Kaukolämpöä tuottavan vesistölämpöpumppulaitoksen mitoitus ja kannattavuustarkastelu

Abstract

Päästövaatimusten kiristyessä on energiantuotantoyhtiöiden selvitettävä uusien, uusiutuvan energian tuotantomuotojen hyödyntämispotentiaalia entistä tarkemmin. Tässä diplomityössä selvitettiin vesistöenergiaa lämmönlähteenään hyödyntävän lämpöpumppulaitoksen toteutettavuutta ja taloudellista kannattavuutta kaukolämmön tuotannossa Jyväskylän Vaajakoskella.

Työn tavoitteena oli selvittää, mitä teknisiä tekijöitä pitää huomioida, kun lämpöpumppulaitos liitetään kaukolämpöverkkoon, minkä tyyppinen lämpöpumppulaitos on sopivin vesistöenergian hyödyntämiseen tarkastellulla alueella sekä mikä on lämpöpumppulaitoksen optimisijainti alueella. Tavoitteena oli myös määrittää, kuinka paljon työssä mitoitetulla lämpöpumppulaitoksella pystyttäisiin tuottamaan kaukolämpöenergiaa sekä mitkä ovat laitoksella tuotetun kaukolämpöenergian tuotantokustannukset.

Työ aloitettiin kirjallisuuskatsauksella, jossa selvitettiin lämpöpumppulaitoksen kaukolämpöverkkoon liittämisessä huomioitavat tekniset tekijät. Kirjallisuuden perusteella määritettiin myös lämpöpumppulaitoksen sopivin tekninen toteutustapa, minkä jälkeen määritettiin laitoksen optimaalinen sijainti tarkasteltavaksi valitulla alueella. Sijainnin valinnan jälkeen mitoitettiin vesistön lämpötilaan ja virtaamaan perustuen lämpöpumppulaitos, jolloin saatiin määritettyä sen lämmöntuotantopotentiaali. Tämän jälkeen määritettiin mitoitetun lämpöpumppulaitoksen muuttuvat kustannukset sen sähkönkulutukseen perustuen sekä investointikustannukset budjettitarjouksiin ja hintatilastoihin perustuen. Kustannusten perusteella määritettiin laitoksella tuotetun kaukolämpöenergian tasoitetut tuotantokustannukset ja investoinnin nettonykyarvo.

Sopivin tekninen toteutustapa laitokselle perustuu suljettuun järjestelmään, jossa monirivisten putkikelalämmönsiirrinten avulla vesistöstä kerätään lämpöenergiaa. Vesistöön sijoitettavissa lämmönsiirtimissä kierrätetään lämmönkeruuliuosta, josta useasta lämpöpumppuyksiköstä koostuva lämpöpumppulaitos siirtää kerätyn lämpöenergian kaukolämpöverkkoon. Laitoksen lämmönsiirrinten paras sijainti on Vaajanvirran uomassa oleva riittävän syvä, mutta kapea kohta, jossa virtausnopeus on korkea ja lämmönsiirto tehokasta. Valitusta vesistön kohdasta hyödynnettävissä oleva lämpöteho olisi 10 MW, jolloin kaukolämpöä tuotettaisiin noin 13–20 MW:n teholla vuotuisen lämpökertoimen ollessa noin 2,6. Vuosittain tuotettavan kaukolämpöenergian määrä olisi noin 112 GWh huipunkäyttöajan ollessa 7000 h. Tuotettavan kaukolämpöenergian tuotantokustannukset riippuvat hyvin voimakkaasti käytetyn sähköenergian hinnasta. Esimerkiksi vuoden 2020 Nord Pool Spot-hinnoilla tuotetun kaukolämmön keskimääräiset muuttuvat kustannukset olisivat noin 19 €/MWh ja vuoden 2021 hinnoilla ne olisivat noin 37 €/MWh, sisältäen myös sähkön siirtomaksut ja sähköveron. Tasoitettua tuotantokustannusta laskettiin useilla eri sähkön hinnoilla sekä investoinnin pitoajoilla. Esimerkiksi 15 vuoden pitoajalla, 6 % laskentakorkokannalla ja 80 €/MWh:n sähkön kokonaishinnalla kaukolämpöenergian tasoitetuksi tuotantokustannukseksi saatiin 54,6 €/MWh. Tutkimuksen tulosten perusteella työn tilaaja voi arvioida, onko investoinnin toteutus tai jatkotarkastelu kannattavaa.

As emission requirements become more strict, energy production companies need to evaluate more carefully the potential of new renewable energy solutions. In this thesis, the feasibility and economic viability of a heat pump plant utilizing surface water as its heat source in the production of district heating in Vaajakoski, Jyväskylä, was investigated.

The aim of the thesis was to evaluate which technical factors must be taken into account when a heat pump plant is connected to a district heating network, what type of a heat pump plant is most suitable for utilizing surface water heat in the specified area, and what is the optimal location of the heat pump plant in the area. The aim was also to determine how much district heating energy the dimensioned heat pump plant would be able to produce and what are the production costs of the district heating energy produced by the plant.

Firstly, a literature review was gathered. Based on the literature, the technical factors to be considered in connecting a heat pump plant to a district heating network and the most suitable technical implementation of the heat pump plant were determined. After that, the optimal location of the plant in the selected area was determined. After site selection, the heat pump plant was dimensioned based on the temperature and flow of the water body to determine its heat production potential. The variable costs of the dimensioned heat pump plant were then determined based on its electricity consumption and the investment costs based on budget offers and price statistics. Based on the costs, the levelized costs of the district heating energy produced at the plant and the net present value of the investment were determined.

The most suitable technical implementation for the plant is based on a closed-loop system, in which thermal energy is collected from the water body by multi-row helically coiled tube heat exchangers. In the heat exchangers placed in water, heat exchange fluid is circulated, from which the heat pump plant transfers the collected thermal energy to the district heating network. The best location for the plant’s heat exchangers is a sufficiently deep but narrow point in the Vaajanvirta strait where the flow rate is high and heat transfer is efficient. The heat output that can be utilized from the selected area in the water body would be 10 MW, in which case district heating would be produced at a capacity of about 13–20 MW with an annual coefficient of performance of about 2.6. The amount of district heating energy produced annually would be about 112 GWh with a peak operating time of 7,000 h. The production costs of the district heating energy produced depend very strongly on the price of the electricity used. For example, the average variable costs of district heating produced at 2020 Nord Pool Spot prices would be around € 19 / MWh, while at 2021 they would be around € 37 / MWh, including also electricity transmission charges and electricity tax. The levelized costs of energy produced were calculated at several different electricity prices and investment holding periods. For example, with a holding period of 15 years, a 6% discount rate, and an electricity price of € 80 / MWh, the levelized production cost of district heating energy was € 54.6 / MWh. Based on the results of the study, the client can assess whether the implementation of the investment or further examination is profitable.