POTENSIALET FOR UTNYTTELSE AV GEOTERMISK VARME I NORGE

TGB 4800 Eksperter i Team POTENSIALET FOR UTNYTTELSE AV GEOTERMISK VARME I NORGE Gruppe 6 Bjørnar Strand Ketil Brun Kjell Gabriel Garpestad Noman Ahmed Tellef Lunden Øystein Wærstad

Forord Denne rapporten er det faglige resultatet av prosjektfaget Eksperter i Team ved NTNU våren 2004. Eksperter i Team er et tverrfaglig prosjekt der studenter med ulik faglig bakgrunn samarbeider om en oppgave. Vår gruppe består av seks sivilingeniørstudenter, derav en representant fra hver av linjene marin, teknisk kybernetikk, kjemi og petroleumsteknologi, samt to stykker fra energi og miljø. Vår oppgave tar for seg potensialet som ligger i geotermisk varmeutnyttelse i Norge ved hjelp av varmepumpe. Vi ønsker å takke Helge Skarphagen fra Båsum Boring AS, Randi Kalskin og Kirsti Midttømme fra NGU og forsker Jørn Stene ved SINTEF Energiforskning AS for verdifull veiledning gjennom oppgaven. Takker også landsbyhøvding Kai Nielsen for god faglig veiledning under arbeidet. Trondheim 03.05.04 Bjørnar Strand Kjell Gabriel Garpestad Ketil Bruun Noman Ahmed Tellef Lunden Øystein Wærstad 2

Sammendrag Energisituasjonen i Norge er i dag et stort diskusjonstema i media. Landet går et stadig større elektrisk energiunderskudd i møte og det ønskes derfor mer elektrisk kraft tilgjengelig. I et normalår importerer Norge netto elektrisk kraft fra våre naboland, og dette er for det meste kullkraft som bidrar til økte utslipp av både CO 2 og NO x. Den eneste relativt raske veien til en kraftbalanse vil være å bygge konvensjonelt gasskraftverk. Dette er tross alt bedre enn å importere kullkraft, men det er ikke særlig fremsynt med tanke på å oppfylle Kyoto-avtalen. I denne rapporten blir det fremsatt en alternativ løsning til økt produksjon, der en ved bruk av geotermisk varme erstatter en del av den direkte elektriske oppvarmingen. I første del av rapporten blir varmepumpa og dens virkemåte presentert. Ulike mulige varmekilder basert på geotermisk varme ble vurdert opp mot hverandre og den mest anvendelige for hele Norge ble lagt til grunn for resten av rapporten. Det viste seg å være bergvarme. Forskjellige metoder for boring av energibrønner, og berggrunnens varmeledningsevne blir også omtalt. For å kunne vurdere det totale potensialet for utnyttelse av varmepumpe basert på grunnvarme ble det utviklet en beregningsmodell. Modellen tar utgangspunkt i ti sammenlikningsbyer som representerer Norges ulike klimasoner. Den private boligmassen ble også forenklet ved å dele den i tre kategorier: eneboliger, rekkehus og blokkleiligheter. Rapporten la Enøk Normtall til grunn i beregningen av energiforbruket til de ulike boligformene. Gjennom simuleringer i dataprogramet Earth Energy Designer blir det vurdert hvor aktuelt bruk av varmepumpe basert på bergvarme er på de utvalgte stedene. Her blir borelengder vurdert opp mot nødvendig energibehov for de enkelte boligtypene. Den generelle vurderingen av potensialet er ikke vurdert ut fra et økonomisk perspektiv. Rapporten forsøker kun å se på potensiale for å redusere bruk av elektrisk energi. Ved å ta med økonomiske aspekter vil fort potensialet reduseres betraktlig. Det blir likevel gjort noen generelle vurderinger der en ser på aktualiteten for bruk av bergvarme ut fra andre kriterier. Rapporten viser at Norge kan spare mellom 15,3 og 20,5 TWh elektrisk energi i året. Totalt forbruk av elektrisitet er i dag omtrent 120 TWh. Potensialet for elektrisitetsbesparelse basert på bergvarme er derfor i området 13 til 17 prosent av dette. Dette er et rent teoretisk potensial og kan ikke forventes fullt utnyttet. Earth Energy Designer viste at det var vanskelig å trekke slutninger på hvordan landsdeler egner seg i forskjellig grad for bruk av bergvarmepumper. En ser imidlertid en tendens til at byene langs kysten av Sør-Norge skilte seg positivt ut. 3

Innholdsfortegnelse Fagrapport Eksperter i Team, Våren 2004 1 INNLEDNING... 6 1.1 ØKT BEHOV...6 1.2 ENERGIKVALITET...7 2 VARMEPUMPE... 8 2.1 VIRKEMÅTE OG OPPBYGNING...8 2.1.1 Fordamper... 9 2.1.2 Kompressor... 9 2.1.3 Kondensator... 9 2.1.4 Strupeventil... 9 2.2 VIKTIGE FAKTORER FOR LØNNSOMHET...9 2.3 TEMPERATURLØFT...11 2.4 VIKTIGE FAKTORER FOR DIMENSJONERING AV VARMEPUMPEANLEGG...11 2.5 VARMEKILDER...12 2.6 VARIGHETSDIAGRAM...12 3 ULIKE TYPER GRUNNVARME...13 3.1 GRUNNVANN SOM VARMEKILDE...13 3.1.1 Forbruksbrønner...15 3.1.2 Resirkulasjonsbrønner...15 3.1.3 Indirekte varmeopptak...16 3.2 BERGVARME...16 3.3 JORDVARME...17 3.4 HOT DRY ROCK, HDR...18 3.5 HVILKEN TYPE GRUNNVARME ER MEST ANVENDELIG I HELE NORGE?...19 4 GEOTERMISK VARME...19 5 BORING AV ENERGIBRØNN...21 5.1 BORING I LØSMASSER...21 5.1.1 Foringsrørboring...21 5.1.2 Spiralboring...22 5.2 BORING I FAST FJELL...22 5.2.1 Rotasjonsboring...22 5.2.2 Hammerslagboring/slagboring...22 5.3 GJENFYLLING AV BOREHULL...23 5.4 PRAKTISK UTFØRING AV ENERGIBRØNN...23 6 BERGVARMEPOTENSIALET FOR BOLIGER I NORGE...24 6.1 BEREGNINGSMODELL...25 6.1.1 Parametere...26 6.1.2 Selve beregningen...27 6.2 RESULTATER OG KOMMENT ARER...28 7 EARTH ENERGY DESIGNER...31 7.1 EARTH ENERGY DESIGNER - KORT INNFØRING...31 7.2 INNLEGGING AV NØDVENDIGE PARAMETERE...31 7.3 OVERSIKT OVER INPUT -PARAMETERE BENYTTET I SIMULERINGENE...33 7.4 PRESENTASJON AV RESULTAT...34 7.5 BRØNNFORMASJONER...36 7.6 LEVETID, TEMPERATURER, BORELENGDE OG ANTALL BRØNNER...37 7.7 OPPSUMMERING AV RESULTATENE...38 8 HVOR AKTUELT ER DET Å BENYTTE BERGVARME?...39 8.1 UTNYTTELSE AV BERGGRUNNEN RETTIGHET TIL Å TA UT GRATIS ENERGI...40 8.2 KJØLING I BOLIGER ØKT KOMFORT...40 8.3 KONSEKVENS AV LAV DUT...40 8.4 AREALBEGRENSNINGER I TETTSTEDER...41 4

