Analysis of solar thermal systems for domestic hot water production in a nursing home

The current state of climate change urges the world to consider alternatives concerning the use of energy. In Norway, electricity is a common energy source in buildings, but heating is a purpose which can be conducted using other energy carriers. In 2017, SINTEF Byggforsk and NTNU initiated the project VarmtVann2030 to improve the knowledge about the use of domestic hot water (DHW) in the country. This thesis examines the possibilities of using solar collectors as energy source for the heating of DHW in a nursing home. Some of the results are based on measurements carried out on a nursing home in Drammen, as a part of VarmtVann2030. The capacity of the sun is 15 000 times larger than the earth’s population’s total need for energy. Solar collectors transform radiation energy from the sun into heat, which again is transferred to an energy carrier, most often a liquid. A solar thermal facility is usually dimensioned to produce 300-600 kWh/m2sc and cover 40-60 % of the energy needed for DHW during a year. The annual DHW energy demand for the Drammen nursing home is 53.9 MWh. The existing standard on DHW energy use at nursing homes, SN/TS 3031, gives consumption values which are almost twice as large. Simulations were done using a software called Polysun Designer and calculations were performed in Excel. The focus was on a pressurised system in combination with an electric water heater. A solar thermal system was chosen based on advices from SGP Armatec, a supplier of pressurised installations in Norway. SGP Armatec also offered examples of prices of materials. Considering different sizes of solar collector areas and accumulator tanks, the most profitable solution was found. The most profitable system was the one with the lowest Levelised Cost of Energy (LCOE) out of solar collector areas of 10-100 m2 with accumulator tank dimensions of 50 l/m2sc, 62.5 l/m2sc and 75 l/m2sc. The best tilt angle was found doing specified simulations. In addition to the LCOE, the payback period and annual cost were considered. Technical parameters included in the results were the solar fraction, area specific collector field yield and maximum collector temperature. The most profitable system based on the collected consumption data from the nursing home consisted of a solar collector area of 40 m2 with a tilt angle of 50° and an accumulator tank of 2000 l. For this solution, the LCOE was 66.9 øre/kWh, the payback period was 23.2 years and the annual cost was 17 798 NOK/year. The solar fraction was 38 %, the area specific field yield was 512 kWh/m2sc and the maximum collector temperature was 90 °C. Alterations in accumulator tank volume and collector area gave various effects in the parameters. A large tank gave the best technical performance because of the increased storage capacity and the lowest economic values occurred for a tank of 1500 l. Regarding construction size, a small system achieved better outcomes than a large one due to its adaptation to the DHW consumption, but the one at 40 m2 was most profitable. For the large system (80 m2), the LCOE was 75.7 øre/kWh, the payback period was 27.2 years, the solar fraction was 56 %, the area specific field yield was 388 kWh/m2sc and the maximum collector temperature was 130 °C. For the small system (20 m2), the LCOE was 73.9 øre/kWh, the payback period was 26.3 years, the solar fraction was 22 %, the area specific field yield was 594 kWh/m2sc and the maximum collector temperature was 76 °C. The annual cost was subject to negligible changes for different system sizes. Sensitivity analyses were done on the most profitable system for both the investment cost and the electricity price, with alterations of ± 30 %. Not surprisingly, all the economic parameters favoured a low investment cost. The minimum values were an LCOE of 46.8 øre/kWh, a payback period of 15.2 years and an annual cost of 15 928 NOK/year. For variations in the electricity price, changes in the LCOE was negligible. The payback period and annual cost was subject to larger effects, their lowest values being 16.9 years and 14 329 NOK/year, respectively. Additional outcomes of the thesis research gave indications that the DHW consumption should be of a certain magnitude for the use of solar collectors to be adequately profitable. A tripling of the Drammen nursing home DHW demand gave an LCOE of 53.3 øre/kWh. Simulations of a demand based on SN/TS 3031 gave reason to believe that the standard overestimates the best size of solar thermal facilities for nursing homes. SN/TS 3031 resulted in a most profitable system size of 50 m2. All the parameters, with an exception of the annual cost and solar fraction, achieved worse results than expected from the standard when implementing the measured DHW consumption on the 50-m2 construction. This kind of estimation of the demand can give very different outcomes than predicted. The results in this thesis show the importance of enhanced research on the use of domestic hot water. Both costs and use of energy can be minimised if the actual consumption of the building in each individual case is examined in advance of the installation