystarveluvun käyttö rakennusten lämmityksessä perustuu, siihen että rakennusten energiankulutus on likipitäen verrannollinen sisä- ja ulkolämpötilan erotukseen. Mitä kylmempi sääjakso, sitä suurempi on lämmitystarveluku ja sitä enemmän rakennukset kuluttavat lämpöä.
(Ilmatieteen laitos 2014; Motiva oy 2010, s. 1-2)
Lämmitystarveluku lasketaan sisä- ja ulkolämpötilan erotuksesta. Laskennassa sisälämpötilaksi oletetaan 17 ºC, josta vähennetään ulkolämpötilan vuorokauden keskilämpötila. Kuukauden lämmöntarveluvuksi muodostuu vuorokautisten lämmöntarvelukujen summa ja vuoden lämmitystarveluku on vastaavasti kuukautisten lämmitystarvelukujen summa. Rakennuksien lämmitysenergian tarvetta vähentävät auringon säteilystä sekä sisäisistä lämmönlähteistä, kuten ihmisistä ja kodin laitteistoista hyödynnettävä energia. Hyödynnettävän energian oletetaan kattavan sisälämpötilan 17 ºC:teen ja todellisen lämpötilan eron.
Lämmitystarveluvussa otetaan huomioon vain tilojen lämmitykseen kuluva energia, sillä käyttöveden lämmitykseen kuluva energia ei riipu lämpötilasta.
(Ilmatieteen laitos 2014; Motiva oy 2010, s. 1-2) Lämmitystarveluku saadaan siis kaavasta 4.1 (Koskelainen 2006, s. 96):
𝑆 = ∑𝑛𝑢=1(17 − 𝑇𝑢)∆𝑡 (4.1)
𝑆 = lämmöntarveluku
n = tarkasteltavien aika-askelten lukumäärä 17 = rakennusten sisälämpötila [ºC]
𝑇𝑢 = ulkolämpötilan vuorokausikeskiarvo [ºC]
∆𝑡 = aika-askel, esimerkiksi tunti tai vuorokausi
Mikäli tarkasteluajankohdan keskilämpötila on -5 ºC, on kyseisen vuorokauden lämmöntarveluku 17-(-5)=22. Samalla tavalla voidaan laskea esimerkiksi
19 tuntikohtaiset lämmöntarveluvut. Pitemmän ajanjakson lämmöntarveluvut saadaan, kun jakson lämmöntarveluvut lasketaan yhteen.
Lämmöntarveluku lasketaan vuorokausille, joilla keskilämpötila alittaa niin sanotun lämmitysrajan. Muina aikoina oletetaan, että lämmitys lopetetaan.
Lämmitys rajat ovat (Koskelainen 2006, s. 96):
Tu < 10 ºC tammikuu-heinäkuu Tu < 12 ºC heinäkuu-joulukuu.
Ilmatieteen laitos käyttää normitukseen vertailuvuotta, niin sanottua normaalivuotta, joka perustuu vuosien 1981-2010 lämmitystarvelukuihin. Lisäksi Ilmatieteen laitos laskee lämmitystarveluvun kuukausittain 16 vertailupaikkakunnalle. Vertailupaikkakuntia ovat Maarianhamina, Vantaa, Helsinki-Kaisaniemi, Pori, Turku, Tampere-Pirkkala, Lahti, Lappeenranta, Jyväskylä, Vaasa, Kuopio, Joensuu, Kajaani, Oulu, Sodankylä ja Ivalo. (Ilmatieteen laitos 2014) Etelä-Savon Energia on määrittänyt Mikkelin alueen normaalivuoden lämmöntarveluvuksi 4691. (Etelä-Savon Energia Oy:n Lämpöinfo 1/2014)
Kaukolämpöenergiaa kuluu myös muuhun, kuin rakennuksien lämmitykseen.