9 MILJØ OG SAMFUNN...42 9.1 BETYDNINGEN AV CO 2...42 9.2 HVA ER MULIG Å OPPNÅ?...43 9.3 KYOTO AVTALEN...43 9.4 HVORDAN SELGE ENERGILØSNINGEN VARMEPUMPE?...44 10 DISKUSJON...45 11 KONKLUSJON...47 12 REFERANSER...48 12.1 FIGURREFERANSELISTE...48 Vedleggsoversikt Vedlegg 1: Normtall Vedlegg 2: Varighetskurve enebolig Vedlegg 3: Varighetskurve blokk Vedlegg 4: Varighetskurve rekkehus Vedlegg 5: Elkraftbesparelse Vedlegg 6: Boligfordeling Vedlegg 7: Landsbesparelse Vedlegg 8: Inndata EED Vedlegg 9: Simuleringsresultater EED Vedlegg 10: Utfil fra EED 5

1 Innledning Norge har en høy andel elektrisitet i energiforbruket. Kraftforbruket per innbygger er rundt ti ganger større enn verdensgjennomsnittet. Dette har flere forskjellige grunner. Det skyldes blant annet mye kraftintensiv industri og et tidligere overskudd av elektrisk energi. Vi har hatt mye lett tilgjengelig vannkraft, og statlig utbygging av elektrisitetsnettet har ført til lettvindt bruk av elektrisitet til oppvarming i bolighus. Ettersom det elektriske overskuddet på kraft i Norge gradvis har avtatt utover 90-tallet, har det nå gått over til å bli underskudd i et normalår. Dette har ført til at behovet for ny alternativ energi har meldt seg. Årsstatistikk - Import \ eksport 25000 20000 GWh 15000 10000 Import Eksport 5000 0 2003 2002 2001 2000 1999 1998 1997 1996 1995 1994 1993 1992 1991 1990 År Figur 1: Årsstatistikk over importert og eksportert elektrisitet. Kilde: NVE Statistikken i Figur 1 viser trenden fra netto eksportoverskudd til netto importoverskudd i løpet av en tiårsperiode. Forbruket ligger i snitt på rundt 120-125 TWh og derav går ca. 43 TWh med til romoppvarming og 17 TWh til varmt tappevann i den totale bygningsmassen. 1.1 Økt behov Med tørrår og lite vann i magasinene som følge, skjøt elektrisitetsprisen i været og vi fikk det tabloidene kaller en kraftkrise i 2002. Noe måtte gjøres. I følge tabloidene måtte strømprisen ned. Eldre personer satt i mørket og frøs i hjel i frykt for den høye strømregningen som ville komme. I realiteten finnes det tre alternativer for å løse problemet: Produsere mer kraft, redusere forbruket av elektrisk kraft på andre områder eller erstatte elektrisitet der det er mulig med andre energikilder. Det er flere måter å fremskaffe mer energi på, men den elektriske kraften er begrenset av mange faktorer. Økonomisk er det vanskelig å konkurrere med vannkraften som dekker 99 % av all elektrisitetsproduksjon i Norge i dag. Men også miljøaspektet er en bøyg for nye miljøvennlige elektrisitetskilder. Vindmøller er ikke noe skjønnhet å se til. De er høye, kritthvite og rager frem i naturen som et unaturlig monument. I tillegg til det visuelle er de nærmeste naboene plaget med støy fra møllene når de er i drift. Større solcelleanlegg vil også være en visuell forurensning om de skulle vært plassert ut i energiparker som ville ha noen energimessig betydning. Vannkraften har flere miljøfiendtlige momenter den også, men på grunn av den utrolige energikilden som lå i vannkraften og fortidens syn på landskapsvern, har den vært mye enklere å bygge ut. Teknologien innen fornybar energi er heller ikke her kommet så langt at den er i nærheten av å konkurrere på like vilkår som vannkraften. 6

Vannkraften har vært en hvilepute for det norske energibehovet. Vi har hatt mer enn nok av den, og brukt den deretter. Perspektivene for fremtiden har heller ikke vært helt korrekte. Som et eksempel kan det trekkes frem utbyggingen av Longerak kraftstasjon i Setesdal. Den ble bygd langt oppe i dalsiden og utnyttet ikke fallpotensialet på langt nær. For som utbyggerne sa i 1915: Mer strøm blir det aldri behov for i Setesdal. Årsproduksjonen er på 8 GWh. Den største kraftstasjonen i Setesdal i dag er på 1462 GWh.[1] I dag vil det ikke være aktuelt med noen større vannkraftutbygginger på grunn av miljøhensyn og andelen vassdrag som allerede er utbygd. Men som i historien ovenfor vil det være et potensial i utbedringer i eksisterende anlegg, selv om denne ekstra energien vil være kostbar sammenlignet med dagens kostnad. Et annet potensial vil være innen mini- og mikrokraftverk. Her ligger det flere mindre vassdrag som kan utnyttes uten de store innvirkningene på naturen. Det kan også nevnes en tendens man har hatt det siste halvannet år. Den kraftkrevende industrien er redusert på grunn av dårligere tider, noe som har hjulpet litt på knappheten av elektrisitet. Men er det en plass man virkelig trenger elektrisitet, så er det til den kraftkrevende industrien som skaper mange arbeidsplasser. Dette forbruket bør man ta sikte på å få opp igjen på samme nivå som før, om ikke enda høyere. Norges fremtid som olje- og gassnasjon vil avta utover dette århundret og da er det viktig å ha best mulig landbasert industri til å ta over. Derfor bør man ikke basere seg på denne ledige kapasiteten på elektrisitetsmarkedet som kommer fra den reduserte industrien. Rapporten tar derfor ikke kraftkrevende industri som et potensielt spareområde. 1.2 Energikvalitet Siden det er så lett å være etterpåklok, er det viktig at vi i dag tenker oss godt om og ikke planlegger så kortsiktig som tidligere. Derfor må vi utnytte ressursene på en bedre måte, nå som det begynner å bli knapphet rundt disse. Måten elektrisk kraft har blitt brukt på er ikke optimal sett fra et energimessig ståsted. Elektrisk kraft er i likhet med mekanisk arbeid, hundre prosent anvendelig energi, såkalt eksergi. Varme derimot er av en helt annen energikvalitet. Dette gjelder begge veier, når man lager energien og når den blir brukt. Poenget her er å ikke bruke den høyverdige energien til lavverdige formål, som for eksempel å bruke elektrisk kraft til oppvarming. Da bruker man 100 % eksergi til å dekke en lavverdig kilde som i utgangspunktet kun trenger sju prosent eksergi. Resterende eksergi kan sees på som tapt, i den grad vi ikke greier å utnytte den til vårt formål. Hver sin energi til hvert sitt formål. Ved å bruke elektrisk kraft til å pumpe varme opp fra en geotermisk kilde, vil man få mye mer varme igjen for hver kwh elektrisitet. Sett på en annen måte sparer man høyverdig energi fra oppvarmingsformål og kan benytte den der hvor kun høyverdig energi kan benyttes, som for eksempel til belysning og elektronisk utstyr. Slik som situasjonen har vært i normalår og tørrår de siste åtte årene, har produksjonsunderskuddet i Norge blitt dekket av import. Denne kraften kommer fra naboland som Sverige, Danmark, Finland og til dels Tyskland. Kraften som produseres er hovedsaklig fra kullkraftverk, men også fra vannkraft, vindkraft og kjernekraft. I de årene det er underskudd på nedbør i Norge, er det stor sannsynlighet for at det er lite nedbør også i våre naboland. Vindkraften er en lite dynamisk kraft, altså den må brukes i det den produseres, dette medfører at hovedsaklig andel av importert energi kommer fra termiske kraftverk, altså kullkraftverk. Siste nytt i energidebatten i Norge er at regjeringen har lovet 2 mrd til CO 2 -fri gasskraft. Dette kan muligens ordne energisituasjonen noe. Uansett er det rett å redusere bruken av elektrisitet 7

