Bygningen som er lokalisert i Trondheim sentrum består hovedsakelig av tre leietagere, en dagligvarebutikk og to kontorbedriftene. Kontorbedriftene består av en IT-bedrift og en kommunal etat. Alle leietagerne har hvert sitt ventilasjonsanlegg som alle kjører med konstant luftmengde. Bygget har et eget SD-anlegg som styrer kjølesentral, varmesentral og ventilasjonsanlegg. Tilluften i alle ventilasjonsanleggene er avtrekkskompensert. Hver etasje har egne soner som skal kunne tilfredsstille el fleksibelt behov hos leietagerne. Bygningen er forsynt både med elektrisitet og fjernvarme, hvor fjernvarmen skal sørge for varmt tappevann, ventilasjonsvarme, radiatorvann og snøsmelteanlegg. Elektrisiteten skal dekke resten av de tekniske installasjonene. Bygningen har en temperatur korrigert energibruk på 1 302 396 kWh eller 330 kWh/m². Elektrisiteten er delt opp i fire forskjellige målinger, et til hver av leietagerne og et på felles. I et forsøk på å avdekke kuldebroer i fasaden ble det gjennomført en såkalt termografering, som ved hjelp infrarøde sensorer skulle påvise uforholdsmessige store temperaturforskjeller i fasaden. Målingen gav ingen klare hentydninger om at det var noen kuldebroer i fasaden. Ved hjelp av tegninger fra arkitekten ble det beregnet U-verdier for fasaden, som deretter ble kontrollert opp mot myndighetskravene. I tillegg ble samtlige arealer målt og beregnet. For å få en oversikt over tilstedeværelsene på kontorene ble det gjennomført en spørreundersøkelse hos de to leietagerne, hvor det ble stilt ni spørsmål som omhandlet deres tilstedeværelse og hvordan de opplevde inneklimaet. Resultatet viste at det var en forskjell i brukeradferden til de to leietagerne, hvor de ansatte hos IT-bedriften hadde en lengre brukstid enn de ansatte hos den kommunale etaten. For å få en oversikt over den spesifiserte energibruken i bygget ble det gjennomført en rekke simuleringer av energibruken for så å få energibruken formålsfordelt etter NS 3031. Samtlige innparametre ble enten beregnet regningsmessig eller hentet ut fra Enøk Normtall eller NS 3031. Resultatene viste at energibruken hadde stor sammenheng med driftstiden og brukeradferden på bygget. For dagligvarehandelen var det lang vanskeligere å få noen gode svar, og den beregnede elektrisitetsbruken var langt mindre enn den målte. Til å utføre beregningen ble det benyttet simuleringsprogrammet FRES, som er et dynamisk simuleringsprogram hvor man er nødt til å gjøre en del forenklinger som vil gjøre resultatet mindre nøyaktig. For å redusere energibruken i bygget ble det konkludert med at en kortere driftstid hos IT-bedriften, kombinert med en styringsmodell for belysningen i bygget, vil være de mest effektive tiltakene.

Det er perioder behov for økt robusthet i sentralnettet. Kombinasjonen lav last med høy import gir kritisk lave kortslutningsverdier. Det kan føre til svært uheldige konsekvenser for driften av de to HVDC-omformerne i Sør-Norge på Feda og i Kristiansand. Konsekvenser er kommuteringsfeil i omformerne som kutter effektoverføringen og skaper store spenningsfluktuasjoner og i verste fall spenningskollaps. Problemstillingen er økende ettersom det er lønnsomhet i klassiske HVDC-prosjekter for markedsaktørene. Rapporten ser på alternativer for å imøtekomme de eksisterende og økende utfordringene. Teori av drift og regulering av HVDC-omformeren og dens utfordringer mot svake nett er beskrevet. Teorien innebefatter også en innføring av synkronmaskinen samt roterende fasekompensator som en applikasjon til å øke robustheten til nettet. Kortslutningsberegninger og dynamiske analyser er utført i simuleringsprogrammet PSS/E i et bredt spekter av utfall og driftsforstyrrelser. Det er presentert fem mulige investeringstiltak mot å øke robustheten i Sør-Norge. Av tiltakene er det to konvensjonelle alternativer med 160 MVA fasekompensator, én applikasjon gjennom tomgangskjøring av vannkraftgenerator der turbinen løper i luft. De to siste tiltakene (SuperVAR-maskiner) baserer seg på superlederteknologi i synkronmaskinens rotorviklinger som øker det transiente bidraget betraktelig. Samtlige resultater gir marginale forbedringer av systempåliteligheten. 160 MVA fasekompensator gir generelt svært gode bidrag, blant annet ved at HVDC-omformerne tåler feil i sentralnettet i nærmere avstand uten å få kommuteringsfeil etter implementering. SuperVAR-maskinene gir noe varierende resultater. De bidrar effektivt og hurtig med reaktiv kompensering etter forstyrrelser, men det var forventet et større bidrag mot å unngå kommuteringsfeil grunnet deres høye ytelse i transient forløp. Det er utført en Samfunnsøkonomisk lønnsomhetsberegning av alle tiltakene. Sammenfatning av tekniske og økonomiske analyser gir anbefalinger mot å investere i 160 MVA fasekompensator, 12 MVA SuperVAR og fasekompensatordrift i Tjørhom.