Tämä on otettava huomioon tarkasteltaessa kaukolämmön kulutusta. Rakennuksien lämmitystarve voidaan laskennallisesti olettaa koostuvan kaavan 4.2 mukaisesti (Koskelainen. 2006, s. 51; Motiva oy 2010. s. 1):
∅𝑘𝑙 = ∅𝑙ä𝑚+ ∅𝑚𝑢𝑢𝑡 (4.2)
∅𝑘𝑙 = kaukolämpöteho [MWh]
∅𝑙ä𝑚 = lämmitysteho [MWh]
∅𝑚𝑢𝑢𝑡 = kaukolämmön muu kulutus [MWh]
Kaukolämmön muu kulutus pitää sisällään käyttöveden lämmitykseen kuluneen energian, ilmanvaihdon kulutuksen sekä lämpöhäviöt. (Koskelainen 2006, s. 51-57;
Motiva oy 2010, s. 1) Kaukolämmön muu kulutus voidaan arvioida tarkastelemalla
20 kulutusta lämpiminä kesäpäivinä, jolloin kaukolämpöä ei käytetä huoneistoilman lämmitykseen. Kyseisenä ajankohtana kulunut kaukolämpöteho voidaan olettaa riittävällä tarkkuudella olevan ∅𝑚𝑢𝑢𝑡, koska tällöin kulunut kaukolämpöenergia ei ole riippuvainen ulkolämpötilasta. Kaavasta voidaan siis ratkaista ∅𝑙ä𝑚 osuus.
Fragaki käyttää tutkimukseen lämpötilasta riippumattoman kaukolämmön kulutuksen arvona 25 %. Tällöin 75 % lämmön kulutuksesta on lämpötilasta riippuvaista (Fragaki et al. 2008, s. 1662). Prosenttiosuutta on suositeltavaa käyttää suomen olosuhteissa talviaikaan, koska lämmön kulutuksen kasvaessa myös häviöt lisääntyvät. Toisaalta kesäaikaan prosenttiosuuden käyttö ei vastaa todellisuutta vaan arvo jää liian alhaiseksi. Myöhemmin esiteltävässä normeerausyhtälössä ulkolämpötilasta riippumattoman kulutuksen arvona käytetään talvella, keväällä ja syksyllä 30 %, kuten ESE:n lämpöinfossa 2014.
Kaukolämmitykseen kuuluvien rakennusten lämmitysteho muodostuu seuraavasti, kaavan 4.3 mukaan (Koskelainen 2006, s. 52):
∅𝑙ä𝑚 = ∑(𝑈𝐴) (𝑇𝑠− 𝑇𝑢) (4.3)
∅𝑙ä𝑚 = kaukolämmitettävien rakennusten lämmitysteho [MWh]
∑ 𝑈𝐴 = kaukolämpöverkon lämpöhäviöt [MW/ ºC]
𝑇𝑠 = sisälämpötila [ºC]
𝑇𝑢 = ulkolämpötila [ºC]
Riittävällä tarkkuudella voidaan olettaa, että kaavassa esiintyvä lämpöhäviö ∑ UA pysyy vakiona. Tällöin kyetään muodostamaan yhtälöpari, josta saadaan laskettua testivuodelle tunnittainen lämmönkulutus (Ziębik & Gładysz 2011, s. 73):
∅𝑙ä𝑚,𝑡𝑒𝑠𝑡.
(𝑇𝑠−𝑇𝑢,𝑡𝑒𝑠𝑡.)= ∅𝑙ä𝑚,𝑡𝑜𝑑
(𝑇𝑠−𝑇𝑢,𝑡𝑜𝑑) (4.4)
∅𝑙ä𝑚,𝑡𝑒𝑠𝑡.= rakennusten lämmitysteho testivuotena [MWh]
∅𝑙ä𝑚,𝑡𝑜𝑑 = rakennusten lämmitysteho todellisena vuotena [MWh]
𝑇𝑢,𝑡𝑒𝑠𝑡. = ulkolämpötila testivuotena [ºC]
21 𝑇𝑢,𝑡𝑜𝑑 = ulkolämpötila todellisena vuotena [ºC]
Tämän jälkeen lisätään aikaisemmin vähennetty kaukolämmön muu kulutus testivuoden tunteihin:
∅𝐾𝐿,𝑡𝑒𝑠𝑡. = ∅𝑙ä𝑚,𝑡𝑒𝑠𝑡.+ ∅𝑚𝑢𝑢𝑡 (4.5)
Laskennan tuloksena saadaan lämpötiloihin perustuva lämmöntarpeen tuntiteho.
