Vis enkel innførsel

dc.contributor.advisorStene, Jørn
dc.contributor.authorKjellsen, Sindre
dc.date.accessioned2021-09-20T16:45:39Z
dc.date.available2021-09-20T16:45:39Z
dc.date.issued2020
dc.identifierno.ntnu:inspera:57317478:35324410
dc.identifier.urihttps://hdl.handle.net/11250/2779604
dc.description.abstractPowerhouse Brattørkaia er Norges største nybygde plusshus, og vil gjennom driftsfasen generere mer energi enn det som totalt brukes til produksjon av byggematerialer, oppføring, drift og avhending av bygget, eksklusiv brukerutstyr. Det er lokalisert på Brattørkaia 17A i Trondheim, og er klassifisert som BREEAM-NOR Outstanding. En sjøvannsbasert varmepumpe med ammoniakk som arbeidsmedium dekker hele romoppvarmingsbehovet og store deler av varmtvannsbehovet. Varmepumpen er felles med nabobygget BI, og systemet er utformet på den måten at det er varmeutveksling mellom de to byggene. Kjølebehovet i begge byggene dekkes 100 % av frikjøling med sjøvann. I denne masteroppgaven er varme- og kjølesystemet ved Powerhouse Brattørkaia analysert for første driftsår. Enkelte av temaene er videreført fra prosjektoppgaven som ble utarbeidet høsten 2019, mens andre momenter er avdekket underveis i arbeidet med masteroppgaven. Masteroppgaven har som mål å besvare tre spørsmål. Det første er: 1. Samsvarer varme- og kjølebehovet med prosjekterte verdier? Målt varmebehov for ventilasjons- og romoppvarming har blitt normalårskorrigert, og denne verdien (23,9 kWh/m2) er 51 % høyere enn simulert. Målt varmebehov for tappevannsoppvarming for første driftsår (3,5 kWh/m2) er 30 % lavere enn estimert verdi. Simuleringsmodellen er en forenklet og foreløpig modell i SIMIEN og det er derfor usikkerhet ved nøyaktigheten til de simulerte verdiene. Ettersom en SIMIEN-modell av hele bygget ikke er egnet for å simulere kjølebehov er det valgt å ikke legge noe vekt på sammenligningen av prosjektert og målt behov for ventilasjonskjøling (4,7 kWh/m2). Målt kjølebehov for prosesskjøling (2,6 kWh/m2) er 71 % høyere enn prosjektert, og skyldes at prosesskjølebehovet er svært vanskelig å estimere på forhånd ettersom det avhenger av leietakerne i bygget. Maksimalt effektbehov for oppvarming ekskludert tappevann er målt til 187 kW og er litt høyere enn simulert verdi (150 kW). Det andre spørsmålet som har blitt besvart er: 2. Hvordan fungerer dagens systemutforming for varme- og kjølesystemet, og hvor bør det eventuelt gjøres endringer? De viktigste funnene relatert til dette spørsmålet er følgende: • Varmepumpesystemet har svært god effektivitet Det er konkludert med at de beregnede COP-verdiene er for høye til at de kan være korrekte, men de reelle verdiene er uansett svært høye. Varmepumpesystemet er et lavtemperatur varmesystem med en varmekilde som har en stabilt høy temperatur året rundt. Høy temperatur på kald side og lav temperatur på varm side resulterer i lavt temperaturløft og høy COP. I tillegg benyttes ammoniakk som arbeidsmedium som resulterer i høy prosess-COP. • Reguleringen av varmepumpen gir lav turtemperatur rett etter oppstart Det ble gjennomført en styringsendring av varmepumpen 14. november 2019. Etter endringen reguleres varmepumpen slik at den starter og stopper etter henholdsvis lav og høy temperatur i akkumuleringstankene, sammenlignet med settpunkt for RT17 gitt av utetemperaturkompensert kurve. Ifølge entreprenør fungerer den nye reguleringsmetoden relativt bra, men det er fortsatt behov for ytterligere optimalisering. Når akkumuleringstankene er utladet og varmepumpen får signal om å starte opp igjen tar det ca. 5 minutter før varmepumpen leverer settpunktsverdi for turtemperaturen. • Varmepumpen er overdimensjonert store deler av året Oppvarmingssesongen i det første driftsåret har vært mildere enn normalt. Laveste kapasitetstrinn for varmepumpen er så høyt som 33 %, noe som fører til at varmepumpen driftes nært minimumskapasitet allerede ved ca. 3-4°C utetemperatur. Dette fører til hyppig start/stopp og opplading/utlading av akkumuleringstanker. Måleresultatene indikerer likevel at varmepumpen sannsynligvis er riktig dimensjonert for å dekke varmebehovet ved temperaturer ned mot -10°C til -15°C. • Energidekningsgraden for varmepumpen er ca. 93 % Fjernvarme er i utgangspunktet tiltenkt å være back-up i tilfelle driftsstans på varmepumpen. Bruken av fjernvarme er hovedsakelig relatert til to ulike tidsperioder hvor varmepumpen av ulike årsaker har hatt driftsstans. I tillegg er det registrert noe bruk av fjernvarme i perioder der varmepumpen har vært i drift. Målinger viste at en av hovedårsakene til dette er svingninger i turtemperaturen i ventilasjonskretsen på grunn av en feil i automatikken i ventilasjonsaggregatene. Feilen medførte at varmebatteriet slo inn før varmegjenvinneren gikk på 100 %. Fjernvarme kobles inn ved avvik i turtemperatur hovedstokk på -4°C, og ved store svingninger ble fjernvarme dermed koblet inn. Den nevnte feilen er rettet opp i og bruken av fjernvarme mens varmepumpen er i drift har blitt redusert. • Driftssituasjonen for akkumuleringstankene