Sähkön tuotantokustannusvertailu

Työssä vertaillaan eri sähköntuotantovaihtoehtojen taloudellista kannattavuutta. Kannattavuusvertailu suoritetaan pelkkää sähköä tuottaville voimalaitoksille. Sähkön ja lämmön yhteistuotannon lisärakentaminen tulee kattamaan tietyn osuuden lähitulevaisuuden sähkön hankinnan vajeesta, mutta sen lisäksi tarvitaan myös uutta lauhdetuotantokapasiteettia. Tutkittavat voimalaitostyypit ovat: ydinvoimalaitos, maakaasukombilauhdevoimalaitos, kivihiililauhdevoimalaitos, turvelauhdevoimalaitos, puulauhdevoimalaitos ja tuulivoimala. Kannattavuustarkastelu suoritetaan annuiteettimenetelmällä käyttäen 5 % reaalikorkoa ja tammikuun 2008 hintatasoa. Laskelmien perusteella 8000 tunnin huipunkäyttöajalla ydinsähkön tuotantokustannus olisi 35,0 € /MWh, kaasusähkön 59,2 €/MWh ja hiilisähkön 64,4 €/MWh, kun hiilidioksidipäästöoikeuden hintana käytetään 23 €/t. Ilman päästökauppaa kaasusähkön hinta on 51,2 €/MWh ja hiilisähkön 45,7 €/MWh ydinsähkön hinnan pysyessä ennallaan. Herkkyystarkastelun tulosten perusteella ydinvoiman kilpailukyky korostuu muihin tarkasteltuihin tuotantomuotoihin verrattuna. Ydinpolttoaineen suurellakaan hinnan muutoksella ei ole merkittävää vaikutusta ydinsähkön tuotantokustannukseen, kun taas maakaasusähkö on erittäin riippuvainen polttoaineen hinnasta. Myös päästöoikeuden hinnan kasvu lisää merkittävästi ydinvoiman kilpailukykyä kaasu- ja hiilisähköön verrattuna. Ydinvoimainvestoinnin kannattavuutta ja takaisinmaksua tarkastellaan myös yksinään siten, että investoinnilla saavutettavien tuottojen laskennassa käytetään useita eri sähkön markkinahintoja. Investoinnin kannattavuus on erittäin hyvä, kun sähkön markkinahinta on 50 €/MWh tai suurempi.

Comparison of electricity generation costs

The economical competitiveness of various power plant alternatives is compared. The comparison comprises merely electricity producing power plants. Combined heat and power (CHP) producing power will cover part of the future power deficit in Finland, but also condensing power plants for base load production will be needed. The following types of power plants are studied: nuclear power plant, combined cycle gas turbine plant, coal-fired condensing power plant, peat-fired condensing power plant, wood-fired condensing power plant and wind power plant. The calculations are carried out by using the annuity method with a real interest rate of 5 % per annum and with a fixed price level as of January 2008. With the annual peak load utilization time of 8000 hours (corresponding to a load factor of 91,3 %) the production costs would be for nuclear electricity 35,0 €/MWh, for gas based electricity 59,2 €/MWh and for coal based electricity 64,4 €/MWh, when using a price of 23 €/tonCO2 for the carbon dioxide emission trading. Without emission trading the production cost of gas electricity is 51,2 €/MWh and that of coal electricity 45,7 €/MWh and nuclear remains the same (35,0 €/MWh) In order to study the impact of changes in the input data, a sensitivity analysis has been carried out. It reveals that the advantage of the nuclear power is quite clear. E.g. the nuclear electricity is rather insensitive to the changes of nuclear fuel price, whereas for natural gas alternative the rising trend of gas price causes the greatest risk. Furthermore, increase of emission trading price improves the competitiveness of the nuclear alternative. The competitiveness and payback of the nuclear power investment is studied also as such by using various electricity market prices for determining the revenues generated by the investment. The profitability of the investment is excellent, if the market price of electricity is 50 €/MWh or more.

