Sesonglagring av solvarme til bygningsoppvarming : et case-studie

Abstract

I denne oppgaven foretas en alternativanalyse av solvarme med sesonglagring i bakken, som alternativ til direkte elektrisk oppvarming. Det undersøkes om et slikt prosjekt kan være lønnsomt, og eventuelt til hvilken grad. Det tas utgangspunkt i erfaringer fra Drake Landing Solar Community og bruk av koaksial bergvarmeveksler, utviklet av Anergy AS, med rent vann som arbeidsmedium for lagring direkte i berggrunnen. Som ‘case’ for oppgaven er det sett på et byggkonsept ved Dystlandshaugen i Akershus, opprinnelig tegnet ved Arkitekthøgskolen i Oslo og Akershus.

Innledningsvis skrives det kort om Drake Landing Solar Community og om utviklingen innen solvarme i Europa. Teori-kapitelet inkluderer mer utfyllende om solressurser, praktisk solfysikk og fysikk og virkemåte for bergvarmevekslere benyttet til sesonglagring av termisk energi. Underveis siteres relevante publikasjoner.

Årlig solinnstråling på lokasjonen er beregnet til i gjennomsnitt 1044 kWh/m2/år på et undersøkt, vestvendt bygningstak og 1082 kWh/m2/år på en optimalt vinklet flate. Variasjonen i solinnstråling er ved Monte Carlo-simulering estimert til 986 – 1104 kWh/m2/år og 1024 – 1153 kWh/m2/år (10-/90prosentil). Undersøkelser av bygningstaket viser at dette er godt egnet for solenergi, med ideell vinkling i sommerhalvåret.¨

Energibehovet for bygningsoppvarming og varmt forbruksvann estimeres til 165 000 kWh/år. Det foreslås en aktiv solfangerflate på 450 m2, hvorav 250 m2 dekkes av bygningstak og 200 m2 dekkes av frittstående kollektorer. Systemet undersøkes for både direkte solvarme, og for sesonglagring av opptil 90% av den totale varmelasten vinterstid, 79 000 kWh/år. Sesonglager utformes videre for å kunne ta imot maks innstrålt effekt 90% av tiden, med en samlet borehullslengde på 1700 m, fordelt på 38 borehull á 44,7 m dybde. Effekt- og temperaturrelaterte tap estimeres til 15 000 kWh/år, sammenlignet med ideell situasjon. Gjenvinningsgraden for sesonglagret solvarme estimeres til 42%.

Nåverdien for konseptet beregnes til 470 000 NOK med diskonteringsrente 2,5% og -174 000 NOK med diskonteringsrente 4,5%, gitt forutsetninger som diskuteres i oppgaven og over en periode på 30 år. Kostnaden ved å produsere én kilowattime termisk energi (LCOE) estimeres til 0,66 – 0,85 NOK/kWh. På grunn av høye investeringskostnader forventes ikke systemet å gå i null før etter 30 år. Når det tas høyde for usikkerhet vedrørende energiproduksjon er investeringen usikker i et rent finansielt perspektiv. Høye strømpriser vinterstid ved innføring av AMS vil kunne endre utfallet.

Det forventes gode tall forventede for noe større prosjekter. Oppgaven konkluderer med at solvarme til bygningsoppvarming kan gjøres lønnsomt i Norge

The purpose of this MSc. thesis has been to evaluate a system for seasonal storage of solar thermal energy, as an alternative to the use of electrical heating of building spaces. The thesis will assess whether or not a system such as this could be economically feasible within the Norwegian building sector. The study makes use of key findings from Drake Landing Solar Community and research on coaxial borehole heat exchangers developed by Anergy AS, for direct storage in bedrock and with the use of water as working fluid. A case study is carried out for a building concept at Dystlandshaugen in Akershus county, originally conceptualized at The Oslo School of Architecture and Design.

The first chapter gives a short presentation of Drake Landing Solar Community and recent development of solar thermal energy in Europe. The theoretical chapter goes on to describe the solar energy resources in more detail, plus solar physics and the physics of borehole heat exchangers and thermal storage of energy. Relevant publications are cited.

Average annual irradiation at the studied location is 1044 kWh/m2/year for a surveyed building roof, facing slightly west, and 1082 kWh/m2/year at optimum tilt angle. The variation in annual irradiation is estimated with the use of Monte Carlo simulation to 986 – 1104 kWh/m2/year and 1024 – 1153 kWh/m2/year, respectively (10-/90-percentiles). Surveys of the building roof indicate that the roof is ideally angled for solar thermal energy production.

The combined thermal load for space heating and hot water is estimated to 165 000 kWh/year. The study proposes an active collector area of 450 m2 of which 250 m2 are covered by the building roof and 200 m2 is covered by freely mounted collectors. The system is evaluated for both direct solar heating and for seasonal storage of up to 90% of the total load during winter, of 79 000 kWh/year. The seasonal storage is dimensioned with a capacity to receive 90% of the maximum observed insolation, with a total borehole depth of 1700 m, distributed over 38 boreholes of 44,7 m depth. Power and temperature related losses are estimated at 15 000 kWh/year. BTES efficiency is estimated at 42%.

Net present value is calculated as 470 000 NOK with a discount rate of 2,5% and -174 000 with a discount rate of 4,5%, given the assumptions made, and over a period of 30 years. The costs of producing one kilowatt-hour of thermal solar energy (LCOE) is estimated to 0,66 – 0,85 NOK/kWh.

Due to high investment costs, the system is not expected to break even prior to 30 years of operation. When uncertainty related to energy production is considered the investment is deemed uncertain from a strictly financial point of view. High electricity prices, after the introduction of AMS, might change the outcome of the study.

The feasibility of slightly larger projects is deemed promising. The study concludes that solar thermal energy could be economically feasible in Norway.