Evaluation of possible heat pump configurations for waste heat recovery at +CityXChange Sluppen

Abstract

Klimautfordringene har skapt et behov for økt ressursutnyttelse og innovative løsninger. Formålet med +CityxChange, en del av Horizon 2020, er å etablere pilotprosjekter med innovative energiløsninger. Formålet med denne masteroppgaven er å evaluere høytemperatur varmepumpe (HTVP) konfigurasjoner for gjenvinning av lavtemperatur spillvarme fra Sluppenveien 10, en del av etableringen av PEB på Sluppen-Tempe i Trondheim. Både gjenvinning av varme til fjernvarme og for tappevannsproduksjon har blitt evaluert.

HTVPer i stand til varmeavgivelse >100℃ eksisterer, men få er kommersielt tilgjengelige og enda færre kan gjenvinne lavtemperatur spillvarme under <30℃. HTVPer i stand til å gjenvinne lavtemperatur spillvarme finnes, men begrenset til småskala lab-installasjoner. De største utfordringene til utvikling av HTVP-teknologi er; begrensninger i kompressor sugegass- og trykkgasstemperatur, høye investeringskostnader og få eksisterende storskala anlegg. For å gjøre teknologien mer kommersiell er det behov for flere storskala testanlegg for å dokumentere lønnsomhet og pålitelighet under reelle forhold.

Forskjellige metoder for gjenvinning av overskuddsvarme har blitt vurdert ved å utvikle fem dynamiske simuleringsmodeller av potensielle varmepumpe konfigurasjoner i Dymola. Simuleringsmodellene har blitt testet under realistiske driftsforhold både stabilt ved design punkt og dynamisk ytelse ved del-last forhold har blitt studert. Modellene ble satt til å ha en fordamperytelse på 60 kW og passende kompressor modeller har blitt valgt fra produsentene Dorin og Bitzer.

For varmegjenvinning til fjernvarme har det blitt utviklet to R290/R600 kaskadevarmepumper, Model A1 og A2. Resultatene viser at modellene oppnådde en stabil tilstand varme/kombinert COP av 1.71/2.53 og 1.78/2.68 for hhv. Model A1 og A2 konfigurasjonen. Model A2 konfigurasjonen oppnådde en 11.3 K lavere Propan kompressor trykkgass temperatur, og høyere COP som følge av økt spesifikk kjølekapasitet. Begge modellene har blitt testet under en realistisk ukentlig kjøle-lastkurve estimert fra elektrisitetsmålinger foretatt av byggeier. Modellene var i stand til å følge kjølebehovet fra 62.5 kW ned til 45 kW. For høyere kjøle behov må de eksisterende kjølemaskinene være i drift. Del-last simuleringene oppnådde ikke en lavere COP sammenliknet med driftspunkt simuleringene, dette skyldes at reduserte kompressorvirkningsgrader ved del-last ikke er inkludert i og en begrensning av simuleringsmodellene,

Tre tappevanns produserende varmepumpe modeller; B1, B2 og C1 har blitt utviklet. Hvor B1 og B2 er R290/R600 kaskade varmepumper slik som A1 og A2, og C1 konfigurasjonen er en mer konvensjonell CO2 varmepumpe. Model B1, B2 og C1 konfigurasjonene oppnådde en varme/kombinert COP av hhv; 2.38/3.88, 3.06/5.23 og 3.28/5.66. Noe som viser at COP'en av R290/R600 varmepumpen kan bli økt signifikant ved å implementere en vann forvarmer/ propan underkjøler, men fortsatt underlegen COP'en til CO2 varmepumpen. Kaskadeløsningen er også vurdert til å være overkomplisert for tappevannsproduksjon da samme varmeavgivelses temperatur kan oppnås med en mindre avansert varmepumpe. CO2 varmepumpen er forøvrig mer følsom for økt inngående varmesluk temperatur, noe som begrenser dens mulige bruksområder. Det årlige tappevannsforbruket til Austmann og 3T er ukjent, men estimert til å være lite sammenliknet med den mulige årlige produksjonen av tappevanns varmepumpene. Hvis varme skal gjenvinnes ved tappevannsproduksjon må store mengder tappevann eksporteres ut av området med M-TES. På grunn av usikkerheten knyttet til kjølebehovet til kjølelageret, har energi- og kostnadsanalysen blitt foretatt med mengden full last timer (FLT) som en uavhengig variabel. Resultatene viser at ved en antatt 8500 FLT, 513.1 MWh varme kan gjenvinnes og 1060.4-705.0 MWh varme leveres avhengig av valgt metode og varmepumpe konfigurasjon. Tappevannsvarmepumpene oppnådde høyest COP og er derfor det beste alternativet fra et energi-standpunkt.

