Geothermische energieopwekking voor bedrijventerreinen

Projectwerk – Bachelor Bio-ingenieurswetenschappen

Nils Bertels Pierre-Yves Luyckx Yanti Simanjuntak Kristof Verbeeck

Geothermische energieopwekking voor bedrijventerreinen Begeleiders: dr. ir. Birger Hauchecorne prof. dr. Silvia Lenaerts prof. dr. ir. Steven Van Passel

Academiejaar 2011-2012 Universiteit Antwerpen Faculteit Wetenschappen Bachelor Bio-Ingenieurswetenschappen

Dankwoord Wij bedanken professor Silvia Lenaerts, professor ir. Steven Van Passel en ir. Birger Hauchecorne voor de begeleiding van ons project en de aanbreng van interessante visies. Speciale dank voor Verheyden Putboringen bvba en de heren Jean-Paul Christiaens, verantwoordelijke voor het commercieel management van het Waterfront-project en Luc Van Houtte, hoofdingenieur duurzame technologieën Talboom voor hun medewerking en het aanrijken van de benodigde informatie. Tot slot danken we de POM Antwerpen voor het aanrijken van deze opportuniteit.

ii

Inhoudstafel Dankwoord................................................................................................................................ ii Samenvatting ........................................................................................................................... v Lijst met afkortingen ................................................................................................................ vii Lijst met figuren, tabellen en grafieken ................................................................................... viii Deel 1 – Inleiding.................................................................................................................... 1 Deel 2 - Geothermie: Theoretische achtergrond .................................................................. 3 Hoofdstuk 1. Wat is geothermie? .................................................................................. 3 Hoofdstuk 2. Exploitatievormen van geothermie ........................................................... 3 2.1 Direct gebruik .............................................................................................. 4 2.1.1 Gebruik van oppervlaktewater ...................................................... 5 2.1.2 Gesloten systemen ....................................................................... 5 2.1.3 Open systeem: ATES ................................................................... 7 2.2 Indirect gebruik ........................................................................................... 7 2.2.1 Oppompen.................................................................................... 7 2.2.2 Dry Steam Energiecentrales ......................................................... 9 2.2.3 Flash Steam Energiecentrales ...................................................... 9 2.2.4 Binaire cyclus ............................................................................. 10 2.2.5 Hot Dry Rock of Enhanced Geothermal System ......................... 12 Hoofdstuk 3. Voor-en nadelen .................................................................................... 13 Hoofdstuk 4. Warmtepompsysteem ............................................................................ 14 4.1 Warmtepompcyclus................................................................................... 15 4.2 Prestatiecoëfficiënten ................................................................................ 18 4.3 Types van warmtepompen ........................................................................ 21 4.4 Warmteafgifte............................................................................................ 24 4.5 Warmtepomp inzetmethodes .................................................................... 24 Deel 3 - Inzet van geothermie .............................................................................................. 26 Hoofdstuk 5. Toepasbaarheid ..................................................................................... 26 Hoofdstuk 6. Huidige stand van zaken: Wereld .......................................................... 27 Hoofdstuk 7. Huidig gebruik en potentieel in Vlaanderen ............................................ 28 Deel 4 - Geothermisch project: Case-study Waterfront..................................................... 29 Hoofdstuk 8. Geschiedenis en bedrijfsactiviteiten ....................................................... 29 Hoofdstuk 9. Huidig verwarmingssysteem .................................................................. 31 Hoofdstuk 10. Algemeen verloop project .................................................................... 31 Hoofdstuk 11. Geologisch onderzoek Waterfront ........................................................ 32 11.1 Direct gebruik geothermie ....................................................................... 32 iii