Denne masteroppgaven har sett på hva som innvirker på en frysetunnels energibruk og hvordan frysetunneler fram til i dag er blitt modellert og hva som har vært hovedhensikten med modelleringen. Hovedtyngden av oppgaven har gått ut på å lage en datamodell av et produkt som fryses inn. Modellen har tatt høyde for de parameterne som innvirker på varmestrømmen fra produktet under innfrysningen, som lufthastighet og lufttemperatur rundt produktet, varmemotstand som følge av emballasje og de termodynamiske egenskaper for selve produktet. Til grunn for modellen er det blitt benyttet en implisitt numerisk modell hvor produktet ble delt opp i mindre kontrollvolum for beregning av de interne varmestrømmene. I forbindelse med datamodellen ble det laget et brukergrensesnitt i Excel. Litteraturstudiet omkring energibruken i frysetunnelen, fant at det i hovedsak er viftene og kjøleanlegget i frysetunnelen som energibruken i hovedsak er knyttet til. Der det i kjøleanlegget er kompressorarbeidet som står for hovedtyngden av energibehovet. Dette kompressorarbeidet er direkte koblet opp mot den kuldeytelsen som anlegget må yte for at innfrysningen skal skje. Denne kuldeytelsen er lik varmelasten i frysetunnelen, som ble funnet til å bestå av varmestrømmen fra produktene, varme avgitt fra viftene, transmisjons og infiltrasjonstap, avriming av fordampere og nedkjøling av reolene som produktene er lastet på. Resultater fra datamodellen for produktet ble sammenlignet med måleresultater fra Domstein Måløy. Sammenligningen viste at datamodellen brukte noe kortere tid på å fryse ned produktet slik at en bestemt temperatur midt i produktet ble nådd, enn hva målingene fra frysetunnelen på Måløy viste. Dette avviket kan ordnes med å legge inn en større varmemotstand på produktets overflate, eventuelt å korrigere formelen som ble brukt til å beregne varmeovergangstallet mellom produkt og luft. Brukergrensesnittet som ble laget i Excel tar for seg innlegging av parametere til simuleringsmodellen og kjøring av simuleringen. I tillegg er det mulig å hente ut forskjellige resultater fra simuleringen. Ved et videre arbeid med modellen bør grensesnittet systematiseres, slik det er nå er det til dels noe uoversiktlig med tanke på plassering av resultater.

Sammendrag Energi- og effektknapphet har i stor grad blitt kompensert for ved økt produksjon eller overføringskapasitet, og det har vært lite fokus på sluttbrukets betydning i tradisjonell energiplanlegging. Reduksjonspotensialet hos sluttbruker er stort, og ønsket om bedre kjennskap til virkningen av ulike tiltak har øket den siste tiden. Tiltak på produksjons- og infrastruktursiden har vanskelig for å konkurrere kostnadsmessig med en spart KWh hos sluttbruker. Derfor ligger endringer og reduksjon av energibruken øverst på listen over tiltak for å legge om til bærekraftige energisystemer. I denne oppgaven er det sett på hvordan en mer avansert sluttbrukermodell kan implementeres i eTransport, slik at sluttbrukertiltak som øker den kort- og langsiktige fleksibiliteten, kan analyseres. eTransport er en nettverksmodell utviklet av SINTEF Energiforskning. Modellen gir brukeren muligheten til å analysere energi- og masseflyten fra kilde til sluttbruker via ulike energibærere og tekologier samtidig. Hovedmålet med modellen er å bistå utbyggingsplanleggere slik at de er i stand til å optimere investeringene i energiinfrastruktur og dekke sluttbrukeres etterspørsel på best mulig måte, både økonomisk og miljømessig. I forbindelse med implementeringen av sluttbrukermodellen er det trukket opp et skille mellom levert- og nyttiggjort energi slik at det enklere er mulig å analysere tekniske installasjoner, effektiviseringstiltak og prisavhengig energisparing hos