Kalliolämpö osana uusiutuviin energioihin perustuvaa arktista
AALTO-YLIOPISTON TEKNILLINEN KORKEAKOULU Insinööritieteiden ja arkkitehtuurin tiedekunta Energiatekniikan laitos Johanna Nylund Kalliolämpö osana uusiutuviin energioihin perustuvaa arktista lämmitysjärjestelmää Diplomityö, joka on jätetty opinnäytteenä tarkastettavaksi diplomi-insinöörin tutkintoa varten. Espoo 31.5.2010 Työn valvoja Työn ohjaaja Professori Kai Sirén Tekniikan tohtori Jukka Paatero AALTO-YLIOPISTON TEKNILLINEN KORKEAKOULU Diplomityön tiivistelmä Tekijä: Johanna Nylund Työn nimi: Kalliolämpö osana uusiutuviin energioihin perustuvaa arktista lämmitysjärjestelmää Päivämäärä: 31.5.2010 Tiedekunta: Laitos: Professuuri: Insinööritieteiden ja arkkitehtuurin tiedekunta Energiatekniikan laitos Ene-58 LVI-tekniikka Sivumäärä: 98 + liitteet Työn valvoja: Professori Kai Sirén Työn ohjaaja: Tekniikan tohtori Jukka Paatero Tämä diplomityö on osa MATKA - hanketta. MATKA - hankkeen tarkoituksena on tutkia ja kehittää matkailua yhdyskuntarakenteessa ja selvittää miten matkailuteollisuus integroituu kestävään aluekehitykseen. Tämän tutkimuksen tavoitteena on mitoittaa Ylläkselle rakennettavaan uuteen matkailukylään ekotehokas aluelämmitysjärjestelmä. Aluelämmitysjärjestelmän energiantuottomuotoina tutkitaan lämpöpumppuihin, biomassaan ja aurinkolämpöön perustuvaa järjestelmää. Uusi matkailukylä on tarkoitus toteuttaa passiivi- ja matalaenergiatekniikalla. Siitä kuinka laajalle aluelämmitysjärjestelmä ulotetaan muodostettiin kaksi eri skenaariota. Skenaariot osoittautuivat kuitenkin niin samanlaisiksi, että kaikki laskelmat tehtiin skenaarion 2 lämmitysenergiantarpeilla. Lisäksi matalaenergiarakentamisen hyödyllisyys osoitettiin referenssitapauksen avulla. Matalaenergiarakentaminen säästää lämmitysenergiassa 7,6 GWh/a. Tutkittavia energiajärjestelmiä oli kaksi. Energiajärjestelmän 1 perusenergiantuotannosta vastaa lämpöpumppu ja kulutushuipusta pelletti, sekä energiajärjestelmän 2 perusenergiantuotannosta vastaa hake ja kulutushuipusta pelletti. Energiajärjestelmien sisällä valittiin osuudet eri energiamuodoille, mutta valitut energiaosuudet perustuvat arvioon, eivätkä ne välttämättä vastaa taloudellista optimia. Aurinkolämpöä voi energiajärjestelmien tukena käyttää lämpimän käyttöveden tuottamiseen kesällä sekä lämpökaivokentän lataamiseen. Aurinkolämmön suhteen tultiin tulokseen, että siihen on tuskin kannattavaa investoida. Energiajärjestelmän 1 lämpökaivokenttä mitoitettiin EED:llä, joka on lämpökaivojen mitoitukseen tarkoitettu ohjelmisto. EED:llä tehtiin monta eri mitoitusta, mutta lämpökaivokentän lämmönsiirtonesteen lämpötilaa ei saatu tasaantumaan. Tähän vaikuttivat se, että kentästä ainoastaan otettiin lämpöenergiaa, jolloin lämmönsiirtonesteen lämpötilan lasku oli odotettavissakin. Lisäksi Sodankylä korkeudella maanpinnan keskilämpötila on -1 ºC, jota geoterminen gradientti nostaa vain noin 1 ºC /100 m. Nämä seikat aiheuttivat yhdessä lämmönsiirtonesteen lämpötilan laskemisen niin matalaksi, että voi kyseenalaistaa onko pelkästään lämmitykseen tarkoitettu lämpökaivokenttää edes viisasta rakentaa Lappiin. Energiajärjestelmien 1 ja 2 ekotehokkuutta verrattiin laskemalla kummallekin elinkaarikustannukset sekä CO2-päästöt, 30 vuoden elinkaarella. Energiajärjestelmän 1 elinkaarikustannukset nousivat noin 2 milj.euroa eli noin 33 % korkeammiksi kuin energiajärjestelmällä 2. CO2-päästöjä arvioitaessa energiajärjestelmän 2 koko elinkaaren CO2-päästöt olivat yli kaksi kertaa suuremmat eli noin 137 % kuin energiajärjestelmällä 1. Avainsanat: aluelämmitys, kalliolämpö, kalliolämpökenttä, lämpöpumppu, ekotehokkuus 1 AALTO UNIVERSITY SCHOOL OF SCIENCE AND TECHNOLOGY Abstract of Master’s Thesis Author: Johanna Nylund Title of the Ground source heat pump as part of the renewablesbased arctic heating system Thesis: Date: 31 May 2010 Number of pages: 98 + app. Faculty: Faculty of Engineering and Architecture Department: Department of Energy Technology Professorship: Ene-58 HVAC Technology Supervisor: Professor Kai Sirén Instructors: Jukka Paatero, D.Sc. (Tech.) This thesis is part of the MATKA - project. MATKA - project is designed to explore and develop tourism in urban structure and examine how the tourism industry integrades sustainable regional development. The aim of this study was to dimension eco-efficient district heating system for the new tourist village in Ylläs. Heat pumps, biomass and solar energy-based system were examined for source of energy for district heating system. The new tourist village is planned to use passive and low-energy technology. Scenarios 1 and 2 with different district heating system extensions were constructed. Scenarios, however, proved to be almost identical that all the calculations for heating energy demand were done by using scenario two. In addition, the utility of low-energy technology was demonstrated through reference case. The annual saving of the heating energy was 7.6 GWh by using low-energy construction. Two different energy systems were explored. On the energy system 1 the basic energy is produced by heat pump and the peak energy by pellet. On the energy system 2 the basic energy was produced by wood chip and the peak energy by the pellet. The chosen energy shares based on an estimate and do not necessarily corresponds to economic optima. The solar energy can be used for production of hot water on the summer time and loading the boreholes in the ground. The conclusion was that it is hardly profitable to invest to solar energy. Boreholes of energy system 1 were dimensioned by EED which is a PC-program for borehole heat exchanger desing. Sevaral dimensionings were done by EED but the temperature of heat transfer fluid did not settled. Thermal energy was only extracted from the ground when the decrease in temperature of heat transfer fluid was expected. In addition, in Sodankylä district the ground surface temperature is -1 º C, which is risen by the geothermal gradient 1 º C / 100 m. These facts caused that heat transfer fluid temperature decreased so low, that it may call into question whether it merely is not even wise to build heating system based on multiple boreholes in Lapland. Eco-efficiency of the energy systems 1 and 2 was compared by calculating both the lifecycle costs and CO2- emissions, by using 30-year life cycle. Life-cycle costs of energy system 1 rose about 2 million euros (33%) higher than for the energy system 2. CO2emissions of energy system 2 were more than two times higher (137%) than for the energy system 1. Keywords: district heating, GSHP, GHE, BTES, heat pump, eco-efficiency 2 Esipuhe Tämä diplomityö on tehty MATKA-hankkeeseen Aalto-yliopiston teknillisen korkeakoulun tutkimusapulaisena. Työn valvojana toimi professori Kai Sirén ja ohjaajana tekniikan tohtori Jukka Paatero. Olen kiitollinen, että sain tehdä diplomityöni tästä mielenkiintoisesta ja ajankohtaisesta aiheesta. Kiitokset Jukka Paaterolle, jolta löytyi aina aikaa ja neuvoja ongelmia kohdatessani. Erityisen lämpimät kiitokset haluan välittää Kai Sirénille, joka näkemyksillään ja neuvoillaan auttoi minua saattamaan tämän työn päätökseen. Erityiskiitos myös vanhemmilleni, jotka ovat tukeneet ja kannustaneet sekä uskoneet minuun koko opintojeni ajan. Espoossa 31.5.2010 Johanna Nylund 3 Sisällysluettelo Diplomityön tiivistelmä........................................................................................... 1 Abstract of Master’s Thesis..................................................................................... 2 Esipuhe .................................................................................................................... 3 Symboliluettelo ....................................................................................................... 6 1 Johdanto ....................................................................................................... 10 1.1 Tutkimuksen tausta ............................................................................... 10 1.2 Tutkimusongelma.................................................................................. 11 1.3 Tutkimuksen tavoite ja rajaus................................................................ 12 2 Aluelämmitys ............................................................................................... 13 2.1 Lämmitysmuodot Lapissa ..................................................................... 13 2.2 Ulkolämpötila........................................................................................ 14 2.3 Energian tuotanto .................................................................................. 16 3 Kalliolämpökaivo......................................................................................... 18 3.1 Taustaa .................................................................................................. 18 3.2 Maaperän vaikutus ................................................................................ 20 3.3 Lämmön siirtymisprosessi..................................................................... 23 4 Lämpökaivokenttä....................................................................................... 27 4.1 Alueellinen kalliolämpöjärjestelmä....................................................... 27 4.2 TRT-mittaus .......................................................................................... 28 4.3 Lämmönsiirtonesteen ja lämpökaivokentän lämpötilat......................... 28 4.4 Lämpökaivokentän muoto ja kytkennät ................................................ 31 5 Lämpöpumpun toiminta............................................................................. 35 5.1 Lämpöpumpun termodynamiikkaa ....................................................... 35 5.1.1 Carnot-prosessi .............................................................................. 35 5.1.2 Todellinen prosessi ........................................................................ 36 5.2 Lämpöpumpun tehokkuutta kuvaavat kertoimet................................... 37 5.2.1 Lämpökerroin (COP) ..................................................................... 37 5.2.2 Vuoden keskimääräinen lämpökerroin (SPF)................................ 38 5.3 Lämpöpumpun toimintalämpötilat ........................................................ 38 5.4 Lämpimän käyttöveden tuottaminen ..................................................... 39 5.4.1 Yleistä ............................................................................................ 39 5.4.2 Tulistusjärjestelmä......................................................................... 40 5.4.3 Loppulämmitys sähköllä tai vaihtuvalla lauhdutuksella................ 41 5.4.4 Lämpöpumput sarjassa .................................................................. 42 6 Täydentävät lämmöntuottomuodot ........................................................... 43 6.1 Hakelämmitys........................................................................................ 43 6.1.1 Puu polttoaineena........................................................................... 43 6.1.2 Kattilat ........................................................................................... 44 6.1.3 Saatavuus ....................................................................................... 45 4 6.2 Pelletti lisälämmityksenä....................................................................... 45 6.3 Aurinkolämpö........................................................................................ 46 6.3.1 Auringon säteily............................................................................. 46 6.3.2 Passiivinen aurinkolämpö .............................................................. 47 6.3.3 Aktiivinen aurinkoenergia ............................................................. 48 6.3.4 Keräimet ........................................................................................ 49 6.3.5 SAGSHP ........................................................................................ 52 7 Kohde-esittely .............................................................................................. 54 7.1 Alue ....................................................................................................... 54 7.2 Lämmitysenergiantarpeisiin vaikuttaneita tekijöitä .............................. 56 7.2.1 Taustaa ........................................................................................... 56 7.2.2 Sää.................................................................................................. 57 7.2.3 Toimintalämpötilat ........................................................................ 58 7.3 Lämmitysenergiantarpeet ...................................................................... 59 7.3.1 Alueittain ....................................................................................... 59 7.3.2 Käyttöaste ...................................................................................... 60 7.3.3 Tunneittain ..................................................................................... 64 8 Energiajärjestelmävaihtoehdot.................................................................. 66 8.1 Taustaa .................................................................................................. 66 8.2 Energiajärjestelmä 1 .............................................................................. 68 8.3 Energiajärjestelmä 2 .............................................................................. 70 8.4 Aurinkolämpö........................................................................................ 72 9 Kalliolämpökentän mitoitus ....................................................................... 73 9.1 EED ....................................................................................................... 73 9.2 Mitoitus 1 .............................................................................................. 75 9.3 Mitoitus 2 .............................................................................................. 78 9.4 Mitoitus 3 .............................................................................................. 80 9.5 Vertailu.................................................................................................. 81 10 Ekotehokkuus .............................................................................................. 83 10.1 Taustaa .................................................................................................. 83 10.2 Elinkaarikustannukset ........................................................................... 83 10.3 Ympäristövaikutukset............................................................................ 86 11 Päätelmät...................................................................................................... 89 11.1 Johtopäätökset ....................................................................................... 89 11.2 Suositukset ............................................................................................ 92 Lähdeluettelo ....................................................................................................... 93 Liite 1:Mitoitus 1, lämpökaivokentän mitoitus EED:llä Liite 2:Mitoitus 2, lämpökaivokentän mitoitus EED:llä Liite 3:Mitoitus 3, lämpökaivokentän mitoitus EED:llä 5 Symboliluettelo Latinalaiset aakkoset A kalliolämpökentän pinta-ala Ac keräimen pinta-ala COP lämpökerroin COPc Carnot-prosessin mukainen lämpökerroin D lämmönkeruuputken halkaisija Ein systeemin syötetty sähköenergia FR keräystehokkuus G kalliolämpökentän geometriakerroin GT auringonsäteilyn intensiteetti H lämpökaivon syvyys Hy lämpökaivon ylin osa He energian hinta nykyhetkellä hh höyrystimessä tapahtuva entalpian muutos hk kompressorissa tapahtuva entalpian muutos hl lauhduttimessa tapahtuva entalpian muutos Ke energiakustannusten nykyarvo Kh huoltokustannusten nykyarvo Kk kunnossapitokustannusten nykyarvo. Ki investointikustannus km maaperän lämmönjohtavuus kt lämpökaivon täyteaineen lämmönjohtavuus 6 Ltot lämpökaivojen yhteispituus m kylmäaineen massavirta n tarkasteluajan pituus PK kompressorin teho Q tuotettava energia Qau aurinkokeräimen energiantuotto Q gr maaperästä saatava lämpöenergia Qcool jäähdytysenergiantarve Qheat lämmitysenergiantarve ja QL lauhduttimen tuottama lämpöenergia Qused systeemistä saatu lämpöenergia q lämpövirta q gr ,h lämpökaivojen ominaiskuorma R lämpökaivon kokonaislämpövastus R1' lämpövastus lämmönsiirtonesteen(meno) ja lämpökaivon seinän välillä R2' lämpövastus lämmönsiirtonesteen(paluu) ja lämpökaivon seinän välillä R12' lämpövastus lämmönsiirtonesteen meno- ja paluuputkien välillä. Rb lämpövastus lämpökaivon sisäpuolella Rs lämpövastus lämpökaivon ulkopuolella r etäisyys rb lämpökaivon säde re energiakustannusten laskentakorko 7 S keräimestä absorboitunut energia s terminen diffusiviteetti TH höyrystymislämpötila TL lauhtumislämpötila ja Ti keräimeen sisään virtaavan nesteen lämpötila Tu ulkolämpötila t lämpötila t0 maaperän keskilämpötila tb lämpökaivon seinän lämpötila tf lämmönsiirtonesteen keskilämpötila t f1 lämmönsiirtonesteen menolämpötila tf2 lämmönsiirtonesteen paluulämpötila. th huipunkäyttöaika UL keräimen katteen lämmönläpäisykerroin V kalliolämpökentän tilavuus v lämmönsiirtonesteen nopeus Wk vuotuinen kompressorin käyttämä energiamäärä Kreikkalaiset aakkoset kuormituskerroin au keräimen hyötysuhde c Carnot-hyötysuhde lämmönsiirtonesteen tiheys 8 aika k keräimen katteen läpäisysuhde ( ) keräimen efektiivinen absorptiokerroin lämmönsiirtonesteen dynaaminen viskositeetti max huipputeho H höyrystimen teho L lauhduttimen teho Lyhenteet COP Coefficient of Performance EED Earth Energy Designer HWB Hotter-Whillier- Bliss - yhtälö IPCC Intergovernmental Panel on Climate Change LCC Life Cycle Costs SAGSHP solar assisted ground-source heat pump SPF Seasonal Performance Factor TRT Thermal Response Test 9 1 Johdanto 1.1 Tutkimuksen tausta Huoli ilmastonmuutoksesta on johtanut siihen, että ympäristövaikutuksiin kiinnitetään entistä enemmän huomiota. Myös Lapissa tähän on paneuduttu, kun Lapin liitto käynnisti vuoden 2008 lopulla maakunnallisen energiastrategian valmistelun. Tavoitteena oli tuoda energia-asiat voimakkaammin osaksi maakunnan pitkän aikavälin suunnittelua. Energiastrategian lähtökohtana oli erityisesti uusiutuvien energialähteiden hyödyntäminen, energian saatavuuden turvaaminen kilpailukykyisellä hinnalla sekä energiayrittäjyyden tukeminen. Tämä tutkimus on osa MATKA - hanketta. MATKA - hankkeen tarkoituksena on tutkia matkailua yhdyskuntarakenteessa ja selvittää miten matkailuteollisuus integroituu kestävään aluekehitykseen. Keskeisenä yhdyskuntarakenteeseen vaikuttavana toimintona tarkastellaan erityisesti matkailualueiden energiahuoltoa. Projekti on laajuutensa takia jaettu neljään osaan ja tämä tutkimus on osa Ekotehokkaan matkailualueen energiahuolto-tutkimuskokonaisuutta. Ekotehokkaana matkailualueena tutkitaan erityisesti pohjoisiin ilmasto-olosuhteisiin soveltuvia ratkaisuja, esimerkkialueena käytetään Yllästä ja sinne suunnitteilla olevaa uutta matkailukylää. Ekotehokkaalla tarkoitetaan toteutuksen keskeisimpiä suunnittelukriteerejä, jotka ovat järjestelmän elinkaaren aikana aiheutuva ympäristörasite sekä kokonaisjärjestelmän taloudellisuus. Energiatuotantomenetelminä tullaan tutkimaan uusiutuvia energianlähteitä, jotka tukevat maakunnallista energiastrategiaa eivätkä aiheuta suurta ympäristörasitetta. Niinpä kiinnostavimmat lämmöntuotannon ratkaisut ovat lämpöpumppuihin ja biomassaan pohjautuva alueellinen lämmitysjärjestelmä. Myös aurinkolämmön hyödyntämiseen paneudutaan kesäajan lämpimän käyttöveden lämmittämisen ja kalliolämpökentän lataamisen kannalta. Energiantuotantoratkaisujen lisäksi hankkeessa kiinnitetään erityishuomiota myös energiankulutukseen. Energiankulutusta vähentämällä saadaan samalla vähennettyä aiheutuvaa ympäristörasitetta ja kustannuksia. Näin ollen koko matkailukylä tullaan suunnittelemaan matalaenergia-alueeksi. Loma-asunnot suunnitellaan niin että ne 10 täyttävät passiivitalolle asetetut energiatavoitteet, sekä hotelli- ja liikerakennukset suunnitellaan niin että ne täyttävät matalaenergiatalolle asetetut energiatavoitteet. 