Heat recovery solutions for a copper electrolysis refinery
Byggnings, Oliver (2023)
Julkaisun pysyvä osoite on
https://urn.fi/URN:NBN:fi-fe2023050741603
https://urn.fi/URN:NBN:fi-fe2023050741603
Tiivistelmä
This thesis was produced to provide Boliden Pori Refinery with a solution for how to utilize waste heat efficiently in their electrolysis plant. The project was presented to utilize heat pumps to recover heat from the existing open-loop cooling system in the surface condenser. The existing open-loop cooling utilizes water from the nearby located Kokemäki River. Temperatures in the river can vary by up to 20 °C over the year. Measurements and calculations on waste heat recovery from the tank house air were also performed to evaluate whether recovering heat from the tank house air could be a source of waste heat to be utilized, since the tank house atmosphere is quite warm all year around and can become very warm during summer months.
The thesis explores ways to utilize the recovered heat to offset some of Boliden Pori’s primary energy consumption by replacing primary steam with hot water from recovered heat. Several steam-consuming process points were identified, where recovered heat could be utilized, and data was collected on some of them. The points deemed suitable to utilize recovered heat had data collected from Boliden’s internal monitoring and control software. Measurements were performed if data was not available in the software. Process points considered suitable to utilize recovered heat are electrolyte solution circulations, anode pre-heat tank, cathode stripping machine, copper crystallizer feed storage, and points utilizing district heat, such as property heating and incoming air heating during winter. The combined heat consumption over a year for these points was calculated to be approximately 21 000 MWh.
During the thesis project, several heat pump cases were examined through a software acquired from a heat pump manufacturer. The software was used to find a suitable heat pump setup to recover heat from the surface condenser. Four different setups were examined using the software. These different solutions were compared to each other on heat gained from the heat pump, electricity consumption, net energy gained, and COP. A value representing yearly savings per heat pump was also calculated. The value represents how much a single heat pump in a setup would yield and how much it can cost to pay itself back within a year. The savings per heat pump value can be used to compare the profitability of each heat pump and shows approximately how viable a certain investment could be.
The first two setups examined were designed to recover heat directly from the river water in the open-loop cooling system. To maximize the heat recovered over a year the heat pump setups would change heat source depending on the season. During summer, when the temperature in the river is high, the heat pump would recover heat from the river water. When the temperature and heat in the river water drop, the heat pump would switch over to recover heat after the surface condenser, primarily only recovering heat from the condensed steam. One of the setups examined used five larger screw compressor heat pumps, which could not raise the temperature to the desired level. The other setup utilized smaller piston compressors, which could raise the temperature to the desired level. Although it required 26 heat pumps to be able to recover the heat. These solutions proved to yield large amounts of heat during the summer and significantly lower amounts of heat during the winter. The sum of the heat yield over a year was calculated to be around 43 000 MWh. The heat pumps consumed large amounts of electricity to recover the heat, around 18 000 MWh. This resulted in a low average COP value of 2.4. The open-loop heat pump setup also produced over 20 000 MWh more heat than what was required for the measured process points, so to properly utilize all the heat recovered, a solution would have to be found for the excess heat as well. Due to heat requirements being lower during summer and the COP value being so low, other setups and solutions were investigated.
The two other solutions examined were designed to function in a closed-loop configuration that would only circulate cooling water between the surface condenser and the heat pump, without taking cooling water from the river. This type of solution would then only recover heat from the steam condensed by the surface condenser. The first solution examined; consisted of the same piston compressor heat pump as used in the open-loop setup. For this case, five heat pumps were calculated to be sufficient for the heat recovery. That heat pump now showed to be slightly too large for the application. Therefore, the fourth solution was examined to use a smaller piston heat pump with a capacity more suitable for the application. In this case, five heat pumps were also enough to handle the heat recovery from the cooling loop. These solutions yielded improved COP values that averaged around 3.5. The solutions yielded less heat compared to the open-loop setups but also consumed less electricity. The closed-loop solutions yielded around 22 000 MWh per year, which is quite close to what the measured process points required. The excess heat recovered from the closed-loop setup was only around 1 000 MWh per year. Additionally, the recoverable heat was considerably more stable compared to the open-loop setups, as the heat from the condensed steam was more or less constant throughout the year while the river water temperature is not. Comparing the value for yearly savings per heat pump the closed-loop setups also showed more promising savings per heat pump compared to the open-loop setups.
