Mulighetsstudie for grunnvarme ved Universitetet i Nordland Utgave: [Revisjon] Dato: 2012-12-14
Mulighetsstudie for grunnvarme ved Universitetet i Nordland 2 DOKUMENTINFORMASJON Oppdragsgiver: Rapportnavn: Mulighetsstudie for grunnvarme ved Universitetet i Nordland Utgave/dato: [Revisjon] / 2012-12-14 Arkivreferanse: - Oppdrag: Oppdragsbeskrivelse: Oppdragsleder: Fag: Tema 531229 Universitetet i Nordland ved Mørkved - mulighetsstudie grunnvarme Mulighetsstudie grunnvarme med anbefalt energiløsning for Universitetet i Nordland ved Mørkved.- 3 anleggsstørrelser (bygningsmasse 40-, 50- og 70 000 m2)- Vurderinger av ulike kombinasjonsløsninger med energibrønner (luft, sol, dypere borehull). - Anbefalt plassering av energibrønner.- Lønnsomhetsvurderinger - konkurransedyktig varme- /kjølepris for anlegget. (Tilbud: 012891 - Universitetet i Nordland ved Mørkved - mulighetsstudie grunnvarme) Randi Kalskin Ramstad Vann og miljø Energi og miljø i bygg Leveranse: Skrevet av: Kvalitetskontroll: Randi Kalskin Ramstad, Magnhild Kallhovd og Per Daniel Pedersen Ola Jonassen www.asplanviak.no
Mulighetsstudie for grunnvarme ved Universitetet i Nordland 4 SAMMENDRAG Asplan Viak har på oppdrag fra Statsbygg Midt-Norge gjennomført en mulighetsstudie for etablering av et grunnvarmebasert varmepumpeanlegg ved Universitetet i Nordland, Mørkved. Beregningene som er utført i arbeidet med mulighetsstudien omfatter løsningsalternativer for dagens bygningsmasse (alternativ 1 eksisterende bygningsmasse, ca. 40 000 m 2 ) og de to planlagte byggetrinnene (henholdsvis alternativ 2 ca. 55 000 m 2 og alternativ 3- ca. 70 000 m 2 ). I studien er det sett på ulike varianter av grunnvarmeanlegg: Med og uten energilagring, kombinasjoner med uteluft og energibrønner, lading med luft og/eller solfangere, samt 500 meter dype boringer. Sammenligning med rent uteluftsanlegg er ikke etterspurt fra oppdragsgiver, og er ikke medtatt i beregningene. Energidekningsgraden for levert varme varierer mellom 85-90 % av totalt varmebehov. Resten av varmebehovet må dekkes av spisslast. Resultatene fra de økonomiske beregningene viser at løsningsalternativet som kombinerer de to varmekildene energibrønner og luft kommer best ut. Enhetskostnaden for varme er tilnærmet lik enten energidekningsgraden er 85 eller 90 %. Videre er forskjellen i enhetskostnad for de tre alternativene minimal og er 0,56-0,57 kr/kwh eks mva. Til sammenligning er prisen på elektrisitet benyttet i beregningene 0,75 kr/kwh eks mva. Den gunstige enhetskostnaden sammenlignet med konkurrerende pris for elektrisitet, gjør at det anbefales å jobbe videre med et varmepumpeanlegg som kombinererer varmekildene energibrønner og uteluft i et forprosjekt. I skissert systemløsning legges det til grunn å bruke en varmepumpe som kan levere temperaturer helt opp til 75 C. Denne varmepumpen har høy virkningsgrad og god driftssikkerhet. Det anbefales å beholde eksisterende el- og oljekjeler som reserve- og spisslastløsning. Enten varmeanlegget tilpasses et varmepumpeanlegg eller fjernvarmeanlegg er det nødvendig å gjøre disse tiltakene: Fjerne varmeveksleren i det gamle fyrrommet i hovedbygget, samt vekslerne i byggetrinn 2 og 3. Måling og logging av tur- og returtemperaturer til varmekurser. Ombygging til mengderegulering Dette er nødvendig for å sikre at tur- og returtemperatur ikke blir for høye for varmepumpen. Deler i det eksisterende varmeanlegget som får ny funksjon er: Eksisterende kjølebehov dekkes med frikjøling fra energibrønner eller brukes direkte til varmeproduksjon. På grunn av usikkert estimat av kjølebehovet, er reduserte utgifter til kjøling er ikke tatt med i lønnsomhetsberegningene. Reduserte kjølekostnader vil imidlertid bidra til bedre lønnsomhet. Eksisterende tørrkjølere bør brukes til å hente varme fra uteluften, både til varmeproduksjon i varmepumpen og til lading av energibrønnene. Fra de tre
Mulighetsstudie for grunnvarme ved Universitetet i Nordland 5 tørrkjølerne som er tilknyttet isvannskretsene i bygg 1 og 4 vil man kunne få ut ca. 170 kw til varmeproduksjon om vinteren og 660 kw til lading om sommeren. Det presiseres at disse tallene for uteluftkonvektorenes effektytelser til henholdsvis varme og lading er estimater som må beregnes mer nøyaktig i et forprosjekt. Hovedhensikten med å kombinere de to varmekildene energibrønner og uteluft er å redusere energiuttaket fra energibrønnene. Anlegget i Bodø er så stort at det må utformes som et balansert energilager der uttatt varme må tilbakeføres i løpet av vår, sommer og høst. Beregningsalternativene for anlegg basert kun på energibrønner viser at det store behovet for tilbakelading gir høyere enhetskostnad. Ved å bruke luft som varmekilde store deler av året i den lange og milde fyringssesongen i Bodø, reduseres energiuttaket fra energibrønnene vesentlig og tilsvarende reduseres behovet for tilbakelading. Ved å bruke uteluften som varmekilde når utelufttemperaturen er høyere enn 3 C, reduseres energitapet man får i uteluftkonvektorer på grunn av avriming. Hovedprinsippet for driftsstrategien bør være at energibrønnene brukes som varmekilde når det er kaldere enn 3 C. Energianlegget krever et avansert system for styring, logging og lagring av data. Dette vil sikre optimal drift og muligheter for justeringer i anlegget basert på driftserfaringer. Videre bruk og ombruk av eksisterende uteluftkonvektorer bidrar til å redusere investeringskostnadene i anlegget. Utover et tilgjengelig kjølebehov på ca. 620 000 kwh/år, er uteluft eller solfanger de eneste lademulighetene. Som et alternativ til vanlig solfanger, kan man montere en enklere og billigere solfangervariant tilpasset lading av energibrønnene på taket. I de to planlagte utbyggingstrinnene bør det vurderes å etablere vanlige solfangere på taket eller i/på fasaden. Varmen fra disse vil brukes direkte i tappevannsproduksjonen og vil samtidig profilere universitets grønne profil på en synlig og god måte. Endelig plassering av energibrønnene bør gjøres i samråd med oppdragsgiver i et område med minst mulig brukskonflikter. Foreslått plassering er grøntområdet sør for hovedinngangen. Her er det rikelig med plass til energibrønnene, også for det største løsningsalternativet med full utbygging (alternativ 3). Det er kort grøfteavstand til energisentralen og området er ikke planlagt utbygd. I arbeidet med mulighetsstudien for grunnvarme ved Universitetet i Nordland er det en del usikkerheter som må avklares i det videre arbeidet, for eksempel i en forprosjektfase. Dette er (i prioritert rekkefølge): Videreutvikling og detaljberegninger knyttet til konseptet med å kombinere varmekildene energibrønner og luft. Dette innebærer nøyaktige beregninger av mulig varmeuttak fra eksisterende uteluftkonvektorer både til varmeproduksjon i varmepumpen og til lading av energibrønnene. Resultatene av disse beregningene må videre optimalieres mot fordelingen mellom varmeopptak fra luft og energibrønner, nødvendig aktiv boredybde i energibrønnene, levert effekt fra varmepumpen og kollektorvæskens sirkulasjonshastighet i energibrønnene mot akseptabel strømningshastighet i varmepumpens fordamper. Byggenes kjølebehov bør også kartlegges bedre. Utrede grundigere de praktiske sidene ved å koble seg til de eksisterende glykolkretsene som går mellom kjølemaskiner og tørrkjølere med tanke på rørføringer, massestrøm og bygningsmessige forhold.
Mulighetsstudie for grunnvarme ved Universitetet i Nordland 6 Vurdere behovet og nytten av akkumulering med anbefalinger for akkumuleringsvolum, kostnad og plassering. Utrede om energianlegget skal etableres for full størrelse med en gang (alternativ 3 med full utbygging). Alternativet er å utvide anlegget etter hvert, men dette vil medføre ekstrakostnader til anleggsarbeid samt praktiske og estetiske ulemper i form av anleggsarbeid foran hovedinngangen. Etableringen av energianlegget tilpasset varmebehovet i alternativ 3 full utbygging av de to planlagte utbyggingsfasene gir en merkostnad på ca. 4 millioner kroner eks mva. Boring av testborehull med påfølgende termisk responstest. Testborehullet plasseres slik at det inngår i resten av grunnvarmeanlegget. Nøyaktig dimensjonering av energibrønnene i Earth Energy Designer basert på resultater fra termisk responstest og det som er gjort i denne studien. De andre variantene av de vurderte grunnvarmeanleggene ga lavere lønnsomhet, eller er vurdert som mindre hensiktsmessige. 500 meter dype energibrønnene er mindre aktuelt på grunn av færre erfaringsdata, samt noe usikkerhet knyttet til om energibrønnene har for høy vanngiverevne til at boring til ønskede dybder kan gjennomføres. Borekostnadene for 500 meter dype energibrønner antas å være ca. det samme eller litt høyere sammenliget med energibrønnene til 200-220 meters dybde. Hvis anlegget har, eller bygges ut med overkapasitet for lading (for eksempel sol), anbefales det å lade energibrønnene utover det som kreves for å oppnå energibalansen mellom uttatt og tilført energi. Tilbakeføring av mer varme vil føre til at temperaturen i energibrønnene øker med årene noe som vil bedre varmepumpens virkningsgrad. Avslutningsvis vil vi poengtere at konseptet med et grunnvarmebasert varempumpesystem som kombinerer varmekildene uteluft og energibrønner, samt eventuelt solfangere, er innovasjon i form av kjent teknologi satt sammen på en ny måte. De konkurransedyktige enhetsprisene for varme beregnet i denne studien gjør det vel verdt å jobbe videre med foreslått konsept. For bygg, gjerne i kystnære strøk, med den vanlige store ubalansen mellom varme- og kjølebehovet slik som ved Universitetet i Nordland, er det behov for kostnadseffektive og driftssikre fornybare energiløsninger slik som den skisserte kombinasjonsløsningen med energibrønner og luft forhåpentligvis vil være.