1.2 Tutkimusongelma Matkailukylään suunnitellaan alueellinen lämmitysjärjestelmä. Yksi osa tutkimusongelmaa on, miten laajalle aluelämmitysjärjestelmä on järkevää ulottaa ilman, että kustannukset nousevat liian korkeiksi. Matkailukylän laitamilla on alueita, joiden aluetehokkuus on niin matala, että nämä rajautuvat aluelämmityksen ulkopuolelle. Tutkimukseen otetaan mukaan kaksi erilaajuista skenaariota siitä, miten suuren osan koko matkailukylän energiantuotannosta keskitetty lämmitysjärjestelmä kattaa. Toinen osa tutkimusongelmaa on aluelämmitysjärjestelmän mitoitus. Lämmitysjärjestelmä koostuu useasta eri energiamuodosta, jotka ovat kalliolämpö, hake ja pelletti. Näille tulisi kullekin löytää sopiva teho-osuus mitoitustehosta, niin että järjestelmä toimii kustannus- ja energiatehokkaasti ilman suurta ympäristörasitetta. Lisäksi tulee huomioida aurinkolämmön hyödyntämismahdollisuus kesäaikaisen lämpimän käyttöveden tuottamiseksi. Ensisijaisena lämmitysjärjestelmänä tarkastellaan kalliolämpöön perustuvaa järjestelmää, jota verrataan hakelämpöön perustuvaan järjestelmään. Kummassakin tapauksessa energian kulutushuipusta vastaa pellettilaitos. Matkailukylä suunnitellaan kokonaan matalaenergia-alueeksi, joka pienentää huomattavasti kokonaislämmitysenergiantarvetta. Matalaenergiarakentamisen hyödyllisyys pyritään kuitenkin osoittamaan vertaamalla matalaenergia-aluetta ns. normaalienergialueeseen, kuinka paljon suuremmaksi pitää lämmitysjärjestelmä kasvattaa jos ei tehdäkään passiivi- ja matalaenergiarakennuksia. Tärkeä osa lämmitysjärjestelmää on lämpimän käyttöveden tuottaminen. Kalliolämpö on matalalämpöjärjestelmä, joka toimii tehokkaimmin alhaisilla lauhtumislämpötiloilla. Lämpimän käyttöveden tuottamiseksi on useita eri vaihtoehtoja ja ratkaistavaksi jää, miten lämmin käyttövesi on järkevintä tuottaa. 11 1.3 Tutkimuksen tavoite ja rajaus Tutkimuksen tavoitteena on mitoittaa matkailukylän aluelämpöjärjestelmä. Aluelämpöjärjestelmä mitoitetaan konseptitasolle, joka tarkoittaa sitä että työssä ei tulla syventymään järjestelmämitoituksen yksityiskohtiin vaan pysytään suhteellisen karkealla ja yleisellä tasolla. Eri energiamuotojen osuuksia mitoitustehosta ei tulla selvittämään optimoimalla ja näin ollen ratkaisut eivät välttämättä tule vastaamaan ekotehokkainta minimiä. Energiaratkaisuja on kaksi erilaista, peruslämmön tuotannosta vastaa joko kalliolämpö tai hake, joista kalliolämpöjärjestelmän tapauksessa tullaan mitoittamaan järjestelmän tarvitsema lämpökaivokenttä. Kumpaankin energiajärjestelmään voidaan yhdistää aurinkolämmön hyödyntäminen ja tätä mahdollisuutta tullaan tarkastelemaan lähemmin. Lisäksi kummallekin energiaratkaisulle lasketaan elinkaarikustannukset ja aiheutuva ympäristörasite. 12 2 Aluelämmitys 2.1 Lämmitysmuodot Lapissa Lapin runsaat energiavarat ovat luoneet hyvät edellytykset energiantuotannolle maakunnan alueella. Lapissa hyödynnetään runsaasti vesivoimaa, sekä paikallisia puupolttoaineita, turvetta ja metsäteollisuuden jäteliemiä. Sähköntuotannon suhteen Lappi on hieman yliomavarainen, ja sähköntuotannossa uusiutuvan energian osuus on yli 91 %. Sähkön ja lämmöntuotantoon käytettävistä polttoaineista uusiutuvien osuus on 70 %. Lämpöenergiaa tuotetaan erityisesti teollisuudessa tuotannon omiin tarpeisiin, sekä taajamissa kauko- ja aluelämpöverkkoihin. (Lapin liitto, 2008) Lapissa rakennusten lämmitysmuodot vaihtelevat voimakkaasti riippuen siitä huomioidaanko vain erilliset pientalot vai kaikki rakennukset. Kuvassa 1 on tarkasteltu rakennusten energiankulutusta lämmitysmuodoittain. Kuvasta voidaan huomata, että otettaessa huomioon kaikki rakennukset, yleisin lämmitysmuoto on kauko- ja aluelämpö. Kun taas erillisten pientalojen, joiksi myös loma-asunnot voidaan laskea, yleisin lämmitysmuoto on sähkö. Pääasiassa haja-asutuksen vuoksi pientalojen kauko- ja aluelämmityksen osuus on pieni. Kuva 1. Rakennusten energiankulutus lämmitysmuodoittain Lapissa vuonna 2008 (Lapin liitto, 2008) 13 Ylläkselle sijoittuvaan uuteen matkailukylään tullaan suunnittelemaan aluelämmitysjärjestelmä. Aluelämmitys on rakennusten ja käyttöveden lämmittämiseen tarvittavan lämmön keskitettyä tuotantoa ja julkista jakelua asiakkaina oleville kiinteistöille (Energiateollisuus, 2006). Aluelämmitys soveltuu hyvin tähän kohteeseen, koska tavoitteena on löytää ekotehokas ja kestävää matkailualuetta palveleva energiaratkaisu. Aluelämpöjärjestelmässä on edullista hyödyntää uusia teknologioita ja vähentää päästöjä, koska kustannukset ovat jaettavissa useiden asiakkaiden kesken. Lisäksi suuria lämpökeskuksia sitovat päästörajoitukset ja monet päästöjen vähentämismenetelmät ovat sellaisia, joita voidaan hyödyntää vain suurissa kohteissa. (IEA, 1992) 2.2 Ulkolämpötila Lämmityksen tehontarve on voimakkaasti vuodenajasta ja ulkolämpötilasta riippuvainen. Rakentamismääräyskokoelman osassa D5 Suomi on jaettu neljään eri säävyöhykkeeseen. Lappi ja näin ollen myös Ylläs kuuluvat vyöhykkeeseen IV, jonka mitoittava ulkoilman lämpötila on -38 ºC, vuoden keskimääräinen ulkoilman lämpötila on 0 ºC ja lämmityskauden keskimääräinen ulkoilman lämpötila on -5 ºC. (Ympäristöministeriö, 2007) Kuvassa 2 on esitetty Sodankylästä vuonna 2004 mitattujen lämpötilojen jakauma. Kuvassa 3 samat lämpötilat on esitetty aika, lämpötilakoordinaatistossa. Kuvista 2 ja 3 on helppo huomata, että aivan kylmimpiä ulkolämpötiloja esiintyy harvoin ja niitä ei ole vuodessa montaakaan tuntia. 14 500 Lämpötilan pysyvyys [h/a] 400 300 200 100 0 8 6 4 2 0 8 6 4 2 0 8 6 4 2 0 -3 -3 -3 -3 -3 -2 -2 -2 -2 -2 -1 -1 -1 -1 -1 -8 -6 -4 -2 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 Ulkolämpötila [o C] Kuva 2. Sodankylän ulkolämpötilojen jakauma vuoden 2004 mittaustulosten perusteella. (Jokiranta, 2010) -40 -35 -30 -25 -20 Lämpötila [ oC] -15 -10 -5 0 5 10 15 20 25 30 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 Aika [h] Kuva 3. Sodankylän ulkolämpötilojen pysyvyyskäyrä vuoden 2004 mittaustulosten perusteella. (Jokiranta, 2010) 15 2.3 Energian tuotanto Aluelämmön tuotantolaitosta suunniteltaessa on otettava huomioon sekä luotettavuus että taloudellisuus. Suunnittelun lähtökohtana pidetäänkin usein sitä, että tarvittava teho jaetaan vähintään kahden tuotantoyksikön kesken. Pienissä järjestelmissä ei ole teknisesti järkevää jakaa kapasiteettia kovin moneen tuotantoyksikköön, mutta perusja huipputeho kannattaa yleensä tuottaa erillisillä yksiköillä. Tällöin huippulaitos voi toimia varalaitoksena ja sillä voidaan tuottaa myös päälaitoksen huollon aikana tarvittava energia. Erillinen huippulaitos on hyödyllinen senkin takia, että lämmöntarpeen huiput esiintyvät harvoin ja niiden osuus kokonaisenergiasta on pieni. (Energiateollisuus, 2006; Gustavsson, 1993) Viitteellisen esimerkkilämpölaitoksen tehon pysyvyyskäyrä on esitetty kuvassa 4. Kuvasta on helppo huomata, että kulutushuippu on todella kapea ja valitsemalla peruslaitoksen huipputehoksi 30 % koko lämpölaitoksen huipputehosta, saadaan sillä kuitenkin katettua hyvin suuri osa koko vuoden lämmitysenergiantarpeesta. Kuvassa on vielä erotettu kesäaikaisen lämpimän käyttöveden tuottaminen peruslaitoksesta. Näin ei ole välttämätöntä tehdä, mutta monesti kesäaikainen lämmitysenergiantarve on melko vähäistä, jolloin esimerkiksi peruslaitoksen kattilaa ei pystytä käyttämään niin pienellä teholla. Kuva 4. Viitteellinen esimerkki lämpökeskuksen tehon pysyvyyskäyrästä. 16 Perustehosta vastaavan laitoksen huipun käyttöajan tulisi olla vähintään 4000 - 5000 h/a. Huipputehon käyttöajalla tarkoitetaan kulutetun energian ja huipputehon suhdetta. Huipputehon käyttöaika t h lasketaan kaavalla (IEA, 1996): th Q max (1) jossa Q tuotettu energiamäärä ja max huipputeho. Kalliolämpöjärjestelmää ei ole järkevää mitoittaa kattamaan koko lämmitysenergiantarvetta, koska tällöin käyttöaste jäisi liian alhaiseksi, jotta investointi olisi kannattava. Myös hakekattilan tapauksessa huippulaitoksen erottaminen peruslaitoksesta on perusteltua. Hakekattila toimii yleensä parhaalla hyötysuhteella ja sen hallittavuus on helpompaa suurilla tehoilla. Siksi hakekattila sopii hyvin peruslämmön tuottajaksi, jolloin sen kuorma on tasainen ja huipputehon käyttöaika mahdollisimman suuri. (Energiateollisuus, 2006; Valdimarsson, 1993) 17 3 Kalliolämpökaivo 3.1 Taustaa Maalämpöjärjestelmä perustuu maaperään, kallioon tai vesistöön varastoituneen aurinkoenergian hyödyntämiseen rakennuksen lämmityksessä ja jäähdytyksessä. Näistä suosituimmaksi on noussut kalliolämpö, koska kalliolämpökaivon energiasaanto on noin kaksinkertainen putkimetriä kohti verrattuna maalämpöputkistoon. (Aittomäki, 2001) Kuvassa 5 on esitetty lämmönkeruuputkiston eri sijoitusvaihtoehdot. Kuva 5. Aurinkoenergian hyödyntäminen kalliosta, maaperästä tai vesistöstä. (Geologian tutkimuskeskus, 2008) Tavallisin menetelmä saada aikaan lämmön vaihtumista lämpökaivossa on sijoittaa sinne yksi tai useampi U:n muotoinen polyeteeniputki. Kuvassa 6 on esitetty lämmönkeruuputkiston sijoittuminen lämpökaivoon kaksiputkijärjestelmässä. Kaivoon upotettavat putket liitetään alapäästään silmukaksi messinkisellä U-kappaleella, johon kiinnitetään kaivosyvyyden mukaan laskennallisesti määritetty paino, jonka tehtävä on vetää putket suorana alas. Putkistoja asennetaan kaksiputkijärjestelmän lisäksi myös kolmi- ja neliputkijärjestelminä, joista kolmiputkijärjestelmä on harvemmin 18 käytetty. Neliputkijärjestelmää puolestaan käytetään suuremmissa kohteissa ja se koostuu kahdesta rinnan kytketystä putkisilmukasta. Lämmönkeruuputket on eristettävä rakennuksen sisältä lämpökaivon huoltokaivoon asti ja mielellään itse kaivossa vielä routarajan alapuolelle asti. (Lund et al. 2004; Sulpu, 2009) Kuva 6. Lämmönkeruuputkisto lämpökaivossa. (Suomen ympäristökeskus, 2009) Kaivon halkaisija on Suomessa tyypillisesti 140 tai 165 mm ja yhden reiän syvyys on rakennuksen energiatarpeesta riippuen yleensä 80 - 200 m. Käytännössä kaivoa ei ole järkevää porata 200 m syvemmäksi, jolloin pumppauskustannukset kasvaisivat suhteettoman suuriksi. Suurissa järjestelmissä on kuitenkin mahdollista käyttää syvempiäkin lämpökaivoja, aina 300 m asti. Lämmönsiirron tehostamiseksi lämpökaivo täytetään vedellä, jos se ei itsestään täyty pohjavedellä. Lämpökaivon teholliseksi syvyydeksi luetaan vain kaivon vedellä täyttynyt syvyys. Täyteaineena voidaan käyttää 19 myös muuta kuin vettä, mikä onkin tavallista muualla Euroopassa ja USA:ssa. (Lund et al. 2004; Sulpu, 2009) Termisesti parannetut täyteaineet ovat olleet USA:ssa käytössä jo yli 10 vuotta. Täyteaineen etu on se, että sillä saadaan pienennettyä lämpökaivon lämpövastusta. Mitä pienempi lämpökaivon lämpövastus on, sitä suurempi on kaivosta saatava lämpövirta. Taulukossa 1 on vertailtu täyteaineen lämmönjohtavuuden vaikutusta lämpövastukseen, kaksi- ja neliputkijärjestelmillä. Voidaan huomata, että varsinkin neliputkijärjestelmän tapauksessa täyteaine pienentää lämpövastusta huomattavan paljon. Suomessa lämpökaivon täyteaineena toimii vesi, jonka lämpövastus on 0,6 W/(m/K). (Lund et al. 2004) Taulukko 1. Täyteaineen lämmönjohtavuuden vaikutus lämpökaivon sisäpuoliseen lämpövastukseen, kaksi- ja neliputkijärjestelmissä. (Lund et al. 2004) Lämpökaivon tyyppi 2-putkijärjestelmä 4-putkijärjestelmä 3.2 Täyteaineen lämmönjohtavuus kt [W/(m/K)] 0,8 1,6 0,8 1,6 Lämpövastus lämpökaivon sisäpuolella Rb [K/(W/m)] 0,196 0,112 0,134 0,075 Maaperän vaikutus Energia on varastoitunut kallioon pääosin auringosta, mutta pieni osa siitä on geotermistä lämpöenergiaa. Maan pinnan lämpötila vaihtelee ilman lämpötilojen ja vuodenaikojen mukaan. Taulukossa 2 on esitetty maanpinnan keskilämpötilat muutamalla paikkakunnalla. Kuvasta 7 voidaan puolestaan havaita, että jo 15 m syvyydessä kalliossa lämpötila on vuodenajasta riippumaton. (Leppäharju, 2008) 20 Taulukko 2. Maanpinnan keskilämpötilat paikkakunnittain. (EED, 2008) Paikkakunta Helsinki Turku Lappeenranta Jyväskylä Oulu Sodankylä Maanpinnan keskilämpötila, [ºC] 5,6 4,8 3,6 2,6 2,0 -1,0 Kuva 7. Maan pintakerroksen (0-16m) teoreettiset lämpötila-syvyyskäyrät joka toiselle kuukaudelle. (Leppäharju, 2008) Maaperän lämpötila 15 m alapuolella on maanpinnan keskilämpötilan ja geotermisen gradientin säätelemää. Geoterminen gradientti nostaa lämpötilaa 8-15 K/km, joten 100 m syvyydessä lämpötila on noussut maanpinnan keskilämpötilasta noin 1 ºC ja 200 m syvyydessä noin 2 ºC. Kuvassa 8 on esitetty kuvaa 7 vastaavat lämpötilasyvyys-käyrät, nyt myös geoterminen gradientti (10 K/km) on otettu nyt huomioon. (Gehlin, 2002; Leppäharju, 2009) 21 Kuva 8. Maaperän (0-100m) teoreettiset lämpötila-syvyyskäyrät joka toiselle kuukaudelle. (Leppäharju, 2008) Suomen kallioperän kivilajien lämmönjohtavuuksissa ei ole kovin suurta vaihteluväliä. Poikkeuksena on kvartsipitoinen kallio, jonka lämmönjohtavuus voi olla poikkeuksellisen hyvä. Enemmän on vaikutusta sillä kuinka rikkonaista kallio on ja kuinka paljon siinä liikkuu vettä. Vesi johtaa lämpöä paremmin kuin kivi, joten rikkonaisesta kalliosta voi saada lämmön tehokkaammin talteen, toisaalta taas liian rikkonaiseen kallioon poraaminen voi johtaa porareiän sortumiseen. (Gehlin, 2002; Geologian tutkimuskeskus, 2008) Hyvä sijoituspaikka lämpökaivoille on esimerkiksi pysäköintialueen alla. Tumma asfaltti tehostaa kesällä aurinkoenergian imeytymistä maaperään ja talvella asfaltti toimii eristeenä, joka hidastaa maaperän jäätymistä. (Geologian tutkimuskeskus, 2008) 22 3.3 Lämmön siirtymisprosessi Lämmön siirtymisprosessi maaperän ja lämpökaivon välillä on hyvin monimutkainen, koska siihen vaikuttavat monet eri seikat. (Jun, 2009) 1. Paikalliset ominaisuudet ilmasto- ja hydrogeologiset olosuhteet maaperän lämpöominaisuudet ja lämpöjakauma 2. Maalämpöjärjestelmän parametrit lämpökaivon tyyppi, syvyys ja halkaisija putkien sijoitus lämpökaivon sisällä, materiaali ja koko lämmönsiirtonesteen tyyppi, lämpötila ja nopeus putkessa 3. Operatiiviset olosuhteet lämmitys- ja jäähdytystarve järjestelmän ohjaus käyttöominaisuudet Lämpövastuksen avulla voidaan kuvata lämmön siirtymistä lämpökaivon sisä- ja ulkopuolella Lämmön siirtyminen mallintamiseksi lämpökaivossa ja sen ulkopuolella on kehitetty lukuisia eri malleja. Malleja on sekä analyyttisia ja numeerisia ja tämän lisäksi markkinoilla on monia eri tietokoneohjelmia. Tässä työssä tullaan käyttämään lämpökaivojen mitoitukseen ja suunnitteluun tarkoitettua ohjelmaa EED (Earth Energy Designer). EED on kehitetty Lundin yliopistossa Ruotsissa ja se perustuu Eskilsonin malliin. Eskilsonin malli on yhdistelmä analyyttisistä ja numeerisista ratkaisumenetelmistä. (Jun, 2009) 23 Eskilsonin mallin mukaan maaperän lämpötila-yhtälön kirjoittamiseksi tarvitaan sylinterikoordinaatteja (Yang, 2010): 2 t 1 t 2 t 1 t 2 2 r r s r z t ( r , 0 , ) t 0 t ( r , z ,0 ) t 0 H y H t q ( ) 1 2rk m dz H Hy r r rb (2) jossa t on lämpötila, r on etäisyys, rb on lämpökaivon säde, on aika, k m on maaperän lämmönläpäisykerroin, s on maaperän terminen diffusiviteetti, H on lämpökaivon syvyys, H y on lämpökaivon ylin osa joka voidaan termisesti jättää ottamatta huomioon. Lämpötilaeroksi lämpökaivon ja maaperän välillä saadaan (Yang, 2010): tb t0 q g ( / s , rb / H ) 2k (3) jossa t b on lämpökaivon seinän lämpötila. G-funktio on dimensioton muuttuja, joka voidaan ratkaista numeerisesti. EED sisältääkin tietokannan, johon on valmiiksi laskettu 6385 g-funktion arvoa. (EED, 2008) Maaperän lämpövastus voidaan ratkaista kaavan 3 ja g-funktion arvojen avulla. Maaperän lämpövastus Rs lasketaan (Hellström, 2003 ): Rs tb t0 q (4) 24 Lämpövastus lämpökaivon sisällä on lämpövastus lämmönsiirtonesteen ja lämpökaivon seinämän välillä, kuvan 9 mukaisesti. Lämpökaivon sisäpuolinen lämpövastus koostuu siis lämmönsiirtonesteen konvektiosta, lämmönsiirtoputkien konduktiosta sekä täyteaineen lämpövastuksesta. (Lamarche, 2010) Kuva 9. Lämpövastuksen muodostuminen lämpökaivon sisäpuolella. Lämpökaivo on leikattu vaakatasossa ja se sisältää yhden U-putken (kaksiputkijärjestelmä) ja kaivo on täytetty täyteaineella. (Lamarche, 2010) Kuvassa 9: Tb on lämpökaivon seinän lämpötila, T f 1 , T f 2 lämmönsiirtonesteen menoja paluulämpötila, R1' , R2' on lämpövastus lämmönsiirtonesteen ja lämpökaivon seinän välillä ja R12' on lämpövastus lämmönsiirtonesteen meno- ja paluuputkien välillä. 