After identifying that a closed-loop system would yield better savings per heat pump, three heat pump companies were contacted. Two of the three companies responded; these companies are later named companies A and B. Company A sold a specific selection of heat pumps readily manufactured, and Company B designed heat pumps specifically for each customer. Both companies gave suggestions of heat pumps for the closed loop. Company A presented a cheaper solution consisting of three pairs of two heat pumps working together with a budgetary pricing of around 745 000 € and Company B presented three larger heat pumps with a budgetary pricing of around 1 300 000 €. Company A’s pricing consisted mainly of the heat pumps, while Company B’s pricing included a finished heat pump setup with installation and follow-up assistance. The investment cost of the internal district heat system was estimated in rough numbers. The system was estimated to consist of around 800 m of pipe and 10 control valves and 10 heat exchangers. Company A’s solution also had an additional cost of 120 000 € added for circulation pumps that were already included in Company B’s solution. From these numbers, two payback times were calculated for each company. One payback time was calculated with the average heat available from the surface condenser and one payback time where the heat pumps would work at maximum capacity. The payback times for Company A’s solution were 1.6 years on average workload and 1.3 on maximum capacity. Company B’s payback times for average capacity and maximum capacity respectively were 2.2 years and 1.9 years.
The results of the master’s thesis project show that if Boliden Pori wishes to invest in heat recovery from the available waste heat in the refinery, then investing in re-configuring the current cooling system from an open-loop to a closed-loop system would be desirable. This would improve the refinery’s ability to recover heat cost-effectively with heat pumps. Boliden should also consider a heat pump setup consisting of several smaller heat pumps to reduce the investment cost as well as to add more flexibility and improve reliability in the cooling in case of an unscheduled shut-down of a heat pump. Detta diplomarbete utfördes på Bolidens elektrolysanläggning i Björneborg, och anläggningens möjligheter att använda spillvärme för att förbättra fabrikens energianvändning och lönsamhet studeras. Bolidens elektrolysanläggning i Björneborg använder stora mängder energi årligen för att värma och kyla ner processer. Diplomarbetet undersöker i huvudsak två spillvärmekällor i elektrolysanläggningen som värmepumpar kan ta till vara spillvärme ifrån. Den första spillvärmekällan är kylvattnet från den närliggande älven. På sommaren skulle värmepumparna ta till vara värme ur kylvattnet före användning för att uppnå effektivare kylning och spara på pumpkostnader. På vintern skulle värmepumparna i stället tas till vara ur kylvattnet efter användning. Den andra spillvärmekällan där användningen av värmepumpsteknik undersöks är elektrolysanläggningens ventilationssystem.
Elektrolysanläggningen använder lågtrycksånga för att värma sina processer. Denna ånga kan antingen matas in direkt dit värmen behövs eller så används värmeväxlare för att ge värme till processflöden som kräver värme. För kylbehov tar elektrolysanläggningen vatten av närliggande Kumo älv. Elektrolysanläggningen använder kylvatten bland annat för att kyla ner ytkondensorer som används för att kondensera ånga från kopparsulfatkristallisationsprocessen. Kylvattenbehovet varierar kraftigt med årstiden och temperaturen i Kumo älv. Vintertid, när temperaturen i medeltal ligger runt 4 °C, är kylvattenanvändningen som lägst. Under den tiden använder elektrolysanläggningen i medeltal 72 kg/s kylvatten. Kylvattenanvändningen är som högst under sommaren när temperaturen i Kumo älv är som högst. Enligt samlade data om ytkondensorernas kylvattenkonsumtion konsumerar ytkondensorerna i medeltal 102 kg/s kylvatten under sommarperioden. Medeltemperaturen från samlade data under sommarperioden var 18 °C. Med hjälp av denna data räknas det ut att ytkondensatorn hanterar 33 200 MWh i inkommande kylvatten över ett år. Det utgående kylvattnet över samma år har beräknats innehålla 48 400 MWh. Från detta kan man bestämma att mängden värme som kommer ur ångan som kondenseras motsvarar 15 200 MWh.