for kun å benytte denne der det er nødvendig. Rett energi til riktig formål bør være i fokus. Oppvarming basert på energifleksibilitet og fornybare energikilder som grunnvarme vil kunne være et trekk i riktig retning. 2 Varmepumpe En varmepumpe er en termisk maskin som ved tilførsel av primærenergi, for eksempel elektrisitet, pumper varme fra et lavt til et høyere temperaturnivå. For at varmepumpa skal bli en effektiv og god økonomisk investering er det flere faktorer som spiller inn. For det første er det viktig å ha en god varmekilde tilgjengelig. At varmekilden er god, innebærer at den kan avgi varme ved mest mulig konstant temperatur over hele fyringssesongen, og at temperaturen er høyest mulig. Et varmepumpeanlegg bruker fornybar energi, i form av lavverdig varme som kan komme fra ulike kilder som sjøvann, grunnvann, fjell, uteluft, jord, kloakk, ferskvann osv. Temperaturnivå fra disse kildene vil oftest være altfor lavt for å kunne brukes til oppvarmingsformål, og det må da tilføres høyverdig energi, eller eksergi.[2] [3] 2.1 Virkemåte og oppbygning Hovedkomponentene i et varmepumpeanlegg er fordamper, kompressor, kondensator og strupeventil bundet sammen med en lukket rørkrets. Figur 2: Varmepumpas oppbygning. Ki lde: Varmepumper for oppvarming og klimakjøling i bygninger I rørkretsen sirkulerer et arbeidsmedium, som henter varme ved lav temperatur fra varmekilden, og avgir denne varmemengden ved en høyere temperatur til varmeforbruker. I denne kretsprosessen gjennomgår arbeidsmediet ulike tilstandsforandringer: 8

2.1.1 Fordamper Ved innløpet til fordamperen (varmeveksler) er arbeidsmediet i væskefase, og trykket holdes så lavt at mediet har lavere temperatur enn varmekilden. Temperaturforskjellen fører til at varme strømmer fra varmkilden til arbeidsmediet, som begynner å fordampe. 2.1.2 Kompressor Arbeidsmediet i gassfase suges inn i en kompressor. Kompressoren øker trykket og dermed temperaturen på arbeidsmediet så mye at den blir høyere enn temperaturen i omgivelsene. For å få til denne kompresjonen må en tilføre høyverdig energi i form av mekanisk arbeid. Det er altså i kompressoren energien som driver varmepumpa må tilføres. 2.1.3 Kondensator Arbeidsmediet i gassfase ved høyt trykk og høy temperatur strømmer over i en kondensator (varmeveksler). Ettersom arbeidsmediet holder en høyere temperatur enn det mediet som skal varmes opp, overføres varme til en eventuell radiatorkrets. Ved varmeavgivelsen kondenserer arbeidsmediet, og ved utløpet av kondensatoren er alt i væskefase. 2.1.4 Strupeventil Arbeidsmediet i væskefase ved høyt trykk og høy temperatur strømmer til en strupeventil. Der senkes trykket og dermed temperaturen på mediet til henholdsvis fordampningstrykk og -temperatur. Arbeidsmediet er igjen klart for varmeopptak i fordamperen.[2] [3] 2.2 Viktige faktorer for lønnsomhet Lønnsomheten til en varmepumpeinstallasjon vil være avhengig av selve utformingen og dimensjonering av anlegget, samt evne til å utnytte det på en effektiv måte. De viktigste faktorene er: Spesifikk anleggsinvestering (kr/kw installert varmeeffekt) Ekvivalent driftstid (t) Varmepumpeanleggets årsvarmefaktor (? ) Energipriser Spesifikk anleggsinvestering Spesifikk investering avtar med økende størrelse på anlegget og stabiliserer seg på ca. kr. 2000,- pr. kw varmeytelse for store anlegg over ca. 10 MW (1995). For varmepumpeanlegg i størrelser beregnet for eneboliger (2-10 kw), ligger spesifikk investering i størrelsesorden 6-10.000 kr/kwh. Se Figur 3. Typisk er investeringen til resten av energisentralen den dominerende kostnaden, og det er også den som varierer mest fra anlegg til anlegg. 9

Figur 3: Spesifikk anleggsinvestering Kilde: Kompendium vp prosess og system 2003. Ekvivalent driftstid Det er viktig at varmepumpa går lite på dellast og således får lengst mulig ekvivalent driftstid, t. Ekvivalent driftstid blir definert som den tiden varmepumpa vil måtte gå med full kapasitet for å levere den årlige varmeproduksjonen, og bør for bygningsoppvarming ligge i området 3-5000 timer per år. Høy ekvivalent driftstid betyr at varmepumpa utnyttes godt. En varmepumpe som er dimensjonert til å dekke 50 prosent av effektbehovet vil typisk kunne dekke 80-95 prosent av energibehovet. Effektfaktor - COP Effektfaktoren (Coefficient of Performance) er avhenging av temperaturløftet varmepumpa må gjøre, det vil si temperaturforskjellen mellom varmeopptak og varmeavgivelse. Se Figur 4. Varmepumpas effektfaktor er definert som forholdet mellom avgitt varmeeffekt P k og tilført elektrisk effekt P el. P k er lik summen av opptatt varmeeffekt fra omgivelsene og tilført elektrisk effekt. COP er en momentanverdi som viser varmepumpas effektivitet. Figur 4: Effektfaktor som funksjon av temperaturløft. Kilde: Varmepumper for oppvarming og klimakjøling i bygninger. 10

Årsvarmefaktor? Varmepumpas årsvarmefaktor (Seasonal Performance Factor, SPF) er gitt av forholdet mellom total varmeleveranse Q k fra varmpumpen i fyringssesongen, og totalt tilført elektrisk energi W el til å drive varmepumpa. Denne faktoren danner grunnlaget for vurdering av lønnsomheten til anlegget.? = Q k / W el Som for effektfaktoren er også årsvarmefaktoren avhengig av varmepumpas temperaturløft. Men det er årsvarmefaktoren som må legges til grunn når en skal vurdere anleggets lønnsomhet. Energipriser Energiprisene vil ha stor betydning for varmepumpas lønnsomhet. Til varmepumpas forsvar kan en si at den relativt sett blir mer lønnsom desto høyere energiprisene er. Sammenligner en for eksempel konvensjonell oppvarming med elektrisitet med bruk av varmepumpe med årsvarmefaktor på 3, vil en se at en dobling av elektrisitetsprisen vil gi lite utslag for varmepumpa i forhold til den konvensjonelle oppvarmingen.[3] 2.3 Temperaturløft Av Figur 4 ser en at effektfaktoren avtar raskt med økende temperaturløft for varmepumpa. Ofte vil temperaturnivået på lavtemperatursiden være gitt av de lokale forhold til varmekilden. Har en valget mellom flere varmekilder, vil en normalt velge den kilden som har høyest middeltemperatur i fyringssesongen. Også på høytemperatursiden er det viktig at en får utnyttet varmen med lavest mulig temperatur. Dette vil gi varmepumpa gode driftsbetingelser og anleggets årsvarmefaktor blir bedre. Typisk ligger årsvarmefaktoren for varmepumpe ved bruk av lavtemperatur radiatorsystem rundt 3-3,5.[3] 2.4 Viktige faktorer for dimensjonering av varmepumpeanlegg I industrielle anvendelser hvor en ofte har tilnærmet konstant varmebehov over året, dimensjoneres varmepumpa normalt for 100 % effektdekning. Dette gir en t-verdi på 6000-8000 timer pr. år. Ved bygningsoppvarming vil varmebehovet variere med utetemperaturen. Varmepumpa dimensjoneres kun for en gitt andel (40-70%) av bygningens netto effektbehov til romoppvarming. Nødvendig tilsatsvarme på ekstraordinære kalde dager dekkes av olje-, gasseller elektrokjel. Varmepumpa skal alltid nyttes fullt ut før spisslastkjelen kobler inn, slik at en unngår unødige driftskostnader. Ved sammenkobling av flere varmepumpeaggregater kobles kondensatorene i serie. Varmekilden avgjør om fordamperne skal kobles i serie eller parallell. 11