25 Lämpökaivon kokonaislämpövastus voidaan laskea, kun on saatu määriteltyä lämpökaivon ulko- ja sisäpuolinen lämpövastus. Lämpökaivon kokonaislämpövastus R lasketaan (Jun, 2009): R Rs Rb (5) jossa Rs on lämpövastus lämpökaivon ulkopuolella ja Rb on lämpövastus lämpökaivon sisäpuolella. Kokonaislämpövastuksen sekä lämmönsiirtonesteen keskilämpötilan ja maaperän keskilämpötilan avulla voidaan muodostaa kaava lämpövirralle q (Jun, 2009): q t0 t f R t 0 (t f 1 t f 2 ) / 2 R (6) jossa t f on lämmönsiirtonesteen keskilämpötila, t f 1 on lämmönsiirtonesteen menolämpötila ja t f 2 on lämmönsiirtonesteen paluulämpötila. 26 4 Lämpökaivokenttä 4.1 Alueellinen kalliolämpöjärjestelmä Maalämpö on kasvattanut jatkuvasti suosiotaan omakotitalojen lämmitysmuotona, vuonna 2008 lämpöpumppujen myynti kasvoi 42 %. Viime vuosina lämpöpumppujen kokoluokat ovat kasvaneet ja niitä on asennettu yhä suurempiin kohteisiin. Aivan viimeisintä kehitystä osoittavat muutamat suuret tutkimusprojektit, joihin on valittu lämmitysmuodoksi kalliolämpö. Esimerkiksi Espoon Nupuriin on suunnitteilla Suomen ensimmäinen alueellinen kalliolämpöhanke. Kuvassa 10 on esimerkki alueellisesta kalliolämpöjärjestelmästä. (Fortum, 2009; Sulpu, 2009) Kuva 10. Esimerkki alueellisesta kalliolämpöjärjestelmästä. (Fortum, 2009) Kalliolämmön valitseminen lämmitysmuodoksi ei monesti ole aivan itsestään selvä valinta, koska investointikustannus on suhteellisen suuri. Näin ollen pienten (110 120 m²) ja matalaenergiatalojen kyseessä ollessa, tähän järjestelmään ei kannata investoida nykyisillä energiahinnoilla. Mitä suurempi talo ja energiankulutus ovat, sitä kannattavampi investointi on. Lämpöpumppu ja lämpökaivot ovatkin hyvä lämmitysmuoto myös majoitustiloihin, liikekiinteistöihin ja teollisuustiloihin, joita lämmitetään esimerkiksi lattia- tai ilmalämmityksellä. 27 4.2 TRT-mittaus Lämmönkeruuputkiston oikea mitoitus on erittäin tärkeää maalämpöpumppujärjestelmää suunniteltaessa, koska lämpöpumpun tuottamasta lämmöstä noin 2/3 on maaperästä otettua uusiutuvaa energiaa ja noin 1/3 on tuotettu sähköllä. Suuren kokoluokan järjestelmät eroavat pienistä varsinkin siinä suhteessa, että ne vaativat huolellista suunnittelua. Maalämpö omakotitalojen lämmitysmuotona alkaa olla jo niin tavallinen ratkaisu, että se voidaan toteuttaa aiempien kokemuksien perusteella, ilman maaperätutkimuksia. Suunniteltaessa suurempaa järjestelmää, jossa on enemmän kuin 10 lämpökaivoa on TRT (Thermal Response Test) -mittaus tarpeellinen. TRT-mittauksella selvitetään lämpökaivon termisiä ominaisuuksia. TRT-mittauksella jäljitellään lämpöpumpun toimintaa, mutta kääntäen, koska mitataan kallion kykyä vastaanottaa lämpöä. Mittaustulosten perusteella voidaan määritellä kallioperän tehollinen lämmönjohtavuus (johon vaikuttavat kallioperän lämmönjohtavuus ja veden virtaus) ja lämpökaivon lämpövastus. TRT-mittauksella saatuja tuloksia käytetään kalliolämpöjärjestelmien suunnittelussa ja mitoituksessa. Suurissa kallioenergiaa hyödyntävissä järjestelmissä TRT-mittaus on välttämätön, jotta lämpökaivokentän ja järjestelmän toimivuus voidaan optimoida ja välttää ali- tai ylimitoitus. (Gehlin, 2002; Signorelli et al. 2007) 4.3 Lämmönsiirtonesteen ja lämpökaivokentän lämpötilat Lämmönkeruuputkistossa kiertävän lämmönsiirtonesteen lämpötilaan vaikuttavat lämmitys- ja jäähdytystarpeet ja se kuinka lämpökaivokenttää kuormitetaan. Kuvassa 11 on esitetty lämmönsiirtonesteen lämpötilan vaihtelu, silloin kun lämmitys- ja jäähdytyskuormat ovat yhtä suuret. Monesti on kuitenkin niin, että lämmitys- tai jäähdytyskuorma on suurempi, jolloin lämmönsiirtonesteen lämpötila lähtee hiljalleen nousemaan tai laskemaan. Tämä on esitetty kuvassa 12. (Naumov, 2005) 28 Kuva 11. Esimerkki lämmönsiirtonesteen lämpötilan kausivaihtelusta, kun järjestelmä on tasapainossa. (Naumov, 2005) Kuva 12. Esimerkki lämmönsiirtonesteen lämpötilan kausivaihtelusta, kun järjestelmä on lämmitys- tai jäähdytysvoittoinen. (Naumov, 2005) Kuormituskertoimella voidaan kuvata lämmitys- ja jäähdytysenergiantarpeiden suhdetta. Tasapainotilanteessa, eli silloin kun lämmitys- ja jäähdytysenergiantarpeet ovat yhtä suuret kuormituskerroin saa arvon 0. Ylläkselle rakennettavan uuden matkailukylän tapauksessa ei jäähdytysenergian tarvetta ole ollenkaan, jolloin kuormituskerroin saa arvon 1. Kuormituskerroin on tarpeellinen valittaessa kentän muotoa ja kokoa. Kuormituskerroin lasketaan kaavalla (Naumov, 2005): Qheat Qcool Qheat Qcool (7) jossa Qheat on lämmitysenergiantarve ja Qcool on jäähdytysenergiantarve. 29 Lämpöenergian ottaminen maaperästä vaikuttaa luonnollisesti maaperän lämpötilaan. Kuvassa 13 esitetään maaperän lämpötilan muutokset lämpökaivojen ympäristössä, kun maaperästä otetaan lämpöenergiaa. Kuvassa on siis kahdeksan lämpökaivoa, jotka muodostavat lämpökaivokentän ja eri väreillä kuvataan lämpötilaeroja. Kuvasarjasta voidaan havaita että, 3000 h jälkeen koko lämpökaivokentän lämpötila on laskenut hieman ja yksittäisen lämpökaivon aiheuttama lämpötilajakauma on nyt muodostunut koko lämpökaivokentän ympärille. Kuva on tammikuun lopulta, jolloin myös lämmitysenergiantarve on suurimmillaan. 5000 h jälkeen voidaan havaita melko suurta lämpötilan laskua kentän keskiosissa. Nyt lämmityskausi alkaa olla jo lopuillaan ja kenttä pääsee lepäämään kesän ajaksi. Sarjan viimeisessä kuvassa, 7000 h käyttötunnin jälkeen tilanne onkin tasoittunut, niin että koko kentässä ja sen ympäristössä vallitsee sama lämpötila. (Katsura et al. 2008a) Kuvan 13 lämpökaivokenttä on ollut käytössä vain vajaan vuoden, mutta tämä lopputulos olisi toivottava vielä 30 käyttövuoden jälkeen. Eli kentän olisi tärkeätä ehtiä välillä palautua. Kuva 13. Maaperän lämpötilan muutokset lämpökaivojen ympäristössä neljänä eri mittausajankohtana. (Katsura et al. 2008a) 30 Suomessa ja varsinkin Lapissa jäähdytyskuormat ovat hyvin pieniä verrattuna lämmityskuormiin. Ylläkselle rakennettavassa uudessa matkailukylässä ei ole jäähdytystarvetta lainkaan. Tämän vuoksi voidaan varautua jo etukäteen kuvan 13 osoittamaan tapaukseen eli lämmönsiirtonesteen lämpötilan laskuun. Jos lämmönsiirtonesteen lämpötila jatkaa laskemistaan, on vaarana lämpökaivokentän jäätyminen. Tällöin maaperän lämpötila ei tasaannu kuten kuvassa 12, vaan se jatkaa laskemistaan, niin että lopulta lämpökaivokenttä tai osia kentästä on jäässä. Lämmönsiirtonesteen keskilämpötila ei saisi olla alle 0 ºC useita viikkoja, eikä se saisi laskea ollenkaan alle -5 ºC (EED, 2008). 4.4 Lämpökaivokentän muoto ja kytkennät Lämpökaivokentän muoto ja kytkennät voivat vaihdella hyvinkin paljon, eri vaihtoehtoja on lähestulkoon rajaton määrä. Kuvissa 14 ja 15 on esitetty erilaisia kokoonpanoja. Kentän käyttötarkoitus luo rajoitteita kentän muodolle. Kenttää voidaan käyttää lämpövarastona, eli niin että talviaikaan se on lämmityskäytössä, jolloin kentästä otetaan lämpöenergiaa ja kesäaikaan jäähdytyskäytössä, jolloin kenttään syötetään lämpöenergiaa. Tällöin paras vaihtoehto on tiivis kenttä eli neliön-, ympyrän- tai suorakaiteen muotoiset kentät tulevat kyseeseen. Jos kenttää käytetään pelkästään lämmitys- tai jäähdytystarkoitukseen on paras valita melko väljä kenttä, jolloin yksittäiset lämpökaivot vaikuttaisivat mahdollisimman vähän toisiinsa. Lämpökaivoja voidaan porata myös vinoon, joka on hyvä vaihtoehto kun käytössä oleva tila on rajallinen, mutta maasta saatava lämpöenergia halutaan maksimoida. (Naumov, 2005: Nielsen, 2003) 31 Kuva 14. Esimerkkejä erimuotoisista lämpökaivokentistä. (Nielsen, 2003) Kuva 15. Esimerkkejä erimuotoisista lämpökaivokentistä, joita EED:llä on mahdollista mallintaa. Kenttä on esitetty päältäpäin. Geometriakerrointa tarvitaan havainnollistamaan eroa erimuotoisten lämpökaivokenttien välillä. Lämpökaivokentällä saattaa olla sama pinta-ala, vaikka se on muodoltaan täysin erilainen ja kentän muoto taas vaikuttaa siihen kuinka paljon kentästä on mahdollista saada lämpöenergiaa. Geometriakerroin G lasketaan kaavalla (Naumov, 2005): G V A (8) jossa V on kalliolämpökentän tilavuus ja A on kalliolämpökentän pinta-ala. Suurissa järjestelmissä kaivoja porataan tarvittava määrä vähintään 15 m välein. Useissa lähteissä suositellaan kytkemään kaivot vähintään 20 m välein, jolloin varmimmin vältetään riskejä ja ongelmatilanteita. Yksi riski on lämpökaivojen jäätyminen, jos kaivot ovat liian lähellä toisiaan ja pääsevät vaikuttamaan toisiinsa. Lämpö- 32 kaivot voidaan kytkeä rinnan tai sarjaan ja myös näiden yhdistelmiä on käytössä. Kuvassa 16 on esimerkki lämpökaivojen rinnan kytkennästä ja kuvassa 17 sarjakytkennästä. Erilaisilla kytkennöillä voidaan vaikuttaa lämpöenergian lataamiseen ja purkamiseen maaperästä varsinkin lämpövarastojen tapauksessa. Useimmiten kun lämpökaivokenttää halutaan kuormittaa mahdollisimman tasaisesti, kytketään lämpökaivot sarjaan, tällöin myös lämmönsiirtonesteen virtauksen säätö on helpompaa. Tärkeää molemmissa kytkennöissä on se, että virtaus lämmönkeruuputkistossa on turbulenttia, jolloin lämpöenergia siirtyy tehokkaimmin maaperästä lämmönsiirtonesteeseen. (Katsura et al. 2008b; Naumov, 2005; Nielsen, 2003) Putkivirtaus on turbulentti, kun Reynoldsin luku, Re > 2300. Reynoldsin luku lasketaan kaavalla (Naumov, 2005): Re vD (9) jossa on lämmönsiirtonesteen tiheys, v on lämmönsiirtonesteen nopeus, D lämmönkeruuputken halkaisija ja on lämmönsiirtonesteen dynaaminen viskositeetti. Kuva 16. Lämpökaivot kytketty rinnan. (Katsura et al. 2008b) 33 Kuva 17. Lämpökaivot kytketty sarjaan. (Katsura et al. 2008b) 34 5 Lämpöpumpun toiminta 5.1 5.1.1 Lämpöpumpun termodynamiikkaa Carnot-prosessi Sadi Carnot esitteli lämpövoimakoneen vuonna 1824, julkaisussaan Reflection on the Motive Power of Fire. Carnot’n kone on lämpövoimakone, joka toimii reversiibelisti kahden eri lämpösäiliön välillä. Koska prosessi on reversiibeli, se voidaan yhtä hyvin ajaa myös toiseen suuntaan, joten kaikissa lämpöpumppusovelluksissa hyödynnetäänkin käänteisenä Carnot’n konetta. Kuvassa 18 on esitetty ideaalinen Carnot-prosessi. Kuvassa tapahtuu seuraavat prosessit: 1-2 isentrooppinen puristuminen kompressorissa, 2-3 isoterminen lämmönluovutus, 3-4 isoterminen ja isobaari lämmönluovutus lauhduttimessa, 4-5 isentrooppinen paisunta, 5-1 isoterminen ja isobaari lämmön siirtyminen höyrystimessä. Kuva 18. Ideaalinen Carnot-prosessi paine (log p), entalpia (h) koordinaatistossa. (Cube, 1981 muokattuna) 35 Kuvan 18 avulla voidaan määritellä höyrystinteho, lauhdutinteho ja kompressoriteho: Höyrystinteho: h m hh m (h1 h5 ) (10) Lauhdutinteho: l m hl m (h2 h4 ) (11) Kompressoriteho: Pk m hk m (h2 h1 ) (12) jossa m on kylmäaineen massavirta, hh on höyrystimessä tapahtuva entalpian muutos ja hl on lauhduttimessa tapahtuva entalpian muutos ja hk on kompressorissa tapahtuva entalpian muutos. Lisäksi adiabaattiselle prosessille voidaan määritellä: l h Pk 5.1.2 (13) Todellinen prosessi Todellinen prosessi ei kulje useasta häiriötekijästä johtuen täsmälleen Carnotprosessin mukaisesti, vaan se muistuttaa enemmän kuvan 19 mukaista tilannetta. Kaikissa lämpöpumpun eri osissa tapahtuu häviöitä. Kompressorissa tapahtuva puristus ei enää ole isentrooppista, sekä lauhduttimessa ja höyrystimessä tapahtuu painehäviöitä. Kuva 19. Todellinen kylmäprosessi paine (log p), entalpia (h) koordinaatistossa. (Cube, 1981 muokattuna) 36 5.2 5.2.1 Lämpöpumpun tehokkuutta kuvaavat kertoimet Lämpökerroin (COP) Lämpöpumppulaitteistoja tarkasteltaessa, tärkeä lämpöpumpun tehokkuutta kuvaava termi on lämpökerroin. Lämpökertoimesta käytetään lyhennettä COP (coefficient of performance). Lämpökerroin on suhdeluku kuinka paljon lauhdutin tuottaa lämpötehoa suhteessa kuinka paljon kompressori kuluttaa sähkötehoa. Lämpökerroin COP lasketaan kaavalla: COP l l Pk l h (14) Ideaalisen Carnot-prosessin lämpökerroin voidaan määritellä lämpötilojen avulla, kuvasta 18. Carnot lämpökerroin COPc lasketaan kaavalla: COPc Tl Tl Th (15) jossa Tl on lauhtumislämpötila ja Th on höyrystymislämpötila. Prosessin todellinen lämpökerroin on oleellisesti teoreettista Carnot-prosessin lämpökerrointa pienempi. Todellisen prosessin mukaisessa lämpöpumpun lämpökertoimen määrittelyssä tulee ottaa huomioon myös apulaitteiden (pumput, puhaltimet ym.) tehot. Todellisen prosessin lämpökertoimen ja ideaalisen Carnot-prosessin lämpökertoimen avulla voidaan määrittää Carnot hyötysuhde. Carnot hyötysuhde c lasketaan kaavalla (Naumov, 2005) c COP COPc (16) Kaavojen 15 ja 16 avulla saadaan lämpökertoimelle lauseke: COP c TL TL TH (17) 37 5.2.2 Vuoden keskimääräinen lämpökerroin (SPF) Vuoden keskimääräinen lämpökerroin SPF (seasonal performance factor) on systeemistä saatujen energioiden suhde systeemin syötettyihin energioihin, tiettynä ajanjaksona. Vuoden keskimääräinen lämpökerroin SPF lasketaan kaavalla (Wemhöner, 2003): t end Q used SPF dt t 0 t end E (18) in dt t 0 jossa Qused systeemistä saatu lämpöenergia, Ein systeemin syötetty sähköenergia. Lauhtumis- ja höyrystymislämpötilat vaihtelevat yleensä vuodenajan mukaan. Tämän vuoksi lämpöpumpun suorituskykyä arvioitaessa on käytettävä keskimääräistä lämpökerrointa, jossa verrataan energiamääriä. Lisäksi kaikki edellä esitetyt lämpökertoimet kuvaavat vain hetkellistä lämpökertoimen arvoa, joten lämpöpumpun tehokkuutta arvioitaessa on mielekkäämpää käyttää vuoden keskimääräistä lämpökerrointa. 5.3 Lämpöpumpun toimintalämpötilat Kuvassa 20 on havainnollistettu höyrystymis- ja lauhtumislämpötilojen vaikutusta lämpökertoimeen. Lämpökerroin on laskettu kaavalla 17, käyttäen Carnot hyötysuhteen arvoa 0,5. Kuvasta voidaan huomata, että maalämpöpumpulla suurin lämpökerroin saavutetaan mahdollisimman korkealla höyrystyslämpötilalla ja vastaavasti alhaisella lauhtumislämpötilalla. Höyrystymislämpötila on automaattisesti alhainen, koska maasta tulevan lämmönsiirtonesteen lämpötila on tavallisesti 0 ºC tai hiukan sen alle. Alhainen lauhtumislämpötila saavutetaan valitsemalla matalalla lämpötilalla toimiva lämmitysjärjestelmä, kuten lattia- tai ilmalämmitys. 38 Kuva 20. Höyrystymis- ja lauhtumislämpötilojen vaikutus lämpökertoimeen. 5.4 5.4.1 Lämpimän käyttöveden tuottaminen Yleistä Käyttöveden lämmitys on oleellinen osa lämmitysjärjestelmää. Lämpimän käyttöveden lämpötila pitää ainakin ajoittain saada nostettua 55 ºC:een, jotta vältetään legionella bakteerin riskit. Lämpöpumpuissa ei ole järkevää nostaa lauhtumislämpötilaa niin korkeaksi, että saataisiin riittävän kuumaa vettä. Lämpötilan loppunosto voidaan toteuttaa eri tavoin, mutta kaikille on yhteistä se että lämpöenergiaa on varastoitava, koska lämpöpumpun teho ei riitä suureen hetkelliseen käyttöveden lämmitystehoon. (Aittomäki, 2001) 39 5.4.2 Tulistusjärjestelmä Tulistusjärjestelmä on mahdollista toteuttaa kahdella eri tavalla. Kummallekin on yhteistä se, että niissä hyödynnetään kompressorilta tulevaa kuumaa höyryä. Kompressorin ja lauhduttimen väliin asennetaan erillinen lämmönsiirrin, jonka avulla vesi voidaan lämmittää jopa 80 - 90 ºC. Tulistusjärjestelmän etu on, että höyrystymislämpötilaan vaikuttava lauhtumislämpötila pysyy jatkuvasti niin alhaisena kuin lämmitystarve sallii. Lämmön varastointi voidaan toteuttaa kahdella eri tavalla, joista kuvassa 21 on esitetty ensimmäinen. Järjestelmässä on omat lämminvesivaraajat lämmitysvedelle ja käyttövedelle. Lämmin käyttövesi esilämmitetään lämmitysvaraajassa ja sen lämpötila nostetaan tulistinpiirissä lopulliseen lämpötilaansa. Toinen tapa on kuvassa 22 esitetty järjestelmä, jossa ei tarvita kuin yksi varaaja. Järjestelmässä hyödynnetään kuuman ja kylmän veden kerrostumista varaajassa. Käyttövesi esilämmitetään säiliön viileämmässä alaosassa ja loppulämmitys tapahtuu yläosan kuumalla vedellä. Kuva 21. Tulistuslämpöpumppu käyttöveden varaajalla. (Aittomäki, 2001) 40 Kuva 22. Tulistuslämpöpumppu varaajalla. Lämmin käyttövesi lämpiää kierukassa. (Aittomäki, 2001) 5.4.3 Loppulämmitys sähköllä tai vaihtuvalla lauhdutuksella Lämpimän käyttöveden lämmitys voidaan hoitaa myös sähköllä. Tällöin on usein kyseessä kuvan 23 mukainen kaksoisvaippavaraaja. Käyttövesivaraaja sijaitsee lämmitysvaraajan sisässä, jossa lämmitysvaraajan vettä lämmitetään ensisijaisesti lämpöpumpulla ja tarpeen tullen vastuksella. Kuvan 23 mukainen kaksoisvaippavaraaja voi toimia myös vaihtuvan lauhdutuksen periaatteella, jolloin lämpöpumppu lämmittää joko lämmitysverkostoa tai käyttövettä. Jos käyttövesivaraajan lämpötila on alhainen, lämmitetään pelkästään käyttövettä ja lämmitysverkostoon ei mene tällöin vettä ollenkaan, näin voidaan tehdä ilman että huonelämpötila ehtisi merkittävästi laskea. Järjestelmän etuna on lauhduttimen alhainen lämpötila huonetiloja lämmitettäessä, jolloin lämpöpumppu toimii suurella lämpökertoimella. 