Analyse av sesonglagring av termisk solenergi ved et gårdsbruk på Singlø

Abstract

Formålet med oppgaven er å vurdere muligheten for sesonglagring av solenergi ved et gårdsbruk på Singlø. Et sesonglagringsanlegg består av solfanger og brønnpark. En brønnpark er energibrønner satt i system og fungerer som et varmelager for solenergi. En inspirasjon for Singlø er Drake Ladning Solar Community som har dekket 100 % av oppvarmingsbehovet til sine 52 boliger med sesonglagring.

Eieren oppgir at hovedhuset bruker ca 30 000 kWh til oppvarming, men ønsker at sesonglageret skal levere 60 000 kWh, for mulig fremtidig utbygging. Brønnparken dimensjoneres for å levere 50 000 kWh, resterende 10 000 kWh leveres direkte fra solfangeren. Nødvendig brønnvolum er 5 000 m3. Dimensjonert anlegg betrakter bare forbruk til hovedhuset. Singlø har gode geologiske forhold med Iddefjordgranitt, med god varmekapasitet og lav diffusivitet.

Solfanger monteres på sør-øst låvetak, PVsyst simulerer innstråling til 950 W/m2. Låvetaket er 266 m2 og høster 125 000 kWh/år. Dette gir en ladeeffekt på 130 W/m i 20 brønner og 160 W/m i 8 brønner. Brønnparkens gjenvinningsgrad forventes å være ca 43 \%. Hver temperatursone er innbyrdes parallellkoblet, og sonene seriekoblet. Brønnparkens arbeisdstemperatur svinger med 20 K, mellom nivåene 35-55 $\celsius$ i høytemperatursonen. Brønnparkens fleksibilitet med hensyn til lading sikres av reguleringssytemet.

Anlegget vil ha tilnærmet 100 % energi- og effektdekning. Forbruksvannet varmes fra 35 til 65 grader elektrisk, total investeringskostnad er beregnet til 1 500 000. Nåverdianalysen viser at med en antatt strømutgift på 1,4 kr/kWh og kalkulasjonsrente på 3 \%, er nåverdien etter 50 år på 180 000 kr. Med strømutgift på 0,9 kr/kWh og rente på 3 eller 6 \%, er nåverdien negativ.

The purpose of this thesis is to assess the potential of seasonal storage of solar energy for a farm located on Singlø, Norway. A seasonal storage site consists of solar collectors and a thermal energy storage site; the latter being a system of several interconnected thermal wells. The Drake Landing Solar Community (DLSC) is a large scale example of successful implementation of seasonal storage and has served as source of inspiration for the Singlø project covered in this thesis. Indeed, DLSC managed to supply all of its 52 homes with their heating needs using seasonal thermal storage.

The Singlø farm owner estimates current yearly usage of about 30 000 kWh for heating of the main house, but wishes to allocate 60 000 kWh of capacity to the seasonal storage site for future needs. The result of this thesis show that around 10 000 kWh can be supplied directly from the solar collectors and that the remaining 50 000 kWh of capacity is handled by the thermal wells. The geological conditions of the Singlø site were found to be favourable, i.e. the granite from Iddefjord presents a high heat capacity and low thermal diffusivity, thus limiting the total dimensioned well volume to 5000 m$^{3}$. Note that the dimensioning only considers usage for the main house.

The solar collectors were mounted on the barn roof. With its south-east facing collectors the solar irradiation was analysed using PVsyst and found to be 950 W/m$^{2}$. The barn roof surface is 266 m$^{2}$ and thus presents a yearly yield of 125 000 kWh and a charge capacity of 130/160 W/m for each of the 28 wells. The efficiency is expected to be 43 \% for the storage system. Within each temperature zone the solar collectors are coupled in parallel whereas the zones are mounted in series. The working temperature of the borehole thermal storage site oscillates by 35-55 $\celsius$ in the higher end of the temperature zone. The flexibility with respect to thermal charging is ensured by a dedicated control system.

In conclusion, the Singlø solar energy capture and storage system will be able to provide close to 100 \% of the power and energy needs throughout a year. To achieve the desired water temperature to be consumed in the main house, the water from the wells is electrically heated from 35 $\celsius$ to reach 65 $\celsius$. Total system cost for the Singlø farm is 1 500 000 NOK and present value after 50 years estimated to 180 000 NOK, based on an electicisty price of 1.4 NOK/kWh and interest rate of 3 \%. The present value drops below zero if the electricity price drops to 0.9 NOK/kWh, everything else being constant. The same applies for an interest rate of 6 \%