Assessment of Environmental Impacts of Power Generation

Through indisputable evidence of climate change and its link to the greenhouse gas emissions comes the necessity for change in energy production infrastructure during the coming decades. Through political conventions and restrictions energy industry is pushed toward using bigger share of renewable energy sources as energy supply. In addition to climate change, sustainable energy supply is another major issue for future development plans, but neither of these should come with unbearable price. All the power production types have environmental effects as well as strengths and weaknesses. Although each change comes with a price, right track in minimising the environmental impacts and energy supply security can be found by combining all possible low-carbon technologies and by improving energy efficiency in all sectors, for creating a new power production infrastructure of tolerable energy price and of minor environmental effects. GEMIS-Global Emission Model for Integrated Systems is a life-cycle analysis program which was used in this thesis to make indicative energy models for Finland’s future energy supply. Results indicate that the energy supply must comprise both high capacity nuclear power as well as large variation of renewable energy sources for minimization of all environmental effects and keeping energy price reasonable.

Reaktoreiden termisen tehon laskennan epävarmuuksien kartoitus

Diplomityössä selvitettiin Fortum Power and Heat Oy:n Loviisan VVER-440 painevesireaktorilaitosten termisen tehon laskentaan liittyviä epävarmuuksia. Laitoksen turvallisuusteknisissä käyttöehdoissa (TTKE) määrätään reaktorin suurimmaksi sallituksi lämpötehoksi 1500 MW. Tähän perustuen haluttiin selvittää nykyiseen RT1 laskentaan liittyvät epävarmuudet tarkastamalla nykyinen laskenta ja siinä käytetyt termohydrauliset laskentasovitteet. Työn alussa selostetaan lyhyesti Loviisan voimalaitoksen toimintaperiaate, jonka jälkeen esitellään laskentaan osallistuvat prosessimittaukset ja niihin liittyvät epävarmuustekijät. Mittauksille määritettiin epävarmuudet käyttäen hyödyksi komponenttivalmistajien tietoja sekä laitoksen kalibrointitodistuksia ja näiden lisäksi laskettiin standardin mukainen virhe virtauslaipoille. Edellä mainittujen virheiden perusteella voitiin laskea tehon epävarmuudet yksittäiselle höyrystimelle, josta edelleen varianssien summamenetelmällä saatiin reaktorin termiselle teholle 0,78 %:n epävarmuus 95 % luottamustasolla. Laskettua tehon epävarmuutta verrattiin Monte Carlo -menetelmällä suoritettuun tarkistuslaskentaan, jolla termisen tehon epävarmuudeksi saatiin 0,53 %, luottamustason ollessa 95 %. Työssä tarkasteltiin keskiarvotuksen vaikutusta mittausdataan. Näissä tarkasteluissa havaittiin pinnansäädöstä aiheutuva reaktoritehon huojunta, joka oli työn merkittävin havainto.

Improving the calculation of rate of stratification in APROS

APROS (Advanced Process Simulation Environment) is a computer simulation program developed to simulate thermal hydraulic processes in nuclear and conventional power plants. Earlier research at VTT Technological Research Centre of Finland had found the current version of APROS to produce inaccurate simulation results for a certain case of loop seal clearing. The objective of this Master’s thesis is to find and implement an alternative method for calculating the rate of stratification in APROS, which was found to be the reason for the inaccuracies. Brief literature study was performed and a promising candidate for the new method was found. The new method was implemented into APROS and tested against experiments and simulations from two test facilities and the current version of APROS. Simulation results with the new version were partially conflicting; in some cases the new method was more accurate than the current version, in some the current method was better. Overall, the new method can be assessed as an improvement.