41 Kuva 23. Kaksoisvaraaja, missä käyttövesi lämpiää vaippavedellä. Lisä- ja loppulämmitys tehdään sähkövastuksella. (Aittomäki, 2001) 5.4.4 Lämpöpumput sarjassa Lämpöpumppuja voi kytkeä myös sarjaan, jolloin ensimmäisen lämpöpumpun lauhduttimeen on kytketty toisen lämpöpumpun höyrystin, tämä on esitetty kuvassa 24. Ensimmäinen lämpöpumppu nostaa veden lämpötilan sopivaksi lämmittämiseen ja toinen käyttöveden tuottamiseen. Sarjaan kytketyillä lämpöpumpuilla saadaan veden lämpötila nostettua vaivattomasti 60 ºC. Kuva 24. Kaksi lämpöpumppua kytketty sarjaan. (Foda et al. 2008) 42 6 Täydentävät lämmöntuottomuodot 6.1 6.1.1 Hakelämmitys Puu polttoaineena Hake on yleisnimitys koneellisesti haketetulle puulle ja sen raaka-aineena voi olla latvusmassa, sahapinnat tai muu haketettavaksi soveltuva puuraaka-aine. Hake mahdollistaa puulämmityksen automatisoinnin lämpökeskuksissa. Puun fysikaaliset ja kemialliset ominaisuudet on tärkeää tietää, kun käytetään puuta energianlähteenä. Hakkeen tärkeimmät laatuominaisuudet ovat: kosteus, palakoko, tehollinen lämpöarvo ja irtokuutiometrin kuivamassa eli tiheys. Tärkein näistä on kosteus, joka vaikuttaa suoraan teholliseen lämpöarvoon, koska veden höyrystyminen vaatii energiaa. Laitoksen saama energiahyöty kasvaa hakkeen sisältämän kosteuden alentuessa, joka voidaan huomata myös kuvasta 25. (Motiva, 2000) Kuva 25. Hakkeen tehollisen lämpöarvon riippuvuus kosteudesta. (Alakangas, 2000) Tuoreen puun kosteus on yleensä 40–60 %. Tavallisesti puu kuivataan ennen käyttöä. Keskuslämmityskattiloissa hakkeen varastointikosteus ei saisi ylittää 25 % hakkeen säilyvyyden kannalta. Puun lämpöarvo on muihin kiinteisiin polttoaineisiin verrattuna pieni, mikä asettaa omat vaatimuksensa puun käsittely- ja polttolaitteille. Myös varastotilaa tarvitaan huomattavasti enemmän kuin muita kiinteitä polttoaineita käy43 tettäessä. Esimerkiksi öljyn kulutukseen verrattaessa saman energiamäärän tuottamiseen tarvitaan haketta käytettäessä yli 12 kertaa enemmän varastointitilaa. (Alakangas, 2000; Motiva, 2000) 6.1.2 Kattilat Haketta voidaan polttaa monin eri tavoin ja taulukossa 3 on esitetty erilaiset hakkeen polttotavat sekä niiden soveltuvuus eri kokoluokan laitoksiin. Hakekattilan teho tulee olemaan noin 2 MW, joten kyseeseen tulevat polttotavat ovat mekaaninen arina tai kerrosleijupoltto. Taulukko 3. Polttotavat ja niiden tyypilliset tehot. (Energiateollisuus, 2006) Polttotapa Mekaaninen arina Kerrosleijupoltto Kiertoleijupoltto Kaasutuspoltto Pienin teho [MW] 1 2 7 0,5 Tyypillinen teho [MW] 2 - 30 10 - 50 20 - 100 2 - 10 Säädettävyys tyydyttävä hyvä hyvä hyvä Arinapolttoa on käytetty teollistumisesta asti ja se on yleisin alle 5 MW laitoksissa. Yleisimmin arinapolttojärjestelmä koostuu arinasta, tulipesästä sekä polttoaineen ja polttoilman syöttölaitteistosta. Arinapoltossa poltto tapahtuu kiinteällä tai liikkuvalla alustalla, erilaisia arinaratkaisuja on paljon riippuen valmistajasta, kattilan koosta ja polttoaineesta. (Van Loo & Koppejan, 2007) Leijupoltto on korvannut arinapolton lähes kokonaan yli 5 MW laitoksissa. Kerrosleijutekniikassa polttoaine poltetaan arinan yläpuolella alhaaltapäin puhtaalla ilmalla leijutetussa petihiekassa. Leijupolton etuja ovat mm. mahdollisuus käyttää erilaisia polttoaineita hyvällä hyötysuhteella, halpa rikinpoisto sekä vähäiset hiilivetyjen ja typenoksidien päästöt. Siitä onkin tullut yksi tärkeimmistä tavoista polttaa kiinteitä polttoaineita ympäristöystävällisesti. (Van Loo & Koppejan, 2007) 44 6.1.3 Saatavuus Metsähakkeen käyttö on liki nelinkertaistunut Suomessa 2000-luvun aikana. Lapissa hakkeen käyttö on kuitenkin pysynyt jo pitkään 60 000 m³:n vuositasolla. Valtakunnallisesti katsottuna suurimmat hyödyntämättömät energiapuuvarat sijaitsevat Lapissa. Metsävarojen puolesta Lapissa olisikin mahdollista lisätä energiapuun käyttöä huomattavasti, sillä koko energiapuupotentiaalista on käytössä ainoastaan 5-10 %. Suunnitteilla olevat lämpö- ja voimalaitokset moninkertaistavat metsähakkeen käytön Lapissa lähivuosina. Uusien laitosten on arvioitu lisäävän metsähakkeen käyttöä yli 300 000 m³ vuodessa. Mikäli uudet laitokset pääsevät metsähakkeen käyttötavoitteisiin, on Lapin metsähakevaroista käytössä huomattava osa, 22 % teknisestä potentiaalista ja 66 % toteutuneiden hakkuiden mukaisesta potentiaalista. (Repola et al. 2009; Tanttu et al. 2008) 6.2 Pelletti lisälämmityksenä Lämpöpumppu tai hake vastaa perusenergian tuottamisesta ja pelletti energian kulutushuipuista. Pelletit ovat puumassasta tiiviiksi puristettuja sylinterejä. Puumassa saadaan puunjalostusteollisuuden sivutuotteena ja se on yleensä kutterinpurua, sahajauhoa ja hiontapölyä. Pelletti polttoaineena on tasalaatuista, kuivaa ja sisältää runsaasti energiaa. Saman energiamäärän tuottaminen pelletillä vaatii vain neljänneksen hakkeen varastointilasta. On syytä kuitenkin huomioida, että pelletin tuotanto vaatii paljon enemmän energiaa kuin hakkeen tuotanto ja se onkin huomattavasti kalliimpi polttoaine kuin hake. Pienissä kohteissa pellettejä poltetaan useimmiten poltin/kattila-yhdistelmällä. Toisin kuin pienessä kokoluokassa, suurkäyttäjille ei ole yleensä tarjolla erityisiä pellettikattiloita. Sen sijaan käytetään yleisesti biomassan polttoon tarkoitettuja kattiloita, joissa esimerkiksi öljykattiloihin verrattuna tulee olla korkeampi palotila ja pystysuorat konvektiopinnat. (Lundgren, 2004; Van Loo & Koppejan, 2007) 45 6.3 6.3.1 Aurinkolämpö Auringon säteily Aurinkolämmityksellä tarkoitetaan auringon säteilyn suoraa hyödyntämistä lämmityksessä. Auringon ytimessä tapahtuu fuusioreaktio, jossa vety muuttuu heliumiksi. Tällöin vapautuu suuri määrä energiaa ja tämä lämpöydinreaktio antaa auringolle 3,8x1023 kW kokonaistehon. Tästä määrästä maapallon pinnalle tulee 1,7x1014 kW, joka on suuruudeltaan noin 20 000 kertaa koko maapallon teollisuuden ja lämmityksen käyttämä teho. Maan pinnalle tuleva säteilyn intensiteetti keskimäärin 240 W/m² ja suurin osa säteilyn aallonpituudesta on välillä 0,3-3 µm. (Duffie, 2006) Maanpinnalle saapuva auringon säteily voidaan jakaa suoraan auringonsäteilyyn, hajasäteilyyn sekä heijastuneeseen säteilyyn. Vuotuinen säteilymäärä ja -teho maapallolla määräytyvät maantieteellisen sijainnin mukaan. Talvella pohjoinen pallonpuolisko vastaanottaa paljon vähemmän säteilyä kuin kesällä, koska maapallon akseli on 23,5° kulmassa ratatason normaaliin nähden. Pohjoisesta sijainnista ja pimeästä talvesta huolimatta auringonsäteilyn määrä Suomessa on lähes samaa suuruusluokkaa kuin Keski-Euroopassa. Suomessa vuosittaisesta säteilytehosta saadaan 90 % maaliskuun ja marraskuun välisenä aikana ja kesäisin auringonsäteilyä saadaan enemmän kuin Keski-Euroopassa pitkien päivien ansiosta. Etelä-Suomessa auringon kokonaissäteily vaakatasolle ja vuositasolla on noin 1000 kWh/m² ja Lapissa Sodankylän korkeudella vastaava luku on noin 807 kWh/m². (Duffie, 2006; Erat, 2001) Kuvassa 26 on esitetty auringon kokonaissäteily keskimäärin noin 30 vuoden mittaustulosten perusteella. Kuvasta voidaan huomata, että Sodankylä ei jää kovin kauaksi Helsingistä, eroa keskimääräisessä säteilyssä on koko vuoden ympäri alle 100 MJ/m². 46 700 Auringon säteily [MJ/m2] 600 500 400 Helsinki Jyväskylä Sodankylä 300 200 100 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Kuukausi Kuva 26. Auringon kokonaissäteily keskimäärin kaudella 1971 - 2000, kolmella eri paikkakunnalla kuukausittain. (Ilmatieteenlaitos, 2010) 6.3.2 Passiivinen aurinkolämpö Aurinkolämmitys voi olla aktiivista tai passiivista, joista passiivisella tekniikalla tarkoitetaan aurinkolämmön hyödyntämistä ilman erillisen lisäenergian käyttöä. Passiivisen aurinkoenergian hyödyntäminen vaatii hyvää suunnittelua ja toteutusta. Rakennusten passiivisella lämmityksellä pyritään maksimoimaan sisään tulevan auringon lämpösäteily ja minimoimaan poistuva lämpösäteily. Kaikkiin rakennuksiin varastoituu jonkin verran auringon säteilyenergiaa lämpönä, mutta määrää saadaan lisättyä rakennusten sijoituksen, suuntauksen, muodon, ikkunoiden koon ja sijoittelun sekä rakennusmateriaalien avulla. Aurinkoenergian hyödyntämisen kannalta edullisin sijainti rakennukselle on etelärinne. Lämpöhäviöiden estämiseksi rakennuksen on oltava suojassa tuulelta, johon voidaan käyttää mm. maaston muotoja sekä kasvistoa. Muita rakennusten passiivisen lämpöenergian hyödyntämisen tunnusmerkkejä ovat suurimman ikkunapinta-alan sijoittaminen kohti etelää, hyvä eristys, lämpöä varaavien materiaalien käyttäminen, lasitetut kuistit ja viherhuoneet sekä rakennuksen suunnittelu niin, että eniten lämmitystä vaativat alueet ovat asunnon keskellä (Duffie, 2006; Erat, 2001) 47 6.3.3 Aktiivinen aurinkoenergia Aktiivisessa aurinkolämmitysjärjestelmässä auringon säteily muutetaan lämpöenergiaksi erillisessä keräimessä. Keräimessä kierrätettävä neste lämpenee ja se siirretään varaajaan, jonka tehtävä on tasata aurinkoenergian käytön ja saatavuuden välistä eriaikaisuutta. Tämän lisäksi järjestelmä tarvitsee toimiakseen pumpun ja ohjausautomatiikkaa. Kuvassa 27 on esitetty aurinkolämpöjärjestelmän osat. Aurinkoenergian huonon ennakoitavuuden ja saatavuuden rajallisuuden takia aurinkolämmityksen rinnalle on järkevää kytkeä lisälämmitysjärjestelmä. Tässä tapauksessa lisälämmitysjärjestelmänä toimii pelletti tai vaihtoehtoisesti sähkö. Aurinkolämmön suurimpia ongelmia on se, että sitä on saatavilla vähiten silloin kun sitä tarvitaan eniten, eli talviaikaan. Nyt tätä ongelmaa ei kuitenkaan ole, koska aurinkolämpöä käytettäisiin vain kesäaikaiseen lämpimän käyttöveden tuotantoon. (Duffie, 2006; Erat, 2001) Kuva 27. Aurinkolämpökeräinjärjestelmän toimintaperiaate. (Quaschning, 2004) 48 6.3.4 Keräimet Aurinkolämpöjärjestelmän tärkeimpiä osia on keräimet. Keräimen suunnittelussa, suuntauksessa ja sijoittelussa pyritään siihen, että mahdollisimman suuri osa auringon säteilystä saadaan siirretyksi keräimen avulla hyötykäyttöön. Kerätyn energian määrä on riippuvainen kerääjien pinta-alasta, sen tulee olla oikeassa suhteessa lämmöntarpeeseen nähden. Aurinkolämpökeräinten energiatehokkaan toiminnan ja tuoton varmistamiseksi, on syytä kiinnittää huomiota keräinten sijoitteluun ja suuntaukseen. Keräimet kannattaa suunnata kohti etelää, jolloin mahdollisimman suuri määrä auringonsäteilyä pääsee aurinkolämpökeräimelle päivän aikana. Aurinkolämpökeräimen kallistuskulma riippuu käytettävästä sovelluksesta sekä maantieteellisestä sijainnista. Usein keräin kannattaa asentaa katon suuntaisesti, jolloin käyttö on edullisempaa ja esteettisempää kuin keräintelineiden ja tukirakenteiden kanssa. Aurinkokeräin on mahdollista myös integroida rakenteisiin eli rakentaa osaksi rakennuksen vaippaa. Tämä on helpointa tehdä jo rakennusvaiheessa. (Duffie, 2006; Erat, 2001; Quaschning, 2004) Aurinkolämpökeräinten tuottoon vaikuttavista tekijöistä merkittävimpiä ovat aurinkokeräimen suuntaus ja kaltevuus, katteen ominaisuudet (lämmöneristys ja tiiviys), absorptio- ja lämmönsiirtokyky, käyttölämpötila, lämmönsiirtoaineen ominaisuudet sekä ulkolämpötila ja tuulisuus. Nykyisillä aurinkolämpöjärjestelmillä pystytään hyödyntämään 30 – 60 % aurinkokeräimelle saapuvasta säteilystä. (Duffie, 2006; Erat, 2001; Quaschning, 2004) Keräimen energiantuotto voidaan laskea HWB-yhtälöllä (Hotter-Whillier- Bliss - yhtälö), jossa keräimestä absorboituneesta energiasta vähennetään keräimen lämpöhäviöt. Keräimen energiantuotto Qau lasketaan kaavalla (Duffie, 2006): Qau Ac FR S U L (Ti Tu ) (19) S ( )GT (20) 49 jossa Ac on keräimen pinta-ala, FR on keräystehokkuus, S on keräimestä absorboitunut energia, U L on keräimen katteen lämmönläpäisykerroin, Ti on keräimeen sisään virtaavan nesteen lämpötila, Tu on ulkolämpötila, ( ) on efektiivinen absorptiokerroin, GT on auringonsäteilyn intensiteetti. Keräimen hyötysuhde on tärkein sen lämpöteknisistä ominaisuuksista. Hyötysuhde määritellään keräimeen osuneen säteilylämpöenergian ja talteen saadun lämpöenergian suhteena. Keräimen hyötysuhde au lasketaan kaavalla (Duffie, 2006): au Qu F U (T Tu ) FR k R L i Ac GT GT (21) Yleisimmin käytetty keräin on nestekiertoinen tasokeräin. Kuvassa 28 on esitetty tasokeräimen rakenne. Tavallisimmin tasokeräin koostuu säteilyä vastaanottavasta mustasta absorptiopinnasta, putkista, lämpöeristyksestä, lasista sekä kehyksestä, mutta tasokeräinten materiaalit, lämmönsiirtotavat, pintojen muodot sekä elementtien koot voivat vaihdella paljonkin. Tasokeräimen päällä käytetään lasia keräimeen osuvan auringonsäteilyn hyödyntämisen maksimoimiseksi. Lasi estää lämpimän ilman karkaamisen ja lämpösäteilyn poistumista. Absorptiopinta lämpenee vastaanottaessaan auringonsäteilyä. Lämpöenergia siirtyy absorptiopinnalta putkistossa virtaavaan nesteeseen, joka edelleen kuljettaa sen käyttökohteeseen tai varastoon. Lämmönsiirtonesteenä käytetään vesi-glykoliseosta. (Quaschning, 2004) 50 Kuva 28. Tasokeräimen rakenne. (Quaschning, 2004) Tavanomaisten tasokeräinten lisäksi käytössä on tyhjiöputkikeräimiä, joissa absorptiopinta on asennettu lasiseen putkeen, jossa on tyhjiö. Tyhjiöputkikeräimen rakenne on esitetty kuvassa 29. Tyhjiöputkikeräimet koostuvat lasisesta tyhjiöputkesta ja metallisesta absorptiopinnasta, jonka sisällä on lämpöputki ja lämmönsiirtoainetta kuten metanolia. Lämpöputki (heat pipe) on lämmönsiirrin, joka siirtää energiaa suljetussa kierrossa olevan nesteen yhtäjaksoisella haihtumis- ja lauhtumisprosessilla. Lämpöputkeen tuleva lämpö haihduttaa työaineena olevan nesteen ja syntynyt höyry kulkeutuu lämpöputken kylmempään päähän, jossa se tiivistyy nesteeksi luovuttaen lämpöä seinämän läpi. Neste palaa takaisin haihduttimelle ja uusi kierto alkaa. Tasokeräin on tärkeää suunnata oikein auringon säteilyyn nähden, tyhjiöputkikeräin puolestaan ei ole niin riippuvainen säteilyn tulosuunnasta. Tyhjiöputkikeräimen erityisominaisuutena on, että se ei tarvitse suoraa auringonpaistetta, vaan se kerää myös hajasäteilyn. Tyhjiöputkikeräin onkin tasokeräintä tehokkaampi ja sillä on pidempi vuosittainen käyttöaika, mutta hinta on myös tasokeräintä korkeampi. ((Duffie, 2006; Quaschning, 2004). 51 Kuva 29. Tyhjiöputki-keräimen rakenne. (Quaschning, 2004). 6.3.5 SAGSHP Lämpökaivokentän kuormituksella ja sillä käytetäänkö kenttää lämmitys- vai jäähdytystarkoitukseen on vaikutusta lämmönsiirtonesteen ja maaperän lämpötiloihin, kuten luvussa 4.3 todettiin. Maalämpöjärjestelmissä, jotka ovat lämmitysvoittoisia, lämmönsiirtonesteen lämpötila laskee vuosien kuluessa. Aurinkolämmön ja maalämmön yhdistäminen onkin kiinnostavaa tästä näkökulmasta. Lämpökaivokenttää voidaan ladata aurinkolämmöllä, niin että kentästä otettu ja sinne syötetty lämpöenergia pysyvät tasapainossa ja lämmönsiirtonesteen lämpötila ei lähde laskemaan. Järjestelmästä käytetään nimitystä SAGSHP (solar assisted ground-source heat pump). (Zongwei, 2008) SAGSHP-järjestelmä voi olla kuvan 30 mukainen, mutta myös muunlaisia kytkentävaihtoehtoja löytyy. Aurinkokeräin on kytketty lämmitysjärjestelmään heti lämpökaivon jälkeen. Lämpökaivon jälkeen lämmönsiirtoneste kiertää aurinkokeräimen kautta, jossa sen lämpötila nousee. Näin höyrystimelle tulevan lämmönsiirtonesteen lämpötila on korkeampi, jolloin lämpöpumpun on mahdollista toimia entistä korkeammalla lämpökertoimella. Höyrystimen jälkeen lämmönsiirtoneste palaa lämpökaivoon ja syöttää lämpöenergiaa höyrystimen lisäksi myös maaperään. (Ozgener, 2004) Kuvan 30 järjestelmä on tehty kasvihuoneen lämmitystä varten, mutta puhallinkonvektorin tilalla voisi olla yhtä hyvin lämminvesivaraaja. 52 Kuva 30. Esimerkki SAGSHP:n kytkennästä. Tässä SAGSHP:a käytetään kasvihuoneen lämmityksessä. (Ozgener, 2004) SAGSHP -järjestelmiä on tutkittu jo 50-luvulta lähtien ja aina siitä asti tutkimustoiminta on jatkunut vilkkaana. Muutamia esimerkkejä mainitakseni, olen valinnut tutkimuksia, jotka on suoritettu kylmissä Suomea vastaavissa olosuhteissa. Zeng et al. tutkivat järjestelmää Harbinissa Kiinassa vuonna 2003 ja saivat positiivia tuloksia. He osoittivat, että maaperän lämpötila pysyi tasaisena ja lämpöpumpun lämpökerroin kasvoi. Ruotsissa on myös tutkittu SAGSHP-jäjestelmää EU-projektin ENDOHOUSING puitteissa, vuosina 2006 - 2008, eivätkä tulokset olleet aivan yhtä lupaavia kuin mitä Zengillä et al. Keskimääräisen lämpökertoimen arvot jäivät alle kolmen, mikä on pienempi kuin pelkän lämpöpumppujärjestelmän lämpökerroin Ruotsissa keskimäärin, joka on noin 3. (Stojanovic, 2010) SAGSHP -järjestelmään liittyy useita epävarmuustekijöitä ja siitä olisi hyödyllistä saada lisää tutkimustuloksia. Esimerkiksi miten SAGSHP -järjestelmä mitoitetaan ja kytketään, niin että se toimisi parhaalla mahdollisella tavalla. IEA-SHC (International Energy Agency- Solar Heating & Cooling Programme), joka on kansainvälinen yhteistyöohjelma liittyen erilaisiin aurinkolämpötekniikoihin ja -sovelluksiin, onkin käynnistänyt tutkimuksen liittyen SAGSHP -sovelluksiin. (IEA-SHC, 2010) IEASHC:n tutkimuksesta ei ole vielä saatavilla julkaistua aineistoa, joten tämän diplomityön puitteissa ei paneuduta SAGSHP -järjestelmiin eikä niiden mitoitukseen. 53 7 Kohde-esittely 7.1 Alue Kohteena on Ylläksen Äkäslompoloon suunniteltava uusi noin 11,5 km² kokoinen matkailukylä. Kuvassa 31 on ote Pöyryn Kolarin kunnalle 9.1.2008 tekemästä osayleiskaavaehdotuksesta. Uusi matkailukylä on ympyröity kuvaan punaisella. Kartassa RA tarkoittaa loma-asuntoaluetta, RM matkailupalveluiden aluetta, KL hotellija liikerakentamisen aluetta, LP yleistä pysäköintialuetta ja s-liite sitä että alueen ympäristö pyritään säilyttämään. Uuden matkailukylän suunniteltu yhteenlaskettu kerrosala on 421 500 m² ja uusia vuodepaikkoja alueelle on tulossa 15 100. Kuva 31. Kaavaehdotus Ylläkselle rakennettavaksi uudeksi matkailukyläksi. Matkailukylä ympyröity karttaan punaisella. (MATKA, 2010) 54 Kuvassa 32 on edellinen kartta muutettu kuvaamaan energiajärjestelmän kannalta tärkeitä asioita. Skenaariot 1 ja 2 kuvaavat sitä miten laajalle aluelämmitysjärjestelmä ulotetaan (kartassa puhutaan kaukolämmöstä). Skenaariossa 1 aluelämmitysjärjestelmä kattaisi vain ydinalueet eli karttaan punaiselle merkityt. Skenaariossa 2 aluelämmitysjärjestelmä ulottuisi edellisen lisäksi vielä karttaan vihreällä merkityille alueille. Turkoosit alueet jäävät verkoston ulkopuolelle pienen aluetiheytensä takia. Kartassa olevat prosenttiluvut kuvaavat rakennusvaiheita. Koko aluetta ei laajuutensa takia rakenneta kerralla, joten rakentaminen on jaettu kahteen osaan. Prosenttiluvut kuvaavat sitä kuinka suuri osa kustakin alueesta rakennetaan valmiiksi ensimmäisessä vaiheessa. Kuva 32. Kartassa esitetään eri skenaariot ja rakennusvaiheet. (MATKA, 2010) 55 Taulukkoon 4 on koottu kaikki aluelämmitysjärjestelmän piiriin kuuluvat mökit, hotellit ja liikerakennukset. Aluenumerointi viittaa kuvan 32 kartan alueiden numeroihin ja kirjaimiin. Yhden mökin pinta-ala on 250 m², jonka avulla on laskettu mökkimäärät. Hotelli- ja liikerakentamiselle ei ole laskettu vastaavia kappalemääriä, koska niiden koot voivat vaihdella paljonkin. Taulukko 4. Aluelämmitysjärjestelmän piiriin kuuluvat rakennukset. Alue nro 2 3 4 8 C A B D 7.2 7.2.1 Kerros-ala [m²] 15 000 22 000 12 000 12 000 52 000 90 000 100 000 10 000 Mökkejä [kpl] 60 88 48 48 208 - Hotelleja [m²] 67 500 75 000 10 000 Liikerak. [m²] 22 500 25 000 - Lämmitysenergiantarpeisiin vaikuttaneita tekijöitä Taustaa Suurin osa tässä työssä esiintyvistä lämmitysenergiantarpeista on laskettu Jokirannan (2010) diplomityön perusteella. Jokiranta (2010) on työssään mallintanut energiankulutuksia passiivimökille, matalaenergiahotellille ja lisäksi kummankin referenssitapaukselle, IDA- Indoor Climate and Energy ohjelmistolla. Referenssitapauksella tarkoitetaan rakennusta, jonka muoto ja arkkitehtuuri vastaavat passiivimökkiä ja matalaenergiahotellia, mutta muuten rakennus vastaa 2010 määräysten mukaista tasoa. Jokiranta (2010) on diplomityössään esitellyt lämmitysenergiantarpeet yksittäiselle mökille ja hotellille. Niitä ei esitellä tässä uudestaan, vaan lämmitysenergiantarpeet on laskettu suoraan taulukon 3 määrien perusteella, skenaarioille 1 ja 2 sekä referenssitapaukselle. Liikerakennuksille on tässä työssä käytetty Lapissa toiminnassa olevan kauppakeskuksen energiankulutustietoja. Liikerakennusten lämmitysenergiantarve on saatu Rovaniemellä olevan Kauppakeskus Rinteenkulman lämmitysenergiankulutuksen perus- 56 teella. Kauppakeskus Rinteenkulma on vuonna 2008 valmistunut liikekeskus, jonka ala on 20 000 m² ja tilavuus 100 000 m³. Kauppakeskuksen vuotuinen energiankulutus on 2000 MWh, joka on jaettu kuukausittaiseksi kulutukseksi kuukausien lämmitystarpeiden suhteessa. Liikerakennuksille on käytetty laskelmissa koko ajan näitä samoja arvoja eli näin ollen liikerakennuksille ei ole matalaenergia- ja referenssitapauksia. 