Sähköistetyn höyryntuotannon teknistaloudellinen optimointi

Abstract

Teollisuuden höyryntuotannosta noin 70 % perustuu fossiilisiin polttoaineisiin, joten siirtymä vähäpäästöisempiin sähköpohjaisiin ratkaisuihin on välttämätön. Tässä työssä optimoidaan sairaalan ja teollisen höyryntuotannon sähköistä ratkaisua, jossa yhdistyvät lämpöpumppu, sähkökattila, lämpövarasto ja aurinkosähkö. Optimointi perustuu tuntitason sähkön spot-hintadataan vuosilta 2021, 2023 ja 2024 sekä kahteen mitattuun höyryntarveprofiiliin. Järjestelmän taloudellista kannattavuutta arvioidaan tasoitettujen kokonaistuotantokustannusten, takaisinmaksuaikojen ja rahoituskorkokynnyksen avulla.

Tulokset osoittavat, että kun höyryntarve pidetään samana, höyryntuotannon komponenttien kapasiteetit muuttuvat eri vuosien välillä 0,04–9,30 % komponentista riippuen. Poikkeuksena tähän on kuitenkin höyryntuotantoon lisätty aurinkosähköjärjestelmä, jonka optimaalinen koko on voimakkaasti riippuvainen verkosta ostetun sähkön hinnasta eri vuosina. Aurinkosähkön kannattavuuteen vaikuttaa myös merkittävästi sähkövero. Kun verrataan optimoitua tuotantoratkaisua pelkällä sähkökattilalla tuotettuun höyryyn, havaitaan optimoidun järjestelmän olevan merkittävästi pääomaintensiivisempi, mutta halvempien käyttökustannuksien ansiosta optimoitu järjestelmä maksaa itsensä takaisin vähintään puolessa välissä 30 vuoden oletettua elinkaartaan. Tuloksista selviää, että sairaalan höyryntarpeella iso sähkökattila yhdistettynä pieneen lämpöpumppuun on kaikkein optimaalisin tapa tuottaa tarvittava höyry. Teollisella höyryntarpeella kaikkein optimaalisin on puolestaan ison höyryä tuottavan lämpövaraston yhdistäminen pieneen lämpöpumppuun.

Approximately 70% of industrial steam production is based on fossil fuels, making the transition toward low-emission, electricity-based solutions essential. This study optimizes electrified steam production for hospital and industrial applications using a system that combines a heat pump, an electric boiler, a thermal energy storage, and solar photovoltaics. The optimization is based on hourly spot-price electricity data for the years 2021, 2023 and 2024, together with two measured steam demand profiles. The economic performance of the system is evaluated using levelized total production costs, payback times and a break-even financing interest rate.

The results show that the optimal capacities of the steam production components change only slightly between different years 0.04%–9.30%. An exception is the added solar PV system, whose optimal capacity is strongly dependent on the grid electricity price in each year. Electricity tax also has a significant impact on the profitability of solar power. Compared to a solution solely based on an electric boiler, the optimized system is found to be substantially more capital-intensive, but lower operating costs lead to a payback that occurs no later than halfway through the assumed 30-year lifetime. The results further indicate that, for hospital-level steam demand, the most optimal system is a large electric boiler combined with a small heat pump, whereas for the industrial steam demand the most favourable option is a large steam-producing thermal energy storage unit combined with a small heat pump.