sluttbruker. Dette har resultert i modelleringen av 5 nye sub-moduler i eTransport. En for varme- og elspesifikk last som bygger på samme prinsipp, to for investeringer i bygningskropp og en node som hjelper brukeren å skille sluttbrukerdelen fra resten av energisystemet. Forandringene som er gjort i lastmodulene har ført til at lastprofilene som legges inn i de elastiske lastnodene, nå representerer nyttiggjort energi. Etterspørselen er gjort elastisk og kan nå ses på som den marginale nytten av forbruket. eTransport er dermed i stand til å gjennomføre en samfunnsøkonomisk analyse der det foretas en avveining mellom nytten av forbruket og produksjonskostnadene. Dette gjøres ved at systemoptimaliseringen er satt opp som en kostnadsminimalisering, der forbruket kan reduseres til en angitt kostnad. Dette medfører at modellen har gått fra å finne en kostnadseffektiv til en samfunnsøkonomisk optimal tilpasning. Programmet er nå bygget opp slik at alle typer tiltak utenom prisavhengig energisparing kompenseres for ved hjelp av tilbudskurven. Dermed forandres ikke etterspørselskurven i eTransport ved investeringer i ny teknologi, effektiviseringstiltak eller ved skiftet mellom ulike energibærer. Testingen av de forskjellige komponentene som er lagt inn viser at de økonomiske resultatene som genereres stemmer overens med samfunnsøkonomisk teori. En vil dermed ta hensyn til hvordan det totale samfunnsøkonomiske overskuddet endres som følge av ulike tiltak, og på den måten få en mer korrekt samfunnsøkonomisk modell for utbyggingsplanlegging.

I gassprosesseringsanlegg er kjøling av gassen etter eksportkompressorene nødvendig før gassen kan sendes videre i rørnettet. Eksportkjølebehovet for prosessanlegg er en stor og energikrevende del av prosessanlegget. Kjølebehovet kan dekkes ved sjøvannskjøling eller ved luftkjøling. Det er imidlertid ingen retningslinjer for når den ene kjøleløsningen foretrekkes framfor den andre. Prosessanleggene Ormen Lange og Kollsnes er to relativt like anlegg som prosesserer gass fra Nordsjøen og eksporterer salgsgass til det Europeiske markedet. Mens Ormen Lange har et sjøvannskjølt system til å dekke kjølebehovet, har Kollsnes et luftkjølt system. Ormen Lange har et maksimalt kjølebehov på eksportkjølerne på 104 MW, mens Kollsnes har et maksimalt kjølebehov på 184 MW. Hovedutstyret til kjølesystemet på Ormen Lange består av bassengkonstruksjon for sjø- inntak og utløp, to sjøvannspumper, 6 platevarmevekslere mellom sjøvann og kjølemediumskrets, tre rørsats eksportkjølere, sjøvannsfilter og kjølemediumsfilter, ekspansjonstank og rørnett for hhv sjøvann og kjølemediumskretsen. På Kollsnes består kjølesystemet av fem luftkjølte eksportkjølere. Termisk hydraulisk design av sjøvannskjølte eksportkjølerne på Ormen Lange ga tre rørsats varmevekslere til å dekke kjølebehovet på 104 MW. Hver veksler ble designet til å være på over 10m lang med 1386 rør og en ytre diameter på 1168mm. Varmeoverføringskoeffisienten for eksportkjølerne ble utregnet til 1527 W/m2K og det totale varmeoverføringsarealet er 2427m2. Design av platevarmevekslere ga seks platevarmevekslere med 436 plater i hver veksler for å dekke kjølebehovet på 226 MW. Varmeoverføringskoeffisienten for platevekslerne ble gitt til 3767 W/m2K, og det totale varmeoverføringsarealet ble 5649 m2. Termisk hydraulisk design av et alternativt luftkjølt system ga tre luftkjølerenheter. Hver enhet ble 12m lang og 24,1m bred, utstyrt med åtte vifter med diameter på 4,3m. Varmeoverføringskoeffisienten for luftkjølerne ble 31 W/m2K og totalt varmeoverføringsareal på 200 897m2. Ved design utetemperatur på 23,1 °C er effektbehovet per vifte på 20,7 kW. Termisk hydraulisk design av det luftkjølte systemet til Kollsnes ga fem