Elektrolysanläggningens mjukvara för ventilationssystemet sparar inte data. Värmetillvaratagningen räknades därför ut vid endast ett tillfälle. Nio ventilationsenheter kunde identifieras i elektrolyshallen i Björneborg, varav sju visade hur mycket värme som tillvaratogs samt luftflödet genom dem. Ett medeltal av hur mycket värme som tillvaratogs räknades ut från dessa. Resultatet visade att i medeltal pumpades 24 m3/s genom ventilationssystemet, och 260 kW togs till vara dagen som mätningarna utfördes. För att jämföra hur mycket värme som ventilerades ut ur elektrolyshallen togs fukt- och temperaturmätningar av olika punkter i hallen. Från mätningarna kunde slutsatsen dras att ungefär totalt 10 MW pumpades ut genom alla ventilationssystem varav 6 MW kom från torr luft och 4 MW kom från fukt i luften. Med hjälp av denna information kunde det räknas ut att i medeltal 23 % av värmen i ventilationssystemet tas till vara. Detta betyder att en relativt stor del av värmen i luften går till spillo. Om modifieringar inte görs i ventilationssystemet skulle det behövas nio värmepumpar, en för var ventilationssystem. Av detta dras slutsatsen att det inte är ekonomiskt lönsamt att installera värmepumpar för att ta till vara värme från luften.
För att kunna använda värmen som planeras tillvaratas i diplomarbete undersöks några nyckelprocessers värmekonsumtion. Processerna där data har samlats från är anodplattornas förvärmningstank, tvättvattenuppvärmning för katodstrippnings-maskinen, kopparsulfatkristallisatorns matningstank, uppvärmning av elektrolyt-cirkulationen och fjärrvärmen. Dessa platser anses kunna använda värmen som kan produceras med hjälp av en värmepump. Totalt beräknades dessa punkter i elektrolysanläggningen använda 18 250 MWh värme per år. Fjärrvärmen är egentligen inte en process som använder värme, men fjärrvärmen används för att värma inkommande luft och utrymmen i elektrolysanläggningen. Denna värme skulle också kunna ersättas med den tillvaratagna spillvärmen.
Fyra fallstudier gjordes med hjälp av en mjukvara från en värmepumpstillverkare. Två fall beräknades där värmepumparna tog till vara värme från den öppna kylloopen. Värme togs till vara från inkommande kylvatten på sommaren och från utgående kylvatten på vintern. På sommaren ska värmepumparna kyla ner det inkommande kylvattnet till 8 °C. Utgående kylvattenflöde räknades också om till ett bromsat flöde för att höja temperaturen på det utgående flödet till 30 °C för att ge bättre COP-värde under vintern. I ett av fallen användes en mindre modell av värmepump och i ett fall användes en större modell av värmepump. Värmepumparna skulle simuleras att producera 75 °C varmt vatten från inkommande 60 °C vatten. Beräkningarna visade att 43 000 MWh kunde fås i värme från värmepumparna med en COP runt 2,4. När elektricitetskonsumtionen subtraherades bort erhölls en nettoenergi runt 25 000 MWh från värmepumparna. Denna lösning krävde i fallet med den mindre värmepumpsmodellen att upp till 26 värmepumpar skulle behövas under de varmaste dagarna under sommaren. Den större värmepumpsmodellen krävde maximalt fem värmepumpar under samma period men kunde inte höja temperaturen till högre än 69 °C. På grund av dessa faktorer bestämdes det att göra två fall till med ett slutet kylsystem.