11.1.1 BEO-sondes.............................................................................. 32 11.1.2 Horizontale grondwarmtewisselaars ......................................... 35 11.1.3 KWO-technologie ..................................................................... 36 11.1.4 Toepassingen zonder warmtepomp .......................................... 36 11.2 Indirect gebruik geothermie ..................................................................... 39 Hoofdstuk 12. Warmte- en koudevraag ...................................................................... 39 Hoofdstuk 13. Dimensionering geothermische installatie ............................................ 41 13.1 Directe geothermische installatie (warmtepompinstallatie)....................... 41 13.1.1 Dimensioneringsprincipe voor grondwarmtewisselaars............. 41 13.1.2 Dimensionering warmtepomp ................................................... 46 13.1.3 Dimensionering afgiftesysteem ................................................. 47 13.2 Indirect .................................................................................................... 47 13.3 Keuze warmtepompinstallatie ................................................................. 47 Hoofdstuk 14. Economische analyse .......................................................................... 48 14.1 Investering in een geothermische BEO-warmtepompinstallatie ............... 48 14.1.1 Geothermische verkenning en booractiviteiten ......................... 48 14.1.2 Projectkosten ............................................................................ 49 14.1.3 Warmtepomp ............................................................................ 49 14.1.4 Afgiftesysteem .......................................................................... 49 14.2 Investering in een HVAC-installatie met HR-ketel en koelmachine .......... 50 14.3 Verbruikskosten ...................................................................................... 50 14.3.1 Verbruikskosten huidig systeem ................................................ 50 14.3.2 Verbruikskosten geothermisch systeem .................................... 51 14.4 Investeringssteun .................................................................................... 51 14.5 Terugverdientijd ...................................................................................... 52 Hoofdstuk 15. Sensitiviteitsanalyse ............................................................................ 53 15.1 Verandering van de aardgasprijs ............................................................. 53 15.2 Verandering van de elektriciteitsprijs ....................................................... 54 Hoofdstuk 16. Ecologische analyse ............................................................................ 55 16.1 CO2-uitstoot ............................................................................................. 55 16.2 Effecten op de omgeving ......................................................................... 57 Deel 5 - Vergelijking met andere duurzame technologieën ............................................... 58 Hoofdstuk 17. Zonne-energie ..................................................................................... 58 Hoofdstuk 18. Windenergie......................................................................................... 60 Hoofdstuk 19. Betonkernactivering ............................................................................. 62 Deel 6 - Conclusie ................................................................................................................ 63 Referentielijst ......................................................................................................................... 65

iv

Samenvatting Door de klimaatsverandering, een groeiend bewustzijn rond CO2 en de steeds schaarser wordende fossiele brandstoffen, wordt er meer en meer gezocht naar alternatieve energiebronnen. Geothermische energieopwekking is er één van. Hierbij fungeert de aardkorst als een natuurlijke warmtebron die naargelang de omstandigheden (temperatuur, geologie, aanwezigheid van water of stoom) kan instaan voor verwarming van gebouwen en/of elektriciteitsopwekking. Verwarmen door middel van aardwarmte noemt men direct gebruik, elektriciteitsopwekking noemt men indirect gebruik. Een nadeel van geothermische energie-opwekking is de hoge investeringskost. Deze zal snel oplopen indien er diepe boringen worden uitgevoerd. De kosten voor het boren nemen exponentieel toe met de diepte. Een ander nadeel is de beperkte toepasbaarheid van grote installaties die warmte of elektriciteit leveren. Een voldoende hoge temperatuur in de bodem en de aanwezigheid van aquifers is een vereiste om grootschalig aardwarmte te ontginnen. Voordelen zijn onder andere de lage CO2-uitstoot en de uitsparing van fossiele brandstoffen. Deze bachelorproef onderzoekt de mogelijkheden tot geothermische energieopwekking op het wetenschapspark Waterfront te Niel. Dit gebeurt in samenwerking met POM Antwerpen. Onder de mogelijkheden voor ruimteverwarming vormen Boorgat Energie Opslag (BEO) en KoudeWarmte Opslag (KWO) de beste technologieën. Een KWO vereist de aanwezigheid van een aquifer en dat is waarschijnlijk niet het geval in Niel. Daardoor valt ook de elektriciteitsopwekking weg, aangezien de meeste methoden een aquifer vereisen. Een Hot Dry Rock-systeem, waarbij een vloeistof in kunstmatig gecreëerde spleten in rotsen wordt geïnjecteerd en opwarmt om zo stoom te genereren, behoort tot de mogelijkheden, maar de foetale onderzoeksfase ervan maakt HDR-systemen nog niet meteen toepasbaar. De keuze voor dimensionering naar het warmtevermogen van Waterfront (141 kW th) valt op een BEO-veld met warmtepomp en een lage temperatuur afgiftesysteem. Om dit volledige piekvermogen in te lossen, zijn 38 grondwarmtewisselaars met een lengte van 125 meter vereist. De kosten van een BEO-veld in dit geval zullen uitkomen op € 325 000. De boringen zijn het duurst en kosten samen met de BEO-sondes € 175 000. De investering die nodig is om het huidig verwarmings-en koelsysteem te plaatsen, bedraagt € 150 000, wat aanzienlijk minder is. Wanneer er vergeleken wordt met het huidige systeem, zal het BEO-veld een terugverdientijd van iets meer dan 11 jaar hebben, indien er rekening gehouden wordt met subsidies. Er worden vooral veel kosten bespaard op de koeling. In de sensitiviteitsanalyse wordt duidelijk dat bij een verhoging van de aardgasprijs de terugverdientijd zal dalen, terwijl die bij een verhoging van de elektriciteitsprijs zal stijgen. Dit komt doordat de warmtepomp op elektriciteit werkt, wat de verbruikskost zal doen toenemen.