luftkjølerenheter til å dekke det totale kjølebehovet på 184 MW. Hver enhet ble 13,5m lang og 18,7m bred. Varmeoverføringskoeffisienten for luftkjølerne ble 28,4 W/m2K og det totale varmeoverføringsareal ble 263 685m2. For et tenkt sjøvannskjølt system på Kollsnes ble det designet 5 rørsats eksportkjølere til å dekke kjølebehovet. Hver rørsatsveksler er over 9 m lang med 824 rør, og en ytre diameter på 1067mm. Rørsats design ga varmeoverføringskoeffisient på 1597 W/m2K og totalt varmeoverføringsareal på 2454m2. Design av platevarmevekslere ga 11 vekslere i parallell med 436 varmeoverføringsplater i hver veksler for å dekke et kjølebehov på 406 MW. Varmeoverføringskoeffisienten for designtilfellet ble 3502 W/m2K, og det totale varmeoverføringsareal for platevekslerne ble på 11 300m2. De estimerte utstyrskostnadene for det sjøvannskjølte systemet på Ormen Lange er på 128 millioner NOK, mens utstyrskostnader for luftkjøleanlegget på Kollsnes er estimert til 17,5 millioner NOK. Innført i et kostnadsprogram ville tilsvarende luftkjøleanlegg på Ormen Lange koste 10,5 millioner NOK, og tilsvarende estimert sjøvannskjølt anlegg på Kollsnes koste i overkant av 160 millioner NOK. Kostnadssimuleringen viser også at utstyrskostnadene for sjøvannskjølte prosessanlegg øker i større grad enn det luftkjølte anlegget ved økning av kjølebehovet (MW). Det kraftkrevende utstyret på sjøvannskjølesystemet til Ormen Lange er pumpene og sjøvannsfilteret. Til sammen er effektbehovet til dette utstyret på 7996 kW ved designtilfelle. Effektbehovet til Kollsnes luftkjølte kjølesystem er luftkjøleviftene. Ved design ute temperatur på 26 °C er det totale effektbehovet for alle fem luftkjølere 488 kW. For et tilsvarende luftkjølt kjølesystem på Ormen Lange estimeres effektbehovet til 293 kW, mens for et tilsvarende sjøvannskjølt kjølesystem på Kollsnes estimeres effektbehovet å være på 11 982 kW. For sjøvannskjølt kjølesystem antas en større økning av effektbehovet ved økende kjølebehov enn for et luftkjølt kjølesystem. Ut fra økonomiske forutsetninger oppgitt i denne oppgaven vil luftkjølt kjølesystem for landbasert gassprosessanlegg foretrekkes framfor sjøvannskjølt system, uansett kjølebehov. Når et sjøvannskjølt prosessanlegg foretrekkes, må dermed andre enn økonomiske faktorer ligge til grunn.

Denne rapporten er en masteroppgave skrevet i samarbeid med BKK og institutt for elkraftteknikk. Oppgaven omhandler investering i vannkraft med vurdering av usikkerhet. Rapporten analyserer lønnsomheten i et utvidelsesprosjekt på Fosse kraftverk som er en del av Bergsdalsvassdraget. Slik situasjonen er i dag er Fosse kraftverk en flaskehals i serievassdraget. Derfor er lønnsomheten av et tilleggsaggregat på Fosse kraftverk vurdert for tre ulike aggregatstørrelser. Separat er lønnsomheten av å bygge to nye bekkeinntak på Fosse kraftverk vurdert. I tillegg er det sett på lønnsomheten av å kombinere et nytt aggregat med bekkeinntak. Optimal størrelse for et nytt aggregat er også vurdert. Et kjennetegn på vannkraftinvesteringer er store investeringsbeløp med lang levetid. Inntjeningen av investeringen er avhengig av fremtidige inntekter som investeringen utløser. På bakgrunn av usikkerhet i fremtidige kraftpriser er det utviklet scenarier som tar for seg ulike prisutviklinger. Scenariene tar utgangspunkt i Statnetts scenarier fra Nettutviklingsplan for sentralnettet 2008-2025. Simuleringsverktøyet Vansimtap er brukt til å simulere forventet fremtidig produksjon og inntekter. Simuleringene ble utført med SimtapEffekt som er et tilleggsprogram i Vansimtap. Simtapeffekt optimaliserer produksjonen innenfor uken, samtidig som den langsiktige produksjonsstrategien oppfylles. Sammenlikning av simuleringsresultater i Vansimtap