Tritiumin kulkeutumisreitit ja tritiuminventaari Loviisan voimalaitoksella

Tämän diplomityön tavoitteena oli selvittää Loviisan voimalaitoksen vesijärjestelmien tritiuminventaari sekä tritiumin kulkeutuminen eri järjestelmissä. Kulkeutumisreittien kartoittamisessa keskityttiin erityisesti kaasujenkäsittely- ja ilmastointiprosesseihin, ilmapäästöjen lähteen selvittämiseksi. Työssä perehdyttiin tritiumin tuottoon ja päästöihin Loviisan VVER- tyyppisessä ydinvoimalaitoksessa. Lisäksi esiteltiin selvitystä varten tarkasteltavat voimalaitoksen vesiilmastointi- ja kaasujenkäsittelyjärjestelmät. Työssä esiteltiin myös tritiumpäästöjä sekä tritiumin mittausmenetelmiä Loviisan voimalaitoksella. Tritiuminventaarin selvittämiseksi otettiin vesinäytteitä niiden järjestelmien säiliöistä, joiden oli tunnistettu sisältävän tritiumpitoisia vesiä. Tritiumin kulkeutumisreittien selvittämiseksi vesinäytteiden lisäksi otettiin ilmasta ja eri järjestelmistä näytteitä tritiumkerääjillä. Tehtyjen mittausten perusteella määritettiin Loviisan voimalaitoksen tritiuminventaari. Tarkasteltujen järjestelmien sisältämä tritiuminventaari on alle puolet normaalista vuotuisesta tritiumvesipäästöstä eikä sen vuoksi aiheuta toimenpiteitä käytöstä poistoa ajatellen. Ilmapäästöjen tritiumin kulkeutumisreittien määrityksessä tunnistettiin pääreiteiksi TL-ilmastoinnit. Kaasujenkäsittelyjärjestelmien osuus ilmapäästöjen tritiumista oli huomattavasti pienempi.

Sähkön tuotantokustannusvertailu

Työssä vertaillaan eri sähköntuotantovaihtoehtojen taloudellista kannattavuutta. Kannattavuusvertailu suoritetaan pelkkää sähköä tuottaville voimalaitoksille. Raportti on jatkoa aikaisemmille tutkimuksille, joista viimeisin julkaistiin 2008. Tutkittavat voimalaitostyypit ovat: ydinvoimalaitos, maakaasukombilauhdevoimalaitos, kivihiililauhdevoimalaitos, turvelauhdevoimalaitos, puulauhdevoimalaitos, tuulivoimala ja uutena aurinkovoimala. Kannattavuustarkastelu suoritetaan annuiteettimenetelmällä käyttäen 5 % reaalikorkoa ja maaliskuun 2012 hintatasoa. Laskelmien perusteella 8000 tunnin huipunkäyttöajalla ydinsähkön tuotantokustannus, kun laitos rakennetaan olemassaolevalle tontille olisi 43,7 €/MWh, täysin uuden ydinvoimalaitoksen 57,9 €/MWh, kaasusähkön 75,4 €/MWh, turvelauhteen 75,4 €/MWh ja hiilisähkön hiilidioksidin talteenotolla 64,4 €/MWh, kun hiilidioksidipäästöoikeuden hintana käytetään 23 €/t. Vastaavasti uusiutuvista puupolttoainelauhdesähkön tuotantokustannus olisi 70,2 €/MWh kun taas 2200 tunnin huipunkäyttöajalla maalla sijaitsevan tuulivoimalaitoksen sähkön tuotantokustannus 52,7 €/MWh ja merellä sijaitsevan tuulivoimalaitoksen 76,8 €/MWh. Erillistarkastelussa arvioitiin suurien keskittävää teknologiaa käyttävän aurinko-voimalaitoksen tuotantokustannuksen ylittävän 100 €/MWh ollen todennäköisesti lähempänä 150 €/MWh. Arvio piensähkön tuotantokustannuksista aurinkosähköisillä paneeleilla vaihtelee 90 – 130 €/MWh. Merkittävin kustannussäästö syntyy, jos aurinkosähköpaketteja voidaan tarjota kuluttajalle kokonaistoimituksena avaimet käteen. Aurinkosähkön tuottaminen kotikeräimillä näyttääkin olevan vaiheessa, jossa se on selkeästi pienkäyttäjälle edullista mikäli sijoitettava pääoma 6000 – 18000 € ei vaadi ulkopuolista rahoitusta.

Integration of Torrefaction with Steam Power Plant

Torrefaction is one of the pretreatment technologies to enhance the fuel characteristics of biomass. The efficient and continuous operation of a torrefaction reactor, in the commercial scale, demands a secure biomass supply, in addition to adequate source of heat. Biorefinery plants or biomass-fuelled steam power plants have the potential to integrate with the torrefaction reactor to exchange heat and mass, using available infrastructure and energy sources. The technical feasibility of this integration is examined in this study. A new model for the torrefaction process is introduced and verified by the available experimental data. The torrefaction model is then integrated in different steam power plants to simulate possible mass and energy exchange between the reactor and the plants. The performance of the integrated plant is investigated for different configurations and the results are compared.