En skal unngå shuntkoblinger i varmedistribusjonskretsen. Det vil si sammenføring av tur- og returvann for blanding til ønsket leveransetemperatur. Det gir høyere returtemperatur tilbake til varmepumpa og følgelig høyere kondenseringstemperatur enn ushuntede koblinger.[2] [3] [4] 2.5 Varmekilder Varmepumper kan trekke varme fra en rekke lavtemperaturkilder. Det er vanligvis tilgjengeligheten som bestemmer valget av varmkilden. Hvis en har flere likeverdige varmekilder med hensyn til temperaturnivå og tilgjengelighet, må det gjøres en økonomisk og teknologisk sammenligning for å finne det beste alternativet. I Norge er det installert flest varmepumpeanlegg med ventilasjonsluft, uteluft eller sjøvann som varmekilde. Grunnvarme forventes imidlertid å få vesentlig større betydning på grunn av teknologisk utvikling og reduksjon i borekostnadene. Aktuelle varmekilder i Norge kan være: Sjøvann betraktes som den beste lavtemperaturkilden der den er tilgjengelig, er særlig aktuell for større varmepumpeanlegg (yrkesbygg, industri, fjernvarme). På grunn av Golfstrømmen er de beste temperaturforholdene på kysten langs Vestlandet og opp til Trøndelag. Innsjø/elver tilsvarende som for sjøvann. Største ulempen ved bruk av denne varmekilden i forhold til sjøvann er at den har lavere temperatur vinterstid, og frysepunktet er høyere. Uteluft lett tilgjengelig overalt, men har den ulempe at temperaturen er lavest når varmebehovet er størst. Luft-til-luft varmepumper for boliger har vært solgt i stort antall i Norge og gitt tilfredsstillende resultater. Men det har vært installert anlegg som aldri burde vært installert på grunn av for kaldt klima eller dårlig romløsning i boligen. I slike anlegg vil energisparingen bli langt mindre enn forventet, og anleggets levetid vil være vesentlig kortere enn for vann-til- vann varmepumper. Hvis høykvalitets lufttil-luft varmepumper blir installert på riktig måte kan denne typen anlegg gi brukbar energisparing og god lønnsomhet. Avløpsvann avløpsvann fra husholdning, industri og annen virksomhet representerer store energimengder. Bare husholdningssektoren gir en årlig energitilførsel til kloakknett på rundt 4-5 TWh pr år.[3] Det er altså et betydelig potensial. Denne typen varmekilde er til nå lite brukt i Norge. Grunner til dette kan være praktiske problemer knyttet til blant annet korrosjon, bakterievekst, hygiene o.l. Grunnvann Bergvarme Jordvarme De tre siste blir nærmere omtalt i neste kapittel.[2] [3] [5] 2.6 Varighetsdiagram Varmepumpa er en grunnlast, det vil si at den har en høy investeringskostnad pr kwh. Til gjengjeld gir den billig energi ved bruk. Ved hjelp av en varighetskurve kan vi beregne energibehovet for varmepumpa. Varighetsdiagrammet er beregnet ut i fra en innetemperatur på 17 C minus den gjennomsnittlige utetemperaturen. Man får da en kurve som går over 365 dager og viser effekten per dag. Arealet under kurven blir da energibehovet. For å utnytte 12

varmepumpa best mulig er det viktig med en lengst mulig driftstid på full effekt. Det kommer av den høye investeringskostnaden pr kwh. En typisk topplast, for eksempel en elektrisk kjel, vil ha en mye lavere investeringskostnad (ca. 15-20 % av en varmepumpe), men således være dyrere i drift. Derfor ønsker vi å benytte denne spisslasten minst mulig. Velbrukte tall tilsier at hvis rundt 50-70 % av maksimal effekt dekkes av varmepumpa, vil ca. 90 % av energibehovet dekkes av denne. Det er skissert i figuren under. Figur 5: Prinspipiell effekt-varighetskurve for bygning med konstant varmtvannsbehov over året. Kilde: S INTEF Rapport, Varmepumper Bygningsoppvarming 3 Ulike typer grunnvarme Siden vi skal utnytte grunnvarme er det naturlig å se på de ulike typene av grunnvarme som er tilgjengelig. Mange tenker på grunnvarme som en varmepumpe med hull i bakken som trekker ut energi. I realiteten er det flere ulike metoder for å benytte energien fra grunnen. Disse forskjellige metodene har ulikt potensial i energimengde, men også ulike investeringskostnader. Vi skal se litt nærmere på virkemåten til de ulike typene for utnyttelse av grunnvarme. 3.1 Grunnvann som varmekilde Temperaturmessig er grunnvann en meget god varmekilde for varmepumper. I Norge vil grunnvannstemperaturen være i størrelsesorden 2-10 o C avhengig av beliggenhet i landet og av magasinets dybde. Nær overflaten vil grunnvannstemperaturen påvirkes direkte av klimaet, og typisk variere med lufttemperaturen over året. I grunnvannsmagasiner dypere enn 10 meter under marknivå er temperaturen tilnærmet konstant. Temperaturnivået, t m kan bestemmes ut fra følgende empiriske formel: der: t m = t 0 + 1 + 0,02 x h t 0 = midlere årstemperatur uteluft h = dybde under overflaten i meter Figur 6 nedenfor viser en grov oversikt over grunnvannstemperaturen i Norden. 13

Figur 6: Istotermkart for grunnvannstemperaturen i Norden. Kilde: NGU Norske bergarter er som regel uten porevolum, og grunnvannet finnes derfor oftest i sprekker i fjellet. Løsavsetninger, som sand og grus er porøse, og grunnvannet finnes da i porevolumet. Grunnvannet fornyes enten gjennom tilførsel fra nedbør eller gjennom infiltrasjon fra vassdrag. Dersom grunnvannsmagasinet har kontakt med en innsjø eller et vassdrag, kan en ta ut svært store vannmengder. Det beste grunnvannstilsiget har en på elveslettene i de store dalførene på Østlandet. NGU har målt mulig varmeuttak fra grunnvann på utvalgte steder i Østerdalen til å være opptil 100 kw per brønn ved antatt 3 o C temperatursenking på vannet. Se Figur 7. Imidlertid er det svært store lokale forskjeller i mulig grunnvannsuttak. NGU har flere karttyper som kan benyttes for å se muligheter for grunnvannsopptak. 14