med SimtapEffekt viste at inntekter og produksjon økte i Bergsdalsvassdraget når produksjon ble optimalisert innenfor uken. Simuleringene i SimtapEffekt ble utført for alle scenariene. Simuleringene i scenario ”Basis” viste at inntektene øker mest for alternativ 4. Med økte prisforskjeller over døgnet endret produksjonen seg slik at det ble mer produksjon ved høye priser, mens total produksjon over året ble mindre samtidig som flomtapet økte. Det ble videre utviklet en investeringsmodell i Excel. Inputdata for modellen er inntekter og produksjon fra simuleringene, og investeringskostnader. I investeringsmodellen inkluderes effekten av skatter og avgifter, da dette kan påvirke lønnsomheten. Den økonomiske analysen ga forskjellige resultater ut i fra hvilket scenario som er lagt til grunn. Med utgangspunkt i Scenario ”Basis” viste lønnsomhetsanalysen at det bør investeres i bekkeinntak i Skårdalselvi og Fossegjelet. Investering i mer effekt på Fosse viste seg ulønnsom i scenario ”Basis” og scenario ”Fornybar”. Hvis imidlertid fremtiden gir høye kraftpriser og store prisforskjeller innenfor døgnet som i scenario ”Eksport” vil det lønne seg å investere i mer effekt på Fosse kraftverk, i tillegg til bekkeinntak. Anbefalingen til BKK er at mulighetene for bekkeinntak bør vurderes nærmere. Utbygningen av de to bekkeinntakene vil ha få miljøvirkninger, men kan møte motstand blant lokalbefolkningen. Eksterne effekter som omdømme må derfor vurderes opp mot lønnsomheten i prosjektet. Lønnsomheten av bekkeinntakene bør også vurderes hver for seg.

I Norge er elektrisitet den mest anvendte energikilden til oppvarming av bygninger. Dette er uvanlig i andre europeiske land, hvor vannbåren varme er det dominerende oppvarmingssystemet. Hovedmålet med denne oppgaven er å analysere potensialet for en omlegging til vannbåren varme i Norge fram til 2020. Ved å studere de tekniske, miljømessige og økonomiske konsekvensene en omlegging vil medføre. I denne rapporten ble det utført økonomiske analyser for lønnsomheten av vannbårene varmesystemer i norske bygninger. Disse analysene ble utført ved en nåverdiberegning for investeringskostnaden, vektet mot de sparte energiutgiften for et bygg. For de fleste eksisterende bygg i Norge, er installasjon av vannbårne varmesystemer ulønnsomt med dagens prisdifferanse mellom elektrisitet og alternative energikilder. For bygg med et eksisterende vannbårent varmeanlegg, der det i dag anvendes elektrisitet eller olje som energikilde, vil fjernvarme være et økonomisk lønnsomt alternativ. Lokale varmesentraler, basert på biobrensel vil også gi reduserte energikostnader for de fleste bygg med vannbåren varme allerede installert. For miljøet vil økt bruk av vannbåren varme resultere i store reduksjoner av klimagasser, dersom marginalproduksjonen av elektrisitet antas å komme fra importert kullkraft. Ved erstatning av elektrisk oppvarming vil reduksjonen av klimagasser være 1052,11 Tonn CO2/GWh for fjernvarme og 1335 Tonn CO2/GWh for biobrensel. Dersom klimagassutslippene betraktet som en kostnad ved produksjonen, vil dette føre til bedre investering vilkår for investeringer i vannbåren varme. De nye kravene til byggestanderen i Norge vil redusere oppvarmingsbehovet i nybygg, og pålegge nye bygninger å bruke minst 40 % alternative energikilder til oppvarming. Dette vil øke markedet for vannbåren varme, men redusere lønnsomheten i investeringer. Det er estimert et potensielt vannbårent varme marked på 18 TWh innen 2020. Der etterspørselen hovedsakelig vil bli dekt av lokale varmesentraler. For å øke bruken av vannbåren varme kan myndighetene ta i bruk to alternativer. De kan enten øke avgiftene på elektrisitet, eller øke støtten til investeringer i vannbåren varme.