of a solar thermal construction. A decrease in the costs of solar thermal facilities and/or an increase in the electricity price would make it a more desirable alternative.De pågående klimaendringene stiller krav om omstillinger innen verdens energibruk. I Norge er elektrisitet er en vanlig energikilde i bygg, men oppvarming kan utføres ved hjelp av andre energibærere. I 2017 satte SINTEF Byggforsk og NTNU i gang prosjektet VarmtVann2030, som har som mål å øke kunnskapen innen bruk av varmtvann her i landet. Denne masteroppgaven undersøker mulighetene for bruk av solfangere som energikilde til å varme opp varmtvann i et sykehjem. Noen av resultatene er basert på målinger utført ved et sykehjem i Drammen, som en del av VarmtVann2030. Solens kapasitet er 15 000 ganger større enn hele jordens befolknings energibehov. Solfangere omformer strålingsenergien fra sola til varme, som igjen overføres til en energibærer, som oftest består av en væske. Et solfangeranlegg dimensjoneres normalt for å produsere 300-600 kWh/m2sc og dekke 40-60 % av varmtvannsenergibehovet i løpet av et år. Den årlige energibruken til varmtvann på sykehjemmet i Drammen er på 53.9 MWh. Den eksisterende standarden for energibruk til varmtvann på sykehjem, SN/TS 3031, gir forbruksverdier som er nesten dobbelt så høye. Simuleringene ble gjort ved hjelp av en programvare kalt Polysun Designer og utregningene ble utført i Excel. Fokuset var på et trykksatt system i kombinasjon med en elbereder. Valg av solfangersystem ble basert på råd fra SGP Armatec AS, en leverandør av trykksatte installasjoner i Norge. SGP Armatec tilbød også eksempler på materialpriser. En vurdering av ulike størrelser av solfangerarealer og akkumulatortanker ledet til den mest lønnsomme løsningen. Det mest lønnsomme systemet var det med den laveste energikostnaden over levetiden (LCOE) av solfangerarealer på 10-100 m2, og akkumulatortankdimensjoner tilsvarende 50 l/m2sc, 62.5 l/m2sc og 75 l/m2sc. Den beste helningsvinkelen ble funnet ved gitte tester. I tillegg til LCOE ble tilbakebetalingstiden og den årlige kostnaden vurdert. Tekniske parametere inkludert i resultatene var solfraksjonen, energiutbytte per solfangerareal og maksimal kollektortemperatur. Det mest lønnsomme systemet basert på oppsamlede forbruksdata fra sykehjemmet bestod av et solfangerareal på 40 m2 med en helningsvinkel på 50° og en akkumulatortank på 2000 l. For denne løsningen ble LCOE 66.9 øre/kWh, tilbakebetalingstiden 23.2 år og den årlige kostnaden 17 798 NOK/år. Solfraksjonen var på 38 %, energiutbyttet per solfangerareal var 512 kWh/m2sc og maksimal kollektortemperatur var 90 °C. Forandringer i akkumulatortankvolum og solfangerareal gav endringer i de forskjellige parameterne. En stor tank var best ut fra et teknisk ståsted på grunn av den økte lagringskapasiteten og en 1500-l tank gav de laveste økonomiske verdiene. I forbindelse med de ulike systemstørrelsene oppnådde et lite system bedre resultater enn et stort fordi det var bedre tilpasset varmtvannsbehovet, men systemet på 40 m2sc var mest lønnsomt. For det store systemet (80 m2) var LCOE 75.7 øre/kWh, tilbakebetalingstiden 27.2 år, solfraksjonen 56 %, energiutbyttet per solfangerareal 388 kWh/m2sc og maksimal kollektortemperatur 130 °C. For det lille systemet (20 m2) var LCOE 73.9 øre/kWh, tilbakebetalingstiden 26.3 år, solfraksjonen 22 %, energiutbyttet per solfangerareal 594 kWh/m2sc og maksimal kollektortemperatur 76 °C. Den årlige kostnaden endret seg svært lite for ulike systemstørrelser. Sensitivitetsanalyser på det mest lønnsomme systemet ble utført for både investeringskostnaden og elektrisitetsprisen, med endringer tilsvarende ± 30 %. Som forventet gav en lav investeringskostnad i de beste økonomiske resultatene. Minimumsverdiene var en LCOE på 46.8 øre/kWh, en tilbakebetalingstid på 15.2 år og en årlig kostnad på 15 928 NOK/år. LCOE endret seg svært lite for variasjoner i elektrisitetsprisen. Tilbakebetalingstiden og den årlige kostnaden var utsatt for større endringer, med de laveste verdiene på henholdsvis 16.9 år og 14 329 NOK/år. Andre resultater i denne oppgaven gav indikasjoner på at varmtvannsforbruket burde være av en viss størrelse for at bruken av solfangere skal bli lønnsom nok. En tredobling av varmtvannsbehovet på sykehjemmet i Drammen ga en LCOE på 53.3 øre/kWh. Simuleringer av varmtvannsbehovet basert på SN/TS 3031 gav grunn til å tro at standarden overestimerer den beste størrelsen på solfangeranlegg for sykehjem. SN/TS 3031 resulterte i at 50 m2 var den mest lønnsomme systemstørrelsen. Alle parameterne, med unntak av den årlige kostnaden og solfraksjonen, oppnådde verre resultater enn forventet fra standarden når det målte varmtvannsforbruket ble simulert i anlegget på 50 m2. Slike estimeringer av behovet kan gi helt andre utfall enn forutsett. Resultatene i denne masteroppgaven får frem viktigheten av økt forskning på bruken av varmtvann. Både kostnader og energibruk kan minimeres dersom det faktiske varmtvannsforbruket i en bygning i hvert tilfelle blir vurdert på forhånd av installasjon av et solfangeranlegg. Lavere investeringskostnader og/eller økte elektrisitetspriser vil føre til at solfangere blir et mer attraktivt alternativ.M-M