Tuntitehot normeerataan kuukausitasolla, laskemalla testivuoden kuukausienergiat, jotka normeerataan seuraavasti (Etelä-Savon Energia Oy. 2014):
𝐸𝑁 = 𝐸𝑖
0,7∗(𝑆𝑖
𝑆𝑁)+0,3 (4.6)
EN = normeerattu kulutus [MWh/kk]
Ei = tarkasteltavan kuukauden kulutus [MWh/kk]
Si = tarkasteltavan testivuoden kuukauden lämmitystarveluku SN = tarkasteltavan kuukauden normaalivuoden lämmitystarveluku.
Normeerausyhtälön perusteella lämmityksen osuus kaukolämmön kulutuksesta on 70 % ja muu lämpötilasta riippumaton kulutus 30 %. Tällöin astepäivälukuja korjataan vain lämmitykseen käytettävän energian osalta. Normeerausta ei suoriteta kuitenkaan kesäajalle, koska astepäivälukujen suhde muodostuu tällöin liian suureksi ja kuukausienergia muuttuu kohtuuttoman paljon.
4.3 Pumppujen ja putkistojen mitoitus
Kirjallisuuden mukaan, kaukolämpöakun lämpöteho on suositeltavaa mitoittaa korkeintaan vastaamaan noin 20 % kulutuksen huipputehosta, kannattavin lämpöteho on 10-15 % huipputehosta. ( Kärkkäinen et al. 1999, s. 62; Kärkkäinen et al. 1983, s.64; 84)
22 Lämpöakun tarvitsema pumpputeho voidaan laskea kaavalla (Teollisuuden energiatekniikka/ Peruskaavat ja –käsitteet 2011, s. 15; Sipilä 1988, s. 26):
𝑃𝑝 =𝑉̇∆𝑝
𝜂𝑝 =𝑚̇𝑣∆𝑝
𝜂𝑝 (4.7)
Pp = Pumpun akseliteho [W]
𝑉̇ = kl-verkkoon pumpattava tilavuusvirta [m3/s]
∆𝑝 = säiliön ja kl-verkon meno-
tai paluuputken välinen paine-ero [Pa]
𝜂𝑝 = pumpun kokonaishyötysuhde [%]
𝑚̇ = massavirta [kg/s]
𝑣 = ominaistilavuus [m3/kg]
Siirtoputkiston mitoitusperusteena toimii kussakin käyttötilanteessa siirrettäväksi suunniteltu lämpöteho. Putkistossa siirtyvä lämpöteho riippuu kiertävästä vesivirtauksesta ja lämpötilaerosta seuraavasti (Koskelainen 2006, s. 198; Sipilä 1988, s. 66):
∅𝐿ä𝑚.𝑡𝑒ℎ. = 𝑐𝑝𝑚̇∆𝑡 (4.8)
∅𝐿ä𝑚.𝑡𝑒ℎ. = Lämpöteho [kW]
𝑐𝑝 = Ominaislämpökapasiteetti [kJ/(kg ºC)]
4.4 Lämpöakun lämpöhäviöt
Akun lämpöhäviöitä pienennetään eristyksellä. Eristyspaksuuden määrittäminen on optimointitehtävä, jossa eristyskustannusten sekä lämpöhäviöiden kustannusten summa eristyspaksuuden suhteen minimoidaan. (Koskelainen 2006, s. 395) Akun eristäminen on tärkeää pienen kokoluokan akuissa, joiksi lasketaan esimerkiksi kaikki terässäiliöakut. (Tahkokorpi et al. 2011, s.15)
Tasomaisessa monikerroksisessa seinässä jokaisen kerroksen läpi kulkee sama lämpövirta. Monikerroksisen seinämän läpi kulkeva lämpömäärä on tällöin:
23
∅𝑙ä𝑚,ℎä𝑣. =𝑆1𝐴(𝜗1−𝜗𝑛−1)
ƛ1+𝑆2 ƛ2+𝑆3
ƛ3+𝑆𝑛 ƛ𝑛
(4.9)
∅𝑙ä𝑚,ℎä𝑣.= Lämpöhäviö [W]
A = Pinta-ala [m2]
𝜗1 − 𝜗𝑛−1= Lämpötila ero [K]
𝑆𝑛 = Materiaalin paksuus [m]
ƛ𝑛 = Materiaalin lämmön johtavuus [W/(mK)]
4.5 Toteutettuja kaukolämpöakkuja
Suomessa toteutettuja lämpöakkuja on listattu taulukossa 4.1. Taulukon kaikki lämpöakut Saarijärven akku pois lukien on rakennettu kaukolämpöjärjestelmiin, joissa on sähkön ja lämmön yhteistuotantoa. (Kärkkäinen et al. 1999, s.32) Liitteessä 6 on esitetty Tanskassa rakennettujen lämpöakkujen mitoituksia.