De andra två fallen simulerades enligt ett slutet kylsystem där vatten cirkulerades mellan ytkondensorn och värmepumparna. Värmepumparna skulle ta emot kylvatten vid 30 °C och kyla ner det till 25 °C innan det returneras till ytkondensatorn. På detta sätt erhölls ett bättre COP-värde, och det maximala antalet värmepumpar kunde minskas. Med ett slutet kylsystem så kan kylvattenflödets variationer minskas, eftersom årstiden inte längre påverkar kylvattnets temperatur. Eftersom en stor del av energin som ytkondensatorn hanterade kom från kylvattnet på sommaren, är också energi som kan tas till vara mindre. I de två fallen med slutet kylsystem testades det med samma mindre värmepumpsmodell som i det öppna kylsystemet. Den modellen visade sig vara aningen stor för ett slutet kylsystem. Ett fjärde fall gjordes därför med en ännu mindre värmepumpsmodell, som gav bättre resultat. Beräkningarna på värmetillvaratagningen ur det slutna kylsystemet visade att runt 22 000 MWh kunde fås i värme av värmepumparna. När elektricitetskonsumtionen subtraherades bort erhölls en nettoenergi på runt 16 000 MWh i båda fallen. Båda fallen visade COP-värden runt 3,6. Beräkningarna visade att upp till fem värmepumpar skulle behövas för att hantera kylvattenflödet i båda fallen. Härifrån drogs slutsatsen att det skulle vara mera effektivt att investera i ett slutet kylvattensystem, så värmepumpstillverkare kontaktades för denna typ av lösning.
Tre värmepumpstillverkare kontaktades, varav två svarade. En tillverkare (företag A) har ett brett sortiment av värmepumpar som kan kopplas ihop för att passa kundernas behov. Den andra tillverkaren (företag B) erbjuder specialtillverkade värmepumpar åt sina kunder. Båda tillverkarna gavs samma parametrar att designa en värmepump till. Företag A föreslog att använda två värmepumpar där kondensorsidan skulle kopplas i serie och förångarsidan skulle kopplas parallellt. För att uppnå en tillräcklig kyleffekt för ytkondensorn skulle tre uppsättningar av denna typ behövas, alltså sex värmepumpar totalt. Kostnaden för företag A:s värmepumpar beräknades bli 744 900 €. Företag B föreslog att använda tre specialtillverkade värmepumpar som alla skulle kopplas parallellt. Kostnaden för företag B:s värmepumpar skulle bli ungefär 1 300 000 €.
Eftersom elektrolysanläggningen också ska leverera värmen till sina processer tillkommer det också mera kostnader för att ta till vara värmen. Investeringskostnaderna för tillhörande infrastruktur uppskattades med hjälp av ingenjörer på plats samt utgående från tidigare liknande investeringar. Från uppskattningarna erhölls en total investeringskostnad för båda företagen. Företag A:s totala investeringskostnad uppskattades till 1 314 900 € och företag B:s totala investeringskostnad uppskattades till 1 750 000 €. Dessa kostnader saknar ännu vissa faktorer, men uppskattningen kan ge en inblick i hur långa återbetalningstider som kan förväntas. Två återbetalningstider beräknades för varje företags värmepumpsförslag. En återbetalningstid beräknades där värmepumparna arbetade på medelkapacitet och en där värmepumparna arbetade på maxkapacitet. Företag A:s återbetalningstid var 1,6 år vid medelkapacitet och 1,3 år vid maxkapacitet. För företag B:s lösning blev återbetalningstiden 2,2 år samt 1,9 år.
