| dc.description.abstract | Swecobygget er et næringsbygg lokalisert på Fantoft i Bergen. Bygget har passivhusstandard med energimerke A og er klassifisert BREEAM-NOR Excellent. Swecobygget er utleid som kontorarealer for Sweco, Aragon og andre bedrifter i tillegg til en MENY-butikk. MENY-butikken er ikke blitt analysert i oppgaven. Varme- og kjølebehovene i bygget består av romoppvarming, herunder varme til radiatorer og ventilasjonsvarme, tappevannsoppvarming, prosesskjøling av datarom og romkjøling. Totalt årlig varmebehov var estimert til omtrent 100 000 kWh/år (14 kWh/m2), og estimert årlig kjølebehov for bygget på omtrent 140 000 kWh/år (20 kWh/m2). Det termiske energisystemet består av en ammoniakk varmepum-pe/kjølemaskin og fjernvarme som spisslast. Varmepumpe/kjølemaskinen er dimensjonert for å dekke maks kjøleeffektbehov på 195 kW. Varmekilden og varmesluket til varmepum-pe/kjølemaskinen er 15 vertikale energibrønner på 220 meter hvor kuldebæreren er vann. Oppvarming av varmt tappevann foregår ved bruk av spillvarme fra kuldeanlegget til ME-NY, ettervarme fra returledningen til varmesystemet og fjernvarme.
I denne masteroppgaven er varme- og kjølesystemet ved Swecobygget analysert for året 2018 hvor de viktigste funnene er:
• Varmebehovet er større enn kjølebehovet
Årlig varmebehov er på omtrent 284 000 kWh (40 kWh/m2) og årlig kjølebehov er på omtrent 41 300 kWh (5,9 kWh/m2). Sammenlignet med prosjekterte verdier er klima-avhengig varmebehov ca. 242 % høyere enn prosjektert, energibruk til oppvarming av varmt tappevann er ca. 85 % høyere enn estimert, mens kjølebehovet er ca. 70 % lavere reelt enn prosjektert. Det er også oppdaget at det brukes varme gjennom hele sommeren og funn tyder på at bygget kjøles og oppvarmes samtidig.
• Feil i reguleringen av anlegget
Varmepumpen kan dekke temperaturkravet til varmesystemet ved utetemperaturer fra -5 °C og oppover, men det brukes konstant noe fjernvarme til romoppvarming, selv også på sommeren. Dette kan skyldes feilmålinger. Turtemperaturen fra varme-pumpen og i varmeanlegget stemmer ikke overens med utetemperatur kompense-ringskurven. Dette tyder på at det er noe feil med reguleringen av anlegget.
• Energidekningsgraden for varmepumpe/kjølemaskinen er 78 %
En årsak til den lave energidekningsgraden er at varmepumpen var avslått en periode i november og desember. Utelukkes disse månedene fra beregningen er energidek-ningsgraden på 87 %. En annen forklaring er temperaturbegrensningen på varme-pumpen som er på 48 °C og som gjør at varmepumpen deler av oppvarmingssesongen ikke klarer å dekke temperaturkravet og det brukes derfor mer spisslast. Utformingen av systemet for oppvarming av varmt tappevann gir svært begrenset dekningsgrad for varmepumpen.
• SCOP for varmepumpe/kjølemaskinen er 3,4
Årsaken til den relativt lave SCOP-verdien skyldes høyst sannsynlig at varmepum-pe/kjølemaskinen driftes mye på lav dellast da den er dimensjonert for maks kjølebe-hov som er mye høyere enn maks varmebehov.
• Energisparingen er lav
Sammenlignet med oppvarming av fjernvarme er energisparingen ved bruk av var-mepumpen ca 55 %. Hvis levert kjøling inkluderes og det sammenlignes opp mot en løsning hvor fjernvarme brukes til oppvarming og en kjølemaskin med tørrkjøler bru-kes for kjøling, så blir energisparingen for varmepumpe/kjølemaskinen ved Sweco-bygget ca 65 %. Årsaken til den lave energisparingen skyldes relativt lav SCOP-verdi og relativt lav energidekningsgrad for varmepumpe/kjølemaskinen.
• Brønnparken er i full termisk energibalanse
Simuleringen av brønnparken i Earth Energy Designer (EED) med inndata fra SI-MIEN og reelle måledata viser at brønnparken er i full termisk energibalanse.
• Brønnparken er underdimensjonert
Simuleringen i EED er blitt utført over en periode på 25 år hvor laveste temperatur i brønnparken kommer ned mot 1,8 °C, som er under nedre temperaturgrensen for vann (3 °C). Brønnparken er dermed underdimensjonert. Med 18 energibrønner er brønn-parken stor nok til at temperaturen ikke går under 3 °C.