Taulukko 4.1 Suomeen rakennettuja lämpöakkuja.(Ailanen et al. 2003, s. 31; Helsingin energia 2014; Kärkkäinen et al. 1999, s.32)
Paikka Tilavuus [m3]
Kap MWh
Teho MW
Takaisin- maksuaika
H /D m/m
Pääpoltto- aine
Käyttöön- ottovuosi
Otaniemi(1 500 20 10 - Kaasu 1974
Oulu 15 000 800 80 5,0 17/34 Turve 1985
Oulu (kallio) 190 000 10
000 80 8,0 - Turve 1996
Lahti 10 000 450 40 5,0 19,5/26 Hiili 1985
Lahti 200 9 1 5,0 - Kaasu 1989
Naantali 15 000 690 82 5,1 26,0/28,0 Hiili 1985 Helsinki Sal(2 2*10
000 1 000 130 5,0 41,5/18
41,5/18 Pelletti 1987 Helsinki Vuo 26 000 1 400 130 10,0 - Kaasu 1997
Saarijärvi(1 350 21 3 10,0 22/4,5 Turve 1988
Kouvola 10 000 420 72 5,0 24/22,5 Kaasu 1988
Hämeenlinna(2 10 000 320 50 5,0 29/21,5 Hiili 1988
Hyvinkää 10 000 350 50 5,0 24/22,5 Kaasu 1988
Vantaa(3 20 000 900 50 10,0 22/34 Hiili 1990
Rovaniemi 10 000 450 30 6,0 - Turve 1998
24
Turku(4 6000 300 60
- Hiili,
biomassa 2002
Ylivieska 1300 40 10 - Biomassa 2003
Jyväskylä 10000 400 30 - Puu, turve 2003
Kokkola(1 3200 185 50 - biomassa 2001
Vantaa 11 000 450 50 35/20,5 Kotitalous-
jäte 2014
(1 paineistettu, (2 kytkentä lämmönsiirtimellä, (3 muutettu vanhasta öljysäiliöstä, (4 muunnettu vanhasta kaasukellosta
Akkujen laskennalliseksi lämpötilaerojen keskiarvoksi eli ∆T:ksi muodostuu kaavan 4 perusteella 44 ºC, olettaen, että 90 % säiliön tilavuudesta kyetään käyttämään hyödyksi. Suurin ilmoitettu lämpötilaero paineistamattomalla akulla on 52 ºC, se savutetaan Helsingin 26 000 m3 kaukolämpöakulla. Pienin lämpötilaero on lämmönsiirtimellä kytketyllä Hämeenlinnan 10 000 m3 säiliöllä, sen ∆T on 31 ºC.
Suomessa toteutetuille paineistamattomien akkujen varauskapasiteetille, voidaan muodostaa kaavan 14 mukainen yhtälö, tilavuuden funktiona. Kyseisellä yhtälöllä 7 000 m3 akun varastointikapasiteetti on 298 MWh.
Q = 0,05233 ∗ V − 68,5367 (4.10)
Q = lämmönvarauskapasiteetti [MWh]
V= akun tilavuus [m3] 4.5.1 Vantaan kaukolämpöakut
Vantaan energialla on käytössä kaksi paineistamatonta kaukolämpöakkua.