Mulighetsstudie for grunnvarme ved Universitetet i Nordland 7 INNHOLDSFORTEGNELSE Sammendrag... 4 1 Innledning... 9 1.1 Innholdet i mulighetsstudien for grunnvarme... 9 2 Beskrivelse av anlegget...10 2.1 De ulike byggetrinnene...10 2.2 Eksisterende energisentral og varmeanlegg...10 2.3 Kapasitet eksisterende tørrkjølere...14 2.4 Regulering og eksisterende SD-anlegg...15 2.5 Planlagt utbygging...17 3 Varmepumpeløsninger...18 3.1 Grunnprinsipp for varmepumper...18 3.2 Aktuelle varmeopptakssystemer...18 3.3 Kombinasjon av varmeopptakssystemer...21 4 Energi- og effektbehov for de ulike alternativene...23 4.2 Alternativ 1: Eksisterende bebyggelse...23 4.3 Alternativ 2: Eksisterende bebyggelse pluss 15 000 m 2 nybygg...25 4.4 Alternativ 3: Eksisterende bebyggelse pluss 30 000 m 2 nybygg...26 4.5 Oppsummering, energi- og effektbehov...27 5 Dimensjonering og plassering av energibrønner...28 5.1 Områdebeskrivelse - topografi og geologi...28 5.2 Dimensjonering av energibrønnene i Earth Energy Designer...30 5.3 Resultater...34 5.4 Forslag til plassering av energibrønner...37 5.5 Oppsummering av dimensjonering og plassering av energibrønner...40 5.6 Anbefalt videre arbeid testborehull og termisk responstest...43 6 Forslag til systemløsning...44 6.1 Systemskisse...44 6.2 Nødvendige endringer i eksisterende varmeanlegg...44
Mulighetsstudie for grunnvarme ved Universitetet i Nordland 8 6.3 Måling og logging av turtemperaturer til varmekurser...46 7 Kostnadsanalyse...48 7.1 Forutsetninger for analysen...48 7.2 Alternativ 1...50 7.3 Alternativ 2...53 7.4 Alternativ 3...55 8 Konklusjon...57 9 Kilder...59 10 Vedlegg...60 10.1 Tabeller med detaljer for beregningsalternativene...60
Mulighetsstudie for grunnvarme ved Universitetet i Nordland 9 1 INNLEDNING Statsbygg ved Tore Høiem tok kontakt med Asplan Viak med ønske om bistand rundt mulig prosjekt for etablering av energibrønnpark ved Universitetet i Nordland, på Mørkved i Bodø. På bakgrunn av diskusjoner og avklaringer i e-post og i møte Statsbyggs lokaler i Erling Skakkes gate 30.10.2012, ble arbeidets innhold og omfang konkretisert som en mulighetsstudie for grunnvarme. Opprinnelig ønske om testborehull og termisk responstest, samt nøyaktig dimensjonering av et grunnvarmeanlegg vil være neste trinn i arbeidet dersom mulighetsstudien viser at foreslått grunnvarmeløsning har tilfredsstillende lønnsomhet. 1.1 Innholdet i mulighetsstudien for grunnvarme Innholdet i mulighetsstudien er som følger: 1. Beskrivelse av anlegget og gjennomgang av grunnlagsmateriale for eksisterende varmeog kjøleanlegg for Universitetet i Nordland ved Mørkved utenfor Bodø. 2. Kartlegging av energi- og effektbehov til varme, kjøling og eventuell lading. Kartleggingen omfatter tre scenarioer for leveranse av varme- og kjøling til henholdsvis eksisterende bygningsmasse og planlagte utbyggingstrinn med følgende areal: a. Ca. 40 000 m 2 (eksisterende bygningsmasse) b. Ca. 55 000 m 2 c. Ca. 70 000 m 2 (full utbygging) 3. Beskrivelse av aktuelle varmeopptakssystemer (energibrønner ca. 200 og 500 meter dype, samt kombinasjonsløsninger med uteluft og sol). For grunnvarmeanlegg med høyere varmeleveranse enn kjøleleveranse, er det viktig at energibrønnene lades (sesonglagring av varme). Ulike alternativer for lading av energibrønnene er ventilasjonsluft, uteluft og solvarme og er inkludert i vurderingene. Videre gjøres en beregning og grovdimensjonering av energibrønner for de ulike løsningsalternativene og de tre ulike scenariene i punkt 2a-c. Aktiviteten omfatter også forslag til plassering av energibrønnene. 4. Inntrykk fra gjennomført befaring av varmesentral og vurdering av hvilke typer varmepumper som er aktuelle. Dette inkluderer vurdering av væske-vann og luft-vann. En luft-vann varmepumpeløsning er trukket frem som aktuell i enøk-rapporten fra 2009. 5. Lønnsomhetsvurderinger av de ulike løsningsalternativene samt de tre ulike scenariene i punkt 2a-c. 6. Sammendrag og anbefalinger for videre arbeid.
Mulighetsstudie for grunnvarme ved Universitetet i Nordland 10 2 BESKRIVELSE AV ANLEGGET 2.1 De ulike byggetrinnene Universitetet i Nordland består av fem byggetrinn med et samlet areal på rundt 38 000 m 2. Plassering av de ulike byggene er vist i figur 1, mens areal og byggeår er oppsummert i tabell 1. Figur 1: Oversikt over de ulike byggetrinnene. Kilde: «Utviklingsplan for campus Bodø» (Statsbygg, Universitetet i Nordland, 2012) Tabell 1: De ulike byggetrinnene ved Universitetet i Nordland. Kilde: (Barlindhaug Consult, Nordconsult, 2009). I «Utviklingsplan for campus Bodø» oppgis arealene til byggetrinn 4A til 6700 m 2 og byggetrinn 4B til 4700 m 2. Areal [m 2 ] Byggeår Byggetrinn 1 Hovedbygg, velfersbygg 13 543 1985 Byggetrinn 2 Siv.øk 4 593 1992 Byggetrinn 3 Sykepleien 4 797 1994 Byggetrinn 4 / 4A Lærerskolen 9 458 2003 Byggetrinn 5 / 4B Biblioteket 5 725 2005 2.2 Eksisterende energisentral og varmeanlegg 2.2.1 Energisentral Bygningsmassen forsynes i dag med varme fra et felles fyrrom som ligger i byggetrinn 4. Her er det installert to PYRO elkjeler på henholdsvis 865 og 965 kw, samt to oljekjeler á 1000 kw. Tabell 2: Installert effekt, fyrrom byggetrinn 4. Installert effekt [kw] El-kjel 1 865 El-kjel 2 965 Oljekjel 1 1000 Oljekjel 2 1000
Mulighetsstudie for grunnvarme ved Universitetet i Nordland 11 Fyrrommet er romslig, men det er sannsynligvis ikke plass til et varmepumpeaggregat inne i selve fyrromet. Rommet vegg i vegg med energisentralen sto imidlertid tomt, og det er mulig at det kan gå an å installere en varmepumpe her. Figur 2: De to el-kjelene i fyrrommet. Per Daniel Pedersen fra Asplan Viak og Arne Martin Svartnes fra Universitetet i Nordland. Figur 3: De to oljekjelene. 2.2.2 Varmedistribusjon Fra fyrrommet i byggetrinn 4 distribueres varmen videre til de andre byggene. Tidligere var det et fyrrom i hovedbygget, men her er det nå i stedet installert en varmeveksler på 900 kw.
Mulighetsstudie for grunnvarme ved Universitetet i Nordland 12 Denne var tidligere på 300 kw, men da ble det ikke varmt nok i bygget. Denne ble derfor byttet ut rundt 2008. Figur 4: Tidligere fyrrom, Hovedbygget. Trine Falck fra Statsbygg og Arne Martin Svartnes fra Universitetet i Nordland. Varmeveksler på 900 kw står godt isolert i enden av rommet. Figur 5 viser den prinsippielle oppbygnignen for distribusjonen av varme i de ulike byggetrinnene for Universitetet i Nordland.
Mulighetsstudie for grunnvarme ved Universitetet i Nordland 13 Figur 5: Prinsippskisse for oppbygningen av varmesystemet ved Universitetet i Nordland. Varmen produseres i fyrrommet, og det varme vannet distribueres deretter videre. I byggetrinn 4 og byggetrinn 5 ledes det varme vannet inn i varmeanleggene til de respektive byggene. I byggetrinn 3 og 1 er det installert varmevekslere. I varmevekslerne overføres varme fra vannet som kommer fra fyrromet til vannet som sirkulerer i varmeanleggene. De to vannstrømmene er fysisk adskilt, og det gjør at en lekkasje i varmeanleggene i byggetrinn 1 og 3 ikke vil påvirke vannbalansen i hovedstokken som går ut av fyrromet. Man vil imidlertid alltid ha et temperaturtap i varmevekslerne. Jo mindre areal veksleren har, jo større temperaturforskjell vil det bli mellom den vannstrømmen som avgir varme og den vannstrømmen som tar opp varme. I figur 5 er temperaturene som ble observert i SD-anlegget da vi var på befaring vist. Der ser man tydelig hvordan man taper temperatur over varmevekslerne. Vannet som går ut i varmeanlegget i byggetrinn 1 er for eksempel ca. 6 C kaldere enn vannet som går ut fra varmesentralen. Vannet som går til byggetrinn 3 taper en del temperatur på veien, og er 67 C når det når varmeveksleren. Vannet som går ut på varmeanlegget i byggetrinn 3 er imidlertid 59,3 C, hele 12 C kaldere enn turvannet fra fyrrommet! I byggetrinn 2 står det installert nok en veksler, og her får man en turtemperatur på 55,4 C, hele 16 C under turtemperaturen fra fyrrommet. Turtemperaturene til de forskjellige byggene påvirkes altså kraftig av varmevekslerene som er plassert mellom de ulike systemene. Under befaringen ble kontaktpersoni Sweco, som har prosjektert anlegget, oppringt. Han opplyste at vekslerne var satt inn for å hindre at lekkasjer og vedlikehold et sted i anlegget skulle føre til at hele anlegget måtte tappes ned. Han sa forøvrig at veksleren mellom B1 og B2 er overflødig, og at denne kan fjernes. Veksleren mellom energisentralen og B1 ville han
Mulighetsstudie for grunnvarme ved Universitetet i Nordland 14 derimot beholdt basert på argumentet om driftssikkerhet. Vekslere benyttes også for å få et skille i trykk mellom varmesystemer i flere bygg. Det kan bli litt komplisert å beregne riktige trykkforhold til sirkulasjonspumper og boosterpumper i store systemer som ikke er skilt med varmevekslere. Men dette lar seg løse under detaljprosjekteringen. Det er vanlig at varmesentralen får en hovedfordelingsstokk med egen pumpe, og hvert bygg får egen kurs med tilhørende pumpe. Temperaturtapet i vekslerne øker med økende overført varmeytelse; jo kaldere vær og større varmebehov, desto flere grader tapes i veksler. Slike vekslere er generelt ikke anbefalt i varmepumpeanlegg. 2.2.3 Temperaturmålingenes nøyaktighet Det tas forbehold om at noen av temperaturmålerne kan være feilkalibrert eller har en annen plassering enn det SD-anlegget sier. Temperaturmålere i slike anlegg har en feilmargin på 0,5 C, og dette er grunnen til at det ser ut som temperaturen stiger 0,1 C fra fyrrommet til byggetrinn 4 og 5. I realiteten vil man ha et lite tap også her. Når det gjelder utetemperaturfølerne kan det virke som at disse enten ikke er kalibrert eller evt. dårlig plassert. Dagen vi var på befaring viste utetemperaturmålerne for de ulike byggene tre forskjellige verdier på samme tidspunkt: Siv.Øk 4,9 C, Sykepleien 2,6 C og Hovedbygget 6,8 C. Det kan også komme inn en unøyaktighet i signalomforming for temperaturfølerne i tillegg til 0,5 grader, dessuten er plassering av føler også følsomt (strålingsvarme fra vindu med mer). 2.2.4 Kjøleanlegg Universitetet i Nordland har fire isvannskretser som til sammen har en installert kjølekapasitet på 977 kw. Det reelle kjølebehovet er imidlertid betydelig lavere, og Universitetet i Nordland er i gang med å kartlegge hvor stort behovet faktisk er. Kondensatorvarmen fra disse kjølemaskinene vil kunne benyttes til å lade brønnparken. Man vil også kunne benytte brine-væsken fra energibrønnene til frikjøling. I ENØK-rapporten fra 2009 (Barlindhaug Consult, Nordconsult, 2009) påpekes det at kjølemaskinene i byggetrinn 1 og 3 er overdimensjonerte og har svært kort driftstid i løpet av året. Der anslås kjølebehovet grovt til 20-25 kwh/m 2. I tillegg til isvannskretsene, er det installert noen desentraliserte kjøleenheter til kjølerom, frys og air condition. Installert kuldeytelse for disse enhetene er på 92,6 kw (Barlindhaug Consult, Nordconsult, 2009). Med mindre disse kjølemaskinene kobles til isvannskretsene vil det ikke være mulig å utnytte denne energien til lading av brønner. 2.3 Kapasitet eksisterende tørrkjølere En del av løsningsforslagene vi har undersøkt går ut på å bruke uteluft som varmekilde til varmepumpa og/eller som energikilde for lading av energibrønner. Det er tre tørrkjølere som er koblet til isvannskretsene til byggetrinn 1 og 4. Den ene er av typen Searle DKG-275-16 (figur 6), og denne har en effekt på 327 kw når den blir brukt som tørrkjøler ved dimensjonerende temperaturer. Servicemann på kuldeteknikk på anlegget, Roy Einar Tessem, sier at de to andre tørrkjørne også er 12-vifters, men kunne ikke bekrefte om de var av samme type som den på hovedbygget.