Figur 7: Mulig effektuttak fra grunnvann. Kilde: NGU Grunnvannsbaserte varmepumpeanlegg kan bygges opp på forskjellige måter, og en skiller mellom brønner i løsmasser og brønner i fjell. Disse deles igjen inn i: Forbruksbrønner, varmeuttak uten tilbakeføring Resirkulasjonsbrønner, varmeuttak med tilbakeføring Indirekte varmeopptak 3.1.1 Forbruksbrønner Forbruksbrønner er brønner hvor grunnvannet pumpes opp og avgir varme i varmepumpas fordamper og deretter ledes til avløp eller til en egen infiltrasjonsbrønn. Mulige varmeuttak fra grunnvannet er bestemt av tilgjenglig vannmengde og vanntemperatur/ temperatursenkning. Termodynamisk sett er dette et godt varmeopptakssystem, og vanntemperaturen inn til varmepumpa vil holde seg tilnærmet konstant over fyringssesongen. Varmeuttak uten tilbakeføring krever imidlertid at brønnene har tilstrekkelig kapasitet. Det er svært viktig å innhente kunnskap om vannkvaliteten. I visse områder kan en få store problemer med utfelling av blant annet jern, mangan, magnesium eller kalk i varmevekslere, brønner, pumper og ledninger. Dette vil igjen kunne medføre alvorlige driftsproblemer. 3.1.2 Resirkulasjonsbrønner Hvis den tilgjengelige grunnvannsmengden er for liten til at en kan benytte seg av varmeuttak uten tilbakeføring, kan en løsning være å resirkulere brønnvannet til uttaksbrønnen etter nedkjøling i varmepumpas fordamper. Varmepumpa vil da også trekke varme fra grunnen rundt brønnen, og temperaturnivået vil synke. Mulig varmeuttak fra brønnen er hovedsaklig gitt av brønndybden, bergmassens temperatur og varmeledningsevne. Dersom varmeuttaket blir for stort kan grunnvannet fryse. 15

3.1.3 Indirekte varmeopptak Et sekundærmedium, ofte etylenglykol/vann, sirkulerer i en lukket krets mellom borehullet og varmepumpa. For å unngå lekasjer av sekundærmedium til grunnvann benyttes helsveiste polyetylen plastslanger. Temperaturnivået i brønnen vil synke utover fyringssesongen. Med indirekte løsning vil en få en ekstra temperaturdifferanse på grunn av en ekstra varmeveksling mellom grunnvann og sekundærmedium. Termodynamisk er dette den dårligste løsningen, men løsningen medfører billigere pumpe og mindre pumpearbeid. Fordamperen er sikker mot korrosjon, groing, utfelling og frostfare. Av disse alternativene er det indirekte varmeopptak som er det mest vanlige i Norge. Dette er på grunn av at det er den sikreste løsningen driftsmessig.[3] [5] [6] [7] 3.2 Bergvarme Bergvarme er varmeuttak basert på varme fra fjell. Hvis en ønsker å utnytte varmen fra brønner i fjell som har moderat eller ingen grunnvannnsstrøm, kan en på tilsvarende måte som for indirekte varmeopptakssystemer for grunnvann, sirkulere et sekundærmedium i et lukket rørsystem. Avhengig av grunnvannsstrømmen, vil varmeuttaket bestå av nedkjøling og eventuelt utfrysing av vann i borehullet og fjellformasjonen rundt brønnen. Brønner i fjell bores vanligvis ned til 80-200 meter, og typiske dimensjoner på borehullet er 115-165 mm. I borehullene plasseres det helsveiste plastslanger i polyetylen påmontert bunnlodd. Vanlig ytre diameter på slangen er 40 mm og 32 mm indre. Mulig varmeuttak per meter borehull er avhengig av blant annet bergart og kvartsinnhold, berggrunnens oppsprekking, nedslagsfeltets størrelse, terrengets helning og kollektorbrønnens innbyrdes plassering i forhold til grunnvannsbevegelsen. Mengden bevegelig grunnvann og fjellets- og grunnvannets temperatur har også stor betydning. Sandstein og kvartsitter har som regel høy varmeledningsevne, mens for eksempel kalk- og leirsteiner har lav varmeledningsevne. Den store variasjonen i varmeledningsevne betyr, for eksempel, at et anlegg i kvartsitt trenger mindre enn halvparten så mange brønner for å levere samme energimengde som anlegg i leirstein eller kalkstein. Typiske verdier for mulig varmeuttak er 45 W per meter borehull, med variasjoner fra 20 til 80 W/m. Årlig energiuttak vil typisk variere fra 100 til 250 kwh per meter hull. Den laveste verdien reflekterer en såkalt tørr brønn uten grunnvannstilsig. Det er da nødvendig å fylle hullet med betong eller en blanding av bentonitt og kvartsand for å forbedre varmeovergangen mellom fjellet og kollektorslangen. Hvis fjellkollektoren er tilknyttet et varmepumpeanlegg som både leverer varme og kjøling, kan brønnen brukes til uttak av varme om vinteren og til lagring av overskuddsvarme fra kjøleanlegget om sommeren. Grunnen vil dermed fungere som et kombinert varme- og kjølelager, og nødvendig brønndybde vil reduseres. Et bergvarmesystem gir gode driftsbetingelser for varmepumpeanlegget ettersom temperaturnivået er relativt høyt og stabilt gjennom driftssesongen. Fordi kollektorslangene ligger trygt plassert i fjell har denne typen anlegg dessuten svært lang levetid og vedlikeholdsbehovet er minimalt. 16

De største ulempene for bergvarmebaserte systemer er relativt høy investering og usikkerheten omkring dimensjonering og mulig varmeuttak fra de enkelte brønnene. De totale kostnadene for en energibrønn vil som regel utgjøre 20 til 40 % av totalkostnaden for varmepumpeinstallasjonen.[2] [3] [5] [8] 3.3 Jordvarme Jordvarme er den enkleste formen for utnyttelse av grunnvarme. En kollektorslange legges ut som en varmevekslerslange på et åpent område. Her graves slangen ned på mellom 0,5 til 1,5 meters dyp. Avstand mellom sløyfene varierer mellom 1 til 2 meter. En vann/glykol blanding sirkulerer gjennom slangen og trekker varme ut fra jordsmonnet. Varmeopptaket består hovedsaklig av energi fra faseovergangen fra vann til is i jordmassen. Her er det mest energi å hente og det blir her man trekker ut hovedparten av energibehovet gjennom vinteren. Det er derfor en viktig faktor hvor god fuktigheten er i jordsmonnet, desto mer vann desto mer energi kan man trekke ut. Fuktig myr eller matjord vil altså kunne oppta og avgi vesentlig større varmemengder enn for eksempel drenert grusjord. Når varme opptas av varmebæreren i jordslangen, vil jorda nærmest slangen fryse, og frysesonen øker utover fyringssesongen i takt med varmeuttaket. Varmetransporten betinger en temperaturdifferanse, og denne vil være avhengig av jordens varmeledningsevne. Figur 8: Temperaturvariasjoner. Kilde: Statens geotekniska institut. Figur 8 viser beregnede temperatur variasjoner i løpet av et døgn i leirjord der temperaturen varierer fra 0-20 o C ved overflaten. Variasjonene jevnes ut med dybden samtidig som de faseforskyves. På omtrentlig 10 cm dybde gjenstår bare 37 % av temperatur variasjonene. Når overflatetemperaturen er på sitt varmeste ca. kl. 15 inntreffer den høyeste temperaturen (9,4 o C) på 30 cm dybde. Under 50 cm dybde blir temperatursenkningen i jordslagsfeltet gjennomsnittlig 2 o C sammenlignet med nøytral mark. For hagebruk vil dette virke som om hagen flyttes til mer nordlige breddegrader. For en plen med nedlagt kollektorslange vil man nok merke en viss forsinkelse av vårens frodige grønnfarge, men ikke noe særlig mer enn et par uker. Dette avhenger også av hvor tett sløyfene ligger. For best mulig varmeovergang er det viktig å holde en turbulent strømning, det vil si et Reynoldstall over 2300. For den mest brukte slangen av 40mm plast vil dette tilsvare en fart på 0,4 til 0,6 m/s, som gir en volumstrøm på 30 til 45 liter/min. Pumpearbeidet må tilpasses dette. Mengden energi som går med til pumpearbeidet er beskjedent siden dette er en sirkulasjonssløyfe og eneste motstanden som skal overvinnes er rørenes friksjon. 17

