Lämpöenergia-akun hyödyntäminen sähkömarkkinoilla UPM Tervasaaressa : Akun valinta ja teknistaloudellinen mitoitus

Abstract

UPM Tervasaaren tehtaalla on tarve lämpöenergian varastoinnille, joka tasaisi tehtaan energiaverkon kuormitusta ja tuottaisi taloudellista säästöä tai voittoa. Tämän diplomityön tavoitteena oli valita Tervasaareen sopiva lämpöenergia-akkuteknologia ja tehdä sille teknistaloudellinen mitoitus. Mitoitusta voitaisiin käyttää apuna investoinnin päätöksenteossa.

Työssä valittiin eri lämpöenergia-akkuteknologioista kaksi vertailtavaksi. Vertailuun valittiin höyryakku ja kaukolämpöakku. Höyryakun käytöstä sähkömarkkinoilla yhdessä sähkökattilan kanssa sekä sen käytöstä höyryverkon muutosten puskuroinnissa löytyi hyvin lähdemateriaalia. Tervasaaren tehtaan nykyinen kaukolämpöakku on liian pieni, jotta sen käyttöä voitaisiin optimoida sähkömarkkinoiden mukaan. Tällöin suuremmalle kaukolämpöakulle olisi tarvetta.

Höyryakun purku- ja lataustehot olivat laskelmien mukaan suuremmat kuin kaukolämpöakun. Tämän vuoksi höyryakulla osallistuttaisiin sähkökattilan kanssa nopeaa tehonmuutosnopeutta vaativille reservimarkkinoille ja kaukolämpöakun latausta sähkökattilalla optimoitaisiin vaihtelevien sähkön hintojen mukaan. Höyryakun taloudellisuutta tarkasteltiin Fingridin reservituottolaskurilla. Kaukolämpöakun taloudellisuutta tarkasteltiin Python-pohjaisella ohjelmoinnilla, joka optimoi akun latausta ja purkamista sähkön hinnan ja kaukolämmön kysynnän mukaan. Riippuen tarkasteltavasta vuodesta ja reservimarkkinapaikasta, höyryakulla olisi voitu saada tuottoja noin 1 190 000–13 870 000 € kun taas kaukolämpöakulla säästöjä olisi kertynyt noin 66 000–280 000 €. Lisäksi tarkasteltiin aikasarjalaskennalla kaukolämmön ja prosessihöyryn tuotantoprofiileja UPM:n sisäiseltä energianseurannan palvelimelta. Huomattiin, että sähkökattilaa ei voitaisi käyttää kaukolämpöakun lataukseen 3,2 kuukauden aikana vuodesta alhaisen kaukolämmön kysynnän vuoksi. Prosessihöyryn tuotanto on suurta ja vaihtelee voimakkaasti läpi vuoden, jolloin höyryakun käyttöaste olisi suurempi. Tällöin sopivin lämpöenergia-akku olisi höyryakku.

Mitoituksessa käytettiin laitevalmistaja Spirax Sarcon esittämiä yhtälöitä. Mitoituksen avulla saatiin selville, millä tehoilla eri kokoiset höyryakut voivat osallistua reservimarkkinoille. Tarjouskyselyssä eräältä painelaitevalmistajalta saatiin eri kokoisille akuille budjettihinnat. Kun sähkökattilan käytön tuntihinnat ja reservimarkkinoille osallistumisesta saatavat korvaukset olivat aikasarjana tiedossa, laskettiin Microsoft Excelillä optimoiden aikasarjoista mahdolliset tuotot reservimarkkinoilta. Kaikille tarjouskyselyn akkuvaihtoehdoille laskettiin tuottojen ja budjettihintojen perusteella takaisinmaksuajat ja sisäiset korkokannat. Taloudellisesti kannattavimman höyryakun tilavuus oli 350 m3 ja maksimiteho 37,9 MW. Sen takaisinmaksuaika oli 10,1 % UPM:n asettamasta raja-arvosta, joka oli pienin kaikista vaihtoehdoista. Sen sisäinen korkokanta oli 488,8 % UPM:n asettamaa tavoitetta suurempi, joka oli suurin kaikista vaihtoehdoista. Investointi olisi siis kannattava. Optimaalisen höyryakun tilavuuden ja tehon selvittyä, rakennetusta mitoitusohjemasta saatiin myös selville muun muassa höyryakun ja oheislaitteiden fyysiset mitat.