Mulighetsstudie for grunnvarme ved Universitetet i Nordland 15 Ifølge forhandlere av disse tørrkjølerne er det mulig å bruke dem også på vinterstid. En forenklet beregning viser at en slik tørrkjøler kan gi 55-70 kw vinterstid avhengig av utetemperatur og glykoltemperatur. Dermed vil man kunne få ut i størrelsesorden 170 kw av alle tre på vinterstid. På sommerstid når man skal bruke tørrkjøleren til å lade brønnene vil man kunne få ut noe mer, ca. 220 kw per tørrkjøler, 660 kw til sammen. Disse tallene er estimater, og i et detaljprosjekt vil man måtte utføre mer nøyaktige beregninger, helst i samarbeid med produsenten. Figur 6 Searle tørrkjøler på taket av hovedbygget, byggetrinn 1, 12-vifters. 2.4 Regulering og eksisterende SD-anlegg SD-anlegget er levert av Johnson Controls, og ble oppgradert rundt 2010. 2.4.1 Regulering av turtemperatur til radiator- og ventilasjonskurser Alle radiatorkurser har en utetemperaturkompensert fyringskurve, men det er ikke alle fyringskurvene som kan endres via SD-anlegget. Dette kommer av at radiatorene som er installert i B1 og B2 er såpass gamle at fyringskurven er lagret i regulatorene på den enkelte radiator, og det er ikke mulig å koble SD-anlegget til på en slik måte at disse fyringskurvene kan endres herfra. Regultorene sender imidlertid en målverdi til SD-anlegget, og temperaturen inn på radiatorene styres etter denne. Det er mulig å manipulere målverdien ved å få SD-anlegget til å legge til eller trekke fra en fast verdi dersom det viser seg at fyringskurven til de gamle radioatorene ikke stemmer med reellt varmebehov. Ventilasjonskursene er avtrekkstemperaturkompensert. Det er 36 ventilasjonsaggrgat på Universitetet i Nordland og det vil være en viktig oppgave å sjekke om noen av eksisterende
Mulighetsstudie for grunnvarme ved Universitetet i Nordland 16 varmebatterier er underdimesjonert, og dermed krever høy turtempertur fra energisentral. Se også kapittel 6.2.2. 2.4.2 Regulering av turtemperatur ut fra energisentral Energisentralen kan fyres på enten elektrisitet eller olje. Dette må angis i et eget system som Thomas Jensen i Johnson Controls omtaler som en velgesentral. Her angis også setpunkt/målverdi for turtemperaturen i anlegget. Etter det Asplan Viak har forstått etter å ha snakket med driftspersonale i Statsbygg, settes denne verdien manuelt uavhengig av utetemperatur og vindforhold. 2.4.3 Logging av verdier fra SD-anlegget Et SD-anlegg kan brukes til å logge ulike parametere. Det vil at man velger ut noen relevante verdier, for eksempel tur- og returtemperatur på samlestokken, som man lagrer i en excel-fil med jevne mellomrom. På denne måten får man oversikt over hvordan anlegget fungerer gjennom en bestemt tidsperiode. Dette kan igjen brukes til å finne eventuelle feil, eller man kan analysere datane for å finne ut hvor man kan sette inn mer målrettede og effektive enøktiltak for å få ned energibruken. I dag er SD-anlegget koblet til en server som ikke tillater at loggede verdier i SD-anlegget lagres. Dette fører til at det ikke er mulig å gå tilbake og se på historiske verdier for anlegget. Verdier som vises på skjermen i SD-anlegget skrives over etter noen timer, og man har i dag ikke mulighet til å gå tilbake i tid og se for eksempel hvilke tur- og returtemperaturer anlegget har hatt det siste året. Ved bruk av varmepumpe er det ekstremt viktig å ha god oversikt over driften av anlegget. Dersom man skulle få driftsproblemer er man avhengig av å kunne gå tilbake og analysere hva som har skjedd for å unngå at problemet gjentar seg. Utilstrekkelig oversikt over driften av et varmepumpeanlegg kan i verste fall føre til gjentatte kompressorhavarier og høye driftskostnader. Det er derfor nødvendig å sørge for at SD-anlegget kobles til en server hvor driftslogger kan lagres dersom man ønsker å installere en varmepumpe. I følge Johnson Controls kan dette enten gjøres gjennom å reinstallere serveren eller ved å investere i en ny server som SD-anlegget kobles til. 2.4.4 Bilder på SD-anlegg vs. reellt anlegg I ENØK-rapporten fra 2009 påpekes det at skjermbildene i SD-anlegget ikke alltid stemmer overens med hvordan det reelle anlegget. Dels er det relle anlegget koblet annerledes enn på skjermbildet, dels er målere plassert på andre steder enn det skjermbildet oppgir. Vi hadde ikke tid til å ettergå dette på vår befaring, men fikk intrykk av at lite var gjort med dette siden rapporten ble skrevet. Vi anbefaler at arbeidet med å kvalitetssikre SD-anlegget mot det reelle anlegget blir fulgt opp slik at man kan stole på at verdiene man henter ut faktisk er målt der det står at de er målt i SD-anlegget.
Mulighetsstudie for grunnvarme ved Universitetet i Nordland 17 2.5 Planlagt utbygging Det er planlagt betydelige utvidelser ved Universitetet i Nordland. I en rapport som ble utarbeidet i regi av Statsbygg og Universitetet i Nordland i 2012, er områdene i figur 7 skissert som mulige utbyggingsområder. I utkanten av område 1, «Barnehageåsen», er bygging av nytt studenthotell allerede i gang. Figur 7: Mulige utbyggingsområder. Kilde: (Statsbygg, Universitetet i Nordland, 2012). Ifølge denne planen er parkområdet foran dagens hovedinngang, store deler av parkeringsplassen nede ved veien, samt parkeringsplassen utenfor den nye barnehagen alle arealer som er disponible for energibrønner både i dag og i årene som kommer.
Mulighetsstudie for grunnvarme ved Universitetet i Nordland 18 3 VARMEPUMPELØSNINGER 3.1 Grunnprinsipp for varmepumper Formålet med en varmepumpe er å hente varme ved lav temperatur, foredle denne ved å tilføre elektrisitet, og avlevere varmen ved en høyere temperatur. I figur 8 er en virkemåten til en varmepumpe illustrert. Lavtemperatur væske, f.eks væske fra energibrønner, føres inn på fordamperen. Fordamperen er en varmeveksler hvor det overføres varme fra energibrønnvæsken til arbeidsmediet i varmepumpen, slik at dette fordamper. Deretter føres det fordampede arbeidsmediet inn i en kompressor. Kompressoren drives av elektrisitet, og brukes til å heve trykket på arbeidsmediet. Dette gjør at kondenserings- og fordampningstemperaturen til arbeidsmediet øker. Figur 8: Grunnprisipp for en varmepumpe. Kilde: SINTEF energiforskning Deretter føres den komprimerte gassen inn i kondensatoren. Når en gass kondenserer frigjøres mye varme, og kondensatoren er en varmeveksler som overfører kondenseringsvarmen til vannet i varmeanlegget. Effektfaktoren til en varmepumpe er definert som mengden varme som overføres til vannet i varmeanlegget delt på hvor mye elektrisitet som må tilføres kompressoren. Dersom vannet i varmeanlegget har en høy temperatur, må kompressoren komprimere arbeidsmediet opp til et veldig høyt trykk. Dette krever mye elektrisitet, og fører til at effektfaktoren blir lav. 3.2 Aktuelle varmeopptakssystemer Det finnes flere ulike alternativer til hvor man kan hente lavtemperatur varme til fordamperen.