Om Bolidens elektrolysanläggning i Björneborg väljer att använda värmepumpar för att ta till vara spillvärme från ytkondensorn kunde elektrolysanläggningen avsevärt minska sin användning av primär energi i produktionen. Enligt beräkningarna kunde värmepumparna dagligen förse stora delar av den värme som behövs för processerna. Värmepumparna kan nödvändigtvis inte ge tillräckligt med energi för de största topparna i värmebehovet men kan fungera som en pålitlig basvärme för produktionen. Eftersom kostnaderna som uppskattades inte är helt exakta, borde återbetalningstiden ses som riktgivande när det gäller att investera i värmepumparna. Men från återbetalningstiden kan man dra slutsatsen att Bolidens elektrolysanläggning i Björneborg borde investera i en lösning som motsvarar företag A:s, på grund av dess bättre återbetalningstid. Lösningen som presenteras i diplomarbetet är inte komplett, men jag kan dra slutsatsen att Bolidens elektrolysanläggning i Björneborg borde investera i värmepumpar för att på så vis kunna öka sin vinst på kopparn och minska användningen av primärånga.
The thesis explores ways to utilize the recovered heat to offset some of Boliden Pori’s primary energy consumption by replacing primary steam with hot water from recovered heat. Several steam-consuming process points were identified, where recovered heat could be utilized, and data was collected on some of them. The points deemed suitable to utilize recovered heat had data collected from Boliden’s internal monitoring and control software. Measurements were performed if data was not available in the software. Process points considered suitable to utilize recovered heat are electrolyte solution circulations, anode pre-heat tank, cathode stripping machine, copper crystallizer feed storage, and points utilizing district heat, such as property heating and incoming air heating during winter. The combined heat consumption over a year for these points was calculated to be approximately 21 000 MWh.
During the thesis project, several heat pump cases were examined through a software acquired from a heat pump manufacturer. The software was used to find a suitable heat pump setup to recover heat from the surface condenser. Four different setups were examined using the software. These different solutions were compared to each other on heat gained from the heat pump, electricity consumption, net energy gained, and COP. A value representing yearly savings per heat pump was also calculated. The value represents how much a single heat pump in a setup would yield and how much it can cost to pay itself back within a year. The savings per heat pump value can be used to compare the profitability of each heat pump and shows approximately how viable a certain investment could be.
The first two setups examined were designed to recover heat directly from the river water in the open-loop cooling system. To maximize the heat recovered over a year the heat pump setups would change heat source depending on the season. During summer, when the temperature in the river is high, the heat pump would recover heat from the river water. When the temperature and heat in the river water drop, the heat pump would switch over to recover heat after the surface condenser, primarily only recovering heat from the condensed steam. One of the setups examined used five larger screw compressor heat pumps, which could not raise the temperature to the desired level. The other setup utilized smaller piston compressors, which could raise the temperature to the desired level. Although it required 26 heat pumps to be able to recover the heat. These solutions proved to yield large amounts of heat during the summer and significantly lower amounts of heat during the winter. The sum of the heat yield over a year was calculated to be around 43 000 MWh. The heat pumps consumed large amounts of electricity to recover the heat, around 18 000 MWh. This resulted in a low average COP value of 2.4. The open-loop heat pump setup also produced over 20 000 MWh more heat than what was required for the measured process points, so to properly utilize all the heat recovered, a solution would have to be found for the excess heat as well. Due to heat requirements being lower during summer and the COP value being so low, other setups and solutions were investigated.
The two other solutions examined were designed to function in a closed-loop configuration that would only circulate cooling water between the surface condenser and the heat pump, without taking cooling water from the river. This type of solution would then only recover heat from the steam condensed by the surface condenser. The first solution examined; consisted of the same piston compressor heat pump as used in the open-loop setup. For this case, five heat pumps were calculated to be sufficient for the heat recovery. That heat pump now showed to be slightly too large for the application. Therefore, the fourth solution was examined to use a smaller piston heat pump with a capacity more suitable for the application. In this case, five heat pumps were also enough to handle the heat recovery from the cooling loop. These solutions yielded improved COP values that averaged around 3.5. The solutions yielded less heat compared to the open-loop setups but also consumed less electricity. The closed-loop solutions yielded around 22 000 MWh per year, which is quite close to what the measured process points required. The excess heat recovered from the closed-loop setup was only around 1 000 MWh per year. Additionally, the recoverable heat was considerably more stable compared to the open-loop setups, as the heat from the condensed steam was more or less constant throughout the year while the river water temperature is not. Comparing the value for yearly savings per heat pump the closed-loop setups also showed more promising savings per heat pump compared to the open-loop setups.