7.2.2 Sää Käytettävissä oli säätiedot vuosilta 1979 ja 2004, ja näillä laskettuja lämmitysenergiantarpeita on verrattu toisiinsa kuvassa 33. Vertailu on tehty skenaarion 2 lämmitysenergiantarpeilla. Vuosi 2004 on ollut hiukan lämpimämpi kuin vuosi 1979 ja voisi olla perusteltua käyttää näitä tuoreempia tietoja. Mutta tässä tapauksessa kaikki laskelmat on tehty vuoden 1979 säätietojen perusteella, koska vuoden 1979 säätiedot esiintyvät määräyksissä ja niitä käytetään energiankulutuslaskennassa yleisesti. Lisäksi 1979 oli kylmempi vuosi kuin 2004 joten senkin takia on perusteltua käyttää laskelmissa kylmempää säätä, eikä ainakaan alimitoittaa järjestelmää. Jokirannan (2010) työssä on tarkempi sääanalyysi. 5 500 5 000 4 500 Lämmitysenergia [MWh] 4 000 3 500 3 000 1979 2004 2 500 2 000 1 500 1 000 500 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Kuukausi Kuva 33. Vuosien 1979 ja 2004 säätietojen avulla lasketut lämmitysenergiantarpeet. Vertailussa on käytetty skenaarion 2 lämmitysenergiantarpeita. 57 7.2.3 Toimintalämpötilat Kalliolämpöjärjestelmä soveltuu parhaiten lämmitysmuotoihin, jotka käyttävät alhaisia lämpötilatasoja, kuten lattia- ja ilmalämmitys. Mökit ovat kuitenkin passiivimökkejä ja passiivienergiatalon määritelmän mukaan sen lämmitysenergiantarve ei saa olla yli 25 kWh/brm². Lapissa tälle käytetään kerrointa 1,33, jolloin lämmitysenergiantarve ei saa ylittää 33,25 kWh/brm². Tähän ei kuitenkaan päästä lattia- tai ilmalämmityksen avulla, koska siitä aiheutuu liian suuret lämpöhäviöt ja passiivitalon määritelmän mukainen 33,25 kWh/brm² ylittyisi. Tämän vuoksi mökkeihin valittiin vesikiertoinen radiaattorilämmitys, joka toimii lämpötiloilla 45/35 ºC. (Jokiranta, 2010) Vastaavasti hotellit ovat matalaenergiahotelleja, joiden haluttiin lisäksi pääsevän energiankulutukseltaan A-luokkaan. Matalaenergiatalon määritelmän mukaan sen lämmitysenergiankulutus ei saa ylittää 50 kWh/brm². Lapissa tämä kerrotaan kertoimella 1,27, jolloin saadaan 63,5 kWh/brm². (Jokiranta, 2010) Hotellin lämmitysenergiankulutus jää reilusti alle tämän, mutta hotellille oli selkeintä valita samalla lämpötilatasoilla toimiva lämmitystapa kuin mökeillekin, joten myös hotelliin valittiin vesikiertoinen radiaattorilämmitys. Kuvassa 34 on esitetty valitut meno- ja paluuveden lämpötilojen vaihtelu ulkolämpötilan mukaisesti. Kuva 34. Lämmitysveden lämpötilat ulkolämpötilan mukaan. tm menovesi, tp paluuvesi. 58 7.3 Lämmitysenergiantarpeet 7.3.1 Alueittain Taulukossa 5 on esitetty lämmitysenergiantarpeet alueittain. Taulukosta voidaan huomata että alueet A ja B, jotka ovat hotelli- ja liikerakentamisen alueita, vievät yksinään koko lämmitysenergiantarpeesta valtaosan. Taulukko 5. Lämmitysenergiantarpeet alueittain ja vaiheittain. Alue nro 2 3 4 8 C A B D 1.vaihe [MWh/a] 139 475 185 185 1 124 2 564 2 849 426 Lämmitysenergiantarve 2.vaihe Yhteensä [MWh/a] [MWh/a] 324 463 204 679 185 370 185 370 482 1 605 2 564 5 128 2 849 5 697 0 426 Taulukossa 6 on esitetty skenaarioiden 1 ja 2 sekä referenssitapauksen lämmitysenergiantarpeet. Taulukosta huomataan että skenaarioiden 1 ja 2 välille ei tule suurtakaan eroa. Erotus on 0,7 GWh/a, joka on vain 5 % skenaarion 1 energiankulutuksesta. Sen sijaan ero skenaarioiden ja referenssitapauksen välillä on selvä. Referenssitapauksen energiankulutus on 60 % suurempi kuin skenaarion 1. Sama käy ilmi vielä selkeämmin kuvasta 35, jossa on esitetty lämmitysenergiankulutus kuukausittain skenaarioille 1 ja 2 sekä referenssitapaukselle. Aluelämmön kannalta sillä, että verkon piiriin otettava pinta-ala kasvaa 0,81 km² on yllättävän vähän merkitystä. Tästä voidaan päätellä, että tiheät ydinalueet dominoivat niin vahvasti koko lämmitysenergiantarvetta, että noin 100 mökin lisäys ei vaikuta lopputulokseen paljoakaan. Taulukko 6. Skenaarioiden ja referenssitapauksen lämmitysenergiantarpeet. Rakentamisvaiheet 1. vaihe 2. vaihe Yhteensä Lämmitysenergiantarve Skenaario 1 Skenaario 2 Referenssi [GWh/a] [GWh/a] [GWh/a] 7,6 7,9 12,0 6,4 6,8 10,3 14,0 14,7 22,3 59 5 500 5 000 4 500 Lämmitysenergia [MWh] 4 000 3 500 3 000 Skenaario 1 Skenaario 2 2 500 Referenssi 2 000 1 500 1 000 500 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Kuukausi Kuva 35. Skenaarioiden 1 ja 2 sekä referenssitapauksen lämmitysenergiantarpeet. 7.3.2 Käyttöaste Lomamökeille ja hotelleille on ominaista, että ne ovat käytössä sesonkien mukaan. Kuvassa 36 on esitetty käyttöaste kuukausittain. Käyttöaste on laskettu vuosien 2007 ja 2008 keskiarvona, Ylläksen kävijämäärien perusteella. Mökkejä tai hotellia ei ole järkevää lämmittää täydellä teholla silloin kun ne ovat tyhjillään tai vähällä käytöllä, vaan niissä pidetään silloin +10 ºC:een sisälämpötilaa. Liikerakennusten energiantarpeita ei ole skaalattu käyttöasteella, koska ne tuskin ovat pois käytöstä sesonkiajan ulkopuolellakaan. 60 120 100 Käyttöaste [%] 80 60 40 20 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Kuukausi Kuva 36. Mökkien ja hotellien käyttöaste kuukausittain, vuosien 2007 ja 2008 Ylläksen kävijämäärien perusteella. (Jokiranta, 2010) Kuvassa 37 on esitetty mökkien ja hotellien käyttöasteella skaalattu lämmitysenergiantarpeet. Eli mökkien ja hotellien lämmitysenergiantarpeet on kerrottu käyttöasteella, johon on lisätty tyhjien mökkien ja hotellien lämmitysenergiantarpeet näiden sisälämpötilojen ollessa +10 ºC. Nyt skenaariot 1 ja 2 ovat entistä lähempänä toisiaan ja referenssitapauksen energiankulutukset kesäaikaan menevät melkein yksiin skenaarioiden kanssa. Tämä johtuu siitä että kesäkuukausina käyttöaste on todella matala. Kun vertaa kuvia 35 ja 37 voi huomata että kävijäasteen huomioon ottamisella on melko suuri vaikutus. Kaikkien energiankulutuskäyrien muodot vaihtuvat täysin kuukausien 1-3 kohdalla. Koska skenaariot 1 ja 2 ovat hyvin lähellä toisiaan, tästä eteenpäin laskennat tehdään vain skenaarion 2 arvoilla. Ei olisi kovin havainnollista pitää laskennassa mukana kahta liki identtistä skenaariota. 61 5 500 5 000 4 500 Lämmitysenergia [MWh] 4 000 3 500 Skenaario 1 3 000 Skenaario 2 2 500 Referenssi 2 000 1 500 1 000 500 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Kuukausi Kuva 37. Skenaarioiden 1 ja 2 ja referenssitapauksen lämmitysenergiantarpeet skaalattuna mökkien ja hotellien käyttöasteella. Kuvassa 38 on esitetty lämmitysenergiankulutuksen jakautuminen mökkien, hotellien ja liikerakennusten kesken, skenaarion 2 mukaisilla lämmitysenergiantarpeilla. Huomataan että hotellit ovat ylivoimaisesti suurin lämmitysenergian kuluttaja ja mökit ja liikerakentaminen tulevat toisena. Liikerakentamista ei ole skaalattu käyttöasteella, jonka voi huomata hyvin kaupan ja mökkien erilaisesta lämmitysprofiilista etenkin kuukausina 1 - 3 ja 10 - 11. Kuvassa 39 on erotettu lämpimän käyttöveden tuottamiseen tarvittava lämmitysenergia kokonaislämmitysenergiantarpeesta. Huomataan että lämpimän käyttöveden käyrä mukailee vielä selkeämmin käyttöastetta, koska tyhjien rakennusten lämpimän käyttöveden tarve on oletettu nollaksi. 62 1 400 1 200 Lämmitysenergia [MWh] 1 000 800 Mökit Hotellit Liikerak. 600 400 200 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Kuukausi Kuva 38. Eri rakennustyyppien lämmitysenergiantarpeet skenaarion 2 mukaisilla lämmitysenergiantarpeilla. 3 000 Lämmitysnergia [MWh] 2 500 2 000 Yhteensä 1 500 LKV 1 000 500 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Kuukausi Kuva 39. Skenaarion 2 mukainen kokonaislämmitysenergiantarve, sekä tästä erotettu lämpimän käyttöveden lämmitysenergiantarve. 63 7.3.3 Tunneittain Lämmitystehot tunneittain on saatu Jokirannalta (2010) ja ne on skaalattu käyttöasteella aivan kuten edellä. Kuvassa 40 on esitetty lämmitystehot tunneittain skenaarion 2 lämmitysenergiantarpeilla. Kuvasta voidaan huomata, että varsinkin talvikuukausina esiintyy korkeita kulutuspiikkejä, kun taas kesäkuukausien kulutus on melko tasaista ja vähäistä. Kesäajan tasainen ja vähäinen kulutus johtuu siitä, että kesällä käyttöaste on todella pieni, kuten kuvasta 36 voi huomata. 9000 8000 7000 Teho [kW] 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 Aika [h] Kuva 40. Lämmitystehot tunneittain skenaarion 2 lämmitysenergiantarpeilla. Kuvassa 41 on esitetty tehon pysyvyyskäyrä. Kuvassa merkille pantavaa on se, että energian kulutushuippu on todella kapea ja käyrän loppupäässä eli kesäaikaan kulutus on todella tasaista ja vähäistä melkein 3000 tuntia. Huipunkäyttöajaksi saadaan 1790 h/a, joka on melko pieni, mutta tämäkin arvo kuvaa hyvin sitä että kulutus on voimakkaasti vaihtelevaa ja kulutushuippuja esiintyy vain harvoin. 64 9000 8000 7000 Teho [kW] 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 Aika [h] Kuva 41. Tehon pysyvyyskäyrä skenaarion 2 mukaisilla lämmitysenergiantarpeilla. 65 8 Energiajärjestelmävaihtoehdot 8.1 Taustaa Energiajärjestelmävaihtoehtoja on kaksi: energiajärjestelmän 1 perusenergian tuotannosta vastaa lämpöpumppu ja kulutushuipusta pelletti, energiajärjestelmän 2 perusenergian tuotannosta vastaa hake ja kulutushuipusta pelletti. Kummankin energiajärjestelmän perusenergiantuotantomuodoille on valittu sama huipputeho, mutta järjestelmät poikkeavat merkittävästi toisistaan siinä suhteessa, että energiajärjestelmä 1 toteutetaan neliputkijärjestelmänä ja energiajärjestelmä 2 kaksiputkijärjestelmänä. Tähän on päädytty, koska energiajärjestelmän 1 tapauksessa lämpöpumpun lämpökerroin romahtaisi yritettäessä saavuttaa korkeita käyttöveden vaatimia lämpötilatasoja. Tämän takia lämpöpumppu on valittu vastaamaan vain lämmityksestä ja lämmin käyttövesi tuotetaan kokonaan pelletillä. Energiajärjestelmän 2 kohdalla ei ole vastaavaa ongelmaa, joten sekä lämmityksen että lämpimän käyttöveden vaatima energiantarve voidaan kattaa hakkeella. Energiajärjestelmien 1 ja 2 eroavaisuuksia on havainnollistettu taulukossa 7. Seuraavissa kappaleissa esitellyt energiaosuudet eri energiamuodoille perustuvat arvioon, eivätkä ne välttämättä vastaa taloudellista optimia. Taulukko 7. Energiajärjestelmien 1 ja 2 erot. Energiajärjestelmä 1 Energiajärjestelmä 2 Perusenergian tuotanto Lämpöpumppu Hake Huippuenergian tuotanto Pelletti Pelletti Lämmin käyttövesi Pelletti Hake Neliputkijärjestelmä Kaksiputkijärjestelmä Lämmön jakelu Kuvissa 42 ja 43 on esitetty kaksi- ja neliputkijärjestelmien periaatekuvat. Neliputkijärjestelmässä on erilliset verkostot lämmitysvedelle ja käyttövedelle. Käyttöveden lämpötilan on oltava noin 55 ºC, mutta lämmitysverkko voi toimia huomattavasti matalammissa lämpötiloissa riippuen minkälainen lämmitysjärjestelmä rakennuksiin on valittu. Nyt lämmitysjärjestelmäksi valittiin 45/35 ºC toimiva radiaattorilämmitys, joka siis tuotetaan lämpöpumpulla. Käyttövesiverkon lämpötilatasoiksi on valittu 70/40 ºC ja lämmin käyttövesi tuotetaan pelleteillä. 66 Kaksiputkijärjestelmässä on vain yksi lämmönjakoverkosto, joka vastaa sekä lämmityksestä että lämpimästä käyttövedestä. Energiajärjestelmässä 2 ei ole mukana lämpöpumppua tai muutakaan matalalämpöjärjestelmää, jonka takia verkostot olisi syytä pitää erillisinä. Sen sijaan hakkekattilalla saadaan tehokkaasti nostettua lämmönjakoverkoston lämpötila halutulle tasolle. Kuva 42. Energiajärjestelmä 1: Esimerkki neliputkijärjestelmästä. Kuva 43. Energiajärjestelmä 2: Esimerkki kaksiputkijärjestelmästä. 67 8.2 Energiajärjestelmä 1 Ensimmäinen energiajärjestelmävaihtoehdon perusenergian tuottaja on lämpöpumppu. Taulukossa 8 on mitoitettu järjestelmää, laskemalla eri mitoitustehon osuuksilla tuotettava lämmitysenergia, osuus koko lämmitysenergiasta sekä huipunkäyttöaika. Yleensä lämpöpumppu mitoitetaan 40 – 60 % mitoitustehosta, jolloin saadaan katettua 85 – 95 % koko lämmitysenergiasta. Tässä kuitenkin huomataan, että tehon pysyvyyskäyrän jyrkkyydestä johtuen osuus lämmitysenergiasta on paljon suurempi ja investoinnista tulisi kallis suhteessa käyttöaikaan. Näin ollen lämpöpumpun huipputehoksi valittiin 2170 kW, joka on vain 31 % mitoitustehosta, mutta kattaa 86 % lämmitysenergiantarpeesta huipunkäyttöajan ollessa 4182 h. Taulukko 8. Lämpöpumppulaitoksen mitoitusta. Osuus HuippuLämmitysmitoitusteho energia tehosta [kW] [MWh] 60 % 4196 10359 50 % 3497 10155 40 % 2797 9778 31 % 2170 9075 Koko lämmitysjärjestelmän huipunkäyttöaika Osuus lämmitysenergiasta 98 % 96 % 92 % 86 % Huipunkäyttöaika [h] 2469 2904 3495 4182 2108 Kuvassa 44 on esitetty lämmityksen ja lämpimän käyttöveden tehon pysyvyyskäyrät sekä eri energiamuotojen osuudet. Lämpöpumpun huipputehoksi on siis valittu 2107 kW, joka on piirretty kuvaan mustalla vaaka-katkoviivalla. Lämmin käyttövesi sekä lämmitysenergian kulutushuippu tuotetaan pelletillä. Lisäksi kuvaan on erotettu kesäkuukaudet, jos järjestelmään halutaan liittää aurinkolämpö kesäaikaisen lämmityksen ja lämpimän käyttöveden tuottamiseksi. 68 Kuva 44. Energiajärjestelmän 1 tehon pysyvyyskäyrä jaettuna eri energiamuodoille. Lämmintä käyttövettä on mahdollista tuottaa lämpöpumpulla monin eri keinoin, kuten luvussa 5.4 todettiin. Energiajärjestelmässä 1 tehtiin kuitenkin valinta, että lämmintä käyttövettä ei tuoteta ollenkaan lämpöpumpulla. Tähän ratkaisuun päädyttiin, koska lämpöpumpun lämpökerroin haluttiin pitää mahdollisimman korkeana. Kuvasta 44 voidaan huomata, että lämpimän käyttöveden osuus on todella suuri lämpöpumpun teho-osuudesta. Yleensä lämpöpumpulla tuotettavan lämpimän käyttöveden osuus on huomattavasti pienempi, jolloin lämpökerroin pysyy vielä korkeana. Tässä tapauksessa lämpimän käyttöveden suuri osuus pienentäisi lämpökerrointa. Kuvassa 44 esitetty kokonaisenergian jakautuminen eri energiamuodoille on koottu taulukkoon 9. Pelletin huipputehosta tulee melko suuri 6067 kW, vaikka sen osuus kokonaisenergiasta on vain 38 %. Taulukossa 10 on huomioitu aurinkolämpö. Aurinkolämmön osuus kokonaisenergiasta on 7 %, joka vastaa 981 MWh. Aurinkolämmön huomioiminen vaikuttaa lähinnä lämpöpumppuun, lämpöpumpun huipun käyttöaika pienenee hieman ja osuus kokonaisenergiasta pienenee 6 %. 69 Taulukko 9. Kokonaisenergian jakautuminen eri energiantuottomuodoille. Energiamuoto Lämpöpumppu Pelletti Huipputeho [kW] 2170 6067 Kokonaisenergia [MWh] 9075 5667 Osuus kokonaisenergiasta 62 % 38 % Huipunkäyttöaika [h] 4182 934 Taulukko 10. Kokonaisenergian jakautuminen eri energiantuottomuodoille kun aurinkolämpö otetaan mukaan. Energiamuoto Huipputeho [kW] Lämpöpumppu 2170 Pelletti 6067 Aurinkolämpö 563 8.3 Kokonaisenergia [MWh] 8281 5479 981 Osuus kokonaisenergiasta 56 % 37 % 7% Huipunkäyttöaika [h] 3816 903 1742 Energiajärjestelmä 2 Toisen energiajärjestelmävaihtoehdon perusenergian tuottaja on hake. Taulukossa 11 on mitoitettu järjestelmää, laskemalla eri mitoitustehon osuuksilla tuotettava kokonaisenergia, osuus kokonaisenergiasta sekä huipunkäyttöaika. Taulukko 11 poikkeaa taulukosta 8, koska tässä on laskettu yhteen lämmityksen ja käyttöveden energiantarpeet. Hakekattilan huipputehoksi valittiin 2170 kW, joka saadaan tehon pysyvyyskäyrästä (kuva 45) 3000 tunnin kohdalta. Tällöin kattilalle saadaan tasainen kuorma ja vaikka sen osuus mitoitustehosta on vain 26 % se kattaa 77 % kokonaisenergiasta, huipunkäyttöajan ollessa 5241 h. Taulukko 11. Hakelämpölaitoksen mitoitusta. Osuus HuippuKokonaismitoitusteho energia tehosta [kW] [MWh] 70 % 5766 14636 60 % 4942 14490 50 % 4118 14229 40 % 3295 13650 30 % 2471 12204 26 % 2170 11373 Koko järjestelmän huipunkäyttöaika Osuus kokonaisenergiasta 99 % 98 % 97 % 93 % 83 % 77 % Huipunkäyttöaika [h] 2538 2932 3455 4143 4939 5241 1790 70 Kuvassa 45 on esitetty lämmityksen ja lämpimän käyttöveden yhteenlaskettu tehon pysyvyyskäyrä sekä eri energiamuotojen osuudet. Hakekattilan huipputehoksi on siis valittu 2107 kW, joka on piirretty kuvaan mustalla vaaka-katkoviivalla. Lämmitysenergian kulutushuippu tuotetaan pelletillä. Lisäksi kuvaan on erotettu kesäkuukaudet, jos järjestelmään halutaan liittää aurinkolämpö kesäaikaisen lämmityksen ja lämpimän käyttöveden tuottamiseksi. Kuva 45. Tehon pysyvyyskäyrä jaettuna eri energiamuodoille. Kuvassa 45 esitetty kokonaisenergian jakautuminen eri energiamuodoille on koottu taulukkoon 12. Pelletin huipputeho pysyy samana kuin energiajärjestelmässä 1, mutta osuus kokonaisenergiasta laskee hieman, koska nyt pelletillä ei tuoteta lämmintä käyttövettä. Taulukossa 13 on otettu aurinkolämpö huomioon, aurinkolämmön osuus kokonaisenergiasta on 7 %. Aurinkolämmön huomioiminen vaikuttaa ainoastaan hakelaitokseen, pellettilaitoksen osuuksien pysyessä ennallaan. 