v

Vooral uit ecologische overwegingen is geothermie interessant. In dit project zou 55 ton CO2 per jaar bespaard worden ten opzichte van hoe er nu verwarmd en gekoeld wordt. Een BEO-veld heeft verder weinig negatieve effecten op de omgeving. De levensduur van de installatie wordt geschat rond 30 jaar, wat ervoor zorgt dat de investering zowel ecologisch als economisch verantwoord is. Vergeleken met andere duurzame energiebronnen zoals zon en wind, heeft elke soort zijn vooren nadelen t.o.v. geothermie en is een combinatie van verschillende methoden interessant om de fossiele energiebronnen te vervangen. In het wetenschapspark Waterfront zal bijvoorbeeld verwarming en koeling verzorgd worden door geothermie en zou elektriciteit opgewekt kunnen worden door een windturbine of zonnepanelen. Niet overal zijn de omstandigheden heel gunstig om aan geothermische energieopwekking te doen, maar dankzij nieuwe technologieën en verdere studies, zijn er steeds mogelijkheden te vinden die aangepast zijn aan de omstandigheden. Zo kan er ook in het wetenschapspark Waterfront gebruik gemaakt worden van de energie die zich in de aarde bevindt.

vi

Lijst met afkortingen ATES : Aquifer Thermal Energy Storage BEO : Boorgat Energie Opslag BTES : Borehole Thermal Energy Storage COP : Coefficient Of Performance GO: Grote Onderneming HDR : Hot Dry Rock HR : Hoog Rendement HTV : Hoge Temperatuur Verwarming (Hoge Temperatuur Afgiftesysteem) HVAC : Heating Ventilation Air Conditioning KMO: Kleine of Middelgrote Onderneming kW : Kilowatt kWh : Kilowattuur KWO : Koude – Warmte Opslag LTV : Lage Temperatuur Verwarming (Lage Temperatuur Afgiftesysteem) ORC : Organic Rankine Cycle PE: Polyethyleen PER : Primary Energy Ratio factor POM : Provinciale Ontwikkelingsmaatschappij SPF : Seasonal Performance Factor TRT : Thermische Respons Test TVT : Terugverdientijd VITO : Vlaamse Instelling voor Technologische Ontwikkeling Wp : Wattpiek WP : Warmtepomp