fører til økt innløpstemperatur til kondensatoren Målinger viser at volumstrømmen i kondensatorkretsen stort sett alltid er høyere enn volumstrømmen i varmedistribusjonssystemet. Dette fører til at noe av vannmengden går i retur gjennom akkumuleringstankene og blandes med returvannet fra varmesystemet, ettersom det må tilføres ekstra vannmengde for å oppnå volumstrømmen i kondensatorkretsen. Resultatet er økt innløpstemperatur til kondensatoren. Gjennomsnittlig temperaturøkning i perioden 01.12.2019 - 29.12.2019 var ca. 6,4°C. Beregninger viser at en økning i innløpstemperaturen fra 35°C til 41,4°C resulterer i en økning i kondenseringstemperatur på ca. 0,7°C. Dette er en svært liten endring som vil ha minimal påvirkning på energisparingen. • Driftsstrategien med nattoppvarming har fungert tilfredsstillende Strategien for romoppvarming baserer seg på tilførsel av overtemperert luft fra ventilasjonsanlegget om natten. Det ble i arbeidet med prosjektoppgaven høsten 2019 stilt spørsmålstegn ved hvordan denne oppvarmingsmetoden vil fungere i de kaldeste periodene av året. Målinger av ventilpådrag for varmebatteriene og tilhørende romtemperaturer har vist at oppvarmingsstrategien fungerer godt. Vinteren 2019/2020 har riktignok hatt høyere temperaturer enn normalt og det har ikke vært perioder med virkelig lave temperaturer i en lengre periode. På bagrunn av dette er det fortsatt usikkert hvordan strategien med nattoppvarming fungerer ved temperaturer ned mot -15°C eller lavere over en lengre periode. • Elkolbene står for ca. 15 % av energibruken til tappevannsoppvarming Varmepumpen benyttes til forvarming av tappevann mens elkolber i varmtvannstankene benyttes til ettervarming. Bruken av elkolbene er størst i perioden på sommeren hvor det ikke er behov for romoppvarming. Det tredje spørsmålet som har blitt besvart er: 3. Hvilke alternative systemløsninger kunne blitt brukt for ytterligere optimalisering av varme- og kjølesystemet? På bakgrunn av de gjennomførte analysene er det lagt frem følgende forslag til alternative systemløsninger og justeringer: • Systemutforming med to varmepumpeaggregater Ved å benytte to aggregater med ca. halv ytelse sammenlignet med nåværende aggregat vil den maksimale ytelsen være den samme, samtidig som minimums-kapasiteten for systemet blir betydelig redusert. Dette vil føre til at det er svært få tidsrom i oppvarmingssesongen hvor begge varmepumpene er stoppet på grunn av lavt varmebehov. På denne måten unngås i stor grad problemet med korte perioder etter oppstart av varmepumpen med lav turtemperatur. Samtidig vil to aggregater gi økt fleksibilitet og sikkerhet og lavere start/stopp frekvens per aggregat. Både ammoniakk og propan fremstår som gode alternativer. Det er blitt lagt fram to konkrete produktforslag som inkluderer to propan-aggregater fra Enrad med ytelse på ca. 125 kW og to ammoniakk-aggregater fra NH3 Solutions med ytelse på ca. 135 kW. Basert på innvesteringskostnader og teoretiske COP-verdier vil det fra et økonomisk perspektiv lønne seg å benytte propan-aggregatene fra Enrad. Det er likevel kun gjennomført en overslagsberegning, og reelle SCOP-verdier fra anlegg i drift burde vært benyttet for å gjøre beregningen mer pålitelig. Det bør også påpekes at ammoniakk-aggregater har lengre levetid enn propan-aggregater, som vil bidra til å utligne forskjellen i investeringskostnad. • Overhetningsvarmeveksler i varmepumpeaggregatet Målinger viser at trykkgasstemperaturen for aggregatet stort sett er i området 90-110°C i oppvarmingssesongen, og det er dermed et stort potensiale for å utnytte dette til oppvarming av tappevann. En overslagsmessig simulering viser at andelen overhetningsvarme for varmepumpen ved Powerhouse Brattørkaia varierer fra ca. 14-21 %. På bakgrunn av at gjennomsnittlig varmeytelse for aggregatet er ca. 125-130 kW vil gjennomsnittlig overhetningsvarme tilsvare ca. 17-27 kW. Dette indikerer at en overhetningsvarmeveksler kan dekke midlere effektbehov til tappevannsoppvarming på 4,7 kW. • Reguleringsmetoden for settpunkt ved føler RT30 bør justeres Ved lengre perioder med lave temperaturer, for eksempel ned mot -10°C til -15°C, vil det ofte være slik at temperaturen som tilføres varmtvannstankene er flere grader for høy i forhold til hva som er nødvendig. Det bør derfor legges inn en maksgrense på 45-46°C for settpunktet ved føler RT30. På denne måten vil «overskuddsvarmen» benyttes til å øke kapasiteten for romoppvarming i de kaldeste periodene, istedenfor å øke kapasiteten i varmtvannstankene. • Varmesystemet burde vært utstyrt med to sirkulasjonspumper i parallell på varm side av varmepumpen Dette ville medført at varmepumpen fortsatt kunne driftes ved feil på en av pumpene, slik at bruken av fjernvarme kunne blitt redusert.