Vanhempi akuista sijaitsee Martinlaakson voimalaitoksen yhteydessä ja se on kunnostettu entisestä 20 000 m3:n öljysäiliöstä vuonna 1990. Martinlaakson kaukolämpöakun varastointikapasiteetti on noin 600 MWh. Vantaan energian uuden jätteenpolttolaitoksen yhteyteen on rakennettu uusi 11 000 m3 akku, joka on otettu käyttöön 2014. Sen varastointikapasiteetti on noin 450 MWh. Akut sijaitsevat Vantaan kaukolämpöverkon eri päissä ja niitä voidaan myös käyttää rinnan.
25 Martinlaakson kaukolämpöakun korkeus on 22 m ja halkaisija 34 m. Säiliön korkeus/halkaisijasuhde on 0,65, mikä ei ole ihanteellinen lämmön kerrostumisen kannalta. Jätteenpolttolaitoksen yhteydessä oleva akun korkeus on 35 m ja halkaisija 20,5 m. Sen korkeus/halkaisijasuhde on 1,7, joka on paljon Martinlaakson akkua parempi. Molemmissa kaukolämpöakuissa veden syöttö on toteutettu tasomaisilla diffuusoreilla, joilla vähennetään veden lämpökerrosten sekoittumista.
Akkujen purku- ja latausteho on 50 MW. Molemmat akut on kytketty suoralla kytkennällä verkkoon, jolloin kaukolämmönvaihtimen asteisuus ei vähennä akun hyötysuhdetta. Jätevoimalaitoksella akun purku ja lataus on rakennettu täysin erillisiksi toisistaan, mikä mahdollistaa nopean vaihdon latauksen ja purun välillä.
Jätevoimalaitoksen kaukolämpöveden menopaine vaihtelee 6–12 bar välillä ja paluupaine välillä 1,5–6,5 bar. Menolämpötila on välillä 80-120 ºC ja paluu lämpötila 35-53 ºC. Koska kaukolämmön menovesi ylittää suuren tehontarpeen aikana 100 ºC, voidaan latausveteen kaukolämpöakun pohjalta sekoittaa viileämpää vettä ja näin laskea akkuun virtaavan veden lämpötila alle 100 ºC:een.
Jätevoimalaitoksen sähköteho on 35 MW ja kaukolämpöteho 100 MW. Laitoksessa on höyryturpiinin lisäksi myös kaasuturbiini, kun sen tuotanto lasketaan mukaan sähköteho kasvaa 80 MW ja kaukolämpöteho 130-140 MW.
Molempia kaukolämpöakkuja käytetään pääasiassa aamun kulutushuippujen ja sähkön tuotantotarpeen tasaamiseksi. Jätevoimalaitoksessa kattilateho voi vaihdella
±5 % polttoaineen laadusta riippuen. Vaihtelua kyetään tasaamaan kaukolämpöakulla ja näin pyrkiä pitämään lähtevän kaukolämpöveden lämpötila vakiona. Akun suorakytkentä mahdollistaa myös verkon paineen pidon. Lisähyötyä akuista saavutetaan verkon vuototilanteissa, jolloin kaukolämpöakku toimii verkon vesi- ja lämpöreservinä.
Molempien akkujen yläosa on paineistettu pieneen ylipaineeseen prosessihöyryn avulla, jotta varastoitu vesi ei pääse tekemisiin ilman kanssa. Lisäksi höyrykerros
26 vähentää akun lämpöhäviöitä. Kaukolämpöakkujen eristämiseen on käytetty villaa.
Martinlaakson varaston katon eriteenä on 300 mm villaa ja vaipan eristeenä 100 mm villaa. Vaipan eristys on ohuempi, sillä säiliötä muutettaessa öljysäiliöstä kaukolämpöakuksi, eristystä ei ollut taloudellisesti kannattavaa vaihtaa.
Jätevoimalaitoksen akun eristys on optimoitu kaukolämpöveden säilytykseen ja sen vaipassa on käytetty Martinlaakson akkua paksumpaa eristevillaa.
Vantaan energialla on oltu erittäin tyytyväisiä uuteen jätteenpolttolaitoksen yhteydessä olevaan kaukolämpöakkuun ja varsinkin akun automatiikkaan sekä käytettävyyteen panostaminen näyttää kannattaneen. Jätteenpolttolaitoksella on pyritty erityisesti siihen, että akuilla voidaan reagoida nopeasti kulutusvaihteluihin.