Lauhdevoimakapasiteetin ennenaikaisen poistumisen energiataloudelliset vaikutukset

Tässä diplomityössä on tutkittu lauhdekapasiteetin ennenaikaisen markkinoilta poistumisen energiataloudellisia vaikutuksia. Tarkastelu toteutettiin sähkömarkkinamallinnuksen avulla luomalla kaksi erilaista lauhdekapasiteettiskenaariota perustuen arvioituun lauhdekapasiteetin poistumiseen sekä vastavuoroisesti sen säilymiseen markkinoilla. Skenaarioiden vaikutuksia tutkittiin myös herkkyystarkasteluin ja tuloksia analysoitiin energiataloudellisesta näkökulmasta. Työn tavoitteena oli selvittää lauhdekapasiteetin ennenaikaisen poistumisen energiataloudellista kustannusta. Viime vuosien pitkittynyt talouden taantuma on hillinnyt kysynnän ennakoitua kehitystä johtaen alhaiseen sähkön markkinahintatasoon. Samalla tiukentuneet energiatuotannon ympäristövaatimukset asettavat investointirasitteita perinteisille voimalaitoksille heikentäen niiden taloudellisen kannattavuuden edellytyksiä. Markkinasähkön alhainen hintataso yhdessä investointirasitteiden kanssa asettaa haasteita etenkin usein rajatuotantomuotona toimiville lauhdelaitoksille. Alhaisen kannattavuuden seurauksena lauhdekapasiteettia arvioidaan poistuvan ennen teknisen käyttöiän täyttymistä markkinoilta merkittävästi lähivuosina. Kapasiteetin poistuminen kasvattaa oman tuotannon ja kysynnän välistä tehovajetta, minkä vuoksi sähköjärjestelmän nähdään tiukentuvan merkittävästi ennen rakenteilla olevan ydinvoimalaitoksen valmistumista. Työssä toteutettujen mallinnusten perusteella lauhdekapasiteetin väheneminen nostaa sähkön hintatasoa sekä lisää korkeiden hintapiikkien esiintymistä merkittävästi suhteessa korkeamman kapasiteetin tuloksiin. Sähköjärjestelmä on hyvin tiukka ennen rakenteilla olevan ydinvoimalaitoksen käyttöönottoa, minkä vuoksi lauhdekapasiteetin eroavaisuuksien vaikutukset ovat merkittävä etenkin poikkeuksellisen kylmänä vuotena. Lauhdekapasiteetin merkitys pienenee selvästi 2020-luvulla, kun oma tuotantokapasiteetti kasvaa. Työn tulosten perusteella lähivuosina alhaisemman lauhdekapasiteetin aiheuttama vuotuinen energiataloudellinen kustannus on huomattavasti korkeampi kuin laitosten kannattavan ylläpidon vaatima kustannus.

Ydinvoiman säädettävyys laajamittaisesti sähköä varastoivassa energiajärjestelmässä