C Mulighetsstudie for grunnvarme ved Universitetet i Nordland 19 3.2.1 Grunnvarme Grunnvarme i tradisjonell forstand er omgivelsesenergi lagret i jord, berggrunn eller grunnvann, og består i hovedsak av lagret solenergi med et lite varmebidrag fra radioaktiv nedbryting av naturlig forekommende grunnstoffer i berggrunnen. Figur 9 viser en prinsippskisse av grunnvarmeløsning med borehull i fjell med lukket u-rørskollektor som er tilknyttet en væske-vann varmepumpe. En frostsikker væske sirkulerer i borehullets kollektor og henter opp energi som heves til ønsket temperatur i varmepumpen. Boredybde for en energibrønn av denne typen varierer typisk fra 100-300 meter. Energibrønner gir en forholdsvis stabil temperatur gjennom året. Figur 9 Energibrønn i fjell med lukket kollektor (Kilde: NGU). 3.2.2 Uteluft Uteluft brukes mye som varmekilde i mindre anlegg, men kan også brukes i større. Fordelen er at uteluft er lett tilgjengelig over alt. Man bruker en uteluftkonvektor til å overføre varme fra utelufta til arbeidsmediet. Ulempen med uteluft er at temperaturen varierer mye, og at det er kaldest når man trenger varmen fra varmepumpa som mest. Dersom fordampningstemperaturen blir lavere enn 0 C vil man også kunne få riming på varmepumpa ved at fuktighet i lufta fryser på overflaten. Dette senker varmeovergangen, og derfor må avrime utedelen. Dette krever energi, og gjør at utbyttet fra varmepumpa blir lavere sammenlignet med løsninger som ikke krever avriming. 15 Middeltemperatur Bodø, normalår basert på 1961-1990 10 5 0 0 50 100 150 200 250 300 350-5 Figur 10: Normaltemperatur (døgnmiddel) i Bodø. Kilde: Metereologisk institutt.
Mulighetsstudie for grunnvarme ved Universitetet i Nordland 20 Figur 10 viser normaltemperaturen i Bodø gjennom et år. Her ser vi at temperaturen ligger forholdsvis jevnt over året, noe som er en fordel dersom man skal bruke uteluft som kilde. Dimensjonerende utetemperatur i Bodø er på -16,7 C. Det er ikke noe problem å få en større varmepumpe til å fungere ned til -15 C, så i prinsippet kan en varmepumpe basert på uteluft dekke mesteparten av varmebehovet. Ved så lave temperaturer vil man imidlertid få svært lav effektfaktor på grunn av høyt temperaturløft og avriming. Figur 11: Tørrkjøleren på taket til Universitetet i Nordland er en luftkonvektor. Figur 11 viser den største tørrkjøleren som står på taket til Universitetet i Nordland. Denne brukes i dag til å dumpe varme fra kjølesystemet, men kan i prinsippet også brukes til å hente varme fra utelufta. 3.2.3 Sol En solfanger er i prinsippet en varmeveksler som overfører varme fra solstråling til en væske som sirkulerer inne i solfangeren. Denne væsken brukes ofte til forvarming av tappevann, men den kan også brukes til lading av energibrønner eller til å heve temperaturen inn på fordamperen til varmepumpa. Sol er en høyst variabel energikilde i Norge, og ved å bruke solfangere får man mest energi når man trenger det minst.
Mulighetsstudie for grunnvarme ved Universitetet i Nordland 21 I kombinasjon med energibrønner kan man imidlertid nyttigjøre energiinnstrålingen om sommeren også. Dette gjøres ved å bruke solfangerne til å varme opp fjellet, og dermed kan man lagre mye av varmen til vinteren kommer. Asplan Viak har et system hvor dette utnyttes, som er beskrevet i avsnitt 3.3.1. Man skulle tro at solfangere var fånyttes å installere i Nord-Norge, men på grunn av lange og lyse sommernetter er den årlige energiinnstrålingen i nord ikke så forskjellig fra årlig innstråling sør i landet. Simuleringer med programmet PVGIS viser at solinnstrålingen ligger på hele 941 kwh/m2/år i Narvik. 3.3 Kombinasjon av varmeopptakssystemer 3.3.1 Terralun - sesonglagring av varme i berggrunnen Grunnvarmeanlegg kan utformes for kun uttak av varme (eller kjøling), eller som et energilager med balansert uttak og tilbakeføring av varme. På denne måten kan grunnen betraktes som et batteri eller en stor lagertank der sommerens overskuddsvarme lagres til bruk på kalde vinterdager. Tilgang til batteriet/lagertanken skjer via borehull. Forutsatt balansert (figur 12), vil et energilager dekke samme energibehov med færre borehull, lavere investeringskostnader, kortere inntjeningstid og deretter store besparelser hvert år. Figur 12 Skisse som viser den nødvendige energibalansen mellom uttatt og tilført varme i et borehullsbasert energilager á la Terralun. Terralun er Asplan Viaks energisystem som kombinerer solvarme og energilagring. Lokale tilpasninger, systematikk og avansert styring sørger for et optimalisert dynamisk samspill mellom de ulike komponentene. Resultatet er en rimelig og miljøvennlig oppvarming med en høy andel av lokal og gratis fornybar energi. Rent fysisk består Terralun av en solfanger, et energilager og en varmepumpe. Solfangeren er utformet som en bakkesolfanger der rørsløyfer er en integrert del av asfaltdekke, kunstgressbane eller andre flater. Energilageret er utformet som borehull i fjell med kollektorslanger et såkalt borehullsbasert termisk energilager (BTES Borehole thermal energy storage). Energibehovet til oppvarming og tappevann gjennom året forsynes av solfanger og energilager. Til enhver tid benyttes den energibæreren med høyest temperatur. Vår, sommer og høst vil dette i hovedsak være solfanger, mens lagret solvarme fra sommer hentes ut fra borehullene om vinteren. En varmepumpe løfter temperaturen fra borehullene til ønsket distribusjonsnivå. Varmepumpedrift er også nødvendig ved bruk av bakkesolfanger, men
Mulighetsstudie for grunnvarme ved Universitetet i Nordland 22 liten temperaturforskjell mellom bakkesolfanger og distribusjonstemperatur gjør at varmepumpens virkningsgrad blir høy. Tilgang til solenergi er minst når behovet er størst og derfor lagres solenergi fra sommer til vinter. Sesonglagring av energi i borehull i fjell har etter hvert blitt en utprøvd teknologi for energilagring. I tillegg til solenergi kan også overskuddsvarme fra kjøling av ventilasjonsluft utnyttes ved at ventilasjonsluften varmeveksles med kollektorvæsken som kommer fra borehullene. Kollektorvæsken fra borehullene har relativt lav temperatur slik at denne kjølemetoden ofte krever kun elektrisitet til drift av sirkulasjonspumpe og kalles frikjøling. Samtidig som man oppnår at energibalansen i det borehullsbaserte energilageret gjenopprettes og er klart til uthenting om vinteren, er behovet for kjøpt energi til frikjøling i størrelsesorden 2-5 % av kjøleleveransen. For bygg med kjølebehov er derfor frikjøling mot borebrønner i fjell ofte svært økonomisk lønnsomt. Terralun energisystem ble etablert på Ljan skole i Oslo sommer og høst 2011 (figur 13). Bortsett fra enkelte mindre justeringer, viser foreløpig drift gode resultater. Omfattende driftsovervåking dokumenterer ytelsene i de ulike delene av anlegget. Figur 13: Terralun varmesystem er etablert på Ljan skole i Oslo. Overskuddsvarme fra bakkesolfangeren vår, sommer og høst sesonglagres i de 24 energibrønnene på nordsiden av skolebygningen. Bakkesolfangeren er lagt i asfalt i skolegården på sørsiden av den fredede skolebygningen på Ljan. 3.3.2 Energibrønner eller Terralun i kombinasjon med uteluft Energibrønner eller Terralun kan kombineres med uteluft. Da lager man systemet slik at man bruker den energikilden som er mest hensiktsmessig. Om sommeren kan utelufta brukes til å lade energibrønnene. Denne løsningen krever et avansert styringssystem á la anlegget på Ljan skole (figur 13).
Mulighetsstudie for grunnvarme ved Universitetet i Nordland 23 4 ENERGI- OG EFFEKTBEHOV FOR DE ULIKE ALTERNATIVENE Ved inngåelsen av oppdraget ble det bestemt at tre ulike alternatver skulle undersøkes: Alternativ 1: Eksisterende bygningsmasse Alternativ 2: Eksisterende bygnignsmasse pluss 15 000 m 2 nybygg Alternativ 3: Eksisterende bygningsmasse pluss 30 000 m 2 nybygg I beregningen av energibehov for nybyggene har vi tatt utgangspunkt i klimameldingen, som sier at energirammene i byggeforskriften skal strammes inn passivhusnivå innen 2015 og til nesten null-energinivå i 2020. Basert på dette har vi antatt at de første 15 000 m 2 bygges som lavenergi-bygg etter yrkesbyggstandarden for passivhus, mens de siste 15 000 m 2 bygges som passivhus. Energi- og effektbehov for nybyggene er beregnet etter retningslinjene i passivhusstandarden. For de ulike alternativene har vi sett på forskjellige løsninger når det gjelder forholdet mellom energibrønner, henting av varme fra uteluft, lading av energibrønner fra uteluft og lading av energibrønner fra solfangere. 4.1.1 Lading for de ulike alternativene Ved bruk av uteluft til lading er det antatt en effekt på 660 kw(jamnfør avsnitt 2.3), og at man kan lade 8 timer per døgn fom. juni tom. august. Dette gir tilgjengelig ladeenergi på 490 000 kwh. Dersom man har behov for ladeenergi utover dette, må man enten investere i flere tørrkjølere eller solfangere. Man trenger ikke høye temperaturnivåer for å lade energibrønner, og å investere i avanserte plane- eller vakumsolfangere vil derfor ikke være hensiktsmessig. Til slike formål holder det med forenklede solfangerløsninger med rørslynger på tak. Dette er betydelig billigere, men siden dette ikke er vanlig i Norge har vi ikke erfaringskostnader på dette. Energiopptak og kostnader for denne løsnignen er derfor heftet med større usikkerhet enn andre kostnader. 4.2 Alternativ 1: Eksisterende bebyggelse Den eksisterende bebyggelsen består av fem byggetrinn. Gjennom LOS har man rimelig god oversikt over energi- og effektbehov til varmeproduksjon. Hvor mye kjøling man har behov for er det stor usikkerhet rundt, og her har man vært tvunget til å gjøre en del antagelser. For alternativ 1 har vi sett på fire ulike løsninger: Løsningsnavn 1-G-90%-S 1-G-90%-L 1-GL-90%-L Beskrivelse Varmepumpa dimensjoneres til å dekke 90 % av energibehovet. Denne bruker kun grunnvarme(g) som varmekilde. Energibrønnene er dimensjonert som et balansert energilager, og lades med kjøleenergi pluss solenergi(s) om sommeren. Som løsningsforslag 1, men energibrønnene lades med kjøleenergi pluss energi fra uteluft(l) om sommeren. Varmepumpa dekker 90 % av energibehovet, men henter i dette
Mulighetsstudie for grunnvarme ved Universitetet i Nordland 24 1-GL-85%-L alternativet varme både fra energibrønner(g) og uteluft(l). Energibrønnene lades med kjøleenergi pluss uteluft om sommeren. Som alternativ 3, men varmepumpa dimensjoneres til å dekke 85 % av energibehovet. 4.2.1 Effektbehov, varme Figur 14 viser varighetskurven for el-kjelene i henholdsvis 2012 (fram til 10. desember) og 2011. I 2012 har maksimalt effektbehov vært på 1392 kw. I 2008 var maksimalt effektbehov oppe i 1567 kw. Det har imidlertid vært perioder hvor olje-kjelene har vært innkoblet i stedet for el-kjelene, og i disse periodene har vi ikke oversikt over maksimal effekt. Ifølge driftspersonalet gir effektverdiene for el-kjelene en god pekepinn på maksimalt effektbehov. Figur 14: Varighetskurve for el-kjelen for 2011 (Forbruk i fjor) og 2012 (forbruk i år). Hentet ut fra LOS 10.12.2012. 4.2.2 Energibehov, varme Energibehovet har variert en god del de siste 5 årene. Dersom man ser på de siste to årene har det graddagskorrigerte forbruket ligget ganske jevnt. Derfor velger vi å basere oss på snittet av det graddagskorrigerte forbruket det to siste årene, som er på 2 767 000 kwh per år. 4.2.3 Effektehov, kjøling Det er installert svært mye kjølekapasitet på Universitetet i Nordland, og som beskrevet i avsnitt 2.2.4 pågår det et arbeid for å finne ut hvor mye av kapasiteten som faktisk benyttes. Det eneste som er sikkert er at denne er sterkt overdimensjonert. Som et anslag har vi antatt at det er bruk for 70 % av kapasiteten som er installert til kjøling av datarom etc. Vi har videre antatt at det kun er bruk for 15 % av den installerte kjølekapasiteten i ventilasjonsaggregatene. Dette gir et maksimalt effektbehov til kjøling på 239 kw. 4.2.4 Energibehov, kjøling Kjølingen er en viktig faktor fordi denne kan brukes til å lade energibrønne. Dersom man baserer seg på anslaget som er gitt i (Barlindhaug Consult, Nordconsult, 2009) på 20 kwh/m 2, har man et kjølebehov på 760 000 kwh per år.