71 Taulukko 12. Kokonaisenergian jakautuminen eri energiantuottomuodoille. Energiamuoto Hake Pelletti Huipputeho [kW] 2170 6067 Kokonaisenergia [MWh] 11373 3369 Osuus kokonaisenergiasta 77 % 23 % Huipunkäyttöaika [h] 5241 555 Taulukko 13. Kokonaisenergian jakautuminen eri energiantuottomuodoille kun aurinkolämpö otetaan mukaan. Energiamuoto Huipputeho [kW] Hake 2170 Pelletti 6067 Aurinkolämpö 563 8.4 Kokonaisenergia [MWh] 11107 3369 1097 Osuus kokonaisenergiasta 70 % 23 % 7% Huipunkäyttöaika [h] 5119 555 1949 Aurinkolämpö Tässä tapauksessa aurinkolämpöön on tuskin kannattavaa investoida ja aurinkolämmön mitoitukseen ei tullakaan puuttumaan tämän työn puitteissa. Aurinkolämpö on tuskin kannattava, koska se olisi käytössä vain hyvin lyhyen osan vuodesta, mutta keräinpinta-alaa tarvittaisiin kuitenkin huomattavan paljon. Aurinkolämpö on kuitenkin otettu mukaan, koska siihen investointi on mahdollista jos ei välitetä niinkään kustannuksista ja halutaan vähentää CO2-päästöjä sekä profiloitua entistä enemmän kestävän kehityksen mukaiseksi matkailukyläksi. 72 9 Kalliolämpökentän mitoitus 9.1 EED Kalliolämpökentän mitoituksessa on käytetty ohjelmaa EED (Earth Energy Designer). EED on ohjelmisto lämpökaivosuunnitteluun ja mitoitukseen. Sillä voi mallintaa vain yhtä lämpökaivoa, suurta lämpökaivokenttää tai maanalaista energiavarastoa. Ohjelma laskee lämmönsiirtonesteen lämpötilat kuukausittaisten lämmitys- ja jäähdytyskuormien perusteella. Ohjelmasta löytyy myös optimointityökalu joka laskee tarvittavan lämpökaivomäärän ja ehdottaa erilaisia kokoonpanoja annetuissa rajoissa. (EED, 2008) Lämpökaivokenttää mitoitettiin EED:llä kolmella eri tavalla ja tulokset on esitetty otsikoiden Mitoitus 1, Mitoitus 2 ja Mitoitus 3 alla. Jokainen näistä perustuu siis EED:n laskentatulokseen, jotka on esitetty liitteissä 1-3. Mitoituksessa 1 on hyödynnetty EED:n optimointityökalua ja annettu ohjelman laskea lämpökaivokentän koko annetuissa rajoissa. Mitoitus 2 perustuu mitoituksen 1 tuloksiin, mutta nyt optimointityökalu ei ollut käytössä ja lämpökaivokenttää suurennettiin. Mitoitus 3 on tehty pienemmällä lämpökuormalla, lämpökuorma pienennettiin neljäsosaan alkuperäisestä, mitoituksien 1 ja 2 lämpökuormista. EED tarvitsee lähtötietoja, kuten maalajin, lämpökaivon ja putkien parametrit, lämmönsiirtonesteen tyypin. Taulukossa 14 on kaikki syöttötiedot, jotka on pyritty valitsemaan mahdollisimman tarkasti Suomen oloja ja Suomessa rakennettuja lämpökaivoja edustaviksi. 73 Taulukko 14. Syöttötiedot. (Geologian tutkimuskeskus, 2008 & 2009; Poratek, 2009; Suomen ympäristökeskus, 2009; Sulpu, 2009) Geologiset olosuhteet: Maalaji Lämmönjohtavuus Tilavuus-ominaislämpö Maanpinnan lämpötila Geoterminen lämpövuo graniitti 3,4 2,4 -1 0,03 W/(mK) MJ/(m³K) °C W/m² Lämpökaivo: Syvyys Säde Kaivojen etäisyys toisistaan Täyteaine Täyteaineen lämmönjohtavuus 200 140 20 vesi 0,6 W/(mK) Putkitus: Materiaali Määrä Ulkohalkaisija Seinämäpaksuus Putkien etäisyys toisistaan Lämmönjohtavuus PE 4 40 2,3 70 0,42 putkea mm mm mm W/(mK) Lämmönsiirtoneste: Neste Lämmönjohtavuus Ominaislämpökapasiteetti Tiheys Viskositeetti Jäätysmispiste Virtaus etanoli (25%) 0,44 4250 960 0,0076 -15 1,5 W/(mK) J/kgK kg/m³ kg/(ms) °C l/s m m m 74 9.2 Mitoitus 1 Mitoitus 1 on tehty EED:n optimointityökalulla ja liitteenä 1 on esitetty EED:n tarkempi laskentaerittely 2170 kW:n lämpökaivokentälle. Optimoinnin raja-arvoiksi on asetettu lämpökaivon syvyydeksi 200 - 300 m, etäisyydeksi toisistaan 15 - 20 m ja ajanjaksoksi on valittu 30 vuotta. Lisäksi lämmönsiirtonesteen lämpötilan alarajaksi on asetettu -5 ºC. Näillä arvoilla saatiin seuraavanlaisia tuloksia. Lämpökaivoja tarvitaan 900 kpl, kun lämpökaivon syvyys on 215 m ja niiden etäisyys toisistaan on 20 m. Jos syvyyden kasvattaa maksimiin eli 300 m, vähenee määrä hiukan, tällöin tarvitaan 648 kpl lämpökaivoja. Näyttäisi siltä että kaivoja ei kannata asentaa 20 m lähemmäksi toisiaan, koska lämpökaivojen määrä kasvaa huomattavasti kun etäisyys pienenee. Lisäksi kokeiltiin muuttaa muitakin ominaisuuksia, kuten lämpökaivon halkaisijaa. Ruotsissa, joka on lämpökaivojen luvattu maa, käytetään halkaisijaltaan huomattavasti pienempiä lämpökaivoja kuin meillä Suomessa. Täällä kaivon halkaisija on tyypillisesti 140 tai 165 mm ja Ruotsissa se on 114 mm. Myös putkien määrää, kaksiputkitai neliputkijärjestelmään sekä putkien kokoa vaihdettiin. Tämän lisäksi lämmönsiirtonesteen tilavuusvirtaa muutettiin, mutta tällä ei ollut vaikutusta ellei virtausnopeus laskenut niin pieneksi, että virtaus muuttui laminaariksi. Mitkään edellä mainitut muutokset eivät kuitenkaan vähentäneet lämpökaivojen määrää. Kuvissa 46 ja 47 on esitetty lämmönsiirtonesteen lämpötilan vaihtelua ensin vuoden ja sitten 30 vuoden aikana. Kuvasta 46 huomataan, että lämmönsiirtonesteen lämpötila on todella alhainen niinä kuukausina kun kentän kuormitus on suurimmillaan. Kuvasta 47 huomataan, että lämmönsiirtonesteen lämpötila laskee tasaisesti joka vuosi, niin että se on aivan asetetun -5 ºC tuntumassa simulointikauden päätteeksi. Tämä ei tietenkään ole toivottavaa, koska lämpökaivokenttä olisi käyttökelvoton viimeistään 30 vuoden jälkeen. 75 F luid tem perature [°C ] -3 -3,5 -4 -4,5 -5 JAN FEB MAR APR MAY JUN JUL Year 30 AUG SEP OCT NOV DEC Kuva 46. Lämmönsiirtonesteen lämpötila 30. käyttövuotena, kun lämpökaivojen koko- Annual m in-m ax fluid tem p. [°C ] naispituus on 192 623 m. g b c d e f b c d e f g 0 -1 Base min Base max -2 -3 -4 -5 2 4 6 8 10 12 14 16 Year 18 20 22 24 26 28 30 Kuva 47. Lämmönsiirtonesteen minimi ja maksimi lämpötilat vuosittain, kun lämpökaivojen kokonaispituus on 192 623 m. Taulukkoon 15 on koottu ja laskettu lämpöpumpun toimintaan liittyviä lukuja. Taulukossa on ensin kuukausien keskilämpötilat, tämän jälkeen lämpökaivokentän mitoituksessa vaikuttaneet tehot ja lämmitysenergiantarve. Lämmitysverkoston menoveden lämpötila tm on saatu kuvan 34 kulmakertoimen yhtälön avulla. Lämmönsiirtonesteen menoveden lämpötila on saatu EED:n laskentatuloksesta (liite 1). EED laskee lämmönsiirtonesteen keskilämpötilan ja lämmönsiirtonesteen menoveden lämpötila on saatu olettamalla, että lämmönsiirtoneste lämpenee lämpökaivoissa aina 2 ºC. Lämpökertoimen arvo on laskettu kaavalla 17. Lauhtumislämpötila TL on saatu arvioimalla, että lauhtumislämpötila on 5 ºC korkeampi kuin lämmitysverkoston menoveden lämpötila. Vastaavasti höyrystymislämpötila TH on saatu arvioimalla, että höyrystymislämpötila on 5 ºC korkeampi kuin lämmönsiirtonesteen menoveden lämpötila. (Naumov, 2005) Carnot hyötysuhteelle c on käytetty arvoa 0,6 (Foda et al. 2008) 76 Kompressorin teho Pk on laskettu ratkaisemalla kompressorin teho lämpökertoimen kaavasta 14. Taulukko 15. Lämpöpumpun toimintaa kuvaavia lukuja kuukausittain. to on ulkolämpötila, on lämpöpumpun teho, Q on lämmitysenergiantarve, tm on lämmitysverkoston menoveden lämpötila, tf1 on lämmönsiirtonesteen menoveden lämpötila, COP on lämpökerroin ja Pk on kompressorin tarvitsema sähköteho. kk 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 to [ºC] -18,3 -14,9 -7,0 -3,6 5,8 12,2 14,7 12,6 6,3 -3,1 -5,4 -10,0 Φ [kW] 2170,0 2170,0 2170,0 1143,1 358,9 0,0 0,0 86,0 241,7 584,7 1143,1 2170,0 Q [MWh] 1614 1458 1614 823 267 0 0 64 174 435 823 1614 tm [ºC] 37,9 36,4 33,0 31,6 27,5 24,7 23,7 24,6 27,3 31,3 32,3 34,3 tf1 [ºC] -0,20 -0,05 -0,30 0,69 1,44 1,83 1,88 1,83 1,70 1,37 0,86 -0,21 COP 4,56 4,72 5,07 5,41 6,20 0,00 0,00 6,92 6,30 5,55 5,33 4,93 Pk [kW] 304,89 306,33 285,29 140,77 38,57 0,00 0,00 8,35 25,59 70,25 142,93 293,21 Taulukossa 16 on verrattu lämpökertoimen arvoja, kun kalliolämpökenttä on ollut käytössä kaksi, kymmenen ja kolmekymmentä vuotta. Lämpökertoimen arvot on laskettu kuten taulukossa 15, hyödyntäen EED-laskentatulosta liitteestä 1. Taulukosta huomataan, että vaikka lämmönsiirtonesteen lämpötila tippuu vuosien kuluessa, tämä ei vaikuta lämpökertoimen arvoon juurikaan. Taulukko 16. Lämpöpumpun lämpökertoimen arvot kuukausittain kahden, kymmenen ja kolmenkymmenen käyttövuoden jälkeen. kk 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 vuosi k.a. 2v 4,60 4,76 5,12 5,46 6,28 0,00 0,00 7,02 6,37 5,60 5,37 4,97 5,56 COP 10 v 4,56 4,72 5,07 5,41 6,20 0,00 0,00 6,92 6,30 5,55 5,33 4,93 5,50 30 v 4,33 4,47 4,78 5,08 5,77 0,00 0,00 6,38 5,85 5,20 5,01 4,66 5,15 77 9.3 Mitoitus 2 Mitoitus 2 on tehty ilman EED:n optimointityökalua ja liitteenä 2 on esitetty EED:n tarkempi laskentaerittely 2170 kW:n lämpökaivokentälle. EED:n optimointityökalulla oli taipumusta mitoittaa kenttä mahdollisimman pieneksi, niin että lämmönsiirtonesteen lämpötila laskee ajanjakson päätteeksi aivan asetetun lämmönsiirtonesteen minimilämpötilan tuntumaan. Tämä ei tietenkään ole toivottavaa, vaan toivottavaa olisi mitoittaa kenttä niin väljäksi, että lämmönsiirtonesteen lämpötila alun notkahduksen jälkeen tasaantuisi. Lämpötilan lasku oli odotettavissa, koska kenttää käytetään ainoastaan lämmitystarkoitukseen, mutta tavoitteena olisi silti saada kentän lämpötila pysymään tasaisempana. EED:llä on optimoinnin lisäksi mahdollista valita myös itse lämpökaivojen syvyys, etäisyys toisistaan, määrä sekä lämpökaivokentän malli. Lämpökaivon syvyydeksi asetettiin 250 m ja etäisyydeksi toisistaan 20 m. Lämpökaivokentäksi valittiin melkein suurin mahdollinen kenttä. Kenttä jossa on kaivoja 1156 kpl ja joka on muodoltaan suorakaide 17x68. Kentän muodoissa ei tässä kokoluokassa ole pahemmin valinnanvaraa, vaihtoehdot ovat lähinnä erimallisia suorakaiteita tai neliön muotoinen kenttä. Tavoitteena oli kuitenkin valita mahdollisimman kapean ja pitkän mallinen kenttä, jolloin lämpökaivoilla olisi mahdollisimman vähän kosketuspintaa toisiinsa nähden. Nämä muutokset aiheuttivat sen, että lämpökaivojen kokonaispituus kasvoi EED:n optimoimasta 192 623 metristä 289 000 metriin. Kuvissa 48 ja 49 on esitetty lämmönsiirtonesteen lämpötilan käyttäytymistä. Huomataan, että lämpötila ei laske enää niin lähelle -5 ºC:tta, mutta lämpökaivometrejä joutui lisäämään lähes 100 000 m. Kuten kuvasta 49 voidaan huomata lämmönsiirtonesteen lämpötila ei osoita tasoittumisen merkkejä nytkään. 78 -2 Fluid temperature [°C] -2.2 -2.4 -2.6 -2.8 -3 -3.2 -3.4 JAN FEB MAR APR MAY JUN JUL Year 30 AUG SEP OCT NOV DEC Kuva 48. Lämmönsiirtonesteen lämpötila 30. käyttövuotena, kun lämpökaivojen kokonaispituus on 289 000 m. Annual min-max fluid temp. [°C] 0 g b c d e f b c d e f g -0.5 Base min Base max -1 -1.5 -2 -2.5 -3 -3.5 2 4 6 8 10 12 14 16 Year 18 20 22 24 26 28 30 Kuva 49. Lämmönsiirtonesteen minimi ja maksimi lämpötilat vuosittain, kun lämpökaivojen kokonaispituus on 289 000 m. 79 9.4 Mitoitus 3 Mitoitus 3 on tehty 542 kW:n lämpökaivokentälle ja liitteenä 3 on esitetty EED:n tarkempi laskentaerittely. On hyvin epätodennäköistä, että rakennettaisiin yhtenäinen yli 1000 lämpökaivon lämpökaivokenttä, vaan luultavammin se tultaisiin jakamaan osiin. EED-simulointeja jatkettiin jakamalla mitoituksissa 1 ja 2 käytetty lämmitysenergiantarve neljään osaan. Lämpökaivojen syvyys ja etäisyys toisistaan pysyivät samana, mutta nyt lämpökaivoja tarvitaan 350 kpl ja kentän muoto on suorakaide 7x50. Lämpökaivojen kokonaispituudeksi tuli 87 500 m ja jos tämän kertoo neljällä saadaan 350 000 m, eli lämpökaivojen kokonaispituus kasvaa 63 000 m mitoitukseen 2 verrattuna. Kuvissa 50 ja 51 on esitetty lämmönsiirtonesteen käyttäytymistä ajan kuluessa. Kuvat 50 ja 51 eivät poikkea juurikaan kuvista 46 ja 47. Tästä voitaisiin tehdä johtopäätös, että kentän lämpötilaa on mahdotonta saada tasaantumaan. Kustannuksien kannalta ei ole järkevää kasvattaa kenttää vielä isommaksi tai kaivojen etäisyyksiä suuremmiksi. -1.4 -1.5 Fluid temperature [°C] -1.6 -1.7 -1.8 -1.9 -2 -2.1 -2.2 -2.3 -2.4 -2.5 -2.6 JAN FEB MAR APR MAY JUN JUL Year 30 AUG SEP OCT NOV DEC Kuva 50. Lämmönsiirtonesteen lämpötila 30. käyttövuotena, kun lämpökaivojen kokonaispituus on 87 500 m. 80 Annual min-max fluid temp. [°C] 0 g b c d e f b c d e f g -0.5 Base min Base max -1 -1.5 -2 -2.5 -3 -3.5 2 4 6 8 10 12 14 16 Year 18 20 22 24 26 28 30 Kuva 51. Lämmönsiirtonesteen minimi ja maksimi lämpötilat vuosittain, kun lämpökaivojen kokonaispituus on 87 500 m. 9.5 Vertailu Lämpökaivokentän mitoitustulokset eivät vaikuta kovin lupaavilta. Kaikkia mitoituksia yhdisti lämpökaivokenttien lämmönsiirtonesteen lämpötilan lasku. Tämä oli odotettavissakin, koska lämpökaivokentästä ainoastaan otetaan lämpöenergiaa. Toinen syy, jonka takia lämmönsiirtonesteen lämpötila laskee niin matalaksi, on Lapin kylmä ilmasto. Sodankylän korkeudella maaperän pintalämpötila on keskimäärin -1 ºC ja jos geoterminen gradientti nostaa maaperän lämpötilaa 1 ºC /100 m, tällöin maaperän lämpötila 200 m syvän lämpökaivon pohjalla on noin 1 ºC. Vertailun vuoksi kokeiltiin siirtää mitoituksen 1 lämpökaivokenttä Etelä-Suomeen, Helsinkiin, jossa maan pintalämpötila on keskimäärin 5,6 ºC. Lämpökaivokentän tarvitsema kokonaispituus tippuu noin puoleen, eli kentän koko on 450 lämpökaivoa ja tällöin lämmönsiirtonesteen keskilämpötila on 30 vuoden jälkeen -3 ºC. Mitoitustuloksia vertailtiin vielä lämpökaivojen ominaiskuorman avulla. Lämpökaivojen ominaiskuorma kytkee yhteen lämmitysenergiantarpeen ja lämpökaivokentän. Lämpökaivojen ominaiskuorma kertoo kuinka paljon lämpöenergiaa on mahdollista saada maaperästä. Lämpökaivojen ominaiskuorma q gr ,h lasketaan kaavalla (Naumov, 2005): 81 q gr ,h Q gr Ltot QL (1 1 ) SPF (22) Ltot jossa Q gr maaperästä saatava lämpöenergia, Ltot on lämpökaivojen yhteispituus ja QL on lauhduttimen tuottama lämpöenergia. Naumovin (2005) mukaan tavallinen arvo lämpökaivojen ominaiskuormalle on 150 kWh/m,a silloin kun maaperästä ainoastaan otetaan lämpöenergiaa. Vastaavat arvot laskettiin mitoituksille 1-3 ja Helsingin kentälle, eikä missään näistä päästy lähellekään 150 kWh/m,a. Tulokset on esitetty taulukossa 17. Laskuissa on käytetty SPFlukua 3, koska tätä käytettiin EED:n mitoituksissakin. Lauhduttimen tuottamalle lämpöenergialle QL käytettiin arvoa 8886 MWh mitoituksissa 1,2 ja Helsinki-kentälle sekä arvoa 2222 MWh mitoituksessa 3. Taulukko 17. Lämpökaivojen ominaiskuorma vertailu. Mitoitus 1 Mitoitus 2 Mitoitus 3 Helsinki Lämpökaivojen pituus yhteensä Lämpökaivojen ominaiskuorma Ltot [m] 192 623 289 000 87 500 96 750 qgr,h [kWh/m,a] 31 20 17 61 82 10 Ekotehokkuus 10.1 Taustaa Ekotehokkuus määritellään Suomen ympäristökeskuksen (2010) mukaan seuraavasti: Ekotehokkuudella tarkoitetaan sitä, että vähemmästä tuotetaan enemmän ympäristöä säästäen. Tavoitteena on käyttää mahdollisimman vähän materiaaleja, raaka-aineita ja energiaa. Samalla pyritään myös vähentämään tuotteen tai palvelun haitallisia ympäristövaikutuksia koko sen elinkaaren aikana. Seuraavaksi onkin verrattu energiajärjestelmiä toisiinsa ekotehokkuuden kannalta. Kummallekin energiajärjestelmällä lasketaan elinkaarikustannukset ja koko elinkaaren ajalta aiheutuvat CO2-päästöt. Laskelmissa on käytetty taulukon 18 mukaisia tehoja ja energiamääriä. Energiajärjestelmien elinkaaren pituudeksi on arvioitu 30 vuotta. Taulukko 18. Elinkaarikustannusten ja CO2-päästöjen laskennassa käytettävät tehot ja energiat. Huipputeho [kW] Kokonaisenergia [MWh] 2 170 6 067 9 075 5 667 2 170 6 067 11 373 3 369 Energiajärjestelmä 1: Kalliolämpö Pelletti Energiajärjestelmä 2: Hake Pelletti 10.2 Elinkaarikustannukset Rakennushankkeiden vaihtoehtoisia toteutusmuotoja arvioitaessa käyttökelpoinen työkalu on elinkaarikustannukset. Elinkaarilaskelmien avulla voidaan verrata vaihtoehtoisten ratkaisujen elinkaarivaikutuksia ja löytää elinkaarikustannuksiltaan edullisin vaihtoehto, sen sijaan että päätöksenteko painottuisi investointikustannuksiin. Tämä vaatii kokonaistaloudellisuuteen vaikuttavien tekijöiden tunnistamista elinkaaren eri vaiheissa. Elinkaarikustannukset LCC lasketaan kaavalla (Pulakka, 2007): LCC K i K e K h K k (23) 83 jossa K i on investointikustannus, K e on energiakustannusten nykyarvo, K h on huoltokustannusten nykyarvo ja K k on kunnossapitokustannusten nykyarvo. Kohteen pitkä elinkaari sekä sen eri vaiheisiin liittyvä epävarmuus tekevät huoltokustannusten ja kunnossapitokustannusten arvioinnista varsin haasteellisen. Lisäksi huolto- ja kunnossapitokustannusten osuus elinkaarikustannuksista on suhteellisen pieni ja näin ollen niitä ei huomioida elinkaarikustannuslaskelmissa ollenkaan. Energiakustannusten nykyarvo K e lasketaan kaavalla (Sirén, 2008): K e EH e jossa 1 (1 re ) n re (24) 1 (1 re ) n on tasasuuruisten vuotuisten energiakustannusten diskonttaustekire jä, E on vuotuinen energiankulutus, H e on energian hinta nykyhetkellä, re on energiakustannusten laskentakorko ja n on tarkasteluajan pituus. Taulukossa 19 on esitetty investointikustannukset ja energian hinnat eri energiamuodoille. Laitosinvestointi on koko toimintavalmiin lämmitysjärjestelmän hinta. Taulukosta 19 voi hyvin huomata, että lämpöpumppulaitokseen investoiminen on noin kahdeksan kertaa kalliimpaa kuin hake- tai pellettilaitokseen. Taulukkoon 20 on laskettu investointikustannukset energiajärjestelmittäin, taulukon 18 tehojen perusteella. Taulukko 19. Laitosinvestoinnit ja energian hinnat energiamuodoittain. (Energiamarkkinavirasto, 2010; Katainen, 2010; Siren, 2010; Tilastokeskus 2009) Laitostyyppi Lämpöpumppulaitos Hakelaitos Pellettilaitos Laitosinvestointi [€/kW[ 1700 200 200 Energian hinta [€/MWh] 43,00 18,73 40,00 Taulukko 20. Energiajärjestelmien 1 ja 2 investointikustannukset. Lämpöpumppulaitos Hakekattila Pellettikattila Yhteensä Investointikustannukset [€] Energiajärjestelmä 1 Energiajärjestelmä 2 3 689 000 434 000 1 213 400 1 213 400 4 902 400 1 647 400 84 Energiakustannusten laskennassa on käytetty lämpöpumpun lämpökertoimelle arvoa 5,50, joka on mitoituksen 1 10.vuoden keskimääräinen lämpökerroin. Kattilahyötysuhteeksi on valittu arina- ja kiertoleijukattiloiden hyötysuhteiden keskiarvo eli 88 % (Energiateollisuus, 2006). Energiakustannusten laskentakorkoa on hyvin vaikea arvioida 30 vuoden päähän tulevaisuuteen, joten laskenta tehtiin kahdella eri korolla. Taulukossa 21 on energiajärjestelmän 1 energiakustannukset ja taulukossa 22 