Til sammen regner man med å kunne ta ut ca. 15 W/mK som et overslagstall. Pris pr meter slange vil ligge rundt 200 NOK.[3] [7] [9] 3.4 Hot Dry Rock, HDR HDR er en metode for å utnytte varmen i jordoverflaten til fortrinnsvis direkte bygningsoppvarming og elkraftproduksjon. Metoden går ut på å bore dype hull ned til varme tørre bergarter og utnytte varmen som finnes der. Dybden er avhengig av hvor mye energi som behøves. Typiske dybder ligger i området 3 5 km. Temperaturen i brønnene spenner fra 60 C og opp til over 250 C. Antall brønner varierer fra to og oppover og vil være avgjørende for hvor mye energi som kan tas ut. Det er viktig at brønnene har en viss avstand og at det er forbindelse mellom dem. Denne forbindelsen kan enten være naturlige sprekker i berggrunnen eller kunstige sprekker laget ved hydraulisk splitting. Selve varmeproduksjonen foregår ved at man pumper kaldt vann ned i den ene brønnen. Nede i brønnen presses vannet gjennom sprekkene som forbinder brønnene, og varmes opp av bergartene rundt. Varmtvannet returnerer deretter til overflaten via de andre brønnene. Vannet drives rundt av damptrykket som oppstår når vannet blir tilstreklig oppvarmet. Dersom temperaturen ikke er høy nok, må pumper på overflaten drive vannet rundt. På overflaten blir vannet avkjølt i en varmeveksler for deretter å bli pumpet ned igjen. Den utvinnede varmen brukes til enten direkte oppvarming eller kraftproduksjon i et varmekraftverk. Prinsippet er vist i figuren under. Figur 9: Skjematisk fremstilling av HDR. Kilde: http://hotrock.anu.edu.au/ Når varme utvinnes fra bergartene rundt brønnene, vil temperaturen i grunnen gradvis synke. Etter 30 50 år vil derfor ofte utvinningsraten ha sunket så mye at brønnene ikke er driveverdige lenger. Det vil derfor være nødvendig å la brønnene hvile nesten like lenge som 18

produksjonsperioden, slik at temperaturene bygger seg opp igjen. Området vil da være klart for drift igjen. Brønnenes levetid vil avhenge sterkt av utvinningshastigheten.[10] 3.5 Hvilken type grunnvarme er mest anvendelig i hele Norge? I den videre undersøkelse ble det nødvendig å finne en varmekilde som kunne benyttes i hele Norge. Å gå videre med alle formene presentert her, ville gitt et uoversiktlig resultat og gjort oppgaven for vid. Jordvarme er et system som legger beslag på store arealer, og ved utnyttelse i stor skala vil dette ikke være mulig å benytte, spesielt ikke i tettbygde strøk. Grunnvann er en varmkilde som ikke er like tilgjengelig over hele landet. Det er stort sett begrenset til områder på Østlandet der denne løsningen vil være aktuell. HDR er et system som er lite egnet i Norge da berggrunnen er relativt kald. Systemet blir dessuten utnyttet mest på større utbyggingsprosjekter. Bergvarme er teoretisk mulig å benytte over hele landet, og det ble derfor valgt å basere videre arbeid på denne formen for grunnvarme. 4 Geotermisk varme Uttrykket geotermisk energi brukes i dag som en indikasjon på at jorden enkelte steder har en varme som kan utvinnes og utnyttes av mennesket. Temperaturen øker jo lenger inn i jorda vi kommer, men i de øverste 50-60 meterne avtar gjerne temperaturen noe. Dette har sammenheng med overflatetemperaturen. Etter dette dypet trenger ikke overflatevarmen ned og varmetilsig fra jordas indre samt radioaktive isotoper i berggrunnen øker temperaturen. Først i det 20. århundre fant man ut at radiogen varme, det vil si varme av radioaktiv opprinnelse, spilte en viktig rolle. Man kunne nå forstå fenomen som varmebalanse og jordens varmehistorie. I dag er alle termiske modeller basert på radioaktive isotoper med lang levetid, slik som Uran (U 238, U 235 ), Thorium (Th 232 ) og Kalium (K 40 ), som alle finnes i jordskorpa. Selv om de tre nevnte isotopene ble påvist på slutten av 60-tallet, var det først på 80-tallet man fikk en realistisk teori for disse modellene. Det ble da demonstrert at det ikke var noen likevekt mellom varme generert i jordas indre og den varmen som spres fra jorda ut i rommet, og at jorda sakte men sikkert kjøles ned. Så sakte går denne prosessen at man antar at på tre milliarder år, har temperaturen i jordas kjerne avtatt med mellom 300 C og 350 C.[11] Hos NGU på Lade i Trondheim har de borehull som brukes for å logge temperatur, elektrisk ledningsevne og gammastråling. I Figur 10 er resultatene fra en sånn måling vist. Fra figuren ser man at temperaturen er på sitt laveste ved ca 70 meter, men dette var heller unntaket enn regelen i følge forskerne ved NGU. Ved 90 meter ser man at gammaloggen gir høye verdier, og temperaturen får en litt større økning derfra. 19

10.09.03 07.11.03 11.03.04 TEMP. COND. GAMMA LOG NGU Bh 3 UTM 572046 Ø 32V 7037066 N 34.9 moh. 0 Temperatur o C 6 7 8 9 10 Elektrisk ledningsevne [µs/cm] 0 200 400 600 800 0 0 Gammastraaling [cps] 0 25 50 75 100 10 10 10 20 20 20 30 30 30 40 40 40 50 50 50 60 60 60 HULLENGDE [m] 70 80 70 80 70 80 90 90 90 100 100 100 110 110 110 120 120 120 130 130 130 140 140 140 150 150 Figur 10: Målinger fra NGU. Kilde: Harald Elvebakk og Gaute Storø, NGU 2004 Varmestrålingen fra jorda er estimert til en total på 42 10 12 W. Jordskorpa, som står for 2 % av det totale volumet, bidrar med 8 10 12 W på grunn av at den inneholder så mange radioaktive isotoper. Mantelen representerer hele 82 % av jordas volum og står også for en varmestråling på 32,3 10 12 W. Resten, altså 1,7 10 12 W kommer fra jordas kjerne. Den termiske energien i jorda er umåtelig stor, men bare en liten del er tilgjengelig for utnyttelse av mennesket.[11] 150 20