Norge har et stort energiforbruk i sine mange vei- og gatelys landet rundt. Anslagene for energiforbruket varierer fra 0,8 til over 2 TWh. Uansett er energiforbruket betydelig høyere enn i Europa. Dette skyldes blant annet Norges særtrekk når det gjelder behov for veilys og vår svært gode tilgang til billig elektrisk kraft. Mange norske veilysanlegg er imidlertid blitt meget gamle og det ligger derfor et stort sparepotensial ved energiøkonomisering (ENØK) av disse anleggene. I 2008 ble ny veinormal godkjent av Statens vegvesen og sammen med tilhørende håndbøker angir den krav til norske offentlige veier innen blant annet dimensjoneringsklasser og tilhørende belysningskrav. Offentlige veier er i denne sammenhengen ikke medregnet kommunale veier, der kommunene selv setter krav til belysningen. Dette innebærer blant annet at kommuner vurderer nattslukking for kommunale og eventuelt private veilysanlegg de drifter, mens det ikke er aktuelt for de fylkesveier og riksveier som i følge veinormalen bør ha belysning. Rapporten dokumenterer gjennom Statens vegvesens håndbøker hvilke veier, klassifisert etter dimensjonersklasser, som bør ha belysning og hvilken belysning som utgjør minstekravene. Gjennom normtall og eksempler fra prosjektering av veilysanlegg kommer energiforbruket frem og disse tallene gir et utgangspunkt for å beregne besparelsene av ulike ENØK-tiltak. Energisparepotensial ved ulike ENØK-tiltak er i rapporten eksemplifisert gjennom kategorisering av driftsløsninger. De fem kategoriene er: gammelt konvensjonelt anlegg, nytt konvensjonelt, nattslukking, trinnvis dimming og dynamisk dimming. De to siste kategoriene representerer såkalt intelligent veibelysning der styringssentralen nytter toveiskommunikasjon med armaturene for overvåkning og dimming. Eksisterende veilysanlegg er imidlertid svært ulike både i forhold til hvordan de er utstyrt og tilknyttet kraftnettet. En generalisering av kostnader for et ENØK-tiltak satt opp mot besparelsen for gitte veityper er derfor vanskelig. Hvor stort energisparepotensial ulike kategorier har er derimot anslått ved beregninger og eksempler fra tidligere rapporter og pilotanlegg der ENØK-tiltak er innført. Gamle anlegg vil ved utskifting til nye armaturer spare 25-40 % av energiforbruket på grunn av bedre reflektoroptikk og høyere lysutbytte, noe som gjør at en kan velge lavere dimensjonerende effekt for lyskildene. Et gitt anlegg vil med nattslukking spare 15-30 %, direkte avhengig av antall timer en velger å slukke lyset. Trinnvis dimming vil gi innsparing på 15-35 % avhengig av dimmeplan, mens det for dynamisk dimming foreløpig kun er anslag (20-40 %) tilgjengelig da lengre måleserier ikke er utført enda. Prosentverdiene kan ikke legges direkte sammen da de er gitt fra ulike utgangspunkt. Det største energisparepotensialet vil være tilstede ved utskifting av et gammelt anlegg til et med dimming. Per i dag er det dog ikke regningsvarende med dimming i anlegg der dimensjonerende effektstyrke er under 100 W. Det er flere leverandører av styringsystemer med toveiskommunikasjon på det norske markedet. Philips var tidligst ute men har ikke beholdt posisjonen som lengst fremme. I dag er det Luminext og Datek som har sine systemer i flest anlegg og dermed høyest markedsandel. Siteco og Thorn har også utviklet styringsystemer og har sine første anlegg på plass i Norge. De ulike systemene er beskrevet og sammenstilt i rapporten, og de er teoretisk ikke så forskjellige. Den tydeligste forskjellen er valg av powerline eller trådløs kommunikasjon mellom områdenode og lampenoder. Et annet skille, som er av betydning ved valg av systemløsning, er om systemene er basert på åpne kommunikasjonsprotokoller eller er proprietære da dette kan gi føringer for senere valg.