energiajärjestelmän 2 energiakustannukset. Kuten odotettavissa oli, on kalliolämpö energiakustannuksiltaan edullinen. Kun taas pelletin energiakustannukset ovat moninkertaiset, vaikka pelletillä tuotettu energiamäärä on pienempi. Pelletin korkeat energiakustannukset aiheuttavat sen, että energiajärjestelmän 1 energiakustannukset nousevat melkein yhtä suuriksi kuin energiajärjestelmän 2 energiakustannukset. Taulukko 21. Energiajärjestelmän 1 energiakustannukset energiamuodoittain kahdella eri laskentakorolla. Energiakustannusten laskentakorko re [%] 5 8 Energiakustannukset [€] Energiajärjestelmä 1 Kalliolämpö 817 101 598 392 Pelletti 3 902 782 2 858 144 Yhteensä 4 719 884 3 456 536 Taulukko 22. Energiajärjestelmän 2 energiakustannukset energiamuodoittain kahdella eri laskentakorolla. Energiakustannusten laskentakorko re [%] 5 8 Energiakustannukset [€] Energiajärjestelmä 1 Hake 3 667 532 2 685 862 Pelletti 2 320 182 1 699 151 Yhteensä 5 987 715 4 385 013 Edellä esitetyt investointi ja energiakustannukset on laskettu yhteen ja taulukossa 23 on esitetty energiajärjestelmien elinkaarikustannukset. Eroa järjestelmien välille tulee noin 2 milj.euroa laskentakorosta riippuen energiajärjestelmän 2 hyväksi. Tähän on monia syitä, joista yksi on kalliolämpöjärjestelmän suuri investointikustannus. Suuri investointikustannus tulee yleensä maksettua takaisin säästetyssä energiassa, mutta tässä tapauksessa pelletti lämpimän käyttöveden ja huippuenergian tuottajana aiheuttaa niin suuret energiakustannukset, että energiajärjestelmä 1 ei olekaan kovin edulli- 85 nen energiakustannuksiltaan. Tämän lisäksi hake on suhteellisen halpa polttoaine, ainakin pellettiin verrattuna, jolloin energiajärjestelmän 2 energiakustannukset pysyvät melko matalina. Taulukko 23. Energiajärjestelmien 1 ja 2 elinkaarikustannukset kahdella eri laskentakorolla. Energiakustannusten laskentakorko re [%] 5 8 Elinkaarikustannukset [€] EnergiaEnergiajärjestelmä 1 9 622 284 8 358 936 järjestelmä 2 7 635 115 6 032 413 10.3 Ympäristövaikutukset Energiajärjestelmien aiheuttamia ympäristövaikutuksia arvioidaan laskemalla kummallakin energiajärjestelmälle CO2 – päästöt. Ensin on kuitenkin käyty lyhyesti läpi eri energiamuotojen aiheuttamia päästöjä sekä näiden CO2 – päästökertoimet. Sähkö Motivan (2004) mukaan, jos sähkön myyjän esittämää CO2 - päästökerrointa ei ole saatavilla, suoritetaan laskenta tässä tapauksessa ainoastaan Suomen keskimääräistä sähkönhankintaa kuvaavalla CO2 - päästökertoimella, joka on 200 kg CO2/MWh. Lisäksi Suomessa sähkömarkkinat on avattu kilpailulle, jolloin sähköä ei tarvitse ostaa oman alueen sähköyhtiöltä, vaan kaikki sähkönkäyttäjät voivat vapaasti ostaa sähköenergiansa miltä hyvänsä sähkönmyyjältä. Tämänkin vuoksi laskelmissa on perusteltua käyttää Suomen keskimääräistä päästökerrointa. Puupolttoaineet Puuta poltettaessa vapautuu hiilidioksidia, mutta puunpolton päästöjä arvioitaessa asetetaan CO2 - päästöt nollaksi. Näin voidaan tehdä, koska puun poltossa syntyvä hiilidioksidi käytetään uudelleen puun kasvussa, joten nettovaikutus ilmakehän hiilidioksiditaseeseen on nolla. Tämä on siis IPCC:n (The Intergovernmental Panel on Climate Change) suosittelema tapa laskea puun polton CO2 – päästöjä. Ei kuitenkaan 86 voida olla varmoja kuinka pitkään puun polton CO2 – päästöt asetetaan nollaksi, joten tulen laskemaan puun poltollekin CO2 – päästöt. IPCC (2010) on julkaissut puun polton CO2 - päästökertoimeksi 395 CO2/MWh. Puun polton päästöjen määrä ja koostumus vaihtelevat huomattavasti riippuen polttotekniikasta, polttopuun ominaisuuksista, mahdollisista savukaasun puhdistustekniikoista ja yleisesti olosuhteista tulipesässä sekä sen jälkeisessä savukaasukanavassa. Polttotekniikalla pystytään jonkin verran vaikuttamaan suoraan syntyviin päästöihin. Hyvä polttotekniikka ei kuitenkaan yleensä riitä, sillä yli 1 MW kattilalaitoksilla on lakisääteiset päästörajoitukset (taulukko 24) ja tarvitaan savukaasujen puhdistuslaitteita täyttämään ympäristölainsäädännön rajoitukset. Hiukkasten erottamiseksi savukaasuvirrasta käytetään useimmiten syklonia, joka toimii painovoimaisesti tai sähkösuodatinta, jonka toiminta perustuu sähkökenttään. (Kuopion yliopisto, 2005; Ohlström, 1998) Taulukko 24. Uusia 1-50 MW:n laitoksia koskevat hiukkaspäästöohjearvot. Kattilan polttoaineteho [MW] 1<P<5 5 < P < 50 Hiukkaspäästö enintään [mg/MJ] 200 lasketaan kaavalla: 85-4/3*(P-5) Energiajärjestelmien aiheuttamia päästöjä on vertailtu laskemalla kummallekin CO2 – päästöt. Taulukoissa 25 ja 26 on esitetty energiajärjestelmien 1 ja 2 CO2 – päästöt. Elinkaaren CO2 – päästöistä huomataan, että energiajärjestelmän 2 CO2 – päästöt ovat yli kaksinkertaiset verrattuna energiajärjestelmään 1. Energiajärjestelmän 2 CO2 – päästöt ovat huomattavat kun ottaa huomioon, että jos puupolttoaineet olisi arvioitu tässäkin CO2 – neutraaliksi polttoaineeksi niin kuin yleensä tehdään, ei energiajärjestelmällä 2 olisi CO2 – päästöt ollenkaan. Taulukko 25. Energiajärjestelmän 1 CO2-päästöt. Energiamuoto Sähkö Pelletti Yhteensä CO2-päästökerroin CO2-päästö Elinkaaren CO2-päästö [kgCO2/MWh] 200 395 [t/v] 247 2 507 2 754 [t/ 30v] 7 417 75 212 82 629 87 Taulukko 26. Energiajärjestelmän 2 CO2-päästöt. Energiamuoto Hake Pelletti Yhteensä CO2-päästökerroin CO2-päästö Elinkaaren CO2-päästö [kgCO2/MWh] 395 395 [t/v] 5 031 1 490 6 522 [t/ 30v] 150 942 44 713 195 656 88 11 Päätelmät 11.1 Johtopäätökset Työn lähtökohtana oli ratkaista uuden matkailukylän energiahuolto hyödyntäen uusiutuvia energianlähteitä, sekä pyrkiä mahdollisimman ekotehokkaaseen lopputulokseen. Tämä päätettiin toteuttaa joko kalliolämpöön tai hakkeeseen pohjautuvalla alueellisella lämmitysjärjestelmällä. Uusi matkailukylä päätettiin toteuttaa kokonaan matalaenergia- ja passiivitalo tekniikalla. Matalaenergiarakentamisen hyödyt osoitettiin referenssitapauksen avulla. Referenssitapaus tarkoittaa rakennusta, jonka muoto ja arkkitehtuuri vastaavat passiivimökkiä ja matalaenergiahotellia, mutta muuten rakennus vastaa 2010 määräysten mukaista tasoa. Uusi matkailukylä jaettiin kahteen eri laajuiseen skenaarioon, koska haluttiin tutkia miten laajalle aluelämpöjärjestelmä on järkevää ulottaa. Nopeasti kävi kuitenkin ilmi, että skenaariot 1 ja 2 olivat lämmitysenergiantarpeiltaan niin lähellä toisiaan, että laskelmissa ei ollut järkevää pitää kumpaakin mukana, joten kaikki aluelämpöjärjestelmään liittyvät laskelmat ja mitoitukset tehtiin skenaarion 2 lämmitysenergiantarpeilla. Suurimmillaan referenssitapauksen lämmitysenergiantarve on 68 % suurempi kuin skenaarion 2. Koko vuoden lämmitystarpeita verrattaessa ero on 52 % skenaarion 2 hyväksi, jolloin lämmitysenergiassa säästetään 7,6 GWh/a. Tämä todistaa kiistatta matalaenergiarakentamisen hyödyn ja siinä piilevän säästöpotentiaalin. Kalliolämpökenttää mitoitettiin EED:llä 30 vuoden ajanjaksolle. Mitoituksessa tuli vastaan tilanne, että lämmönsiirtonesteen lämpötilaa ei saatu tasaantumaan. Lämmönsiirtonesteen lämpötilan lasku oli odotettavissakin, koska lämpökaivokentästä ainoastaan otetaan lämpöenergiaa, ilman että sitä missään vaiheessa syötettäisiin kenttään. Lämpökaivokenttää yritettiin saada tasapainoon mitoittamalla kenttä tarpeeksi väljäksi ja lisäämällä lämpökaivometrejä, jolloin lämpökaivojen ominaiskuorma aleni todella pieneksi. Tästä ei kuitenkaan ollut apua, vaan lämmönsiirtonesteen lämpötila jatkoi tasaista laskuaan koko asetetun laskenta-ajan. Lapin kylmä ilmasto vaikuttaa luonnollisesti myös maanpinnan keskilämpötilaan, joka on Sodankylässä -1 ºC. Geoterminen gradientti nostaa maaperän lämpötilaa noin 1 ºC:een 100 m:ä kohden. Tällöin maape89 rän lämpötila aivan lämpökaivon pohjalla olisi enimmillään vain noin 2 ºC. EED:n (2008) mukaan lämmönsiirtonesteen keskilämpötila ei saisi olla alle 0 ºC useaa viikkoa. Kuitenkin tällä maanpinnan sekä maaperän lämpötilalla on väistämätöntä, että lämmönsiirtonesteen lämpötila laskee alle 0 ºC. Voidaankin kyseenalaistaa sopiiko suuri lämpökaivokenttä, josta ainoastaan otetaan lämpöenergiaa, ollenkaan Lappiin. Näiden tulosten perusteella vastaus olisi ei sovi. Tilanne olisi ihan toinen, jos lämpöenergiaa myös syötettäisiin lämpökaivokenttään, niin että sen lämpötila pääsisi välillä nousemaan. Nyt eri lämpökaivokenttämitoituksille lasketut lämpökaivojen ominaiskuormat kertovat hyvin siitä, että investoinnista tulisi suhteettoman kallis. Lämpökaivokenttä siirrettiin vertailun vuoksi Etelä-Suomeen, jolloin lämpökaivojen ominaiskuorma kaksinkertaistui, koska lämpökaivometrejä tarvittiin puolet vähemmän. Lapissakin on mahdollista sijoittaa kalliolämpöön, mutta on syytä varautua kaksinkertaiseen lämpökaivokenttään ja näin ollen myös kaksinkertaisiin investointikustannuksiin Etelä-Suomeen nähden, eikä tässä ole edes huomioitu eroa lämmitysenergiantarpeissa Etelä-Suomen ja Lapin välillä. Energiajärjestelmien 1 ja 2 ekotehokkuuksia verrattiin laskemalla kummallekin elinkaarikustannukset ja CO2 – päästöt. Laskelmissa käytettiin elinkaaren pituutena 30 vuotta. Energiajärjestelmän 1 elinkaarikustannukset nousivat noin 2 miljoonaa euroa eli noin 33 % korkeammiksi kuin energiajärjestelmällä 2. Tähän vaikutti lämpöpumppulaitoksen suuri investointikustannus. Lämpöpumppulaitoksen suuri investointikustannus on yleensä maksettu nopeasti takaisin lämpöpumpun vähäisten energiakustannusten muodossa. Pelletin energiakustannukset eivät puolestaan ole vähäiset, jolloin energiajärjestelmän 1 energiakustannukset nousivat melko suuriksi. Tämän vuoksi voidaankin kyseenalaistaa, olisiko pelletille ollut syytä valita huomattavasti pienempi teho-osuus ja olisiko lämmin käyttövesi sittenkin kannattanut tuottaa lämpöpumpulla. Lämpökaivokentän mitoituksesta saadut tulokset eivät olleet kuitenkaan niin positiivisia, että lämpökaivokentän kasvattaminen vielä suuremmaksi olisi tuntunut viisaalta. Energiajärjestelmän 2 elinkaarikustannukset jäivät matalammiksi kuin energiajärjestelmällä 1, koska hake- ja pellettilaitosten investointikustannukset ovat pienet ja lisäksi hake on edullinen polttoaine. Elinkaarikustannusten laskennassa ei 90 kuitenkaan huomioitu huolto- ja kunnossapitokustannuksia, joiden voisi olettaa nousevan energiajärjestelmässä 2 korkeammiksi kuin energiajärjestelmässä 1. Kummankin energiajärjestelmän ympäristövaikutusta arvioitiin CO2-päästöjen muodossa. Puuta pidetään yleisesti CO2-neutraalina polttoaineena, jolloin sen CO2-päästöt arvioidaan nollaksi. Tässä tapauksessa laskettiin kuitenkin myös puun poltolle CO2päästöt. Energiajärjestelmän 2 koko elinkaaren CO2-päästöt olivat yli kaksi kertaa suuremmat eli noin 137 % kuin energiajärjestelmällä 1. Ero voi olla todellisuudessa vieläkin suurempi, koska sähkön päästökertoimelle käytettiin Suomen keskimääräistä sähkönhankintaa kuvaavaa CO2 – päästökerrointa. Lapin sähkön tuotannossa uusiutuvien energioiden osuus on peräti 91 %, jolloin todellinen päästökerroin voi olla huomattavasti matalampi. 91 11.2 Suositukset Tutkittava aihe oli suhteellisen laaja, jolloin yhden diplomityön puitteissa tästä koko aihe-alueesta pystyi tutkimaan vain pienen nurkan. Oli suorastaan kiusallista miten usein törmäsin tilanteeseen, että tätä pitäisi tarkastella enemmän ja lähemmin, mutta työtä oli myös rajattava kokoajan, ettei työ olisi paisunut valtavaksi. Kaikkea ei siis ollut mahdollista tutkia, laskea ja analysoida niin tarkasti kuin olisin halunnut. Suosituksiini kuuluukin ihan ensinnä koko aluelämpöjärjestelmän miettiminen alusta ja uudestaan, mitä energiamuotoja halutaan ottaa mukaan. Energiajärjestelmän 1 energiantuottomuotoja olivat lämpöpumppu yhdistettynä pellettiin. Kalliolämpökentän mitoitustulokset eivät olleet kovin lupaavia ja olisi syytä harkita kalliolämmön sopivuutta tähän kohteeseen. Tai ainakin olisi syytä miettiä miten järjestelmän saisi toimimaan paremmin. Tämän takia olisikin mielenkiintoista tarkastella lähemmin aurinkokeräimien yhdistämistä kalliolämpökenttään. Se vaatisi kuitenkin tarkkoja laskelmia ja tietoa järjestelmän kytkennöistä ja ohjauksesta. Energian kulutushuipuista valittiin vastaamaan pelletti, yleensä tähän tehtävään valitaan lämpöpumpun rinnalle sähkö, joka olisi investointina huomattavasti halvempi vaihtoehto kuin pelletti. Energiajärjestelmän 2 energiantuottomuotoja olivat hake yhdistettynä pellettiin. Mikä tuntuu ehkä aavistuksen oudolle yhdistelmälle, kun katsotaan näiden energiakustannusten hintaeroa. Vaikuttaisi turhalle ottaa pelletti mukaan ollenkaan, miksei energiajärjestelmä 2 olisi voinut perustua kokonaan hakkeelle. Tällöin energiajärjestelmän 2 elinkaarikustannukset olisivat jääneet vielä huomattavasti alhaisemmiksi. Lisäksi energiaosuudet olisi hyödyllistä valita optimoimalla, niin että pyritään huomioimaan kaikki muuttujat samanaikaisesti. Tämän työn puitteissa ei voinut tehdä niin laajoja laskelmia, vaan valitut osuudet eri energiamuodoille perustuvat parhaaseen arvaukseen. Jolloin ne eivät luultavasti vastaa ekotehokkainta mahdollista optimia. 92 Lähdeluettelo Aittomäki, A. 2001. Lämpöpumppulämmitys. Suomen Lämpöpumppuyhdistys Ry. [Viitattu 14.1.2010]. Saatavissa: http://www.tut.fi/units/me/ener/julkaisut/LPopas.PDF Alakangas, E. 2000. Suomessa käytettävien polttoaineiden ominaisuuksia. Espoo. VTT Tiedotteita. ISBN 951-38-5699-2. Cube, H.L. & Steimle, F. 1981. Heat Pump Technology. Iso-Britannia. Butterworth & Co Ltd. ISBN 0-408-00497-5. Duffie, J.A. & Beckman, W.A. 2006: Solar engineering of thermal processes. Wiley, NewYork. ISBN 0-471-51056-4. EED 3.0. 2008. Eart Energy Designer Manual. [Viitattu: 25.5.2010] Saatavissa: http://www.buildingphysics.com/manuals/EED3.pdf Energiamarkkinavirasto. 2010. Sähkön hinnan kehitys 1.5.2010. [Viitattu: 5.5.2010] Saatavissa: http://www.energiamarkkinavirasto.fi/files/Kehitys1005.xls Energiateollisuus. 2006. Kaukolämmön käsikirja. Helsinki. Kirjapaino Libris Oy. ISBN 952-5615-08-1. Erat, B. & Erkkilä, V. & Löfgren, T. & Nyman, C. Peltola, S. & Suokivi, H. 2001. Aurinko-opas, Aurinkoenergiaa rakennuksiin. Aurinkoteknillinen yhdistys Ry. ISBN 951-644-072-9. Foda, E. & Hasan, A. & Siren, K. 2008. Draft plannin of Nupuri area building energy supply and end-use systems. Helsinki University of Technology, Department on Energy Tevhnology. Fortum. 2009. Puhdasta lämpöä kalliosta. [Viitattu: 14.1.2010] Saatavissa: http://www.fortum.com/gallery/pdf/Fortum_kalliolampo_info_sheet.pdf 93 Gehlin, S. 2002. Thermal Response Test Method Development and Evaluation. Doctoral thesis. Department of Environmental Engineering. Luleå University of Technology. Sweden Geologian tutkimuskeskus. 2008. Maa- ja kalliolämpö –uusiutuvaa energiaa. [Viitattu: 10.2.2010]. Saatavissa: http://www.gtk.fi/Media/painotuotteet/esitteet/MessuEsite.pdf Geologian tutkimuskeskus. 2009. Terminen vastetesti eli TRT-mittaus. [Viitattu: 8.2.2010] Saatavissa: http://www.gtk.fi/tutkimus2/tutkimusohjelmat/energia/trtmittaus.html Gustavsson, L.1994. District-Heating Systems and Local Energy Strategies. Doctoral Dissertation. Departmen of Environmental and Energy Systems Studies. University of Lund. Sweden Hellström, G. 2003. Thermal performance of borehole heat exchangers. Department of Mathematical Physics, Lund Institute of Tehcnology. Sweden IEA District Heating. 1992. The Environmental Benefits of District Heating and Cooling. ISBN 90-72130-36-7. IEA District Heating and Cooling. 1996. Guideline to Planning and Building of District Heating Networks. ISBN 90-72130-84-7. IEA Heat Pump Centre. 2010. International Energy Agency- Heat Pump Centre. [Viitattu: 10.5.2010] Saatavissa: http://www.heatpumpcentre.org IEA-SHC. 2010. International Energy Agency- Solar Heating & Cooling Programme. [Viitattu: 21.5.2010] Saatavissa: http://www.iea-shc.org Ilmatieteen laitos. 2010. [Viitattu: 17.5.2010] Saatavissa: http://www.fmi.fi/ IPCC. 2010. The Intergovernmental Panel on Climate Change. [Viitattu: 25.5.2010] Saatavissa: http://www.ipcc.ch 94 Jokiranta, M. 2010. Pohjois-Suomessa sijaitsevien matalaenergialomarakennusten energiankulutus ja lämpöolot. Diplomityö. Aalto-yliopiston teknillinen korkeakoulu. Espoo Jun, L. & Xu, Z. & Jun, G. & Jie, Y. 2009. Evaluation of heat exchange rate of GHE in geothermal heat pump systems. Renewable Energy. Vol. 34 (2009). Katainen, E. 2010. Pelletin investointikustannukset ja hinnat [sähköpostiviesti]. Lähetetty 4.5.2010. Saatavissa sähköpostitse: [email protected]. Katsura, T. & Nagano, K. & Takeda, S. 2008a. Method of calculation of the ground temperature for multiple ground heat exchagers. Applied Thermal Energy. Vol. 28 (2008) Katsura, T. & Nagano, K. & Shigeaki, N. & Takeda, S. & Nakamura, Y, Okamoto, A. 2008b. Calculation algorithm of the temperatures for pipe arrangement of multiple ground heat exhangers. Applied Thermal Energy. Vol. 29 (2008) Kuopion yliopisto. 2005. Puun polton pienhiukkaspäästöt. Kuopion yliopiston ympäristötieteiden laitoksen monistesarja 2/2005. [Viitattu: 4.5.2010] Saatavissa: http://www.uku.fi/fine/src/raportit/PIPOLoppuraportti2005.pdf Leppäharju, N. 2008. Kalliolämmön hyödyntämiseen vaikuttavat geofysikaaliset ja geologiset tekijät. Pro gradu-tutkielma. Oulun Yliopisto. Oulu Lund, J. & Sanner, B. & Rybach, L. & Curtis, R. & Hellström, G. 2004. Geothermal (ground-source) heat pumps a world overwiew. [Viitattu: 20.5.2010]. Saatavissa: http://geoheat.oit.edu/bulletin/bull25-3/art1.pdf Maker, T. 2004. Wood-Chip Heating Systems. 2004. A Guide For Institutional and Commercial Biomass Installions. Biomass Energy Resource Center. MATKA. 2008. Matkailu yhdyskuntarakenteessa. Tutkimussuunnitelma. MATKA. 2010. Kestävä matkailualue MATKA, Teknillinen korkeakoulu. [Viitattu: 2.3.2010] Saatavissa: http://matka.tkk.fi/fi/ 95 Motiva Oy. 2001. Hakelämmitysopas. Helsinki, Joensuu. ISBN 952-5304-12-4 Motiva Oy. 2004. Yksittäisen kohteen CO2-päästöjen laskentaohjeistus sekä käytettävät CO2–päästökeroimet. [Viitattu: 5.5.2010] Saatavissa: http://www.motiva.fi/files/209/Laskentaohje_CO2_kohde_040622.pdf Naumov, J. 2005. Optimization of Ground-coupled Systems for Heating and Cooling of Buildings. Thesis for the degree of licentiate of engineering. Department on Energy and Environment. Chalmers University of Technoly. Sweden Niiranen, I. 2009. Alueellisen kalliolämpöjärjestelmän kilpailukyky lämmitysratkaisuna. Diplomityö. Teknillinen korkeakoulu. Espoo Nielsen, K. 2003. Thermal Energy Storage. Department of Geology and Mineral Resources Engineering. NTNU. Norway. Nuutila, M. 1999 Biopolttoaineiden käyttö kaukolämmityksessä. Helsinki. Motiva. ISBN 952-5304-05-3. Ohlström, M. 1998. Energiantuotannon pienhiukkaspäästöt Suomessa. VTT tiedotteita 1934. Espoo 1998. ISBN 951-38-5403-5. Poratek. 