Mulighetsstudie for grunnvarme ved Universitetet i Nordland 25 Ved å anta en årlig brukstid for maksimal effekt på 3000 timer for kjøleanlegget med en maksimal effekt på 239 kw, kommer man opp i et årlig kjølebehov på 737 000 kwh per år. Det vil sannsynligvis være lite hensiktsmessig å legge rørføringer for å koble alle isvannskretsene til energibrønnene. I beregningene har vi derfor bare tatt høyde for kjølekapasiteten som er tilknyttet isvannskretsen i byggetrinn 1 og byggetrinn 4, og står dermed igjen med en tilgjengelig kjøleenergi på ca. 620 000 kwh per år. Sannsynligvis er det mest fornuftig, ved en større revisjon av energianlegget, at alt kjøle- og fryseutstyr tilknyttes glykolsystemet slik at varmen blir tatt vare på. I tillegg kan eksisterende uteenheter for lokale anlegg tas bort. Disse er ofte lite pene, det frigis plass og en støykilde fjernes. Kuldeanleggene vil kunne bruke mindre energi og de får reduserte energibehov, dette pga mer stabil og lavere temepratur på varm side (kondenseringstemperatur).dersom det skulle vise seg at de to andre kjølekretsene også er lett tilgjengelige, eller at noe av den desentraliserte kjølingen kan kobles isvannskretsene, vil dette være positivt for økonomien til brønnparken. Dersom det viser seg at kjølebehovet er mye mindre enn antatt, må man i noen av løsningsalternativene sørge for økte lademuligheter f.eks. ved hjelp av en ny luftkonvektor. Helst bør man ha en bedre oversikt over kjølebehov før anlegget dimensjoneres, dersom man ikke har det må man følge opp anlegget svært tett det første året. 4.2.5 Dimensjonering av varmepumpa Vi har brukt timesveridiene for effekt på el-kjelen de siste 5 årene for å utarbeide en varighetskurve for anlegget og estimere hvor stor effekt en varmepumpe må ha for å oppnå en energidekningsgrad på henholdsvis 85% og 90%. Resultatet er vist i tabell 3. Tabell 3: Dimensjonering av varmepumpa basert på historisk energi- og effektbehov 2012 2011 2010 2009 2008 2007 SNITT Energidekning 90 % 531 441 436 532 562 519 503 Effektdekning 1 38 % 39 % 32 % 40 % 36 % 39 % 37 % Energidekning 85% 452 385 368 454 492 454 434 Effektdekning 33 % 34 % 27 % 34 % 31 % 34 % 32 % I 2010 og 2009 ble det brukt mye olje, mens det ikke ble brukt noe olje i 2012 (13.12.2012) og 2008. Det er også forskjellig hvor lenge anlegget har blitt stengt ned om sommeren. Basert på tallene over vil en varmepumpe på 530 kw gi rundt 90 % energidekningsgrad, og en varmepumpe på ca. 460 kw vil gi en energidekningsgrad på rundt 85%. Dette vil selvfølgelig variere fra år til år. 4.3 Alternativ 2: Eksisterende bebyggelse pluss 15 000 m 2 nybygg For dette alternativet er to ulike løsninger undersøkt. Disse er beskrevet i tabell 4. Tabell 4: Beskrivelse av løsninger, Alternativ 2. Løsningsnavn 2-GL-90%-L Beskrivelse Varmepumpa dimensjoneres til å dekke 90 % av eksisterende energibehov pluss 50 % av effektbehovet til nygygget. Både grunnvarme 1 Referert til maksimalt effektforbruk det angitte året.
Mulighetsstudie for grunnvarme ved Universitetet i Nordland 26 og uteluft brukes som energikilder. Energibrønnene er dimensjonert som et balansert energilager, og lades med kjøleenergi pluss uteluft(l) om sommeren. 2-GL-85%-L Som løsningsforslag 1, men varmepumpa er dimensjonert til å dekke 85% av eksisterende varmebehov pluss 50% av kommende effektbehov. 4.3.1 Effektbehov, varme Effektbehovet for varme er beregnet til 280 kw basert på kriteriene for lavenergibygninger som er formulert i passivhusstandarden for yrkesbygg. 4.3.2 Energibehov, varme Energibehovet for varme er beregnet til 650 000 kwh per år basert på kriteriene for lavenergibygninger som er formulert i passivhusstandarden for yrkesbygg. 4.3.3 Kjøling Lavenergibygninger skal designes slik at de ikke har behov for mekanisk kjøling. Det kan hende at tekniske installasjoner vil kreve noe kjøling, men dette er ikke inkludert i beregningene. 4.4 Alternativ 3: Eksisterende bebyggelse pluss 30 000 m 2 nybygg For dette alternativet er to ulike løsninger undersøkt. Disse er beskrevet i Tabell 5. Tabell 5: Beskrivelse av løsninger, alternativ 3. Løsningsnavn 3-GL-90%-L Beskrivelse Varmepumpa dimensjoneres til å dekke 90 % av eksisterende energibehov pluss 50 % av effektbehovet til fremtidig bebyggelse. Både grunnvarme og uteluft brukes som energikilder. Energibrønnene er dimensjonert som et balansert energilager, og lades med kjøleenergi pluss uteluft(l) om sommeren. 3-GL-85%-L Som løsningsforslag 1, men varmepumpa er dimensjonert til å dekke 85% av eksisterende varmebehov pluss 50% av kommende effektbehov. 4.4.1 Effektbehov, varme Effektbehovet for varme er beregnet til 220 kw basert på kriteriene for passivhus som er formulert i passivhusstandarden for yrkesbygg. 4.4.2 Energibehov, varme Energibehovet for varme er beregnet til 400 000 kwh per år basert på kriteriene for passivhus som er formulert i passivhusstandarden for yrkesbygg.
Mulighetsstudie for grunnvarme ved Universitetet i Nordland 27 4.4.3 Kjøling Passivhus skal designes slik at de ikke har behov for mekanisk kjøling. Det kan hende at tekniske installasjoner vil kreve noe kjøling, men dette er ikke inkludert i beregningene. 4.5 Oppsummering, energi- og effektbehov Tabell 6:Energi- og effektbehov for ulike alternativer. Oppvarming Tilgjengelig VP 90 % VP 85% kjøling [kwh] [kwh] [kw] [kw] Alternativ 1 Eksisterende bygningsmasse 2 767 000 620 000 530 460 Alternativ 2 Eksisterende + 15 000 m2 3 417 000 620 000 670 600 lavenergibygg Alternativ 3 Alternativ 2 + 15 000 m2 passivhus 3 817 000 620 000 780 710
Mulighetsstudie for grunnvarme ved Universitetet i Nordland 28 5 DIMENSJONERING OG PLASSERING AV ENERGIBRØNNER 5.1 Områdebeskrivelse - topografi og geologi Universitetet i Nordland er lokalisert på Mørkved ca. 10 kilometer øst for Bodø (figur 15). Berggrunnen ved Universitetet i Nordland ved Mørkved består av kalkglimmerskifer (lys grønn farge i figur 16). Løsmassene er kartlagt som forvitringsmateriale over berggrunnen (rosa farge i figur 17). Befaringen viser fjell i dagen i områder med skrenter, samt på byggetomten for studenthotellet i sørøst (figur 18). Løsmassetykkelsen forventes å være begrenset, anslagsvis mellom 0-5 meter for hele området. Figur 15 Lokalisering av Universitetet i Nordland ca. 10 kilometer øst for Bodø (rød markør) (kilde: kart.finn.no). Figur 16 Berggrunnskart over området. Berggrunnen ved Universitetet i Nordland ved Mørkved (rød markør) er kartlagt til å besta av kalkglimmerskifer (Kartkilde: NGUs nasjonale berggrunnsdatabase).