Jätevoimalaitoksen akkua suunniteltaessa on huomioitu Martinlaakson akun puutteet ja pyritty oppimaan niistä. Esimerkiksi uudessa akussa on paljon enemmän lämpötilamittauksia, joiden avulla saadaan tarkka tieto akun varauksesta. (Mansner
& Pulkkinen 2014)
4.5.2 Lahden kaukolämpöakku
Lahden lämpöakku valmistui 1985 ja se on kooltaan 10 000 m3. Säiliö on 19,5 m korkea ja halkaisijaltaan 26 m. Lahden lämpöakku on lieriön muotoinen terässäiliö, joka on rakennettu maapohjalle. Maa on tuettu sen ympäriltä 300 mm korkealla teräsrenkaalla. Eristeenä akussa on käytetty 200 mm mineraalivillaa. Säiliö on suoralla kytkennällä yhteydessä kaukolämpöverkkoon. Sen yläosassa pidetään -5 ja 20 mbar välillä olevaa painetta vesipinnan vaihteluiden kompensoimiseksi, lisäksi ylipaineella estetään ilman ja hapen pääsy säiliöön. Lämpöakun suurimmat yksittäiset hyödyt on saavutettu muutaman kerran sattuneissa kaukolämpöverkon suurvuodoissa. Tällöin akusta puretulla lisävedellä on kyetty pitämään tuotantolaitos toiminnassa, kunnes viallinen putkilinja on saatu eristettyä.
(Kärkkäinen et al. 1999, s.32-33)
Vuonna 1987 akusta purettiin lämpöä 39,4 GWh. Akun lataus- ja purkujakso on noin 2,1 vuorokautta. Lämpöhäviöiden määrä puretusta energiasta oli noin 1 %,
27 jolloin vuoden keskimääräiseksi häviötehoksi tulee 12,8 W/m3. Pumppujen kuluttama energia oli noin 1 % ja höyrypatjan ylläpitoon kulunut energia oli 0,5 % puretun energian määrästä. (Kärkkäinen et al. 1999, s.33)
Mittausten perusteella akun kerrostuneisuus toimii hyvin. Kuuman ja kylmän kerroksen väliin muodostuu noin yhden metrin korkuinen lämpötilan harppauskerros. Säiliön kuorirakenteen väsymistä tutkittiin vaipan venyvyys mittauksin lieriön kehän ja akselin suunnassa. Mittauksien perusteella saatiin tulokseksi, että säiliö kestää hyvin tekniseksi käyttöiäksi arvioidun 20 vuotta.
(Kärkkäinen et al. 1999, s.33)
28
5 TOIMINTAYMPÄRISTÖN KUVAUS
Toimintaympäristön keskiössä ovat sähkömarkkinat, koska Etelä-Savon Energia myy tuottamansa sähkön sähkömarkkinoille. Tässä kappaleessa perehdytään sähkömarkkinoiden toimintaan työnkannalta keskeisin osin sekä energian tuotantokustannusten laskentaan.
5.1 Sähkömarkkinat
Sähkömarkkinauudistuksen yhteydessä vuonna 1995 sähkökauppa säädettiin sähkön tuotannon ja myynnin osalta vapaasti kilpailluksi liiketoiminta-alueeksi.
Toimintaympäristö sähkömarkkinoilla on kokenut huomattavia muutoksia, Suomen liityttyä entistä selkeämmin osaksi pohjoismaisia ja eurooppalaisia markkinoita.
Kilpailu on lyhentänyt toimittajasopimuksia ja toiminnan riskit ovat kasvaneet.
Sähkön hankinnan, myynnin ja tuotannossa suunnittelussa sähkön kulutuksen ennustamisella on tärkeä rooli. (Partanen et al. 2013, s. 4-5)
Sähkön tukkukauppaa käydään Pohjoismaissa sähköpörssissä eli Nord Poolissa, pääsääntöisesti suurten toimijoiden välillä. Sähkömarkkinoille on ominaista suuri vaihtelu vesivoimalla tuotetun sähkön määrässä ja sähkön kulutuksessa, mikä ilmenee sähkön hinnan volatiliteettina. Markkinoiden erityispiirteet ovat luoneet tarpeen joustaville tukkumarkkinoille, joilla kyetään hallitsemaan suurta heilahtelua sähköntuotannossa sekä kulutuksessa. (Nord Pool Spot; Partanen et al.