After identifying that a closed-loop system would yield better savings per heat pump, three heat pump companies were contacted. Two of the three companies responded; these companies are later named companies A and B. Company A sold a specific selection of heat pumps readily manufactured, and Company B designed heat pumps specifically for each customer. Both companies gave suggestions of heat pumps for the closed loop. Company A presented a cheaper solution consisting of three pairs of two heat pumps working together with a budgetary pricing of around 745 000 € and Company B presented three larger heat pumps with a budgetary pricing of around 1 300 000 €. Company A’s pricing consisted mainly of the heat pumps, while Company B’s pricing included a finished heat pump setup with installation and follow-up assistance. The investment cost of the internal district heat system was estimated in rough numbers. The system was estimated to consist of around 800 m of pipe and 10 control valves and 10 heat exchangers. Company A’s solution also had an additional cost of 120 000 € added for circulation pumps that were already included in Company B’s solution. From these numbers, two payback times were calculated for each company. One payback time was calculated with the average heat available from the surface condenser and one payback time where the heat pumps would work at maximum capacity. The payback times for Company A’s solution were 1.6 years on average workload and 1.3 on maximum capacity. Company B’s payback times for average capacity and maximum capacity respectively were 2.2 years and 1.9 years.
The results of the master’s thesis project show that if Boliden Pori wishes to invest in heat recovery from the available waste heat in the refinery, then investing in re-configuring the current cooling system from an open-loop to a closed-loop system would be desirable. This would improve the refinery’s ability to recover heat cost-effectively with heat pumps. Boliden should also consider a heat pump setup consisting of several smaller heat pumps to reduce the investment cost as well as to add more flexibility and improve reliability in the cooling in case of an unscheduled shut-down of a heat pump.
Elektrolysanläggningen använder lågtrycksånga för att värma sina processer. Denna ånga kan antingen matas in direkt dit värmen behövs eller så används värmeväxlare för att ge värme till processflöden som kräver värme. För kylbehov tar elektrolysanläggningen vatten av närliggande Kumo älv. Elektrolysanläggningen använder kylvatten bland annat för att kyla ner ytkondensorer som används för att kondensera ånga från kopparsulfatkristallisationsprocessen. Kylvattenbehovet varierar kraftigt med årstiden och temperaturen i Kumo älv. Vintertid, när temperaturen i medeltal ligger runt 4 °C, är kylvattenanvändningen som lägst. Under den tiden använder elektrolysanläggningen i medeltal 72 kg/s kylvatten. Kylvattenanvändningen är som högst under sommaren när temperaturen i Kumo älv är som högst. Enligt samlade data om ytkondensorernas kylvattenkonsumtion konsumerar ytkondensorerna i medeltal 102 kg/s kylvatten under sommarperioden. Medeltemperaturen från samlade data under sommarperioden var 18 °C. Med hjälp av denna data räknas det ut att ytkondensatorn hanterar 33 200 MWh i inkommande kylvatten över ett år. Det utgående kylvattnet över samma år har beräknats innehålla 48 400 MWh. Från detta kan man bestämma att mängden värme som kommer ur ångan som kondenseras motsvarar 15 200 MWh.