• Maksimalt energi- og effektuttak fra brønnparken er lavt
Maks energiuttak fra brønnparken er på 31 kWh/(m∙år) noe som er omtrent 70 % la-vere enn typiske verdier. Maks effektuttak er på 13 kW/(m∙år), som er omtrent 50-60 % lavere enn hva som er vanlig. Årsaken skyldes at det er brukt vann som kuldebærer i energibrønnene slik at nødvendig antall energibrønner er høyere enn ved bruk av frostvæske.
• Varmepumpe/kjølemaskinen er overdimensjonert
Maskinen er dimensjonert ut ifra maksimalt kjøleeffektbehov på 195 kW. Målt mak-simalt kjøleeffektbehov i 2018 var på 145 kW. Hele kjølebehovet dekkes av frikjø-ling mot brønnparken og maskinen har dermed aldri vært i kjøledrift, og driftes på lav dellast som varmepumpe, som igjen fører til lav SCOP.
• Systemutforming
Borehullsvarmevekslere i energibrønnene er glattrørskollektorer. Det burde vært valgt turbokollektorer da dette gir bedre varmeovergang, og lavere trykktap hvor sist-nevnte medvirker til lavere energibruk for brønnpumpen.
Løsningen hvor vannet fra energibrønnene sirkulerer gjennom kjølekretsen før for-damperen øker temperatur inn på fordamperen med ca. 5-6 °C, som igjen fører til økt COP og er dermed en smart løsning.
I overordnet kjøledrift hvor aggregatet driftes som en kjølemaskin har det varme van-net som dumpes i energibrønnene ingen ekspansjonsmuligheter. Anlegget har forelø-pig ikke vært i overordnet kjøledrift så det er ikke blitt undersøkt hvordan dette fung-erer i praksis.
• Forslag til forbedringer
For å få økt energidekningsgrad og dermed økt energisparing burde det vært benyttet en høy-temperatur ammoniakk-varmepumpe eller propan-varmepumpe, som kan le-vere varme opp mot 60 °C (turtemperatur). I tillegg kunne en løsning med overhet-ningsvarmeveksler gi økt energidekningsgrad for oppvarming av varmt tappevann.
For å oppnå økt SCOP kunne en løsning vært et aggregat med to kompressorer med turtallregulering med kjøleytelse på ca 73 kW (7,5/40 °C) hver. Aggregatet ville da fått bedre dellastegenskaper som ville gitt økt SCOP. Eventuelt kunne et PCM-system blitt brukt for spisslastkjøling. Investeringskostnadene er høyere, men løsningen vil gi noe lavere driftskostnader.
Å endre kuldebæreren i energibrønnene fra vann til etanol vil gi en betydelig økono-misk besparelse da antall energibrønner kan reduseres med omtrent 30 % i forhold til dagens brønnpark. Endringen vil også gi økt maksimalt energi- og effektuttak av brønnparken da etanol har en lavere nedre temperaturgrense enn vann. | |
| dc.description.abstract | Swecobygget is a commercial building located at Fantoft in Bergen. The building has been designed as a passive house, the energy label for the building is A and it is classified BREEAM-NOR Excellent. Swecobygget is rented out as office space for Sweco, Aragon and other companies in addition to a MENY store. Analysis of the MENY store has been exclud-ed from this report. The heating and cooling needs of the building consists of space heating, including heating for radiators and ventilation heat, domestic hot water heating, process cooling of computer rooms and room cooling. The total annual heating demand was estimat-ed at approximately 100 000 kWh/year (14 kWh/m2), and the estimated annual cooling re-quirement for the building was approximately 140 000 kWh/m2 (20 kWh/m2). The thermal energy system consists of an ammonia heat pump/chiller and district heating as a peak load. The heat pump/chiller is dimensioned to cover the maximum cooling power requirement of 195 kW. The heat source and heat sink for the heat pump/chiller consists of 15 vertical bed-rock boreholes, 220 meters deep, where the cold carrier is water. Heating of domestic hot water takes place by using waste heat from the refrigeration plant at the MENY store, reheat-ing from the return pipeline from the heating system and district heating.
In this thesis, the heating and cooling system at Swecobygget was analysed for the year 2018. The most important findings from this analysis are as follows:
• The heating demand is greater than the cooling demand
The annual heating demand is approximately 284 000 kWh (40 kWh/m2) and the an-nual cooling demand is approximately 41 300 kWh (5.9 kWh/m2). Compared to pro-jected values, climate-dependent heat demand is approx. 242 % higher than expexted, energy consumption for domestic hot water heating is approx. 85 % higher than esti-mated, while the cooling requirement is approx. 70 % lower than estimated. It was discovered that heating is used throughout the summer and the findings indicate that the building is both cooling and heating at the same time.