Mulighetsstudie for grunnvarme ved Universitetet i Nordland 29 Figur 17 Kart over løsmassegeologi ved Universitetet i Nordland (rød markør) viser at området er kartlagt som forvitringsmateriale (rosa farge) over fjelloverflaten (Kilde kart: www.ngu.no/kart/granada). Figur 18 Flyfoto i 3D over universitetsområdet viser tydelig skrentene og byggetomtene med fjell i dagen (kilde: www.norgei3d.no )
Mulighetsstudie for grunnvarme ved Universitetet i Nordland 30 5.2 Dimensjonering av energibrønnene i Earth Energy Designer Earth Energy Designer er en av de vanligste programvarene for dimensjonering av energibrønner i et grunnvarmeanlegg. Den svenskutviklede programvaren er også brukt i dimensjoneringen av de 14 ulike beregningsalternativene vist i tabell 10. I beregningene legges det vekt på følgende hovedtrekk: Energidekningsgraden for summen av produsert varme fra varmepumpen for de fleste alternativene er 90 eller 85 %. De fleste beregningsalternativene forutsetter et balansert energilager der uttatt mengde varme om vinteren må føres tilbake i løpet av vår, sommer og høst. Beregningsalternativene ser på anlegg bestående av kun energibrønner, eller kombinasjonsanlegg basert på energibrønner og luft (eventuelt solvarme). Det gjøres også beregninger for 500 meter dype energibrønner, både som balansert energilager og energibrønner for kun uttak av varme. Data i tabell 7, tabell 8 og tabell 9 er utgangpunktet for beregningnene i EED. Tabell 7 viser månedsfordeling og varmebehov for alternativ 1, 2 og 3 ved Universitetet i Nordland og viser til de planlagte utbyggingstrinnene ved Universitet i Nordland (beskrevet i avsnitt 2.5, 4.2, 4.3 og 4.4). Alle beregningsalternativene beskrevet i tabell 10 og tilhørende resultater i tabell 12 har utgangspunkt i disse månedsverdiene. Første tallet i beregningsalternativene gjenspeiler hvilket utbyggingstrinn (1, 2 og 3) det henvises til (tabell 10). Tabell 8 viser antatt månedlig fordeling (% og kwh) av kjølebehovet ved Universitetet i Nordland. Radene nedenfor i samme tabell viser et eksempel på hvordan eventuell nødvendig supplerende lading antas fordelt, samt tilsvarende for summen av kjølebehovet og øvrig lading. Tabell 9 er et eksempel hvordan beregningsalternativene som kombinerer luft og energibrønner håndterer fordelingen mellom de to varmekildene. Tabell 9 viser også energidekningsgraden for produsert varme fra varmepumpen hver måned. Faste inngangsverdier som benyttes i EEDberegningene er gitt i tabell 11. Laboratoriemålt varmeledningsevne på bergartsprøver for bergarter fra Østlandsområdet (kartblad «Oslofeltet» - hovedsakelig et større område rundt Oslofjorden) er vist i figur 19. Geologisk enhet 35, 40, 41, 42 og 44 (merket med røde firkanter) er ulike typer gneis slik som berggrunnen ved Universitetet i Nordland ved Mørkved. Stiplet rød linje viser at midterste måleverdi («strek inne i blå boks») for effektiv varmeledningsevne ofte er rundt 3,0 W/m K for gneisbergartene. Variasjonene er imidlertid store, særlig for glimmergneis (enhet 44). Fordi laboratoriemålinger av varmeledningsevne foregår på tørre bergartsprøver, gir dette anslagsvis minimum 10 % lavere verdier enn hva som er tilfellet i virkeligheten (Midttømme, 2000). Ut fra dette bør medianverdi for de ulike gneistypene (geologisk enhet 35, 40, 41, 42 og 44 i figur 19) i felt være ca. 3,0+0,3 3,3 W/m K. Fordi glimmerskiferbergartene erfaringsvis, både ved laboratoriemåling av varmeledningsevne og ved termisk responstest i testborehull har vist til dels svært høye verdier for effektiv varmeledningsevne, brukes 3,4 W/m K i beregningene i EED (
Mulighetsstudie for grunnvarme ved Universitetet i Nordland 31 tabell 11). Termisk borehullsmotstand settes til 0,1 (m K)/W som er vanlig verdi for enkel-u kollektor. Detaljerte tabeller som viser månedsvis fordeling av levert varme, kjøling/lading og fordelingen mellom luft og energibrønner for hvert av beregningsalternativene er vist i tabell 17 til tabell 27 i vedlegg (avsnitt 10.1). Tabell 7 Månedsfordeling og varmebehov for alternativ 1, 2 og 3 ved Universitetet i Nordland. Alternativ 1, 2 og 3 viser til de planlagte utbyggingstrinnene ved Universitet i Nordland (beskrevet i avsnitt 2.5, 4.2, 4.3 og 4.4). Alle beregningsalternativene i tabell 10 og tabell 12 tar utgangspunkt i disse månedsverdiene. Jan Feb Mar Apr Mai Jun Jul Aug Sept Okt Nov Des SUM Månedsfordeling 14.73 % 13.57 % 12.99 % 10.18 % 7.48 % 0.00 % 0.00 % 4.72 % 6.82 % 9.27 % 9.04 % 11.21 % 100 % Alternativ 1 - nåtilstand (kwh/mnd) 407 481 375 382 359 484 281 640 206 843 0 0 130 453 188 626 256 583 250 116 310 098 2 766 705 Alternativ 2 - eksisterende + 15 000 m2 lavenergibygg 503 257 463 613 443 978 347 837 255 460 0 0 161 115 232 962 316 891 308 904 382 984 3 417 000 (kwh/mnd) Alternativ 3 - Alternativ 2 + 15 000 m2 passivhus (kwh/mnd) 562 169 517 884 495 951 388 555 285 365 0 0 179 976 260 233 353 987 345 064 427 817 3 817 000 Tabell 8 Fordeling av kjølebehov og eksempel på fordeling avøvrig lading. For beregningsalternativene er det verdien «øvrig lading av energibrønner (kwh/mnd) som varierer. Antatt kjølebehov (kwh/år) 622 591 Antatt fordeling av kjølebehov - levert som frikjøling (%) 4 % 4 % 5 % 7 % 10 % 14 % 15 % 15 % 10 % 7 % 5 % 4 %100.00 % Antatt fordeling kjøling (kwh/mnd) 24 904 24 904 31 130 43 581 62 259 87 163 93 389 93 389 62 259 43 581 31 130 24 904 622 591 Antatt fordeling øvrig lading (%) 0 % 0 % 0 % 0 % 15 % 20 % 25 % 25 % 15 % 0 % 0 % 0 %100.00 % Øvrig lading av energibrønner (kwh/mnd) 0 0 0 0 60 632 80 842 101 053 101 053 60 632 0 0 0 404 211 SUM frikjøling og lading 24 904 24 904 31 130 43 581 122 891 168 005 194 441 194 441 122 891 43 581 31 130 24 904 1 026 802 Antatt fordeling frikjøling og lading (%) 2.43 % 2.43 % 3.03 % 4.24 % 11.97 %16.36 % 18.94 % 18.94 % 11.97 % 4.24 % 3.03 % 2.43 %100.00 % Tabell 9 For beregningsalternativene som kombinerer luft og energibrønner gir tabellen oversikt over energidekningsgrad per måned og prosentandel som dekkes av varmepumpe med henholdsvis luft og energibrønner som varmekilde. Beregningsalternativer med energibrønner og luft Jan Feb Mar Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Des Energidekningsgrad er 90% Energidekningsgrad levert varme fra VP per måned (%) 66 % 69 % 98 % 100 % 100 % 0 % 0 % 100 % 100 % 100 % 100 % 95 % Andel per måned (%) som dekkes av varmepumpe med luft som varmekilde 19 % 20 % 45 % 70 % 100 % 0 % 0 % 100 % 100 % 100 % 60 % 19 % Andel per måned (%) som dekkes av varmepumpe med energibrønner som varmekilde 81 % 80 % 55 % 30 % 0 % 100 % 100 % 0 % 0 % 0 % 40 % 81 % Energidekningsgrad er 85% Energidekningsgrad levert varme fra VP per måned (%) 57 % 59 % 89 % 100 % 100 % 0 % 0 % 100 % 100 % 100 % 100 % 85 % Andel per måned (%) som dekkes av varmepumpe med luft som varmekilde 30 % 30 % 55 % 70 % 100 % 0 % 0 % 100 % 100 % 100 % 60 % 35 % Andel per måned (%) som dekkes av varmepumpe med energibrønner som varmekilde 70 % 70 % 45 % 30 % 0 % 100 % 100 % 0 % 0 % 0 % 40 % 65 % Tabell 10 Beskrivelse av de 14 beregningsalternativene for grunnvarme ved Universitetet i Nordland. Beregningsalternativ Beskrivelse 1-G90% Alternativ 1. 90% energidekningsgrad, alt fra energibrønner. 1-GL90% Alternativ 1. 90% energideksningsgrad. Varmekilder er luft og energibrønner. 1-GL85% Alternativ 1. 85% energideksningsgrad. Varmekilder er luft og energibrønner. 1-G90% u/lading Alternativ 1. 90% energidekningsgrad, alt fra energibrønner. Ingen lading av energibrønner 1-Gdyp90% u/lading Alternativ 1. 90% energidekningsgrad, 500 meter borehull. Ingen lading av energibrønner. 1-Gdyp90% m/lading Alternativ 1. 90% energidekningsgrad, 500 meter borehull. 100% lading av energibrønnene. 2-GL90 Alternativ 2. 90% energideksningsgrad. Varmekilder er luft og energibrønner. 2-GL85% Alternativ 2. 85% energideksningsgrad. Varmekilder er luft og energibrønner. 2-G90% Alternativ 2. 90% energidekningsgrad, alt fra energibrønner. 2-G85% Alternativ 2. 85% energidekningsgrad, alt fra energibrønner. 3-GL90% Alternativ 3. 90% energideksningsgrad. Varmekilder er luft og energibrønner. 3-GL85% Alternativ 3. 85% energideksningsgrad. Varmekilder er luft og energibrønner. 3-G90% Alternativ 3. 90% energidekningsgrad, alt fra energibrønner. 3-G85% Alternativ 3. 85% energidekningsgrad, alt fra energibrønner.
