Teknistaloudellinen selvitys Power-to-X-tuotantolaitoksen ylijäämälämpöjen hyödyntämisestä kaukolämmöntuotannossa : tapaus: Green North Energy ja Turku Energia

Abstract

Tässä diplomityössä tarkasteltiin teknistaloudellisesti, miten Turku Energia voi hyödyntää kaukolämmöntuotannossaan Green North Energyn Naantaliin suunnitteilla olevan vihreän ammoniakin tuotantolaitoksen ylijäämälämpöjä. Tavoitteena oli vertailla eri lämmöntalteenottoratkaisuja ja luoda investointilaskentamalli, jonka avulla voidaan arvioida vaihtoehtojen kannattavuutta. Työssä keskityttiin vertailemaan kompressori- ja absorptiolämpöpumppuihin perustuvia ratkaisuja kolmessa eri kokoluokassa: 15 MW, 30 MW ja 50 MW. Ylijäämälämpö koostuu matalalämpöisestä jäähdytysvedestä (n. 70 MW) ja korkealämpöisestä höyrystä (n. 9 MW). Näiden hyödyntämiseksi tarkasteltiin kuutta eri vaihtoehtoa, joissa yhdisteltiin lämpöpumpputekniikoita ja lämmönvaihtimia. Investointilaskennassa selvitettiin yleisimmät kannattavuuden taloudelliset tunnusluvut.

Tulosten perusteella absorptiolämpöpumppuihin perustuvat ratkaisut osoittautuivat kannattavammiksi kaikissa tarkastelluissa kokoluokissa, erityisesti 15 MW ja 30 MW teholuokissa. 50 MW kokoluokassa erot olivat pienempiä. Absorption etuina olivat alhaisempi investointikustannus ja parempi hyötysuhde höyryn hyödyntämisessä. Työssä tehtiin myös herkkyystarkastelu sähkön hinnan vaikutuksesta investoinnin kannattavuuteen. Toisin kuin sähkön hinnan vaihtelulle riippumattomalla absorptiotekniikalla, kompressoritekniikalla kannattavuus heikkenee merkittävästi sähkön hinnan noustessa. Jos käyttöenergia on edullista ja vakaata, absorptiotekniikka on houkutteleva, mikäli sähkön hinnan kehitys on epävarmaa.

Työtä voidaan hyödyntää tulevaisuudessa investointipäätösten ja selvitysten tukena. Diplomityö osoittaa, että P2X-laitosten ylijäämälämpöjen hyödyntämisellä on potentiaalia olla merkittävä osa kaukolämpöyhtiöiden siirtymää kohti hiilineutraalia energiantuotantoa.

In this Master’s thesis, a techno-economic assessment was conducted on how Turku Energia could utilize the waste heat from Green North Energy’s planned green ammonia production plant in its district heating production. The aim was to compare different heat recovery solutions and to develop an investment calculation model to evaluate the profitability of the alternative technological solutions. The study focused on comparing solutions based on compressor and absorption heat pumps in three different capacity classes: 15 MW, 30 MW, and 50 MW. The waste heat consists of low-temperature cooling water (approx. 70 MW) and high-temperature steam (approx. 9 MW). Six different alternative heat pump and heat exchanger combined solutions were analyzed. The investment calculations examined the most common economic indicators of profitability.

Based on the results, solutions relying on absorption heat pumps proved to be more profitable in all studied classes, especially in the range of 15 MW and 30 MW. In the 50 MW class, the differences were smaller. The advantages of absorption pumps included lower investment costs and higher efficiency in steam utilization. A sensitivity analysis was also carried out on the impact of electricity price on investment profitability. Unlike absorption technology, which is independent of electricity price fluctuations, compressor-based solutions became significantly less profitable as electricity prices increased. If driving heat is cheap and stable, absorption technology is an attractive option, particularly because the future development of electricity prices is uncertain.

This thesis can be utilized in future investment decisions and feasibility studies. It demonstrates that the recovery of waste heat from P2X plants has the potential to become an important part of transition toward carbon-neutral energy production.