vii

Lijst met figuren, tabellen en grafieken Figuren Figuur 1: Schematische weergave van een horizontale grondwarmtewisselaar. blz.5 Figuur 2: Schematische weergave van BEO. blz.6 Figuur 3: Schematische weergave van KWO. blz.7 Figuur 4: Schematische weergave van het pompsysteem. blz.8 Figuur 5: Schematische weergave van een Dry Steam energiecentrale. blz.9 Figuur 6: Schematische weergave van een Flash Steam energiecentrale. blz.10 Figuur 7: Voordeel van Kalina cyclus tegenover Rankine cyclus voor verschillende processen. blz.11 Figuur 8: Schematische weergave van een energiecentrale met binaire cyclus. blz.11 Figuur 9: Schematische weergave van een Hot Dry Rock energiecentrale. blz.12 Figuur 10: P-v - en T-s-diagram. blz.15 Figuur 11: Werking warmtepomp. blz.16 Figuur 12: Temperatuursprofiel warmtepompcyclus. blz.17 Figuur 13: Systeem van warmteafgifte. blz.18 Figuur 14: De COP in functie van het temperatuursverschil. blz.20 Figuur 15: Evolutie van natuurlijke grondtemperatuur in functie van de seizoenen. blz.22 Figuur 16: Aandeel in de wereld van geothermische elektriciteitsproductie per land (2009). blz.27 Figuur 17: Grondplan en overzicht Waterfront. blz.30 Figuur 18: Algemene setup van de TRT. blz.33 Figuur 19: Enkele illustratieve TRT data. blz.33 Figuur 20: Gemiddelde thermische geleidbaarheid tot op een diepte van 100 m of tot op de vaste rots. blz.34 Figuur 21: Ligging van enkele formaties binnen de provincie Antwerpen. blz.35 Figuur 22: KWO-geschiktheidskaart. blz.36 Figuur 23: Belgische temperatuurkaart op een diepte van 1000 m (naar Berckmans & Vandenberghe,1991). blz.38 Figuur 24: Ligging van reservoirs in België die mogelijk in aanmerking komen voor directe geothermische toepassingen (Laenen, 2009). blz.38 Figuur 25: De gemiddelde windsnelheden in Vlaanderen op 75 meter hoogte. blz.61

viii

Tabellen Tabel 1: Minimale temperatuur van het ondergrondse fluïdum nodig voor verschillende toepassingen van geothermische energie volgens het Lindal-diagram, 1973. blz.4 Tabel 2: Vergelijking van verschillende warmtepompsystemen met elkaar en met ketelverwarming, gebruik makend van verschillende prestatiecoëfficiënten. blz.21 Tabel 3: Voor - en nadelen van de verschillende types warmtepompen. blz.23 Tabel 4: Lambda-waarden van de meest voorkomende formaties. blz.32 Tabel 5: Theoretische energie-inhoud van de voornaamste geothermische reservoirs in Vlaanderen. blz.37 Tabel 6: Specifiek warmteonttrekkingsvermogen voor verschillende ondergronden. blz.43 Tabel 7: Onttrekkingsvermogens van verschillende bodems. blz.44 Tabel 8: gbuis - waarden voor verschillende buistypes. blz.45 Tabel 9: Berekeningen voor een horizontale grondwarmtewisselaar. blz.46 Tabel 10: Overzicht van investeringskosten voor het geothermische warmtepompsysteem. blz.49 Tabel 11: Overzicht van investeringskosten voor een CV-ketel. blz.50 Tabel 12: Huidige jaarlijkse exploitatiekosten voor verwarming en koeling van het Archimedesgebouw. blz.50 Tabel 13: Jaarlijkse exploitatiekosten voor verwarming en koeling van het Archimedesgebouw bij gebruik van een warmtepompinstallatie (onder de huidige energieprijzen). blz.51 Tabel 14: Evolutie van de TVT door verandering van de aardgasprijs. blz.53 Tabel 15: Evolutie van de TVT door verandering van de elektriciteitsprijs. blz.54 Tabel 16: Huidige jaarlijkse CO2-uitstoot voor verwarming en koeling van het Archimedesgebouw. blz.56 Grafieken Grafiek 1: Gasverbruik in het Archimedesgebouw te Waterfront. blz.40 Grafiek 2: Elektriciteitsverbruik Waterfront Archimedesgebouw per maand (2009). blz.40 Grafiek 3: Effect van verandering aardgasprijs op TVT. blz.54 Grafiek 4: Effect van verandering elektriciteitsprijs op TVT. blz.55