Tulevaisuudessa tuuli- ja aurinkovoiman osuus sähköntuotannosta tulee kasvamaan. Näiden uusiutuvien energiamuotojen tuotanto kuitenkin vaihtelee sääolosuhteiden mukaan. Tästä johtuen tarvitaan lisää säätövoimaa, jotta voidaan vastata sähkönkulutukseen tuuli- ja aurinkosähkön tuotannon laskiessa. Tässä työssä tarkastellaan mahdollisuutta toteuttaa sähkönkulutuksen ja tuotannon tasapainottaminen Suomessa sähkön varastoinnin avulla sekä ydinvoiman soveltuvuutta säätövoimaksi ja ydinsähkön varastoinnin kannattavuutta. Työssä vertaillaan mahdollisuuksia sähkön varastointiteknologioiksi, joista valitaan potentiaalisimmat vaihtoehdot kustannus- ja soveltuvuustarkasteluun. Varastointikapasiteetin tarvetta tarkastellaan Suomen nykyisen sähkönkulutuksen ja -tuotannon mukaan sekä tilanteessa, jossa tuuli- ja aurinkovoiman osuus on molemmilla 15 % kokonaistuotantokapasiteetista. Vanhempien sekä nykyaikaisten ydinvoimaloiden soveltuvuutta säätövoimaksi tarkastellaan laitosten säädettävyyden perusteella. Ydinvoimalaa on kuitenkin kannattavinta käyttää mahdollisimman suurella käyttökertoimella, joten tarkastelussa on myös mahdollisuus varastoida sähköä tilanteissa, joissa tuotantoa jouduttaisiin rajoittamaan. Varastointiteknologioiden ja eri skenaarioissa vaadittujen varastointikapasiteettien perusteella voidaan todeta, ettei sähkönkulutuksen ja -tuotannon tasapainottaminen sähkön varastoinnilla ole kannattavaa nykyisillä varastointikustannuksilla ja sähkön hinnoilla. Ydinvoiman voidaan todeta soveltuvan hyvin säätövoimaksi ominaisuuksien puolesta, mutta taloudellisesti se ei ole paras vaihtoehto. Ydinvoimalla tuotetun sähkön varastointi ei ole tällä hetkellä Suomessa kannattavaa matalien sähkön hintojen ja korkeiden varastointikustannusten vuoksi. Sähkön varastoinnista on mahdollista tulla kannattavaa 2020-luvulla. Tämä edellyttää Yhdysvaltojen energiaministeriön asettaman strategian toteutumista, jonka tavoitteena on varastoimalla tuotetun sähkön kustannusten saaminen alle 75 €/MWh.

Large scale solar power plant flat roof and carport installation in Finland

This work focuses on the 159.5 kW solar photovoltaic power plant project installed at the Lappeenranta University of Technology in 2013 as an example of what a solar plant project could be in Finland. The project consists of a two row carport and a flat roof installation on the roof of the university laboratories. The purpose of this project is not only its obvious energy savings potential but also to serve as research and teaching laboratory tool. By 2013, there were not many large scale solar power plants in Finland. For this reason, the installation and data experience from the solar power plant at LUT has brought valuable information for similar projects in northern countries. This work includes a first part for the design and acquisition of the project to continue explaining about the components and their installation. At the end, energy produced by this solar power plant is studied and calculated to find out some relevant economical results. For this, the radiation arriving to southern Finland, the losses of the system in cold weather and the impact of snow among other aspects are taken into account.

Optimal processing chain for waste power plant

This study is done to examine waste power plant’s optimal processing chain and it is important to consider from several points of view on why one option is better than the other. This is to insure that the right decision is made. Incineration of waste has devel-oped to be one decent option for waste disposal. There are several legislation matters and technical options to consider when starting up a waste power plant. From the tech-niques pretreatment, burner and flue gas cleaning are the biggest ones to consider. The treatment of incineration residues is important since it can be very harmful for the envi-ronment. The actual energy production from waste is not highly efficient and there are several harmful compounds emitted. Recycling of waste before incineration is not very typical and there are not many recycling options for materials that cannot be easily re-cycled to same product. Life cycle assessment is a good option for studying the envi-ronmental effect of the system. It has four phases that are part of the iterative study process. In this study the case environment is a waste power plant. The modeling of the plant is done with GaBi 6 software and the scope is from gate-to-grave. There are three different scenarios, from which the first and second are compared to each other to reach conclusions. Zero scenario is part of the study to demonstrate situation without the power plant. The power plant in this study is recycling some materials in scenario one and in scenario two even more materials and utilize the bottom ash more ways than one. The model has the substitutive processes for the materials when they are not recycled in the plant. The global warming potential results show that scenario one is the best option. The variable costs that have been considered tell the same result. The conclusion is that the waste power plant should not recycle more and utilize bottom ash in a number of ways. The area is not ready for that kind of utilization and production from recycled materials.