dc.description.abstractPowerhouse Brattørkaia is the largest newly built energy-positive building in Norway, and will throughout the operation phase generate more energy than the total amount used for production of building materials, construction, operation and disposal, exclusive user equipment. It is located at Brattørkaia 17A in Trondheim, and is classified as BREEAM-NOR Outstanding. A seawater-based heat pump with ammonia as working fluid covers the entire space heating demand and most of the demand for domestic hot water. The heat pump is shared with the neighboring building BI, and the system is designed in such a way that there is heat exchange between the two buildings. The cooling demand in both buildings is 100 % covered by free cooling with seawater. In this master thesis, the heating- and cooling system at Powerhouse Brattørkaia is analyzed for the first year of operation. Some of the topics were derived from the project thesis that was written in the fall of 2019, while other findings were uncovered during the work on the master thesis. The master thesis aims to answer three questions. The first is: 1. Does the heating and cooling demand correspond with projected values? The measured heating demand for ventilation and space heating has been season-corrected, and this value (23,9 kWh/m2) is 51 % higher than simulated. The measured heating demand for DHW heating for the first year of operation (3,5 kWh/m2) is 30 % lower than the estimated value. The simulation model is a simplified and preliminary model in SIMIEN and there is therefore uncertainty about the accuracy of the simulated values. Because a SIMIEN-model of the entire building is not suitable for simulation of cooling demand, it is chosen not to emphasize on the comparison of projected and measured demand for cooling of ventilation air (4,7 kWh/m2). Measured cooling demand for computer cooling (2,6 kWh/m2) is 71 % higher than projected, and is due to the fact that computer cooling is difficult to estimate beforehand because it depends on the tenants in the building. The maximum power demand for heating excluding tap water is measured to be 187 kW and is slightly higher than the simulated value (150 kW). The second question which has been answered is: 2. How is the current system design functioning, and where should potential changes be made? The most important findings related to this question is the following: • The heat pump system has very high efficiency It is concluded that the calculated COP values are too high to be correct, but this does not mean that the real values are not high. The heat pump system is a low temperature heating system with a heat source that has a relatively stable, high temperature all year round. High temperature on the cold side and low temperature on the hot side results in low temperature lift and high COP. Additionally, ammonia is used as working fluid which results in high process-COP. • The control of the heat pump results in low supply temperature right after startup A change in the control of the heat pump was implemented on the 14th of November 2019. After the change, the heat pump is regulated so that it starts and stops according to low and high temperatures in the accumulation tanks, respectively, compared with the set point for RT17 given by the outdoor temperature compensation curve. According to the contractor, the new regulation strategy works relatively well, but further optimization is still needed. When the accumulation tanks are discharged and the heat pump receives a signal to start, it takes approximately 5 minutes before the heat pump delivers set point value for the supply temperature. • The heat pump is oversized for large parts of the year The heating season in the first year of operation has been warmer than normal. The lowest capacity step for the heat pump is as high as 33 %, which means that the heat pump is operating close to minimum capacity already at approximately 3-4°C outdoor temperature. This leads to frequent start/stop and recharge/discharge of accumulation tanks. However, measurements indicate that the heat pump probably is correctly sized to meet the heat demand at temperatures as low as -10°C to -15°C. • The energy coverage for the heat pump is approximately 93 % District heating is initially intended as a back-up in case of shutdown of the heat pump. The use of district heating is mainly related to two different time periods, where the heat pump for various reasons has been shut down. In addition, some use of district heating has been registered during periods when the heat pump has been in operation. Measurements showed that one of the main reasons for this is fluctuations in the flow temperature in the ventilation circuit due to an error in the automatic control of the air handling units. The error resulted in the heating battery starting before the heat recovery unit was going at 100 %. District heating is switched on at deviations in the supply temperature in the main distribution system of -4°C, and district heating is thus switched on by large fluctuations. The mentioned error has been corrected and the use of district heating while the heat pump is in operation has been reduced. • The operating conditions for the accumulation tanks results in increased return temperature to the condenser