Elektrolysanläggningens mjukvara för ventilationssystemet sparar inte data. Värmetillvaratagningen räknades därför ut vid endast ett tillfälle. Nio ventilationsenheter kunde identifieras i elektrolyshallen i Björneborg, varav sju visade hur mycket värme som tillvaratogs samt luftflödet genom dem. Ett medeltal av hur mycket värme som tillvaratogs räknades ut från dessa. Resultatet visade att i medeltal pumpades 24 m3/s genom ventilationssystemet, och 260 kW togs till vara dagen som mätningarna utfördes. För att jämföra hur mycket värme som ventilerades ut ur elektrolyshallen togs fukt- och temperaturmätningar av olika punkter i hallen. Från mätningarna kunde slutsatsen dras att ungefär totalt 10 MW pumpades ut genom alla ventilationssystem varav 6 MW kom från torr luft och 4 MW kom från fukt i luften. Med hjälp av denna information kunde det räknas ut att i medeltal 23 % av värmen i ventilationssystemet tas till vara. Detta betyder att en relativt stor del av värmen i luften går till spillo. Om modifieringar inte görs i ventilationssystemet skulle det behövas nio värmepumpar, en för var ventilationssystem. Av detta dras slutsatsen att det inte är ekonomiskt lönsamt att installera värmepumpar för att ta till vara värme från luften.
För att kunna använda värmen som planeras tillvaratas i diplomarbete undersöks några nyckelprocessers värmekonsumtion. Processerna där data har samlats från är anodplattornas förvärmningstank, tvättvattenuppvärmning för katodstrippnings-maskinen, kopparsulfatkristallisatorns matningstank, uppvärmning av elektrolyt-cirkulationen och fjärrvärmen. Dessa platser anses kunna använda värmen som kan produceras med hjälp av en värmepump. Totalt beräknades dessa punkter i elektrolysanläggningen använda 18 250 MWh värme per år. Fjärrvärmen är egentligen inte en process som använder värme, men fjärrvärmen används för att värma inkommande luft och utrymmen i elektrolysanläggningen. Denna värme skulle också kunna ersättas med den tillvaratagna spillvärmen.
Fyra fallstudier gjordes med hjälp av en mjukvara från en värmepumpstillverkare. Två fall beräknades där värmepumparna tog till vara värme från den öppna kylloopen. Värme togs till vara från inkommande kylvatten på sommaren och från utgående kylvatten på vintern. På sommaren ska värmepumparna kyla ner det inkommande kylvattnet till 8 °C. Utgående kylvattenflöde räknades också om till ett bromsat flöde för att höja temperaturen på det utgående flödet till 30 °C för att ge bättre COP-värde under vintern. I ett av fallen användes en mindre modell av värmepump och i ett fall användes en större modell av värmepump. Värmepumparna skulle simuleras att producera 75 °C varmt vatten från inkommande 60 °C vatten. Beräkningarna visade att 43 000 MWh kunde fås i värme från värmepumparna med en COP runt 2,4. När elektricitetskonsumtionen subtraherades bort erhölls en nettoenergi runt 25 000 MWh från värmepumparna. Denna lösning krävde i fallet med den mindre värmepumpsmodellen att upp till 26 värmepumpar skulle behövas under de varmaste dagarna under sommaren. Den större värmepumpsmodellen krävde maximalt fem värmepumpar under samma period men kunde inte höja temperaturen till högre än 69 °C. På grund av dessa faktorer bestämdes det att göra två fall till med ett slutet kylsystem.
