1. No category

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
2rk 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 )
2k
(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: johanna.nylund@tkk.fi.
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: johanna.nylund@tkk.fi.
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