2013, s. 20)
Pohjoismaisilla Spot-markkinoilla kauppaa käydään Elspot- ja Elbas-markkinoilla seuraavan vuorokauden tuntien sähkön toimituksesta. Elspot-markkinoilla osapuolet toimittavat tarjouksensa sähkönhinnasta seuraavan vuorokauden tunneille. Markkinahinta muodostetaan tunneittain markkinaosapuolten toimittamien suljettujen osto- ja myyntitarjousten perusteella. Sähkön tukkuhinta määräytyy kullekin tunnille kysynnän ja tarjonnan mukaan. Osapuolten jättämät tarjoukset koskevat tiettyä sähkön määrää, määrätylle tunnille. Tiettyä tuntia
29 koskevat tarjoukset yhdistetään kysyntä- ja tarjontakäyrällä, jolloin käyrien kohtaamispisteestä selviää kulloisenkin tunnin hinta. Hinta määräytyy aina kalleimman tuotantotavan mukaisesti ja toisaalta se kuvastaa hintaa, mikä energiasta ollaan valmiita maksamaan, kuvan 5.1 mukaisesti. Näin kaikelle käytettävissä olevalle tuotannolle on markkinoilla sama asema ja hinta, huolimatta tuotantotavasta. Elbas-markkinat toimivat Elspot -markkinoiden jälkimarkkinoina.
(Nord Pool Spot; Partanen et al. 2013, s. 7; 21-22)
Kuva 5.1 Kalleimman tuotantotavan vaikutus Spot –markkinahintaan (Partanen et al.
2013, s. 8).
Nord Poolin markkina-alueeseen kuuluvat Suomi, Ruotsi, Norja, Tanska, Viro, Liettua ja Latvia. Nord Poolin alueelle muodostetaan aina yhteinen systeemihinta.
Elspot -markkinoiden systeemihinnassa ei oteta huomioon siirtoverkon fyysisiä rajoituksia. Tämä vuoksi systeemihinnan lisäksi ovat käytössä siirtoverkon rajallisuuden ja siihen muodostuvat pullonkaulat huomioon ottava aluehinta.
Suomessa on käytössä vain yksi tunneittain vaihtuva markkina hinta, kuvan 5.2 mukaisesti. Kuvasta voidaan nähdä, sähkön markkinahinnan olevan halvinta Norjassa. Sähkön hintakehitys Nord Pool:ssa onkin erittäin riippuvainen Norjan vesivarannoista, sillä huomattava osa sähköstä tuotetaan vesivoimalla. (Nord Pool Spot; Partanen et al. 2013, s. 21)
30 Kuva 5.2 Nord Poolin Spot markkinoiden aluehinta jako ja markkinoilla vallitsevat hinnat 14.1.2014. (Nord Pool Spot)
Sähköpörssin lisäksi kauppaa voidaan käydä myös kahdenkeskeisillä OTC- eli kahdenvälisillä markkinoilla. Tällöin kaupan osapuolet huolehtivat itse tarvittavista vakuuksista, toisin kuin Spot -markkinoilla. Sähköpörssi ja OTC -markkinat muodostavat yhdessä joustavan ja toimivan kaupankäyntiympäristön sähkön fyysisille tuotteille. (Partanen et al. 2013, s. 21)
5.2 Sähkön hinnan vaihtelu Elspot-markkinoilla vuorokauden sisällä
Taulukossa 5.3 näkyy sähkön hinnan vaihtelu Nord Poolin Elspot-markkinoilla Suomen markkina alueella. Markkinoilla on tapana heilahdella seurauksena
31 vapautuvasta kapasiteetistä (Streckiene et al. 2009, s. 2308). Vaihtelu on voimakasta varsinkin kylminä pakkasvuorokausina, jolloin kulutus on suurta ja kalliita tuotantovaihtoehtoja joudutaan ottamaan käyttöön. Kuvassa 5.3 nähdään, että Suomessa kulutuspiikit sijoittuvat aamuun ja iltapäivään. Toisaalta lämpimänä kesävuorokautena hinnat pysyvät tasaisena eikä voimakkaita vaihteluita ole. Välillä hinta laskee, jopa niin alhaiseksi ettei energiantuotanto ole kannattavaa, mikäli tuotantomuoto ei ole oikeutettu merkittäville ympäristötuille. Esimerkiksi 27.10.2014 kello 02-03 sähkön hinta oli vain 7,02 €/MWh.