De andra två fallen simulerades enligt ett slutet kylsystem där vatten cirkulerades mellan ytkondensorn och värmepumparna. Värmepumparna skulle ta emot kylvatten vid 30 °C och kyla ner det till 25 °C innan det returneras till ytkondensatorn. På detta sätt erhölls ett bättre COP-värde, och det maximala antalet värmepumpar kunde minskas. Med ett slutet kylsystem så kan kylvattenflödets variationer minskas, eftersom årstiden inte längre påverkar kylvattnets temperatur. Eftersom en stor del av energin som ytkondensatorn hanterade kom från kylvattnet på sommaren, är också energi som kan tas till vara mindre. I de två fallen med slutet kylsystem testades det med samma mindre värmepumpsmodell som i det öppna kylsystemet. Den modellen visade sig vara aningen stor för ett slutet kylsystem. Ett fjärde fall gjordes därför med en ännu mindre värmepumpsmodell, som gav bättre resultat. Beräkningarna på värmetillvaratagningen ur det slutna kylsystemet visade att runt 22 000 MWh kunde fås i värme av värmepumparna. När elektricitetskonsumtionen subtraherades bort erhölls en nettoenergi på runt 16 000 MWh i båda fallen. Båda fallen visade COP-värden runt 3,6. Beräkningarna visade att upp till fem värmepumpar skulle behövas för att hantera kylvattenflödet i båda fallen. Härifrån drogs slutsatsen att det skulle vara mera effektivt att investera i ett slutet kylvattensystem, så värmepumpstillverkare kontaktades för denna typ av lösning.
Tre värmepumpstillverkare kontaktades, varav två svarade. En tillverkare (företag A) har ett brett sortiment av värmepumpar som kan kopplas ihop för att passa kundernas behov. Den andra tillverkaren (företag B) erbjuder specialtillverkade värmepumpar åt sina kunder. Båda tillverkarna gavs samma parametrar att designa en värmepump till. Företag A föreslog att använda två värmepumpar där kondensorsidan skulle kopplas i serie och förångarsidan skulle kopplas parallellt. För att uppnå en tillräcklig kyleffekt för ytkondensorn skulle tre uppsättningar av denna typ behövas, alltså sex värmepumpar totalt. Kostnaden för företag A:s värmepumpar beräknades bli 744 900 €. Företag B föreslog att använda tre specialtillverkade värmepumpar som alla skulle kopplas parallellt. Kostnaden för företag B:s värmepumpar skulle bli ungefär 1 300 000 €.
Eftersom elektrolysanläggningen också ska leverera värmen till sina processer tillkommer det också mera kostnader för att ta till vara värmen. Investeringskostnaderna för tillhörande infrastruktur uppskattades med hjälp av ingenjörer på plats samt utgående från tidigare liknande investeringar. Från uppskattningarna erhölls en total investeringskostnad för båda företagen. Företag A:s totala investeringskostnad uppskattades till 1 314 900 € och företag B:s totala investeringskostnad uppskattades till 1 750 000 €. Dessa kostnader saknar ännu vissa faktorer, men uppskattningen kan ge en inblick i hur långa återbetalningstider som kan förväntas. Två återbetalningstider beräknades för varje företags värmepumpsförslag. En återbetalningstid beräknades där värmepumparna arbetade på medelkapacitet och en där värmepumparna arbetade på maxkapacitet. Företag A:s återbetalningstid var 1,6 år vid medelkapacitet och 1,3 år vid maxkapacitet. För företag B:s lösning blev återbetalningstiden 2,2 år samt 1,9 år.
Om Bolidens elektrolysanläggning i Björneborg väljer att använda värmepumpar för att ta till vara spillvärme från ytkondensorn kunde elektrolysanläggningen avsevärt minska sin användning av primär energi i produktionen. Enligt beräkningarna kunde värmepumparna dagligen förse stora delar av den värme som behövs för processerna. Värmepumparna kan nödvändigtvis inte ge tillräckligt med energi för de största topparna i värmebehovet men kan fungera som en pålitlig basvärme för produktionen. Eftersom kostnaderna som uppskattades inte är helt exakta, borde återbetalningstiden ses som riktgivande när det gäller att investera i värmepumparna. Men från återbetalningstiden kan man dra slutsatsen att Bolidens elektrolysanläggning i Björneborg borde investera i en lösning som motsvarar företag A:s, på grund av dess bättre återbetalningstid. Lösningen som presenteras i diplomarbetet är inte komplett, men jag kan dra slutsatsen att Bolidens elektrolysanläggning i Björneborg borde investera i värmepumpar för att på så vis kunna öka sin vinst på kopparn och minska användningen av primärånga.