5 Boring av energibrønn For å utnytte bergvarme trengs det energibrønner. Det gjøres ved at den øverste delen av en brønn bores enten med spiralboring eller foringsrørboring inntil brønnen møter fast fjell. Dette for at jord og løsmasser ikke skal komme inn i brønnen. Deretter benyttes en borehammer med fjellkrone eller rotasjonsboring (kun store dyp) inntil ønsket dybde er nådd. Etter endt boring installeres kollektorslangen og borehullet blir deretter gjenfylt. Normalt tar boring av en energibrønn 1-2 dager. For å skåne tomtearealet anbefales det at borearbeidet utføres vinterstid.[12] Figur 11: Eksempel på boring av energibrønn. Kilde: www.basum.no 5.1 Boring i løsmasser Dersom det er løsmasser i overflaten, starter brønnboringen med å bore ned et foringsrør gjennom løsmasse og minimum 1 meter inn i fast fjell. Foringsrøret støpes deretter fast i fjellet. Det finnes i hovedsak to metoder: Foringsrørboring Spiralboring 5.1.1 Foringsrørboring Dette er den vanligste metoden. Selve boringen foregår med en roterende hammer og en reamer. Reameren øker hullets diameter slik at det blir plass til foringsrøret. Hva en roterende hammer er, beskrives i avsnittet om hammerslagboring under. Selve foringsrøret er festet til toppen av borekronen på en slik måte at det ikke roterer. Det føres istedenfor nedover ved trykk eller slag. Stort sett er foringsrørene laget av stål, men de finnes også i plast. De er 3 21

eller 6 meter lange og sveises sammen på overflaten før de føres ned i brønnen. Borekakset fjernes enten ved å spyle med luft eller skum.[13] 5.1.2 Spiralboring Spiralboring kjennetegnes ved at det blir benyttet en stor skrue til å bore med. Borekakset fjernes ved at skruen skrur løsmassene opp til overflaten. Metoden benyttes i sand, silt og leire. Skruen klarer ikke å fjerne store steiner og blokker, og metoden er derfor lite brukt i Norge. Det er også fare for at brønnen kollapser når skruen dras opp igjen. Foringsrør føres inn i brønnen først etter endt boring.[13] 5.2 Boring i fast fjell Etter at nedboring av foringsrøret i løsmassene er fullført, skiftes borekrone til en fjellborekrone før resten av brønnen ferdigstilles. Det finnes også her i hovedsak to forskjellige metoder: Rotasjonsboring Hammerslagboring/slagboring 5.2.1 Rotasjonsboring Dette er en boreteknikk for store dyp (mer enn 500 meter) og av den grunn lite brukt i forbindelse med energibrønner. Metoden kjennetegnes ved at borekronen roteres samtidig som den trykkes mot berget og den er spesielt god egnet for myke bergarter som sandstein, skifer og kalkstein.[8] 5.2.2 Hammerslagboring/slagboring Denne metoden fungerer ved at boret blir vridd litt for hvert slag. Typisk slagfrekvens vil være mellom 1000 og 2000 pr. min. Boreriggene drives stort sett av hydraulikk eller trykkluft. Hydraulikk gir billigst driftskostnader og høyest borsynk, men er tilgjengjeld dyrest i anskaffelse. Trykkluft er mest brukt i Norge. Borekaks fjernes med vann, luft eller skum. Valgt spylemedie føres ned i senter av borehullet og spyles ut av dyser i borekrona. Spylemediet tar så med seg borekaksen opp langs borestrengen og hulveggen. Hastigheten avhenger av trykket. Det er utviklet tre standard dimensjoner på borekronen for energibrønn boring 115 mm, 140 mm og 165 mm. Hammerslagboring/slagboring deles i senkhammerboring og topphammerboring. Senkhammerboring: For en lufttrykkdreven hammer er slagverket plassert i bunnen av hullet/nederst på borestrengen, og slår direkte på borekronen, mens rotasjonsenheten er plassert på borestrengens øvre del. Et jevnt fordelt matetrykk holdes på mellom 500-1000 kg/m 2. Når det er høyt vanninnhold i fjellet er det vanskelig å renske borehullet helt med luftdrevet hammer. Det utvikles derfor en ny metode som benytter vann under høyt trykk, hydraulisk senkhammerboring. Den største forskjellen fra luft er at luftkompressoren byttes ut med en høytrykks vannpumpe. Fordelen med senkhammerboring er at boresynken avtar lite med dybden. Brønnene får også i liten grad avvik fra det som er prosjektert siden tykke og stive borestrenger normalt gir små hullavvik. Siden slagverket er plassert nederst på borestrengen får vi lavt tyngdepunkt. Dette er viktig for å sikre gode styreegenskaper. 22

Topphammerboring: Her er slagverk og rotasjonsenhet plassert utenfor borehullet. På grunn av tap av energi i borestrengen, reduseres boresynken med lengden på borestrengen. Dette fører til problemer dersom fjellet er hardt. Det er også problematisk å bore rette brønner. Fordelen med metoden er at den er forholdsvis rask. 30-40 meter bores på 4-5 timer.[8] 5.3 Gjenfylling av borehull Borehullet kan fungere som en spredningskanal for forurensning, både fra overflaten og mellom to akviferer. Det er derfor nødvendig å gjenfylle borehullet. Fyllingen er også ment å skulle stimulere varmeoverføringen mellom slange og omgivende berg. Gjenfyllingsmaterialet bør i tillegg til gode varmeledningsevner ha lav permeabilitet, høy viskositet, være kjemisk inert og ikke reagere med det grunnvannet og de geologiske formasjoner det kommer i kontakt med. Eksempel på gjenfyllingsmaterialer er grus, sand, borkaks og sement eller betongbaserte blandinger.[14] 5.4 Praktisk utføring av energibrønn Boring vil utgjøre en betydelig del av utfordringene og utgiftene vedrørende installasjon av bergvarmebaserte varmepumper. Det er derfor nødvendig å se litt nærmere på problemstillinger rundt kostnader og dimensjoner på selve borehullet. De fleste energibrønner som bores i dag er mellom 100 og 200 meter dype og med en diameter på rundt 140 mm. Grunnen til at det sjelden bores dypere er at mange brønnborere ikke har sterk nok kompressor/utstyr til å gå i dybden. Kommer det mye vann ned i brønnen underveis, går energien med til å løfte vann og ikke avgi knuseslag fra hammeren. Også friksjon gjennom borestengene og mellom stang og brønnvegg medfører mye energitap. Summen av dette fører etter hvert til at borsynken avtar. Dessuten har mange standard varmepumpekabinett for liten sirkulasjonspumpe til å takle dypere borehull enn ca 200 + 5 meter fremføring. Tur/retur medfører over 400 meter slange. Dersom en har utstyr for boring av dypere brønner og sterk nok sirkulasjonspumpe, kan det i mange tilfeller være gunstig å bore dypere. Jo dypere brønnen er, jo større blir relativ termisk overføring mellom oppadgående og nedadgående slange. På større dyp enn 250 meter bør en dessuten overveie 50 mm slange. Dette fordi standard slange på 40 mm etter hvert får for stor friksjon. 50 mm slange har også større varmevekslerflate. På steder med god geotermisk gradient kan derfor dypere boring gi et hyggelig bidrag til varmeproduksjonen.[15] Økonomisk utgjør boringen en betydelig del av de totale investeringskostnadene. Meterprisen vil variere mye i forhold til hva slags grunn det bores i. De største forskjellene er mellom boring i løsmasser og faste bergarter/fjell. Årsaken til dette er behovet for foringsrør ved boring i løsmasser. Priser for boring i fast fjell ligger i området 200 300 kr/m, mens for foringsrør i løsmasser ligger prisen på 600 1000 kr/m + mva. Det er imidlertid lite løsmasser i Norge så boreprisen vil først og fremst beregnes ut fra prisene for boring i fast fjell. [16] Mye av bygningsmassen som det er aktuelt å installere energibrønner i befinner seg i arealfattige områder. Det vil derfor være ønskelig å benytte arealet under selve bygningen. For slike boreoppdrag trengs spesialborerigger som det er plass til i bygningens underetasje. 23