• Fault in regulating the plant
The heat pump can meet the temperature requirements of the heating system at a range of outdoor temperatures, from -5 °C and up, however some district heating is constantly used for space heating, even during summer. This may be due to error in the measurements. The outgoing temperature from the heat pump and the heating system do not match the outdoor temperature compensation curve. This result indi-cates that there may be something wrong with the regulation of the plant.
• The energy coverage for the heat pump/cooling machine is 78 %
One reason for the low energy coverage is that the heat pump was turned off for a pe-riod in November and December. Excluding these months from the calculation, the energy coverage rate is 87 %. Another reason for the low energy coverage is due to the temperature limitation of the heat pump. The heat pump is limited to 48 °C, mak-ing the heat pump unable to deliver the temperature requirements during a part of the heating season. As a result more peak load is used. The design of the system for heat-ing of domestic hot water also provides very limiting coverage for the heat pump.
• The SCOP for the heat pump/chiller unit is 3.4
The reason for the relatively low SCOP value is most likely due to the fact that the heat pump/chiller often operates at low partial load as it is designed for maximum cooling demand which far exceeds the maximum heat demand.
• Energy saving is low
Compared with a heating solution using district heating, the energy saving using the heat pump is about 55 %. If supplied cooling is included and it is compared to a solu-tion where district heating is used for heating and a cooling machine with a dry cool-er is being used for cooling, the energy saving for the heat pump/chiller at Swecoby-gget would be around 65 %. The reason for the low energy saving is due to relatively low SCOP value and relatively low energy coverage for the heat pump/chiller unit.
• The bedrock boreholes are in full thermal energy balance
The simulation of the bedrock boreholes in Earth Energy Designer (EED) with input from SIMIEN and real measurement data shows that the bedrock boreholes are in full energy balance.
• The bedrock borehole system is under-designed
The simulation in EED has been carried out over a period of 25 years where the low-est temperature in the bedrock borehole system falls to 1.8 °C, which is below the lower temperature limit for water (3 °C). The bedrock borehole system is thus under-designed. The addition of 3 new boreholes (a total of 18 boreholes) would ensure that the temperature does not fall below required 3 °C using water as brine.
• The maximum energy and power output from the bedrock boreholes are low
The maximum energy output from the boreholes are 31 kWh/(m∙year), which is about 70 % lower than typical values. The maximum power output is 13 kW/(m∙year), which is about 50-60 % lower than other benchmarks in the industry. The use of wa-ter as secondary fluid in the borehole system means that the required number of bore-holes is higher than when using antifreeze fluid.
• The heat pump/cooling unit is oversized
The machine is designed based on the maximum cooling power requirement of 195 kW. Measured maximum cooling power requirement in 2018 was 145 kW. The entire cooling requirement is covered by free cooling from the bedrock borehole system and the machine has thus never been in cooling operation and is operated on low partial load as a heat pump, which in turn leads to low SCOP.
• System design
Borehole heat exchangers in the bedrock boreholes are smooth tube collectors. It would be recommended that turbo-collectors should have been used, as this would provide better heat transfer and lower pressure. This would result in lower energy consumption for the energy well pump.
The solution where the water from the bedrock boreholes circulates through the cool-ing circuit before the evaporator increases the temperature before the evaporator by approximately 5-6 °C, which in turn leads to increased COP and is thus a smart solu-tion.
In overall cooling mode where the unit is operated as a cooling machine, the hot wa-ter that is dumped in the bedrock boreholes has no expansion possibilities. For the time being, the plant has not been in overall cooling operation, so it has not been in-vestigated how this works in practice.
• Suggestions for improvement
In order to obtain increased energy coverage for the heat pump/chiller and thus in-creased energy saving, a high temperature ammonia heat pump or propane heat pump should be used which can heat up to 60 °C (supply temperature). In addition, a solu-tion with superheat heat exchanger could provide increased energy coverage for heat-ing of domestic hot water.
In order to achieve increased SCOP, a solution could be a unit with two compressors with variable speed control with cooling power of about 73 kW (7.5/40 °C) each. The unit would then have better partial load properties, resulting in an increased SCOP. Another solution could be the installation of a PCM system which could be used for peak load cooling. Capital investment costs are high, but the solution will result in lower operating costs.
Changing the liquid in the bedrock borehole system from water to an ethanol solution will result in a significant economic saving as the number of boreholes can be re-duced by about 30 % compared to the current bedrock borehole system. The change of liquid should also increase the maximum energy and power output of the bedrock borehole system as ethanol has a lower temperature limit than water. | |