Kostnads og lønnsomhetsanalysen viste at varmepumpe konfigurasjonene Model A1 og A2 hadde høyest investeringskostnader, estimert til å være 1 650 000 NOK. Tilsvarende for tappevannsvarmepumpene B1, B2 og C1, har investeringskostnadene blitt estimert til å være; 1 500 000, 1 230 000 og 1 205 000 NOK. Ved veldig lave FLT oppnådde tappevannsvarmepumpene lavest årlige kostnader, men ved >1000 FLT øker de årlige kostnadene raskt på grunn av de høye kostnadene knyttet til M-TES. Den beregnede LCOG for gjenvunnet varme til fjernvarme og tappevannsproduksjon er hhv omtrent 0.31 NOK/kWh og 0.81-0.73 NOK/kWh. varmegjenvinning ved tappevannsproduksjon er ikke lønnsomt sammenliknet med fjernvarme på grunn av en høyere LCOG enn den gjennomsnittlige fjernvarmeprisen. For FLT over 3600 oppnådde gjenvinnings-varmepumpene til fjernvarme en lavere LCOG enn den gjennomsnittlige fjernvarmeprisen og derfor det beste alternativet fra et økonomisk standpunkt. Likevel vil antageligvis mest varme gjenvinnes om sommeren, verdien av den gjenvunnede varmen vil derfor være lav sett fra fjernvarme selskapets perspektiv. Ved å anta at varmen selges for halvparten av fjernvarmeprisen har den maksimale investeringskostnaden blitt estimert til å være 468 000/482 000. Det vil derfor være behov for betydelig investeringsstøtte fra +CityXChange.

Facing climate change there is a need for new technologies and better utilization of available resources. The goal of +CityxChange, a part of Horizon 2020, is to promote new and innovative energy solutions. The objective of this thesis is to evaluate possible heat recovery heat pump configurations for waste heat recovery at Sluppenveien 10, a part of developing PEB at Sluppen-Tempe in Trondheim. Both heat recovery to the district heating grid and for hot water production are considered.

High temperature heat pumps (HTHPs) capable of heat sink temperatures >100℃ exist, few are commercially available and even fewer capable of waste heat recovery <30℃. The main obstacles to development in HTHP technology are limitations in compressor suction and discharge temperatures, high initial costs and few installations tested in real life conditions. It is therefore a need for large scale pilot installations documenting the profitability and reliability under real life conditions.

Different methods of heat recovery have been investigated through the development five dynamic simulation models of potential heat recovery heat pump configurations in Dymola. The simulation models have been tested under realistic operating conditions, both the steady state at design point and dynamic performance at part load conditions have been studied. The models were set to have an evaporator capacity of 60 kW and suitable compressors were selected from compressor manufacturers.

For heat recovery to the district heating grid two R290/R600 cascade heat pumps have been investigated, Model A1 and A2. The results show that the models achieved a steady state heating/combined COP of 1.71/2.53 and 1.78/2.68 of the A1 and A2 configuration respectively. The Model A2 configuration achieved 11.3 K lower Propane compressor discharge gas temperature than the A1 configuration, and a higher COP as a result of increased specific cooling capacity. Both models were tested for realistic weekly cooling load curve estimated from electricity measurements taken by the building owner. The models were able to follow an average weekly cooling load curve of the cold store from 62.5 kW down to 45 kW. For cooling demands over 62.5 kW additional cooling has to be delivered by the existing chillers. The part load simulations did not achieve a lower COP compared to the design point simulations, caused by variable compressor efficiencies not being implemented in the models, a limitation of the models.

The three hot water producing heat pump models; B1, B2 and C1 have been developed. Where the B1 and B2 models are R290/R600 cascade heat pumps similar to A1 and A2, and the C1 configuration is a more conventional CO2 heat pump. The model B1, B2 and C1 configurations achieved a heating/cooling COP of; 2.38/3.88, 3.06/5.23 and 3.28/5.66 respectively. Showing that the COP of the R290/R600 cascade heat pump can be significantly improved by adding a water pre-heater/propane sub-cooler, but inferior to the COP of the CO2 heat pump. The cascade solution is also concluded to be overly complicated for hot water production because the same heat sink temperature can be achieved with a less advanced heat pump. The CO2 heat pump is however more susceptible to increased heat sink inlet temperatures, which limits its possible area of application.

The annual hot water demand of Austmann and 3T is not known, but estimated to be very small compared to the possible hot water production by the heat recovery heat pumps. If heat should be recovered by means of hot water production large amounts of water has to be exported out of the area with M-TES. Due to the uncertainty in cooling demand of the cold storage facility an energy- and economic analysis have been performed with the amount of full load hours (FLH) of the heat recovery heat pumps as an independent variable. The results show that at an assumed 8500 FLH 513.1 MWh of heat can be recovered and 705.0-1060.4 MWh of heat can be delivered depending on method of heat recovery and heat pump configuration. The hot water producing heat pumps achieved the highest COP and thus the best alternative from an energy point of view.

The economical analysis show that the Model A1 and A2 heat pump configurations recovering heat to the district heating grid have the highest investment costs, estimated to 1 650 000 NOK. Similar for the hot water producing heat pumps B1, B2 and C1 the investment cost is estimated to be; 1 500 000, 1 230 000 and 1 205 000 NOK. At very low FLH the hot water producing heat pumps achieve the lowest annual costs, however at >1000 FLH the annual costs of heat recovery by hot water increases significantly due to high cost of M-TES. The calculated LCOG of heat recovery to district heating and hot water production is approximately 0.31 NOK/kWh and 0.81-0.73 NOK/kWh respectively. Heat recovery by hot water production is not profitable compared to district heating due to higher LCOG than the average district heating price. For FLH over 3600 hours heat recovery to the district heating grid achieves a LCOG lower than the average district heating price and thus the best economical alternative. However the most amount of heat is likely to be recovered in the summer, the value of the recovered heat is therefore low from the district heating company's point of view. Assuming the heat is sold for half the district heating price, the maximum investment cost of the Model A2 configuration is estimated to be 468 000/482 000. Substantial investment support from +CityXChange is therefore needed.