Slike rigger har allerede flere norske boreselskap. Riggene kan takle takhøyder ned mot 2,9 meter og har vist seg svært anvendelige. Se Figur 12. Figur 12: Bildet viser en IngersollRound belterigg som er ombyg d for boring inne i bygg med lav takhøyde. Kilde: Holt Risa AS 6 Bergvarmepotensialet for boliger i Norge I utgangspunktet er det en veldig omfattende oppgave å beregne potensialet for utnyttelse av bergvarme for oppvarming av boligmassen i Norge. For å forenkle oppgaven ble det derfor valgt 10 byer spredt utover landet til å representere de ulike landsdelene. Kriteriene lagt til grunn ved valg av byer var først og fremst at de skulle dekke Norges sterkt varierende klimatiske forhold. Det var også viktig at byene lå i nærheten av befolkningstette områder, da det er der det største elkraftforbruket er og dermed også det største potensialet for elkraftbesparelse. By Halden Drammen Kristiansand Stavanger Hamar Ålesund Røros Bodø Tromsø Alta Klimasone Sør-Norge, innland Sør-Norge, innland Sør-Norge, kyst Sør-Norge, kyst Sør-Norge, høyfjell Sør-Norge, kyst Sør-Norge, høyfjell Midt-Norge, kyst Nord-Norge, kyst Finnmark og innland Troms Figur 13: Tabellen viser de valgte byene og hvilke klimasone de tilhører. 24

Figur 14: Kart for å finne riktig klimasone. Kilde: Enovas energistatistikk 2002. Siden energiforbruket varierer betydelig med boligform, ble boligmassen delt inn i tre kategorier. Det var også nødvendig å bestemme boligformenes gjennomsnittlige areal da dette inngikk i normtallene for årlig energiforbruk i de ulike landsdelene. Det viste seg svært vanskelig å få tak i disse arealene. Ved valg av areal ble derfor tabell 4 fra Folke- og boligtelling 2001 til SSB [14] tatt som utgangspunkt. Arealtyngdepunktet ved de forskjellige boligformene ble da avrundet til verdiene i tabellen under. Til sammen dekker disse tre boligtypene størsteparten av boligmassen i Norge. Boligform Enebolig Rekkehus Blokkleilighet/leiegård Areal [m 2 ] 160 110 90 Figur 15: Tabell over boligform og gjennomsnittelig størrelse pr boligenhet. 6.1 Beregningsmodell Det eksisterer allerede tall på hvor stort energiforbruk den private boligmassen i Norge behøver til oppvarming av bolig og varmtvann. Grunnen til at vi utarbeidet denne modellen var derfor ønsket om å gi et anslag på hvor mye energi det er teoretisk mulig å spare i Norge. Modellen viser også hvordan energiforbruket og besparelsene varierer fylkesvis samt hvor stort det er for de ti sammenlikningsbyene. I vedlegg 5 er energibehov for oppvarming av bolig og tappevann for alle tre boligformene i de utvalgte byene beregnet. Også elkraftbesparelsen ved bruk av bergvarme er beregnet. Alle beregningene er basert på grove antagelser og overslag. Disse beregnede energibehovene ble så multiplisert med antall boligenheter for de forskjellige boligformene i de ulike byene. For å finne potensialet til bergvarme for hele Norge, sammenlignet vi hvert enkelt fylke med de utvalgte byene. Ved å se hvor befolkningstyngdepunktet lå i fylket fant vi en sammenlignbar 25

by med tilnærmet samme klimatiske forhold. Byens energibehov og energibesparelser ble deretter brukt til å representere fylkets. Energitallene ble så multiplisert med fylkets totale boligmasse. Resultatene fremkommer i vedlegg 7.[17] 6.1.1 Parametere Som det fremgår av vedlegg 5 er beregningene gjort på grunnlag av parametere gitt med generelle verdier. Hva disse parametrene er og hvordan de fremkommer blir beskrevet under. Oppvarming og tappevann For å finne et anslag på energibehovet i de valgte boligtypene og de ulike klimasonene, ble tall hentet fra Enøk Normtall.[18] I Enøk Normtall er det presentert spesifikke tall for effektog energibehov for forskjellige bygningstyper ved 3 forskjellige tidpunkt/perioder. Tallene er gitt for 1997-, 1987-, eller eldre byggestandard og de varierer sterkt mellom gamle og nye bygg. Det var derfor nødvendig å vurdere alderen på boligmassen. Fra tabell 6 i Folke- og boligtelling 2001 til SSB [17] ser vi at av totalt 1 961 548 boliger, er bare omkring 350 000 bygd etter 1987. For å forenkle beregningene antas derfor normtall som gjelder boliger bygd før 1987. Å plassere alle boliger i denne perioden gir naturligvis ikke et representativt gjennomsnitt for boligmassen, men det gir likevel en god pekepinn på hvilket potensiale som finnes i en stor del av bygningsmassen. Enøk Normtall har også inndelt landet i soner. Av den grunn var det ikke mulig å finne eksakte tall for de valgte byer, men inndeling i slike soner er likevel nøyaktig nok til formålet det skal brukes til. Siden Enøk Normtall er gitt på spesifikk basis, ble totalt energibehov for de enkelte boligtypene funnet ved å mulitiplisere opp den spesifikke verdien for energibehovet med arealet av bygget. På denne måten ble energibehov for de forskjellige boligtypene funnet for en gitt geografisk plassering. Normtallene er gjengitt i vedlegg 1. Årsvarmefaktor, F Siden det er varmepumpe som skal benyttes for å frembringe den nødvendige varmemengde til boligene er det viktig å legge til rette for gode driftsforhold. Som nevnt i kapittel 2, har blant annet temperaturløftet varmepumpa må gjøre stor betydning for effektfaktor og årsvarmefaktor som kan oppnås. Ideelt sett ville den beste måten å distribuere varmen i boligene på være ved bruk av vannbåren gulvvarme. Men denne installasjonstypen er ikke praktisk å anvende i gamle hus som ikke har innlagt et slikt system. Derfor er det mer realistisk å benytte et lavtemperatur radiatorsystem som også kan installeres i eldre hus. Lavtemperatur radiatorsystem har tur- og returtemperatur på henholdsvis 55 og 45 grader celsius. Dette vil gi litt høyere temperaturløft for varmepumpa enn det gulvvarmesystemet gir, men varmepumpa vil likevel med radiatorsystem kunne oppnå en årsvarmefaktor opp mot 3,5. Se figuren under.[3] 26