Measurements show that the volume flow in the condenser circuit is nearly constanly higher than the volume flow in the heat distribution system. This causes some of the waterflow to move in return through the accumulation tanks and mix with the return waterflow from the heating system, since extra water must be added to achieve the volume flow in the condenser circuit. The result is increased inlet temperature to the condenser. Average temperature rise in the period 01.12.2019 - 29.12.2019 was approximately 6,4°C. Calculations show that an increase in inlet temperature from 35°C to 41,4°C results in an increase in condensation temperature of approximately 0,7°C. This is a very small change that will have minimal impact on energy savings. • The operating strategy with nighttime heating has worked satisfactory The strategy for space heating is based on the supply of extra warm air from the ventilation system at night. The work on the project assignment in the fall of 2019 questioned how this heating method will function in the coldest periods of the year. Valve opening measurements for the heating coils and associated room temperatures have shown that the heating strategy works well. The winter of 2019/2020 has admittedly had higher temperatures than normal and there have been no periods of really low temperatures for an extended period. Based on this, it is still uncertain how the strategy with nighttime heating works at temperatures close to -15°C or lower over a longer period. • The electric heating elements covers about 15 % of the energy use for heating of DHW The heat pump is used for preheating of hot water while electric heating elements in the hot water tanks are used for final heating up to supply temperature. The use of electric heating elements is greatest during the summer period when there is no demand for space heating. The third question which has been answered is: 3. Which alternative solutions could have been used to further optimize the heating and cooling system? On the basis of the performed analysis, the following alternative design and adjustments are suggested: • System design with two heat pumps By using two heat pump units with approximately half the performance of the current unit, the maximum performance will be the same while the minimum capacity of the system is significantly reduced. This implicates that there are very few periods during the heating season where both heat pumps are stopped due to low heat demand. In this way, the problem with low supply temperature for short periods after start-up of the heat pump is largely avoided. At the same time, two units will provide increased flexibility and safety, as well as lower start/stop frequency per unit. Both ammonia and propane appear to be good alternatives. Two specific product-suggestions have been presented, which include two propane units from Enrad with a capacity of ca. 125 kW and two ammonia units from NH3 Solutions with a capacity of ca. 135 kW. Based on investment costs and theoretical COP values, it will be economically beneficial to use the propane units from Enrad. However, the calculation can only be seen as an estimate, and real SCOP values from real systems in operation should have been used to make the calculation more reliable. It should also be pointed out that ammonia units have a longer lifespan than propane units, which may compensate for the difference in investment cost. • Heat pump unit with desuperheater Measurements show that the discharge gas temperature of the heat pump unit is in the range of 90-110°C during the heating season, indicating a great potential for heating of DHW. A simulation based on estimated values shows that the share of superheat for the heat pump at Powerhouse Brattørkaia varies from approximately 14-21 %. Given that the average heat output for the unit is about 125-130 kW, the average amount of superheat will correspond to approximately 17-27 kW. This estimate indicates that a desuperheater can cover the average power demand for DHW heating of 4,7 kW. • The control of the setpoint for sensor RT30 should be adjusted With longer periods of low temperatures, for example down to -10°C to -15°C, it will often be the case that the temperature supplied to the hot water tanks is several degrees too high compared to the demand. Therefore, a maximum limit of 45-46°C should be implemented for the setpoint at sensor RT30. In this way, the «surplus heat» is used to increase the capacity for space heating during the coldest periods, instead of increasing the capacity in the hot water tanks. • The heating system should have been equipped with two circulation pumps in parallel on the condenser side of the heat pump This would entail that the heat pump still could operate with a faulty pump, resulting in reduced use of district heating.
dc.language
dc.publisherNTNU
dc.titleAnalyse av varme- og kjølesystemet ved Powerhouse Brattørkaia
dc.typeMaster thesis


Tilhørende fil(er)

Thumbnail

Denne innførselen finnes i følgende samling(er)

Vis enkel innførsel