Bruk av bioenergi og andre energikilder som gir lavt utslipp av CO2 får stadig større aktualitet både i Norge og internasjonalt. Det er i denne sammenheng et behov for verktøy som på en rasjonell måte kan beregne sentrale data for varmesentraler for vannbåren varme som benytter ulike teknologier for generering av varme. Hovedmålet med denne oppgaven er å utvikle en ”komplett” databasert beregningsmodell for å beregne aktuelle indikatorer for energiytelse, samt varmekostnad/varmepris for lokale varmesentraler for vannbåren varme med gitt forbruksmønster og for de mest vanlige former for generering av varme. Beregningsresultatene fra modellen skal kunne brukes til vurdering av bygging av lokale varmesentraler, eller for å beregne energiytelse og alternativpris ved for eksempel tilknytning til et fjernvarmeanlegg eller ved levering av fjernvarme til en bygning. Oppgaven er en videreføring av prosjektarbeidet ”Modell for beregning av optimale, lokale varmesentraler med tanke på varmekostnad/varmepris for lokale varmesentraler med gitt forbruksmønster.” Kjernen i den utviklede beregningsmodellen er en driftssimulator som simulerer driften av en lokal varmesentral på timebasis gjennom et normalår for en gitt konfigurasjon av varmeproduserende enheter, som defineres av brukeren. Varmesentralen kan forsyne enkeltbygg eller en gruppe av bygninger med varme, og lastkurver for varmebehovet for bygningene genereres av beregningsmodellen. Modellen kan simulere ulike kombinasjoner av maksimalt tre varmegeneratorer i varmesentralen, og det kan velges mellom fire ulike typer varmegeneratorer. Dette er kjeler fyrt med bioenergi, el – kjeler, oljekjeler og varmepumpe. Modellen gir muligheter for en detaljert beskrivelse av virkningsgradskarakteristikkene for kjelene, og skiller mellom av/på -, trinn- og modulerende regulering. Primærenergikonseptet brukes for beregning av indikatorer for energiytelse. Modellen beregner behov for levert energi, primærenergibehov og CO2 – utslipp for varmesentralen. Beregningen av indikatorene følger beregningsmetoder definert i de standarder som er utarbeidet ved realisering av Direktiv om energiytelsen for bygninger. For å vise funksjonaliteten til beregningsmodellen er det gjennomført beregninger på et tenkt utbyggingsområde beliggende i Trondheim. Dette området består av en gitt sammensetning av bygninger fra ulike bygningskategorier, og to mulige scenario med tanke på varmeforsyning er studert. I det ene scenario forsynes alle byggene i utbyggingsområdet med varme fra sin egen varmesentral. I det andre scenario forsynes samtlige bygg med varme fra en felles varmesentral via et fjernvarmenett. Formålet med disse beregningene er å studere hvordan disse to scenario slår ut med tanke på varmekostnad, behov for levert energi, primærenergibehov og CO2 – utslipp for hele utbyggingsområdet. Det forutsettes at det benyttes bioenergi som grunnlast, olje som spisslast og el – kjel til å dekke tappevannsbehov i sommersesongen for samtlige varmesentraler. Resultatene viser at ved å forsyne alle byggene i utbyggingsområdet fra en felles varmesentral vil behovet for levert energi bli større enn hvis alle byggene forsynes med varme fra sin egen varmesentral. Det viser seg at behovet for levert energi for varmesentralen blir en prosentandel større for den felles varmesentral som tilsvarer tapene ved produksjon av varme i den felles varmesentralen. Tapene i fjernvarmenettet vil dekkes opp av den gevinsten som oppnås i hvert enkelt bygg ved å erstatte kjelanlegget med en kundesentral, siden tapene i en kundesentral er langt lavere enn i et kjelanlegg. Siden behovet for levert energi blir større for den felles varmesentral medfører dette at primærenergibehovet og CO2 – utslippet også blir større. Disse vil øke med samme andel som behovet for levert energi, med unntak av følgende forhold. Siden fordelingen av det årlige energibehov mellom de ulike energivarer kan bli noe annerledes enn for varmesentraler i enkeltbygg, kan dette medføre at primærenergibehovet og CO2 – utslippet blir noe lavere eller høyere avhengig av fordelingen mellom energivarene og primærenergi- og CO2 – faktorene. Varmekostnaden for den felles varmesentralen blir betydelig lavere enn med varmesentraler i hvert enkelt bygg. Dette selv om kostnader til fjernvarmenett og kundesentraler inkluderes. Dette skyldes at rimeligere energikilder kan benyttes som grunnlast i den felles varmesentral. Det er gjennomført en rekke følsomhetsberegninger for å kartlegge de mest sentrale inngangsdata i modellen, og for å vise hvordan disse påvirker beregningsresultatet. Beregningene er gjennomført for varmesentralen som forsyner alle bygg i utbyggingsområdet. Resultatene viser at energiprisen for grunnlasten er den parameter som påvirker varmekostnaden i størst grad. En lav energipris for grunnlasten er dermed den viktigste parameter for å oppnå en lavest mulig varmekostnad i et nærvarmeanlegg. Videre er investeringskostnad i varmesentral, kalkulasjonsrente og investeringskostnad i fjernvarmenett de parametre som påvirker varmekostnaden i størst grad. For alle de studerte varmesentraler i denne oppgaven er elektrisitet den helt klart største bidragsyteren til forbruk av ikke – fornybar primærenergi og CO2 – utslipp. I tillegg bidrar elektrisitet i stor grad til å øke varmesentralens totale primærenergibehov. Dette er beregnet med primærenergi – og CO2 – faktorer for elektrisitet miks UCPTE i henhold til NS – EN 15603. Den beste løsning for å redusere utslippet av CO2 og primærenergibehovet i varmesentralene er dermed å ikke benytte seg av elektrisitet som energikilde.

