Sähkökattilan ja höyryakun muodostaman systeemin hyödyntäminen reservimarkkinalla

Abstract

Tämä diplomityö on tehty Nevel Oy:lle, joka aloitti toimintansa aFRR-reservimarkkinalla syksyllä 2024. Reservimarkkinalla hyödynnetään Veitsiluodon teollisuusalueen 34 MW:n sähkökattilaa ja samaan höyrylinjaan liitettyä höyryakkua. Tutkimuksen keskeinen tavoite on arvioida miten ja millaisilla tarjousstrategioilla systeemillä kannattaa osallistua aFRR-reservimarkkinalle. Työn teoriaosuudessa tarkastellaan Suomen sähkömarkkinoita, erityisesti reservisähkömarkkinoiden toimintaa. Lisäksi perehdytään höyryakun ominaisuuksiin ja eri sähkökattilatyyppien rakenteisiin ja toimintaan.

Työn edetessä havaittiin, että höyryakun kapasiteetti riippuu merkittävästi höyryakun veden pinnan korkeudesta. Höyryakulle tehtiin oma kapasiteettilaskenta, joka laskee höyryakun varauksen paineen ja pinnanmittauksen funktiona. Höyryakun kapasiteetti määritettiin mallintamalla sen toimintaa numeerisesti ja sen varaukselle luotiin yhtälöt, joilla laskenta saadaan liitettyä osaksi automaatiojärjestelmää. Höyryakun kapasiteetiksi saatiin 60 % pinnanmittauksen arvolla 22 MWh.

Järjestelmän toimintaa tutkittiin tutkimuksen aikana luodulla simulointimallilla. Simulointimallilla mallinnettiin sähkökattilan ja höyryakun systeemin taloudellisia tunnuslukuja osallistuttaessa aFRR-reservimarkkinalle. Mallilla testattiin kuutta erilaista ajostrategiaa, joissa hyödynnettiin höyryakkua Spot-markkinalla, sekä aFRR-reservimarkkinalla.

Simulointien tulokset osoittivat, että osallistuttaessa aFRR-energiamarkkinalle 2 MW tarjousmäärällä kumpaankin säätösuuntaan, saatiin keskimäärin noin 28 % kuukausittaiset säästöt verrattuna strategiaan, jossa höyryakkua ei hyödynnettäisi ollenkaan. Yhdistämällä aFRR-kapasiteettimarkkinat, sekä dynaaminen tarjousten hinnoittelumalli, päästiin keskimäärin yli 50 % kustannussäästöön. Sen sijaan kapasiteettimarkkinalle osallistuminen vain osalle tunneista ei tuottanut merkittävää lisähyötyä energiamarkkinastrategiaan verrattuna. Tämä johtui siitä, että energiamarkkinoiden tarjouksia jouduttiin rajoittamaan, jotta akun varaus pysyisi sallituissa rajoissa kapasiteettitarjouksien aikana.

This Master’s Thesis was conducted for Nevel Oy, which began participating in the aFRR reserve market in the fall of 2024. The reserve market operation utilizes a 34 MW electric boiler, and a steam accumulator connected to the same steam line at the Veitsiluoto industrial site. The main objective of this study is to evaluate how and with what bidding strategies this system can effectively participate in the aFRR reserve market. The theoretical part of the thesis examines the Finnish electricity market, with a particular focus on the operation of reserve electricity markets. Additionally, it delves into the properties of steam accumulators and the structures and functions of different types of electric boilers.

During the study, it was observed that the capacity of the steam accumulator significantly depends on the water level within the accumulator. A specific capacity calculation was developed for the steam accumulator, which calculates its charge based on pressure and water level measurements. The capacity of the steam accumulator was determined through numerical modeling, and equations were created to integrate the calculations into the automation system. The capacity was found to be 22 MWh at 60% of the water level.

The system's operation was analyzed using a simulation model developed during the research. This model simulated the economic performance of the electric boiler and steam accumulator system in the context of aFRR reserve market participation. The model tested six different operational strategies that utilized the steam accumulator in both the Spot market and the aFRR reserve market.

The simulation results indicated that participating in the aFRR energy market with a 2 MW bid in both regulation directions resulted in an average monthly cost saving of approximately 28% compared to a strategy where the steam accumulator was not utilized at all. By combining the aFRR capacity market with a dynamic pricing model for bids, an average cost saving of over 50% was achieved. However, participating in the capacity market for only part of the hours did not yield significant additional benefits compared to the energy market strategy. This was due to the need to limit energy market bids to avoid violating the charge limits of the accumulator during activations.