Herkkyystarkastelu suoritettiin muuttamalla reservilaitteiston käytön kustannuksia, tarjouskyselyn budjettihintoja ja reservimarkkinoilta saatavia korvauksia. Tuloksena herkkyystarkastelusta saatiin, että investoinnin kannattavuus ei muutu herkästi. Jotta se muuttuisi kannattamattomaksi, tulisi investoinnin budjettihinnan kasvaa kaksinkertaiseksi ja reservimarkkinoilta saatavien korvausten laskea samaan aikaan yli 76 %. Myös, jos reservimarkkinoille jätettävän tarjouksen rajahinta, jolla reservilaitteiston tehoa on kannattavaa muuttaa, kasvaisi kaksinkertaiseksi laskennassa käytetystä arvosta samalla kun korvaukset reservimarkkinoilta pienenisivät yli 75 %, investointi ei olisi kannattava. Näin suuret muutokset eivät ole todennäköisiä. Samaan aikaan ilmenevien korkeiden pörssisähkön hintojen ja matalien reservimarkkinakorvausten ennakointi osoittautui kannattavaksi jatkotutkimuksen aiheeksi, jotta laitteiston operoinnissa osattaisiin välttää ajanhetket, jolloin laitteistoa ei kannata operoida.

There is a need for thermal energy storage at UPM’s Tervasaari mill to balance load variations in the mill’s energy network while improving cost efficiency. In this case, the goal of this master’s thesis was to choose the best thermal energy storage technology for Tervasaari and do techno-economic sizing for it. Sizing can be used to support decision-making for further investments.

Two thermal energy storage technologies were chosen for a comparison. Steam accumulator and hot water accumulator for district heating were chosen. Much source material for using steam accumulator in electricity markets with electric boiler and as buffer in steam network was found. Current hot water accumulator in Tervasaari mill is too small for optimizing its operation according to electricity markets. In that case larger hot water accumulator would be needed.

Charging and discharging powers of steam accumulator were higher than hot water accumulator based on calculations. For that reason, steam accumulator could be part of reserve markets which need fast power change capabilities and operation of hot water accumulator could be optimized according to electricity prices. Economic feasibility of steam accumulator was evaluated using reserve revenue calculator of Fingrid. Python based program that optimizes operation of hot water accumulator based on electricity prices and district heat demand was used to evaluate economic feasibility of hot water accumulator. Depending on year and reserve market used in calculations, steam accumulator could generate returns of 1 190 000 to 13 870 000 €. Hot water accumulator could generate savings of 66 000 to 280 000 €. Also, district heat and steam generation from mill’s energy monitoring server were analyzed by time dependent calculations. It was noticed that electric boiler cannot be used for charging hot water accumulator during 3.2 months in a year due to low district heat demand. Steam generation for mill’s processes was high and strongly fluctuating over the year. In that case the utilization rate of steam accumulator would be much higher than hot water accumulator. The steam accumulator would then be the best option.

Methods from Spirax Sarco were used for technical sizing. Power capacities that can be used in reserve markets for different volumes of accumulators were got from sizing. Budget prices for accumulators depending on volumes were got from certain pressure equipment manufacturer with request for quotation. When the prices of using the electricity boiler and the compensations received from reserve market participating were known as time series, possible incomes were calculated in Microsoft Excel using optimization based on those time series. For each accumulator volume with budget price, the payback period and internal rate of return were calculated. The volume of the most cost-effective accumulator was 350 m3 with maximum heat power of 37,9 MW. Its payback period was the shortest and it was 10,1 % from the limit that UPM has set. Its internal rate of return was the highest and it was 488,8 % higher than the goal of UPM. Then the investment of steam accumulator would be economically profitable. After the optimum volume of steam accumulator was known, for example measurements of the accumulator and auxiliary devices could be calculated with sizing tool.

Sensitivity analysis was done by changing the costs of system operation, budget prices and compensations from reserve markets. As a result, it was found that the economic profitability of the investment is stable. The budget price of the investment would need to be doubled, and compensations from reserve markets reduced by over 76 % simultaneously, to make the investment economically unprofitable. Also, if the marginal price of the offer submitted to the reserve markets was doubled from the value used in the calculations and the compensations from the reserve markets was decreased by more than 75%, the investment will be economically unprofitable. To forecast times when electricity prices are high and compensations from reserve markets low simultaneously can be the subject of further research to avoid operating system during these times.