Vis enkel innførsel

dc.contributor.advisorHavskjold, Monica
dc.contributor.authorTraaen, Kjetil Bjørndalen
dc.coverage.spatialNorwaynb_NO
dc.date.accessioned2018-09-30T13:48:12Z
dc.date.available2018-09-30T13:48:12Z
dc.date.issued2018
dc.identifier.urihttp://hdl.handle.net/11250/2565318
dc.description.abstractElektrisitetsbruken i Norge er forventet å stige frem mot 2030 i følge Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE), og økt installasjon av varmepumpe er trukket frem som et av tiltakene for elektrifiseringen. Norsk Varmepumpeforening (NOVAP) ser på bergvarmepumpe med energibrønner som en attraktiv løsning for bygg med stort oppvarmings- og varmtvannsbehov. I Danmark har det blitt gjennomført et prosjekt av EnviDan A/S for Silkeborg Varme A/S i 2017 som ser på økonomien i kald fjernvarme med individuelle varmepumpeløsninger og en kollektiv brønnpark. Resultater fra prosjektet i Danmark viser at kald fjernvarme er et konkurransedyktig alternativ til både tradisjonell fjernvarme og individuelle varmeløsninger som baserer seg på jordvarme- og luft-til-vann varmepumper. Riktig dimensjonering av varmepumpe kan være avgjørende for lønnsomheten i prosjekter. Denne masteroppgaven ser på hvordan ulikt effektbehov påvirker økonomisk lønnsomhet og optimal størrelse på bergvarmepumpe i store bygg. Det er og vurdert om individuelle varmepumpeløsninger kan være konkurransedyktig med kald- og tradisjonell fjernvarme. I arbeidet er det utviklet en optimeringsmodell i Excel som optimerer bergvarmepumpe- og energibrønnstørrelse ved å maksimere netto nåverdi for fem store bygg med maksimalt effektbehov mellom 280 kW og 790 kW. Videre er det gjennomført ulike følsomhetsanalyser for å vurdere i hvilken grad variasjon i ulike variabler tilknyttet optimeringen vil endre den kostnadsoptimale varmepumpestørrelsen. Resultater viser at byggene har en optimal varmepumpestørrelse på mellom 23% og 52% av maksimal effekt, noe som avviker fra NVE og NOVAP sin teori om at varmepumper fungerer driftssikkert og økonomisk optimalt når den dekker rundt 60% av det maksimale effektbehovet. Det er tydelige sammenhenger mellom optimal varmepumpestørrelse og brukstid, da en lavere brukstid gir lavere prosentandel varmepumpestørrelse i alle de fem byggene. En kollektiv brønnpark medfører en reduksjon i borekostnader på 890 000 kroner, og kald fjernvarme kan dermed være et konkurransedyktig alternativ til individuelle løsninger dersom kostnaden til det kollektive rørnettet mellom byggene ikke overstiger dette beløpet. Tilknytning til tradisjonell fjernvarme kan være et lønnsomt alternativ for enkelte av byggene, men for majoriteten av byggene gir en løsning med varmepumpe og energibrønn den laveste varmeprisen i kr/kWh.nb_NO
dc.description.abstractElectricity use in Norway is expected to rise towards 2030 according to the Norwegian Water Resources and Energy Directorate (NVE), and increased heat pump installation has been identified as one of the measures for the electrification. Norsk Varmepumpeforening (NOVAP) looks at ground source heat pumps with energy wells as an attractive solution for buildings with large heating and hot water demand. In Denmark, a report has been developed by EnviDan A/S for Silkeborg Varme A/S in 2017, which looks at the economics of cold district heating with individual heat pump solutions and central energy wells. Results from the project in Denmark shows that cold district heating is a competitive alternative to both traditional district heating and individual heating solutions based on geothermal and air-to-water heat pumps. Accurate dimensioning of heat pumps can be crucial for the profitability of projects. This master thesis looks at how different power requirements affect economic profitability and optimal size of ground source heat pumps in large buildings. It is considered whether individual heat pump solutions can be competitive with cold and traditional district heating. During the work process, an optimization model has been developed in Excel that optimizes ground source heat pumps and energy pipeline size by maximizing the net present value of five major buildings with a maximum power requirement between 280 kW and 790 kW. Furthermore, various sensitivity analysis has been conducted to assess the extent to which variation in different variables associated with optimization will change the cost-optimal heat pump size. Results shows that the buildings have an optimal heat pump size between 23% and 52% of their maximum power, which differs from NVE and NOVAP's theory that heat pumps operate efficiently and economically best when it covers around 60% of power requirements. There are clear connections between optimal heat pump size and full load hours, as a lower number of full load hours gives a lower percentage of installed heat pump size in all five buildings. A collective pipeline with central energy well park results in a reduction in drilling costs of NOK 890 000, and cold district heating can therefore be a competitive alternative if the cost of the collective pipeline between buildings does not exceed this. Connection to traditional district heating can be a profitable alternative for some of the buildings, but for the majority of the buildings, a solution with heat pump and energy well produces the lowest heating price in NOK/kWh.nb_NO
dc.language.isonobnb_NO
dc.publisherNorwegian University of Life Sciences, Åsnb_NO
dc.rightsAttribution-NonCommercial-NoDerivatives 4.0 Internasjonal*
dc.rights.urihttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/4.0/deed.no*
dc.subjectVarmepumpernb_NO
dc.titleBergvarmepumper : lokale eller kollektive energibrønner?nb_NO
dc.title.alternativeGround source heat pumps : local or central energy wells?nb_NO
dc.typeMaster thesisnb_NO
dc.description.versionsubmittedVersionnb_NO
dc.source.pagenumber78nb_NO
dc.description.localcodeM-FORNYnb_NO


Tilhørende fil(er)

Thumbnail

Denne innførselen finnes i følgende samling(er)

Vis enkel innførsel

Attribution-NonCommercial-NoDerivatives 4.0 Internasjonal
Med mindre annet er angitt, så er denne innførselen lisensiert som Attribution-NonCommercial-NoDerivatives 4.0 Internasjonal