Kuva 5.3 Sähkön hinnan vaihtelu Elspot markkinoilla Suomen hinta-alueella 14.1.2014, 23.7.2014 ja 27.10.2014. (Nord Pool Spot).
5.3 Energian tuotantokustannukset
Laitoksen sähkön- ja lämmöntuotannon ollessa riippuvaisia toisistaan, voidaan laitoksen karakteristika esittää yhtälön 5.1 avulla (Sipilä 1989, s.13):
𝑃 = 𝑟∅𝑘𝑙. (5.1)
P = laitoksen sähköteho [MW]
∅𝑘𝑙 = laitoksen kaukolämpöteho [MW]
r = laitoksen rakennussuhde
32 Laitoksen energiatuotannon kustannukset voidaan laskea yhtälöllä 5.2 (Sipilä 1989, s. 14):
𝐶 = ∑ ∑ (𝑎𝑇𝑖 𝑁𝑗 𝑗𝑃 + 𝑏𝑗∅𝑘𝑙 )∆𝑡 ℎ (5.2)
𝐶 = energiantuotannon kustannukset [€]
a = sähkön tuotannon polttoaineen kulutussuhde b = lämmön tuotannon polttoaineen kulutussuhde
∆𝑡 = aika-askel
h = laitoksen käyttämä polttoaineen hinta [€]
33
6 KAUKOLÄMPÖAKUN PROSESSITEKNISET VAIHTOEHDOT
Seuraavassa kappaleessa selvitetään kaukolämpöakun prosessitekniset vaihtoehdot, jotka sopivat parhaiten ESE:n tarpeisiin. Kappaleessa käydään läpi akun rakenne ja kytkentä, lopulliseen säiliökoon mitoitukseen ei oteta vielä kantaa.
6.1 Paineistetun ja paineistamattoman akun vertailu
Kaukolämpöveden keskimääräinen paluulämpötila ESE:llä on 46 ºC.
Menolämpötilan keskiarvoksi saadaan 90 ºC, kun tilastoiduista menolämpötiloista yli 96 ºC:en lämpötilat muunnetaan paineistamattoman akun maksimilämpötilaan eli 96 ºC:kseen. Lämpötilaeroksi saadaan 44 ºC. Laskennassa käytetään arvoa 42 ºC, johtuen säiliössä tapahtuvasta sekoittumisesta. 0,5 baarin ylipaineeseen paineistetussa akussa maksimilämpötilana voidaan pitää 105 ºC. Käyttäen samaa periaatetta, kuin paineistamattomassa akussa, lämpötilaeroksi saadaan 44 ºC.
Akun varastointikapasiteetti lasketaan kaavan 3.2 mukaan, kun akun tilavuuden hyötysuhteena käytetään 90 %. Tällöin 5 000 m3 paineistetun akun lämpökapasiteetiksi saadaan 230 MWh ja paineistamattoman 220 MWh. Näin laskettuna paineistamattoman akun varauskyky vastaa melko hyvin Suomessa rakennettujen akkujen varauskykyä, joka on määritetty kaavassa 4.10. 5 000 m3 akulla kaava 3.2 antaa noin 20 MWh suuremman arvon kuin kaava 4.10 ja 7 000 m3 akulla ero on alle 10 MWh. Paineistetun akun lämmönvarauskapasiteetti on 11
% paineistamatonta suurempi. Jotta paineistamattoman akun kapasiteetti saataisiin vastaavaksi, kuin 5 000 m3 paineistetun, on sen tilavuuden oltava 5250 m3. Taulukossa 6.1 on listattu akkujen tilavuudet sekä niihin varastoitava energiamäärä.