Development of laboratory exercises for basic nuclear thermal hydraulics measurements

The thesis focuses on light water reactors (pressurized water reactors, boiling water reactors) and measurement techniques for basic thermal hydraulics parameters that are used in a nuclear power plant. The goal of this work is a development of laboratory exercises for basic nuclear thermal hydraulics measurements.

Jätteen rinnakkaispolton rooli ja rajaehdot Suomen jätestrategiassa

Suomen jätehuolto on kokemassa murrosta kuluvina aikoina. Pienimuotoinen jätteen rinnakkaispoltto, joka on ollut Suomen jätehuollolle ominaista, uhkaa koitua kannattamattomaksi ja loppua kokonaan. Tässä työssä pyritään selvittämään jätteen rinnakkaispolton rooli ja rajaehdot Suomen jätestrategiassa nytkun jätehuolto on muuttunut uusien direktiivien voimaan astumisen myötä. Työssäkäsitellään rinnakkaispolttoa koskevaa lainsäädäntöä ja sen vaikutusta polton tulevaisuuteen. Rajaehtoja on tarkasteltu savukaasupäästöjen, päästörajojen ja tuhkan ominaisuuksien muuttumisen avulla polttosuhteen muuttuessa. Lisäksi työssä on arvioitu jätteenpolttoasetuksen aiheuttamat lisäkustannukset jätettä polttaville voimalaitoksille ja pohdittu, miten kustannukset on kompensoitavissa. Työn perusteella vaikuttaa siltä, että jätteen rinnakkaispoltolla voi tulevaisuudessakin olla merkittävä rooli Suomen jätehuollossa. Jätteen energiahyödyntämistä joudutaan lisäämään tulevaisuudessa rutkasti, jotta saavutettaisiin vaadittu jätteen hyötykäyttötaso. Rinnakkaispolton alalta on Suomessa huippuosaamista ja laitospotentiaalia on valmiina, joten rinnakkaispoltto tarjoaa helpon mahdollisuuden jätteen hyödyntämisasteen parantamiseen. Kriittiseksi tekijäksimuodostuu se, voiko yhdyskuntajätteistä valmistettua polttoainetta polttaa sähkön ja lämmön yhteistuotantoon tarkoitetuilla laitoksilla. Mikäli se olisi mahdollista, voisi tämän työn perusteella rinnakkaispoltolla olla suuri rooli suomalaisessa jätehuollossa ja sen tulevaisuudessa.

Voimalaitosprojektin ennakoivan mittaamisen kehittäminen

Tämän diplomityön tavoitteena oli kehittää Teollisuuden Voima Oy:n Olkiluoto3 -ydinvoimalaitosprojektille ennakoiva mittaristo projektin lopputuloksen mittaamiseen. Aluksi työssä perehdyttiin projektinhallinnan ja projektimittaamiseen teoriaan sekä prosessijohtamisen ja riskienhallinnan periaatteisiin. Lisäksi kartoitettiin ennakoivan mittaamisen perusteita ja menetelmiä. Työn empiirisessä osassa selvitettiin projektin nykytila, mahdollisuudet ennakoivaan mittaamiseen sekä ennakoivan mittaamisen lähtökohdat ja rajoitteet. Näiden pohjalta laadittiin kuvaus projektin nykyisistä menettelytavoista sekä kehitettiin perusmalli mittaristosta ennakoivaan tulosmittaamiseen. Lisäksi kartoitettiin projektin tavoitteet ja menestystekijät, joiden pohjalle ennakoiva mittaristo on rakennettu. Menestystekijöiden kartoituksessa käytettiin hyväksi myös organisaation kyselytutkimusta, joka tarjosikin erinomaista tietoa projektista ja mittaamisen mahdollisuuksista. Muodostettu mittaristo keskittyy aikataulu- kustannus- ja dokumentoinnin mittaamiseen. Muut lopputulokseen vaikuttavat projektinhallinnan osa-alueet on työn rajauksen puitteissa jätetty käsittelemättä. Jatkotoimenpide-ehdotuksena voidaan todeta, että mittariston edelleen kehittäminen ja laajentaminen myös muille projektinhallinnan osa-alueille voitaisiin tehdä esimerkiksi toisen diplomityöntekijäntoimesta.