Mulighetsstudie for grunnvarme ved Universitetet i Nordland 32 Tabell 11 Faste inngangsverdier benyttet i EED-beregningene. Parameter Verdi Effektiv varmeledningsevne (W/m K) 3,4 Termisk borehullsmotstand (m K)/W 0,1 Grunnens overflatetemperatur valg for Bodø i EED ( C) 4,8 Angitt SPF for varmepumpen 3,5 Dybde energibrønner ca. 200 m aktiv boredybde (m) - varierer 196-224 Sirkulasjonshastighet kollektorvæske (liter/sekund) 0,6 Diameter kollektor, enkel U-rør, turbo (mm) SDR 17, PN 10 (mm) 40 Diameter energibrønn (mm) (115 eller 139 innvirker lite på beregningene). 139 Kollektorvæske Etanol, 25 % Simuleringstid (år) 25 Innbyrdes avstand mellom energibrønnene for energilager (m) 8 Innbyrdes avstand mellom enkeltstående energibrønner - alternativene uten lading (m) 25 Figur 19 Laboratoriemålte verdier for varmeledningsevne for geologiske enheter på kartblad Oslofeltet (Ramstad et al., 2008). Geologisk enhet 35, 40, 41, 42 og 44 (merket med røde firkanter) er ulike typer gneis tilnærmet lik berggrunnen ved Universitetet i Nordland ved Mørkved. Stiplet rød linje viser at midterste måleverdi («strek inne i blå boks») for effektiv varmeledningsevne ofte er rundt 3,0 W/m K for gneisbergartene. Variasjonene er imidlertid store. 5.2.1 Temperaturkrav for gjennomsnittlig temperatur i kollektorvæsken i energibrønnene Temperaturkravene for driftsår 25 og leveranse av maksimaleffekter som ligger til grunn for EED-beregningen er:
Mulighetsstudie for grunnvarme ved Universitetet i Nordland 33 a) Gjennomsnittlig kollektorvæsketemperatur i energibrønnen ((Tut+Tinn)/2) ved vanlig drift for å levere månedens oppgitte varmebehov, gitt som en andel av årlig energibehov fordelt i tabell 17-tabell 27 i vedlegg, settes til minimum ca. 0 C. b) Laveste gjennomsnittlige kollektorvæsketemperatur (varmedrift) settes til minimum ca. -5 C (ca. -6,5/-3,5 C). c) Maksimal varmepumpeeffekt forutsettes tilbud 24 timer/døgn i november, desember, januar og februar, mars samt 16, 8, 5 og 16 timer/døgn i henholdsvis april, mai, september og oktober. Figur 20 og figur 21 viser eksempler på gjennomsnittlig kollektorvæsketemperatur for ulike driftssituasjoner for henholdsvis driftsår 25 (fordelt per måned) og temperaturutviklingen år for år. Diagrammene er hentet fra beregningseksempel 1-GL90%. Temperaturkravene for energi- og effektleveranse må sees i sammenheng. Endres temperaturkravene, endres også energibrønnenes ytelser. I EED-beregningene settes temperaturkravene som en grensebetingelse, men i praksis er det uproblematisk å gå utover disse temperaturnivåene så lenge maskinene tåler det og så lenge det er hensiktsmessig at maskinene og anlegget opererer ved slike betingelser. For varmepumpedrift kan begrensningen være temperaturnivåer som gir fullstendig frysing av grunnvannet rundt kollektoren. Volumøkningen ved total frysing kan i noen sjeldne tilfeller føre til at kollektoren ødelegges ved sammenpressing og medfølgende lekkasje. Ødelagt kollektor merkes med trykkfall i kollektorslangene (på fordampersiden), og aktuell kollektor bør stenges av og skiftes så raskt som mulig. Avhengig av spesifikt effektuttak fra borehullet og termisk borehullsmotstand (antatt å være 0,1 (W m)/k ved varmedrift, tabell 11) vil temperaturforskjellen mellom kollektorvæsken og grunnvannet i energibrønnene ved Universitetet i Nordland være ca. 2-4 C. Perioder med minusgrader på kollektorvæsken før full innfrysing er derfor sannsynlig. Full innfrysing av grunnvannet ved Universitetet i Nordland vurderes som greit. Sannsynligheten for, og konsekvensen av ødelagt kollektor er liten. Det anbefales å legge inn alarmer slik eventuelle trykkfall i kollektorslangene (på fordampersiden) oppdages umiddelbart.
Årlig min-max fluidtemp. [ C] Fluidtemperatur [ C] Mulighetsstudie for grunnvarme ved Universitetet i Nordland 34 20 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0-2 -4 JAN FEB MAR APR MAJ JUN JUL AUG SEP OKT NOV DEC År 25 gfedcb gfedcb gfedcb Fluidtemperatur Toppkyllast Toppvärmelast Figur 20 Resultater fra beregninger i EED vist som gjennomsnittlig kollektorvæsketemperatur (Tinn+Tut)/2 for ulike driftssituasjoner i driftsår 25. Gjennomsnittlig kollektorvæsketemperaturer ((Tut+Tinn)/2) ved vanlig drift for å levere månedens oppgitte energileveranse fra energibrønnene og varmepumpedrift om vinteren og frikjøling / lading om sommeren (rød kurve) varierer mellom ca. 0-13 C (tabell 18, beregningsalternativ 1-GL90%). Ved kontinuerlig drift og maksimal effektleveranse på 485 kw fra varmepumpen er gjennomsnittlig kollektorvæsketemperatur minimum -5 C (grønn kurve). På grunn av ladingen, med tilbakeføring av varme til energibrønnene, er temperaturen høyere om sommeren. Den blå kurven som viser «Toppvärmelast» er temperaturen i kollektorvæsken som nås dersom energibrønnene tilføres en en spesifikk varmeeffekt på 65 W/m i sommeremånedene. Det er lite sannsynlig at det noen gang vil bli så høyt effektbehov til lading. 20 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0-2 -4 gfedcb gfedcb gfedcb gfedcb Min T för topplast Max T för topplast Min T för baslast Max T för baslast 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 År Figur 21 Gjennomsnittlig kollektorvæsketemperaturnivåer for driftsår 1-25. Den stabile temperaturutviklingen med årene betyr at energibrønnene er i balanse med like mye tiløført som uttatt varme. 5.3 Resultater Tabell 12 er en oppsummering av resultatene fra dimensjonering av de 14 beregningsalternativene med programvaren EED. Forklaring til postene i tabellen er: 1) «Energilager (ja/nei)» angir hvorvidt anlegget er dimensjonert som et balansert energilager med uttak og tilbakeføring av like mye varme. De fleste beregningsalternativene dimensjoneres for energilagring. Årsaken til dette er flere:
Mulighetsstudie for grunnvarme ved Universitetet i Nordland 35 a) Bygningene ved Universitetet i Nordland har per i dag et kjølebehov. Dette kjølebehovet, antatt og beregnet til å være 622 591 kwh/år (se også avsnitt 4.2.4) er tatt med i alle beregningsalternativene. b) Grunnvarmeanlegg designet for kun uttak av varme trenger uforholdsmessig mange flere boremeter for å yte samme varmemengde sammenlignet med et balansert energilager. For eksempel viser beregningsalternativene, «1-G90%» som tilsvarer «1-G90% u/lading» med samme levert varmemengde, at alternativetet uten lading trenger 68 % mer aktiv boredybde enn tilsvarende alternativ med energilager. c) Nødvendig avstand mellom energibrønnene for grunnvarmeanlegg designet for kun uttak av varme må være minimum 20 meter, mens avstanden mellom energibrønnene i et energilager kan være 6-8 meter. Konsekvensen av for kort avstand mellom energibrønnene gir redusert virkning av energibrønnene med årene. Figur 22 viser at effektiviteten av en energibrønn plasert på en linje 15 og 10 meter unna nabobrønnen i driftsår 25 er henholdsvis ca. 87 og 81 % sammenlignet med effektiviteten av en enkeltstående energibrønn. Minimum 20 meters avstand mellom energibrønnene og flere energibrønner (jf. punkt 1b ovenfor) gjør at kostnader til grøfter, samt et stort arealbehov gjør at større anlegg vanligvis utformes som et balansert energilager. For eksempel vil de 105 energibrønnene i beregningsalternativ «1-G90% u/lading» med 20 meters avstand kreve en 2080 meter lang linje, eller alternativt 3 linjer som hver er 680 meter lang. På Universitetet i Nordland ved Mørkved er det ikke plass til dette arealkrevende alternativet uten tilbakelading av energibrønnene. Figur 22 Konsekvensen av for kort avstand mellom energibrønnene er redusert virkning av energibrønnene med årene. For eksempel er effektiviteten av en energibrønn plasert på en linje 15 og 10 meter unna nabobrønnen i driftsår 25 er henholdsvis ca. 87 og 81 % sammenlignet med effektiviteten av en enkeltstående energibrønn (kilde: etter Göran Hellström).
Mulighetsstudie for grunnvarme ved Universitetet i Nordland 36 2) Kolonnen med «Levert varme fra VP (kwh/år)» angir hvor mye produsert varme som leveres fra varmepumpen for de ulike beregningsalternativene. Varmemengden øker i takt med de planlagte utbyggingstrinnene samt varierer med energidekningsgraden. 3) «Levert varme fra energibrønner og VP (kwh/år)» viser hvor mye av levert varme som produseres med berggrunnen og energibrønnene som varmekilde. 4) Tilsvarende som ovenfor, angir «Levert varme fra luft og VP (kwh/år)» hvor mye av levert varme som produseres med luft som varmekilde. 5) Kolonnene «Behov for energi til lading av energibrønner (kwh/år)» viser behovet for energi til lading av energibrønnene for å oppnå nødvendig energibalanse mellom uttatt og tilført energi (figur 12). Unntaket er de to beregningsalternativene uten lading (1-G90% u/lading og 1-Gdyp90% u/lading) der byggenes kjølebehov på ca. 622 591 kwh/år gjøres tilgjengelig for lading. 6) «Behov for tilleggslading utover kjølebehov (kwh/år)» viser at beregningsalternativene som bruker kun energibrønner som varmekilde naturlig nok trenger mest tilleggslading utover kjølebehovet. For kombinasjonsalternativene med varmekildene luft og energibrønner varierer behovet for tilleggslading med 0 (eller -38 693, det vil si varmeoverskudd) til 404 211 kwh/år. Disse energimengdene for tilleggslading er overkommelige tatt i betraktning tilgjengelig luftkonvektor på taket (figur 11), eventuelt supplert med solfangere som kan være aktuelt å sette opp i de planlagte byggetrinnene. 7) Kolonnene «Antall borehull», «Boredybde (m) og «Aktiv boredybde (m)» er resultatet fra beregningene i EED som er nødvendig for å tilfredsstille temperaturkravene gitt i avsnitt 5.2.1 og for å produsere oppgitt varme. Med «aktiv boredybde» menes den delen av kollektoren i energibrønnen som er i den grunnvannsfylte delen hvor varmeutvekslingen foregår. Antall borehull og boredybden er viktige inngangsverdier for kostnadsanalysen i avsnitt 7. 8) Den siste kolonnen «Maks levert effekt (kw) fra VP når kollektorvæsketemp. = (-5) C» viser maksimumsstørrelsen på varmepumpen tilpasset beregningsalternativet. Temperaturkravet for maksimal levert effekt (kw) er en gjennomsnittlig kollektorvæsketemperatur på -5 C. Tabell 12 Resultater for de 14 beregningsalternativene. Alt. Energilager (ja/nei) Levert varme fra VP (kwh/år) Levert varme fra energibrønner og VP (kwh/år) Levert varme fra luft og VP (kwh/år) Behov for tilleggslading utover kjølebehov (kwh/år) Antall borehull Behov for energi til lading av energibrønner (kwh/år) Boredybde (m) Aktiv boredybde (m) Maks levert effekt (kw) fra VP når kollektorvæsketemp = (-5) C 1-G90% Ja 2 516 187 2 516 187 1 797 276 1 174 685 56 219 12 264 750 1-GL90% Ja 2 489 098 1 041 970 1 447 128 744 264 121 673 35 220 7 700 485 1-GL85% Ja 2 351 524 817 458 1 534 066 583 899-38 693 25 220 5 500 350 1-G90% u/lading 1-Gdyp90% u/lading 1-Gdyp90% m/lading Nei 2 516 187 2 516 187 0 622 591 0 105 196 20 580 1100 Nei 2 516 187 2 516 187 0 622 591 0 30 500 15 000 850 Ja 2 516 187 2 516 187 0 1 797 276 1 174 685 20 500 10 000
Mulighetsstudie for grunnvarme ved Universitetet i Nordland 37 2-GL90% Ja 3 074 144 1 286 878 1 787 266 919 199 296 608 49 213 10 437 646 2-GL85% Ja 2 904 233 1 009 596 1 894 637 721 140 98 549 35 209 7 315 458 2-G90% Ja 3 075 902 3 075 902 0 2 196 510 1 573 918 64 223 14 272 890 2-G85% Ja 2 905 226 2 905 226 0 2 075 636 1 453 045 56 224 12 544 780 3-GL90% Ja 3 434 008 1 437 522 1 996 486 1 026 802 404 211 56 210 11 760 730 3-GL85% Ja 3 244 208 1 127 781 2 116 427 805 558 182 967 36 220 7 920 498 3-G90% Ja 3 438 121 3 438 121 0 2 455 801 1 833 209 72 222 15 984 990 3-G85% Ja 3 246 059 3 246 059 0 2 318 613 1 696 022 64 223 14 272 890 5.4 Forslag til plassering av energibrønner Figur 23 viser foreslått brønnplassering og grøftetrasé til energisentralen. Det markerte området som er størstedelen av grøntområdet foran hovedinngangen utgjør et areal på ca. 6000 m 2 hvor det ikke er planlagt utbygging (jf. figur 7). Området er tilstrekkelig stort for å etablere alle de vurderte energilageralternativene i tabell 12 (se også figur 26), og avstanden til energisentralen er kort. Alle installasjoner, energibrønner og tilhørende grøfter, vil være usynlige etter etablering og vil ikke påvirke grøntområdet. Tilgang til brønntoppene for eventuelt vedlikehold i energibrønnene kan gjøres ved å grave opp rett over brønnen. For å ikke komme i konflikt med kunstverket foran hovedinngangen, bør energibrønnene plasseres sør for dette. Endelig plassering av energibrønnene i et hensiktsmessig område med minst mulig andre bruksinteresser gjøres i samråd med oppdragsgiver. Hvis nødvendig, kan energibrønnene plasseres under planlagte bygg. Dette er vanligvis mer aktuelt i byområder med mindre tilgjengelig areal enn det man har ved Mørkved. Boringen bør da i såfall gjøres i byggegropa rett før bygget etableres, og det er viktig at brønntopper måles inn veldig nøyaktig. Tilgang til energibrønnene for eventuelt vedlikehold kan gjøres ved å sage opp gulvet i kjelleren over brønntoppene. I stedet for rektangulære brønnmønstre som ofte brukes, anbefales det at brønnene plasseres i et trekantmønster med 8 meters innbyrdes avstand. Dette er plassbesparende sammenlignet med rektangulære brønnmønstre (figur 25). Figur 26 viser forslag til forskjellige brønnmønstre og hvilke dimensjoner som kreves for de vurderte energilageralternativene i tabell 12. Dimensjonene viser at det markerte grøntområdet (figur 23) sør for kunstverket foran hovedinngangen er mer enn stort nok for etablering av energilageralternativene i tabell 12. Brønnmønstrene tar utgangspunkt i trekantmønsteret vist i figur 25.