ix

Deel 1 - Inleiding

Deel 1 - Inleiding a) Geopolitiek en duurzame ontwikkeling Nooit eerder in de geschiedenis werd de mensheid zo omvangrijk geconfronteerd met de wereldwijde problematiek omtrent klimaatsverandering, milieuvervuiling, biodiversiteit en de slinkende energievoorraden. In combinatie met een snel groeiende wereldpopulatie leggen deze problemen een ongekende druk op onze planeet. Studies spreken over een verdubbeling van de mondiale vraag naar energie tegen 2050: de derdewereldlanden zullen het huidige energieverbruik van de geïndustrialiseerde landen overtreffen. (Rapport WETO, 2010) Ondanks het bewustzijn rond de stijgende energievraag en de CO2-problematiek wordt er nog steeds massaal naar fossiele brandstoffen gegrepen. De eenvoudige bodemextractie en de hoge energiedensiteit maken concurrentie met andere energiebronnen moeilijk. Ondertussen wordt het steeds duidelijker dat deze energiebron eindig is, dat dit zwarte goud een negatief effect heeft op het milieu en dat de afhankelijkheid van olie, steenkool en aardgas alle wereldeconomieën in een lastig parket kan brengen. Landen met grote fossiele brandstofreserves zoals Rusland, Venezuela en gans het Midden-Oosten verwerven hierdoor een bepaalde machtspositie: de olie-importerende landen (de VS, Europa, maar ook Azië) zijn bijna volledig afhankelijk van de aanvoer van fossiele brandstoffen uit deze olie-exporterende landen. Dit mondiale schisma creëert een spanningsveld tussen grote -en minder grotewereldmachten. Voor de olie-importerende landen is het zowel politiek als economisch van levensbelang zo snel mogelijk onafhankelijkheid van olie, steenkool en aardgas te creëren. Winning van energie uit hernieuwbare bronnen speelt hierin een belangrijke rol. Wereldwijd worden maatregelen ingevoerd om zuiniger met energie om te springen om zo het verbruik van fossiele brandstoffen terug te schroeven. Een drastische omschakeling van energievoorziening uit eindige fossiele brandstoffen naar een energietoevoer uit hernieuwbare, duurzame bronnen met een lagere belasting op mens en milieu dringt zich op. In de 20-20-20doelstellingen stelt de Europese Unie voorop dat tegen 2020 de uitstoot van CO2 met 20% moet worden teruggedrongen, het energieverbruik met 20% moet dalen en het aandeel hernieuwbare energie tot 20% moet worden opgetrokken, dit ten opzichte van het niveau in 1990. Iedere lidstaat kreeg hierbij een individuele, haalbare doelstelling opgelegd. België dient tegen 2020 13% van het energieverbruik uit hernieuwbare bronnen te halen en een kleine helft daarvan dienen we daadwerkelijk zelf te produceren. In 2010 bedroeg dit aandeel nog maar 4,8%. (Ryckevelde, 2012) Investeringen in hernieuwbare energieproductie worden noodzakelijk. Hernieuwbare energiebronnen blijken echter vaak ook nadelen met zich mee te dragen. Zo zijn wind- en zonne-energie niet continu beschikbaar en is hydro-elektriciteit maar op een beperkt aantal plaatsen mogelijk, waarbij het bovendien soms een zeer grote impact kan hebben op de habitat van de omliggende fauna en flora, inclusief de mens. Energie uit bio-massa lijkt een goed alternatief, maar concurreert dan weer met de (nu al precaire) voedselvoorziening. 1