Foreliggende rapport tar utgangspunkt i en hyttemodell med en indre isolert kjerne, som skal huse sanitærinstallasjoner og dermed sørge for å redusere nødvendig oppvarmingsbehov til frostsikring av disse. Et prosjektarbeid utført høsten 2008, hvor målet var å utvikle ulike energikonsept for fritidsboliger med frostfrie sanitærinstallasjoner og med lavt CO2-utslipp, indikerte et behov for å aktivt transportere solvarme inn i hyttemodellens indre kjerne. Måten denne problemstillingen er angrepet på er ved å integrere et solvarmeanlegg i den samme bygningsmodellen som ble benyttet i prosjektoppgaven. Solvarmesystemet er bearbeidet gjennom modellerings- og simuleringsverktøyet ESP-r. Gjennom simuleringer i Østersundklima er det sett på hvordan endringer i ulike systemparametre slår ut på temperaturforløpet i de indre sonene. En sørvendt solfanger med areal på 4,8 m2 og helningsvinkel 70 o indikerer et behov for en lagertank på minimum 4 m3 for å holde den indre sonen i kjelleren frostfri. En dobling av solfangerarealet, fra 4,8 m2 til 9,6 m2, gjør at en 2 m3 stor lagertank er tilstrekkelig for å holde den indre kjellersonen frostfri. Siden det generelt er mye enklere å få plassert en solfanger av en viss størrelse utendørs, enn det som er tilfellet for plasskrevende vanntanker innendørs, synes det fornuftig å gå opp på solfangerarealet og ned på lagervolumet. Kostnadsmessig er det også mye som tyder på at en slik vurdering vil være gunstig. I tillegg til å integrere solvarme i bygningsmodellen er det også inkludert solcellepanel for elektrisitetsproduksjon. Visjonen er at man med en nettilknyttet fritidsbolig på årsbasis kan bli en netto eksportør av elektrisitet. Resultatene fra dette arbeidet indikerer at denne formen for distribuert kraftproduksjon medfører for store kostnader på nåværende tidspunkt. En nåverdiberegning viser en positiv nåverdi med salgspris for kraft til nettet på 4,0 kr/kWh og offentlig støtte av investeringene på 40 %. Per i dag er vi langt unna slike betingelser i Norge. Bygningsmassen som utgjør hyttemarkedet er ikke homogent da det kommer til isoleringsstandard. For å illustrere forskjellen er det tatt utgangspunkt i fire modeller hvor ytterveggene har ulik U-verdi. For hver modell sammenlignes elektrisitetsbehovet som er påkrevd for frostsikring av henholdsvis hele bygningsvolumet og kun den indre kjernen. Resultatet viser store forskjeller både mellom modellene, og innad for samme modell men med ulik oppvarmingsstrategi.1480,5 kWh/år er funnet nødvendig for oppvarming av hele fritidsboligen med laftede yttervegger. Dersom kun den indre sonen holdes frostfri, kreves det for modellen med godt isolerte yttervegger (TEK-07) og utnytting av solvarme en energileveranse på bare 1,7 kWh/år. Dagens realitet er at mange fritidsboliger blir oppvarmet med direkte bruk av elektrisitet. Dersom CO2-utslippene i forbindelse med frostsikring av sanitærinstallasjonene skal vurderes, er det derfor høyst relevant å vekte det aktuelle energibehovet med CO2-faktorer for elektrisitet. Spesielt store utslag er å finne dersom faktoren for europeisk kullkraft på 1340 kg/MWh benyttes. Modellen med laftede yttervegger vil da få et CO2-utslipp på 99,3 kg/år, gitt at kun kjernen frostsikres. Tilsvarende utslipp for modellen med solvarme og yttervegger etter TEK-07 blir 2,3 kg/år. Alle simuleringene er gjennomført i Østersundklima. En sammenligning av sentrale klimaparametre mellom Østersund og det som gjerne defineres som høyfjellet i Sør-Norge viser at valget av Østersund som simuleringslokasjon er relevant med hensyn til en av oppgavens mål; å utvikle et konsept for en forenklet modell av en frittliggende fritidsbolig i et fjellområde i Sør-Norge. Noe som gjenstår å gjøre for fritidsboligkonseptet er en livsløpsanalyse (LCA - Life Cycle Analysis). For å kunne gjennomføre en LCA er man avhengig av et helt annet detaljeringsnivå enn det som er tilfellet for fritidsboligkonseptet på nåværende tidspunkt.