Mulighetsstudie for grunnvarme ved Universitetet i Nordland 38 Figur 23 Forslag til brønnplassering og grøftetrasé til energisentralen. Det markerte området som er størstedelen av grøntområdet foran hovedinngangen utgjør et areal på ca. 6000 m 2 hvor det ikke er planlagt utbygging (jf. figur 7). Området er tilstrekkelig stort for å etablere alle de vurderte energilageralternativene i tabell 12 (se også figur 26), og avstanden til energisentralen er kort. Alle installasjoner, energibrønner og tilhørende grøfter, vil være usynlige etter etablering uten å påvirke av grøntområdet. Tilgang til brønntoppene for eventuelt vedlikehold i energibrønnene kan gjøres ved å grave opp rett over brønnen. For å ikke komme i konflikt med kunstverket foran hovedinngangen, bør energibrønnene plasseres sør for dette (kartkilde:www.kart.finn.no).
Mulighetsstudie for grunnvarme ved Universitetet i Nordland 39 Figur 24 Kunstverket foran hovedinngangen ved Universitetet i Nordland (Foto: Lars Røed Hansen). Figur 25 Prinsippskisse som viser forslag til brønnmønster og innbyrdes plassering av energibrønnene For anlegg med mange brønner er dette trekantmønsteret plassbesparende sammenlignet med vanlige rektangulære og kvadratiske brønnmønstre.
Mulighetsstudie for grunnvarme ved Universitetet i Nordland 40 Figur 26 Forskjellige brønnmønstre som viser hvilke dimensjoner (lengder og bredder) som kreves for de vurderte energilageralternativene i tabell 12. Brønnmønstrene tar utgangspunkt i trekantmønsteret vist i figur 25. Eksemplene på brønnmønstre viser at arealet tilgjengelig på grøntområdet sør for hovedinngangen er mer enn stort nok for alle beregningsalternativene som innebærer balanserte borehullsbaserte energilagre. 5.5 Oppsummering av dimensjonering og plassering av energibrønner Det er gjennomført 14 ulike beregningsalternativer for grunnvarme ved Universitetet i Nordland. Beregninger og vurderinger gjort i avsnitt 5 kan oppsummeres slik: 1. Rent teknisk vurderes kombinasjonen av varmekildene energibrønner og uteluft som mest realiserbar. På grunn av lang fyringssesong og fordi varmemengden fra energibrønnene er styrende for dimensjoneringen, vil et anlegg kun basert på energibrønner som varmekilde kreve at energibrønnene i løpet av en kort sommerperiode må lades tilbake med like mye varme som uttatt gjennom fyringssesongen. Det vil være krevende å finne en «ladekilde» med «tilstrekkelig høy» temperatur og varighet til å oppnå full tilbakelading. Et alternativ er solfangere, men det store varmebehovet vil kreve nokså store arealer og investeringer. Ved å kombinere energibrønner og uteluft, reduseres energimengden som hentes fra energibrønnene betydelig, og med tilhørende redusert ladebehov. Uteluften vil bli benyttet som varmekilde når temperaturen er gunstig med tanke på høyest mulig
Mulighetsstudie for grunnvarme ved Universitetet i Nordland 41 virkningsgrad. Videre vil en driftsstrategi som minimaliserer behovet for avriming være viktig for å øke levetiden på utedelen / luftinntaket. I praksis vil det si at varmepumpen bruker uteluft som varmekilde når lufttemperaturen er høyere enn 3 C. Unntaksvis må man regne med at varmepumpen også bruker uteluft som varmekilde når temperaturen er lavere enn 3 C. Når temperaturen er lavere enn 3 C legges det opp til at energibrønnene vil være varmepumpens varmekilde. Temperaturdata fra Bodø viser at utlufttemperaturen er høyere enn 3 C flere ganger i løpet av vintermåndene. Figur 27 og figur 28 viser henholdsvis døgnmiddel- og døgnmakstemperaturer for årene 2009-2012. Med kombinasjonen energibrønner og uteluft blir supplerende lading, utover antatt kjølebehov som dekkes med frikjøling, overkommelig enten med eksisterende uteluftkonvektor (figur 11) eller med enkle og billigere solfangere (omtalt i avsnitt 4.1.1). 2. Beregningsalternativene som forutsetter en energidekningsgrad på 85% og samtidig kombinerer uteluft og energibrønner som varmekilder, resulterer i den minste aktive boredybden. Relativt liten aktiv boredybde gir også begrenset maksimalt effektuttak, og vurderes til å være i minste laget for energianlegget i sin helhet. Spesifikt effektuttak ved maksimalbelastning er beregnet å være ca. 45 W/m. 3. Etablering av energibrønner for kun uttak av varme vurderes som for arealkrevende og dyrt for produksjon av en så stor varmemengde (ca. 2,8-3,8 GWh/år) som Universitetet i Nordland trenger. 4. Energibrønnene bør plasseres så nærme energisentralen som mulig slik at nødvendig grøftelengde blir kortest mulig og nødvendig pumpearbeid minst mulig. Grøntområdet sør for hovedinngangen vil være godt egnet. Dette er også et område uten utbyggingsplaner slik at energibrønnene blir relativt lett tilgjengelige under gresset for eventuelt vedlikehold. 5. Et alternativ eller supplement til de enkle solfangerene omtalt i avsnitt 4.1.1 vil være etablering av ordinære solfangere i forbindelse med de to neste utbyggingstrinnene. Disse solfangerne kan i tillegg til tilbakelading av energibrønnene også brukes til direkte varmtvannsproduksjon. Solfangere enten integrert i fasaden, eller montert på tak eller vegg, vil være en fin måte å formidle universitetets grønne profil på en synlig måte. Etter etablering vil ikke energibrønnene bli synlige. 6. Hvis anlegget har, eller bygges ut med overkapasitet for lading (for eksempel sol), anbefales det å lade energibrønnene utover det som kreves for å oppnå energibalansen mellom uttatt og tilført energi. Tilbakeføring av mer varme vil føre til at temperaturen i energibrønnene øker med årene noe som vil bedre varmepumpens virkningsgrad. 7. Det er trolig fornuftig å etablere et anlegg som har kapasitet til å levere varme til de to planlagte utbyggingstrinnene, altså ett av beregningsalternativene som starter med 3. Dette gjelder særlig etablering av energibrønnene og tilhørende grøfter. Det vil gi en høyere investering nå, men ekstrakostnaden med å gjøre anleggsarbeidet i to omganger vil være forholdsmessig større blant annet fordi rehabilitering av plen/grøntområdet, samt opp og gjengraving av grøfter vil måtte gjøres en gang ekstra. Samtidig unngås praktiske og estetiske ulemper som er knyttet til omfattende anleggsarbeid rett utenfor
Mulighetsstudie for grunnvarme ved Universitetet i Nordland 42 universitetets hovedinngang. Hvorvidt utbyggingen skal gjøres i en omgang anbefales vurdert i en forprosjektfase. 8. Det er gjort beregninger for 500 meter dype energibrønner, både med og uten lading. Dette kunne vært gode alternativer, men er forbundet med mer usikkerhet. Usikkerheten gjelder mindre erfaring fra grunnvarmeanlegg bestående av 500 meter dype energibrønner, og om berggrunnen inneholder store vannførende sprekker som gjør dyp boring vanskelig/umulig. En enkel gjennomgang av registrerte borebrønner i NGUs nasjonale database for grunnvann Granada, viser at de fleste borebrønnene i Bodøområdet innenfor samme kartlagte berggrunn, har lav-middels vanngiverevne med mindre enn 500-1000 liter/time Noen få enkeltbrønner gir veldig mye vann. Figur 27 Døgnmiddeltemperaturer (TAM) i Bodø for årene 2009-2012. Diagrammet viser også Normalen 1961-1990 (døgn), og linjen for 3 C (rød). Temperaturdataene er hentet fra målestasjonen på Bodø lufthavn. Figur 28 Døgnmakstemperaturer (TAX) i Bodø for årene 2009-2012. Diagrammet viser også Normalen 1961-1990 (døgn), og linjen for 3 C (rød).temperaturdataene er hentet fra målestasjonen på Bodø lufthavn.