2009. Suomen kaivonporausurakoitsijat Ry. [Viitattu: 5.4.2010]. Saatavissa: www.poratek.fi Pulakka, S. & Heimonen, I. Junnonen, J-M. & Vuolle, M. 2007. Talotekniikan elinkaarikustannukset, VTT tiedotteita 2409. Espoo. ISBN 978-951-38-6962-5 Quaschning, V. 2004. Solar thermal water heating. Renewable Energy World 2/2004. Ozgener, O & Hepbasli, A. 2007. A rewiew on the energy and exergy analysis of solar assisted heat pump systems. Renewable and Sustainable Energy Rewiews. Vol. 11(2007) Repola, J. & Asikainen, A. & Anttila, P. & Lehtoniemi, J. & Nivala, V. 2009 Lapin bioenergiaraaka-aineen saannon selvitys. [Viitattu: 15.2.2010]. Saatavissa: http://www.lapinliitto.fi/bioenergia/Bioenergia%20loppuraportti.pdf 96 Signorelli, S & Bessetti, S & Pahud, D & Kohl, T. 2006. Numerical evaluation of thermal response tests. Geothermics. Vol. 36 (2007). Sirén, K. 2008. Rakennusten energiainvestointien kannattavuuden laskenta. Teknillinen korkeakoulu. Sirén, K. 2010. Maalämpöpumpun investointikustannukset [sähköpostiviesti]. Lähetetty 27.4.2010. Saatavissa sähköpostitse: [email protected]. Solpros Ay. 2006. Aurinkolämpöjärjestelmien perusteet, mitoitus ja käyttö. EUprojekti: Extens Accredited Renewables Trainin for Heating (EARTH). [Viitattu: 25.3.2010]. Saatavissa: http://www.kolumbus.fi/solpros/reports/OPAS.pdf Stojanovic, B & Akander, J. 2010. Build-up and long-term performance test of a fullsclae solar-assisted heat pump system for resindential heating in Nordic climatic conditions. Applied Thermal Engineerind. Vol 30(2010). Sulpu. 2009. Suomen Lämpöpumppuyhdistys Ry. [Viitattu: 5.4.2010]. Saatavissa: www.sulpu.fi Suomen Ympäristökeskus. 2009. YO2009 Lämpökaivo, Maalämmön hyödyntäminen pientaloissa. [Viitattu: 18.1.2010]. Saatavissa: http://www.ymparisto.fi/download.asp?contentid=111526&lan=FI Suomen Ympäristökeskus. 2010. Ekotehokkuus. [Viitattu: 24.5.2010] Saatavissa: http://www.ymparisto.fi/default.asp?node=180&lan=fi Tanttu, V. & Riipi, P. 2008. Bioenergian käytön ja tuottamisen toteutettavuus Lapissa-hanke. [Viitattu: 15.2.2010]. Saatavissa: http://www.lappia.fi/AO/tiedostot/luontoala/bioenergiahanke/projektin_raportit/loppu raportti_metsa.pdf Tilastokeskus. 2009. Kivihiilen, maakaasun ja kotimaisten polttoaineiden käyttäjähinnat lämmöntuotannossa 2009 4. vuosineljännes. [viitattu 5.5.2010]. Saatavissa: http://www.stat.fi/til/ehkh/2009/04/ehkh_2009_04_2010-03-24_tau_006.xls. 97 Valdimarsson, P. 1993. Modelling of Geothermal District Heating Systems. Doctoral Dissertation. Faculty Of Engineering. University on Iceland. Van Loo, S. & Koppejan, J. 2007 The handbook of biomass combustion and co-firing [e-kirja]. Earthscan publications. London. [viitattu 17.5.2010]. Saatavissa: http://site.ebrary.com/lib/aalto/Doc?id=10210567. ISBN 978-1-84407-249-1. Wemhöner, C. & Afjei, T. Seasonal performance calculation for residential heat pumps with combined space heating and hot water production (FHBB Method). 2003. [viitattu 20.5.2010]. Saatavissa: http://www.fhnw.ch/habg/iebau/afue/de/dokumente1/afue/gebaeudetechnik/wp_ww_jng_sb.pdf Ympäristöministeriö. 2007. D5 Suomen rakentamismääräyskokoelma, Rakennuksen energiankulutuksen ja lämmitystehontarpeen – ohjeet 2007. Ympäristöministeriö. Asunto- ja rakennusosasto. [Viitattu 13.4.2010]. Saatavissa: http://www.finlex.fi/data/normit/29520-D5-190607-suomi.pdf Yang, H. & Cui, P. & Fang, Z. 2010. Vertical-borehole ground-coupled heat pumps: A review of models and systems. Applied Energy. Vol. 87(2010) Zongwei, H. & Zheng, M. & Kong, F. & Wang, F. & Zhongjian, L. & Bai, T. 2008. Numerical simulation of solar assisted ground-source heat pump heating system with latent heat energy storage in severely cold area. Applied Thermal Engineering. Vol. 28(2008) 98 LIITE 1 EED Version 3.15 - www.buildingphysics.com QUICK FACTS Number of boreholes Borehole depth Total borehole length 900 215.14 m 193623.17 m DESIGN DATA ====================== GROUND Ground thermal conductivity Ground heat capacity Ground surface temperature Geothermal heat flux 3.400 W/(m•K) 2.400 MJ/(m³•K) -1.00 °C 0.0300 W/m² BOREHOLE Configuration: Borehole depth Borehole spacing Borehole installation Borehole diameter U-pipe diameter U-pipe thickness U-pipe thermal conductivity U-pipe shank spacing Filling thermal conductivity Contact resistance pipe/filling 785 ("900 : 15 x 60, rectangle") 215.14 m 20.00 m Double-U 139.70 mm 40.000 mm 2.300 mm 0.420 W/(m•K) 77.000 mm 0.600 W/(m•K) 0.0000 (m•K)/W THERMAL RESISTANCES Borehole thermal resistances are calculated. Number of multipoles 10 Internal heat transfer between upward and downward channel(s) is considered. HEAT CARRIER FLUID Thermal conductivity Specific heat capacity Density Viscosity Freezing point 0.4400 W/(m•K) 4250.000 J/(Kg•K) 960.000 Kg/m³ 0.007600 Kg/(m•s) -15.0 °C 99 Flow rate per borehole 1.500 l/s BASE LOAD Seasonal performance factor (DHW) Seasonal performance factor (heating) Seasonal performance factor (cooling) 3.00 3.00 3.00 Monthly energy values [MWh] Month Heat load Cool load Ground load JAN 1614.00 0.00 1076.000 FEB 1458.00 0.00 972.000 MAR 1614.00 0.00 1076.000 APR 823.00 0.00 548.667 MAY 267.00 0.00 178.000 JUN 0.00 0.00 0.000 JUL 0.00 0.00 0.000 AUG 64.00 0.00 42.667 SEP 174.00 0.00 116.000 OCT 435.00 0.00 290.000 NOV 823.00 0.00 548.667 DEC 1614.00 0.00 1076.000 ------------ ------Total 8886.00 0.00 5924.000 PEAK LOAD Monthly peak powers [kW] Month Peak heat Duration Peak cool Duration [h] JAN 0.00 0.0 0.00 0.0 FEB 0.00 0.0 0.00 0.0 MAR 0.00 0.0 0.00 0.0 APR 0.00 0.0 0.00 0.0 MAY 0.00 0.0 0.00 0.0 JUN 0.00 0.0 0.00 0.0 JUL 0.00 0.0 0.00 0.0 AUG 0.00 0.0 0.00 0.0 SEP 0.00 0.0 0.00 0.0 OCT 0.00 0.0 0.00 0.0 NOV 0.00 0.0 0.00 0.0 DEC 0.00 0.0 0.00 0.0 Number of simulation years First month of operation 30 SEP CALCULATED VALUES ================================== 100 Total borehole length 193623.17 m THERMAL RESISTANCES Borehole therm. res. internal 0.2765 (m•K)/W Reynolds number Thermal resistance fluid/pipe Thermal resistance pipe material Contact resistance pipe/filling 3407 0.0112 (m•K)/W 0.0463 (m•K)/W 0.0000 (m•K)/W Borehole therm. res. fluid/ground Effective borehole thermal res. 0.1012 (m•K)/W 0.1027 (m•K)/W SPECIFIC HEAT EXTRACTION RATE [W/m] Month JAN FEB MAR APR MAY JUN JUL AUG SEP OCT NOV DEC Base load Peak heat Peak cool 7.61 0.00 -0.00 6.88 0.00 -0.00 7.61 0.00 -0.00 3.88 0.00 -0.00 1.26 0.00 -0.00 0.00 0.00 -0.00 0.00 0.00 -0.00 0.30 0.00 -0.00 0.82 0.00 -0.00 2.05 0.00 -0.00 3.88 0.00 -0.00 7.61 0.00 -0.00 BASE LOAD: MEAN FLUID TEMPERATURES (at end of month) [°C] Year JAN FEB MAR APR MAY JUN JUL AUG SEP OCT NOV DEC 1 2 5 -0.05 -2.34 -0.05 -2.20 -0.05 -2.44 -0.05 -1.45 -0.05 -0.70 -0.05 -0.30 -0.05 -0.26 -0.05 -0.32 -0.28 -0.46 -0.63 -0.80 -1.17 -1.33 -2.25 -2.40 10 -2.70 -2.55 -2.80 -1.81 -1.06 -0.67 -0.62 -0.67 -0.80 -1.13 -1.64 -2.71 30 -3.22 -3.07 -3.31 -2.32 -1.58 -1.19 -1.15 -1.21 -1.34 -1.68 -2.19 -3.26 -4.92 -4.77 -5.00 -4.02 -3.27 -2.88 -2.84 -2.89 -3.02 -3.35 -3.86 -4.92 101 BASE LOAD: YEAR 30 Minimum mean fluid temperature Maximum mean fluid temperature -5.00 °C at end of MAR -2.84 °C at end of JUL PEAK HEAT LOAD: MEAN FLUID TEMPERATURES (at end of month) [°C] Year JAN FEB MAR APR MAY JUN JUL AUG SEP OCT NOV DEC 1 2 5 -0.05 -2.34 -0.05 -2.20 -0.05 -2.44 -0.05 -1.45 -0.05 -0.70 -0.05 -0.30 -0.05 -0.26 -0.05 -0.32 -0.28 -0.46 -0.63 -0.80 -1.17 -1.33 -2.25 -2.40 10 -2.70 -2.55 -2.80 -1.81 -1.06 -0.67 -0.62 -0.67 -0.80 -1.13 -1.64 -2.71 PEAK HEAT LOAD: YEAR 30 Minimum mean fluid temperature Maximum mean fluid temperature 30 -3.22 -3.07 -3.31 -2.32 -1.58 -1.19 -1.15 -1.21 -1.34 -1.68 -2.19 -3.26 -4.92 -4.77 -5.00 -4.02 -3.27 -2.88 -2.84 -2.89 -3.02 -3.35 -3.86 -4.92 -5.00 °C at end of MAR -2.84 °C at end of JUL PEAK COOL LOAD: MEAN FLUID TEMPERATURES (at end of month) [°C] Year JAN FEB MAR APR MAY JUN JUL AUG SEP OCT NOV DEC 1 2 5 -0.05 -2.34 -0.05 -2.20 -0.05 -2.44 -0.05 -1.45 -0.05 -0.70 -0.05 -0.30 -0.05 -0.26 -0.05 -0.32 -0.28 -0.46 -0.63 -0.80 -1.17 -1.33 -2.25 -2.40 10 -2.70 -2.55 -2.80 -1.81 -1.06 -0.67 -0.62 -0.67 -0.80 -1.13 -1.64 -2.71 PEAK COOL LOAD: YEAR 30 Minimum mean fluid temperature Maximum mean fluid temperature 30 -3.22 -3.07 -3.31 -2.32 -1.58 -1.19 -1.15 -1.21 -1.34 -1.68 -2.19 -3.26 -4.92 -4.77 -5.00 -4.02 -3.27 -2.88 -2.84 -2.89 -3.02 -3.35 -3.86 -4.92 -5.00 °C at end of MAR -2.84 °C at end of JUL 102 LIITE 2 EED Version 3.15 - www.buildingphysics.com QUICK FACTS Number of boreholes Borehole depth Total borehole length 1156 250.00 m 289000.00 m DESIGN DATA ====================== GROUND Ground thermal conductivity Ground heat capacity Ground surface temperature Geothermal heat flux 3.400 W/(m·K) 2.400 MJ/(m³·K) -1.00 °C 0.0300 W/m² BOREHOLE Configuration: Borehole depth Borehole spacing Borehole installation Borehole diameter U-pipe diameter U-pipe thickness U-pipe thermal conductivity U-pipe shank spacing Filling thermal conductivity Contact resistance pipe/filling 787 ("1156 : 17 x 68, rectangle") 250.00 m 20.00 m Double-U 139.70 mm 40.000 mm 2.300 mm 0.420 W/(m·K) 77.000 mm 0.600 W/(m·K) 0.0000 (m·K)/W THERMAL RESISTANCES Borehole thermal resistances are calculated. Number of multipoles 10 Internal heat transfer between upward and downward channel(s) is considered. HEAT CARRIER FLUID Thermal conductivity Specific heat capacity Density Viscosity Freezing point 0.4400 W/(m·K) 4250.000 J/(Kg·K) 960.000 Kg/m³ 0.007600 Kg/(m·s) -15.0 °C 103 Flow rate per borehole 1.500 l/s BASE LOAD Seasonal performance factor (DHW) Seasonal performance factor (heating) Seasonal performance factor (cooling) 3.00 3.00 3.00 Monthly energy values [MWh] Month Heat load Cool load Ground load JAN 1614.00 0.00 1076.000 FEB 1458.00 0.00 972.000 MAR 1614.00 0.00 1076.000 APR 823.00 0.00 548.667 MAY 267.00 0.00 178.000 JUN 0.00 0.00 0.000 JUL 0.00 0.00 0.000 AUG 64.00 0.00 42.667 SEP 174.00 0.00 116.000 OCT 435.00 0.00 290.000 NOV 823.00 0.00 548.667 DEC 1614.00 0.00 1076.000 ------------ ------Total 8886.00 0.00 5924.000 PEAK LOAD Monthly peak powers [kW] Month Peak heat Duration Peak cool Duration [h] JAN 0.00 0.0 0.00 0.0 FEB 0.00 0.0 0.00 0.0 MAR 0.00 0.0 0.00 0.0 APR 0.00 0.0 0.00 0.0 MAY 0.00 0.0 0.00 0.0 JUN 0.00 0.0 0.00 0.0 JUL 0.00 0.0 0.00 0.0 AUG 0.00 0.0 0.00 0.0 SEP 0.00 0.0 0.00 0.0 OCT 0.00 0.0 0.00 0.0 NOV 0.00 0.0 0.00 0.0 DEC 0.00 0.0 0.00 0.0 Number of simulation years First month of operation 30 SEP CALCULATED VALUES ================================== 104 Total borehole length 289000.00 m THERMAL RESISTANCES Borehole therm. res. internal 0.2765 (m·K)/W Reynolds number Thermal resistance fluid/pipe Thermal resistance pipe material Contact resistance pipe/filling 3407 0.0112 (m·K)/W 0.0463 (m·K)/W 0.0000 (m·K)/W Borehole therm. res. fluid/ground 0.1012 (m·K)/W Effective borehole thermal res. 0.1032 (m·K)/W SPECIFIC HEAT EXTRACTION RATE [W/m] Month JAN FEB MAR APR MAY JUN JUL AUG SEP OCT NOV DEC Base load Peak heat Peak cool 5.10 0.00 -0.00 4.61 0.00 -0.00 5.10 0.00 -0.00 2.60 0.00 -0.00 0.84 0.00 -0.00 0.00 0.00 -0.00 0.00 0.00 -0.00 0.20 0.00 -0.00 0.55 0.00 -0.00 1.37 0.00 -0.00 2.60 0.00 -0.00 5.10 0.00 -0.00 BASE LOAD: MEAN FLUID TEMPERATURES (at end of month) [°C] Year JAN FEB MAR APR MAY JUN JUL AUG SEP OCT NOV DEC 1 2 5 0.10 -1.44 0.10 -1.34 0.10 -1.50 0.10 -0.84 0.10 -0.34 0.10 -0.08 0.10 -0.05 0.10 -0.09 -0.05 -0.18 -0.29 -0.41 -0.65 -0.77 -1.37 -1.49 10 -1.74 -1.64 -1.80 -1.13 -0.62 -0.35 -0.31 -0.35 -0.44 -0.67 -1.03 -1.76 30 -2.14 -2.05 -2.20 -1.53 -1.01 -0.73 -0.69 -0.72 -0.81 -1.05 -1.41 -2.15 -3.48 -3.38 -3.53 -2.85 -2.32 -2.04 -2.00 -2.03 -2.12 -2.36 -2.73 -3.46 105 BASE LOAD: YEAR 30 Minimum mean fluid temperature Maximum mean fluid temperature -3.53 °C at end of MAR -2.00 °C at end of JUL PEAK HEAT LOAD: MEAN FLUID TEMPERATURES (at end of month) [°C] Year JAN FEB MAR APR MAY JUN JUL AUG SEP OCT NOV DEC 1 2 5 0.10 -1.44 0.10 -1.34 0.10 -1.50 0.10 -0.84 0.10 -0.34 0.10 -0.08 0.10 -0.05 0.10 -0.09 -0.05 -0.18 -0.29 -0.41 -0.65 -0.77 -1.37 -1.49 10 -1.74 -1.64 -1.80 -1.13 -0.62 -0.35 -0.31 -0.35 -0.44 -0.67 -1.03 -1.76 PEAK HEAT LOAD: YEAR 30 Minimum mean fluid temperature Maximum mean fluid temperature 30 -2.14 -2.05 -2.20 -1.53 -1.01 -0.73 -0.69 -0.72 -0.81 -1.05 -1.41 -2.15 -3.48 -3.38 -3.53 -2.85 -2.32 -2.04 -2.00 -2.03 -2.12 -2.36 -2.73 -3.46 -3.53 °C at end of MAR -2.00 °C at end of JUL PEAK COOL LOAD: MEAN FLUID TEMPERATURES (at end of month) [°C] Year JAN FEB MAR APR MAY JUN JUL AUG SEP OCT NOV DEC 1 2 5 0.10 -1.44 0.10 -1.34 0.10 -1.50 0.10 -0.84 0.10 -0.34 0.10 -0.08 0.10 -0.05 0.10 -0.09 -0.05 -0.18 -0.29 -0.41 -0.65 -0.77 -1.37 -1.49 10 -1.74 -1.64 -1.80 -1.13 -0.62 -0.35 -0.31 -0.35 -0.44 -0.67 -1.03 -1.76 PEAK COOL LOAD: YEAR 30 Minimum mean fluid temperature Maximum mean fluid temperature 30 -2.14 -2.05 -2.20 -1.53 -1.01 -0.73 -0.69 -0.72 -0.81 -1.05 -1.41 -2.15 -3.48 -3.38 -3.53 -2.85 -2.32 -2.04 -2.00 -2.03 -2.12 -2.36 -2.73 -3.46 -3.53 °C at end of MAR -2.00 °C at end of JUL 106 LIITE 3 EED Version 3.15 - www.buildingphysics.com QUICK FACTS Number of boreholes Borehole depth Total borehole length 350 250.00 m 87500.00 m DESIGN DATA ====================== GROUND Ground thermal conductivity Ground heat capacity Ground surface temperature Geothermal heat flux 3.400 W/(m·K) 2.400 MJ/(m³·K) -1.00 °C 0.0300 W/m² BOREHOLE Configuration: Borehole depth Borehole spacing Borehole installation Borehole diameter U-pipe diameter U-pipe thickness U-pipe thermal conductivity U-pipe shank spacing Filling thermal conductivity Contact resistance pipe/filling 511 ("350 : 7 x 50, rectangle") 250.00 m 20.00 m Double-U 139.70 mm 40.000 mm 2.300 mm 0.420 W/(m·K) 77.000 mm 0.600 W/(m·K) 0.0000 (m·K)/W THERMAL RESISTANCES Borehole thermal resistances are calculated. Number of multipoles 10 Internal heat transfer between upward and downward channel(s) is considered. HEAT CARRIER FLUID Thermal conductivity Specific heat capacity Density Viscosity Freezing point Flow rate per borehole 0.4400 W/(m·K) 4250.000 J/(Kg·K) 960.000 Kg/m³ 0.007600 Kg/(m·s) -15.0 °C 1.500 l/s 107 BASE LOAD Seasonal performance factor (DHW) Seasonal performance factor (heating) Seasonal performance factor (cooling) 3.00 3.00 3.00 Monthly energy values [MWh] Month Heat load Cool load Ground load JAN 404.00 0.00 269.333 FEB 365.00 0.00 243.333 MAR 404.00 0.00 269.333 APR 206.00 0.00 137.333 MAY 67.00 0.00 44.667 JUN 0.00 0.00 0.000 JUL 0.00 0.00 0.000 AUG 16.00 0.00 10.667 SEP 44.00 0.00 29.333 OCT 109.00 0.00 72.667 NOV 206.00 0.00 137.333 DEC 404.00 0.00 269.333 ------------ ------Total 2225.00 0.00 1483.333 PEAK LOAD Monthly peak powers [kW] Month Peak heat Duration Peak cool Duration [h] JAN 0.00 0.0 0.00 0.0 FEB 0.00 0.0 0.00 0.0 MAR 0.00 0.0 0.00 0.0 APR 0.00 0.0 0.00 0.0 MAY 0.00 0.0 0.00 0.0 JUN 0.00 0.0 0.00 0.0 JUL 0.00 0.0 0.00 0.0 AUG 0.00 0.0 0.00 0.0 SEP 0.00 0.0 0.00 0.0 OCT 0.00 0.0 0.00 0.0 NOV 0.00 0.0 0.00 0.0 DEC 0.00 0.0 0.00 0.0 Number of simulation years First month of operation 30 SEP CALCULATED VALUES 108 ================================== Total borehole length 87500.00 m THERMAL RESISTANCES Borehole therm. res. internal 0.2765 (m·K)/W Reynolds number Thermal resistance fluid/pipe Thermal resistance pipe material Contact resistance pipe/filling 3407 0.0112 (m·K)/W 0.0463 (m·K)/W 0.0000 (m·K)/W Borehole therm. res. fluid/ground 0.1012 (m·K)/W Effective borehole thermal res. 0.1032 (m·K)/W SPECIFIC HEAT EXTRACTION RATE [W/m] Month JAN FEB MAR APR MAY JUN JUL AUG SEP OCT NOV DEC Base load Peak heat Peak cool 4.22 0.00 -0.00 3.81 0.00 -0.00 4.22 0.00 -0.00 2.15 0.00 -0.00 0.70 0.00 -0.00 0.00 0.00 -0.00 0.00 0.00 -0.00 0.17 0.00 -0.00 0.46 0.00 -0.00 1.14 0.00 -0.00 2.15 0.00 -0.00 4.22 0.00 -0.00 BASE LOAD: MEAN FLUID TEMPERATURES (at end of month) [°C] Year JAN FEB MAR APR MAY JUN JUL AUG SEP OCT NOV DEC 1 2 5 0.10 -1.17 0.10 -1.09 0.10 -1.22 0.10 -0.68 0.10 -0.26 0.10 -0.04 0.10 -0.02 0.10 -0.05 -0.02 -0.13 -0.22 -0.32 -0.52 -0.61 -1.12 -1.21 10 -1.40 -1.32 -1.45 -0.90 -0.48 -0.25 -0.22 -0.25 -0.32 -0.52 -0.81 -1.42 30 -1.70 -1.62 -1.75 -1.19 -0.76 -0.53 -0.50 -0.52 -0.60 -0.79 -1.09 -1.70 -2.56 -2.48 -2.60 -2.04 -1.61 -1.37 -1.34 -1.36 -1.44 -1.63 -1.93 -2.54 109 BASE LOAD: YEAR 30 Minimum mean fluid temperature Maximum mean fluid temperature -2.60 °C at end of MAR -1.34 °C at end of JUL PEAK HEAT LOAD: MEAN FLUID TEMPERATURES (at end of month) [°C] Year JAN FEB MAR APR MAY JUN JUL AUG SEP OCT NOV DEC 1 2 5 0.10 -1.17 0.10 -1.09 0.10 -1.22 0.10 -0.68 0.10 -0.26 0.10 -0.04 0.10 -0.02 0.10 -0.05 -0.02 -0.13 -0.22 -0.32 -0.52 -0.61 -1.12 -1.21 10 -1.40 -1.32 -1.45 -0.90 -0.48 -0.25 -0.22 -0.25 -0.32 -0.52 -0.81 -1.42 PEAK HEAT LOAD: YEAR 30 Minimum mean fluid temperature Maximum mean fluid temperature 30 -1.70 -1.62 -1.75 -1.19 -0.76 -0.53 -0.50 -0.52 -0.60 -0.79 -1.09 -1.70 -2.56 -2.48 -2.60 -2.04 -1.61 -1.37 -1.34 -1.36 -1.44 -1.63 -1.93 -2.54 -2.60 °C at end of MAR -1.34 °C at end of JUL PEAK COOL LOAD: MEAN FLUID TEMPERATURES (at end of month) [°C] Year JAN FEB MAR APR MAY JUN JUL AUG SEP OCT NOV DEC 1 2 5 0.10 -1.17 0.10 -1.09 0.10 -1.22 0.10 -0.68 0.10 -0.26 0.10 -0.04 0.10 -0.02 0.10 -0.05 -0.02 -0.13 -0.22 -0.32 -0.52 -0.61 -1.12 -1.21 10 -1.40 -1.32 -1.45 -0.90 -0.48 -0.25 -0.22 -0.25 -0.32 -0.52 -0.81 -1.42 PEAK COOL LOAD: YEAR 30 Minimum mean fluid temperature Maximum mean fluid temperature 30 -1.70 -1.62 -1.75 -1.19 -0.76 -0.53 -0.50 -0.52 -0.60 -0.79 -1.09 -1.70 -2.56 -2.48 -2.60 -2.04 -1.61 -1.37 -1.34 -1.36 -1.44 -1.63 -1.93 -2.54 -2.60 °C at end of MAR -1.34 °C at end of JUL 110
© Copyright 2024