Deel 1 - Inleiding

Algemeen kan men stellen dat het energieaanbod uit alternatieve energiebronnen sterk afhankelijk is van weersomstandigheden, locatie, seizoen of tijdstip en dat de energiedichtheid in de meeste gevallen eerder laag is. (Laenen, 2010) Geothermie, de warmte uit onze aarde, wordt al geruime tijd in beperkte mate geëxploiteerd, maar komt door technologische vooruitgangen in de gebruikte systemen meer en meer binnen handbereik. Deze energiebron is ongeveer overal toepasbaar, dankzij een verscheidenheid aan systemen om de aardwarmte te benutten. Daarnaast is deze energie voor lange tijd continu beschikbaar, en is het een alternatieve energiebron met een kleine impact op het milieu. Meer onderzoek en subsidies zouden de hoge investeringskosten kunnen terugschroeven, wat geothermie zeker zou stimuleren. Deze bachelorproef bestudeert de verschillende gebruiksvormen van geothermie alsook het potentieel van geothermie in Vlaanderen, aangevuld met een case-study voor het wetenschapspark Waterfront in Niel. Ook andere alternatieve energiebronnen komen kort aan bod.

b) Onderzoeksvragen Volgende centrale onderzoeksvraag wordt in deze bachelorproef behandeld: “ Is het verwarmen van een kantoorgebouw in Vlaanderen via geothermie technologisch en economisch haalbaar?” Hierbij dienen volgende deelvragen beantwoord te worden; “Welke geothermische toepassingen zijn haalbaar en hoe werken ze?” “Leent de ondergrond zich tot ontginning van aardwarmte?” “Kan de warmtepomptechnologie de warmte- en koelingsvraag volledig voorzien?” “Welke kosten en opbrengsten gaan gepaard met de installatie van een warmtempompinstallatie?” “Is geothermie economisch en/of ecologisch competitief met andere duurzame technologieën?”

2

Deel 2 - Geothermie: Theoretische achtergrond

Deel 2 - Geothermie: Theoretische achtergrond Hoofdstuk 1. Wat is geothermie? Geothermische energie of geothermie is de energie die zit opgeslagen in de aarde. Deze energie komt voor in de vorm van warmte. De twee voornaamste oorsprongen van deze warmte zijn enerzijds restwarmte van het ontstaan van de aarde en anderzijds het verval van radioactieve isotopen. Bij het ontstaan van de aarde was er veel ruimtepuin dat insloeg op de aarde en samenklonterde. Hierbij kwam warmte vrij en na het stollen van de buitenste laag van de aarde bleef deze warmte als het ware opgesloten in dit harde omhulsel. Deze accretiewarmte is goed voor 20% van de totale aardwarmte. De andere 80% is afkomstig van het verval van langlevende, radioactieve isotopen (Turcotte, 2002). De belangrijkste hierbij zijn 40K, 232Th, 235U en 238U, aangezien deze een lange halfwaardetijd hebben (700 miljoen tot 14 miljard jaar) (Barbier, 2002). De temperatuur is logischerwijs niet homogeen verdeeld over het hele volume van de aarde maar er heerst een temperatuursgradiënt, die geschat wordt op 30°C per km (Barbier, 2002). De meeste energie zit gelocaliseerd in de kern. Deze warmte blijft echter niet in de kern zitten, maar migreert naar de ondiepere lagen via conductie en convectie (deze laatste via geothermische fluïda) waarbij de gradiënt ontstaat. Aangenomen dat eerdergenoemde schatting voor de temperatuursgradiënt geldt over de gehele aarde, heeft men berekend dat uit de eerste 10 kilometer van de aardkorst voldoende energie kan onttrokken worden om de mens de komende 6 miljoen jaar van energie te voorzien (Lund, 2007). Hierbij dient wel opgemerkt te worden dat men dan alle energie over het hele aardoppervlak zou moeten kunnen onttrekken, terwijl dit in de praktijk uiteraard onmogelijk is. Toch blijkt uit dit voorbeeld dat geothermie een interessante energiebron kan zijn en er dus veel onderzoek nodig is om deze veelbelovende manier van energieopwekking verder te ontwikkelen. Hoofdstuk 2. Exploitatievormen van geothermie Het aanwenden van aardwarmte kent verschillende exploitatievormen en meerdere toepassingen. De gebruikte toepassing is sterk afhankelijk van de benodigde temperatuur en wordt dus sterk geografisch bepaald. Het exploiteren van aardwarmte kan op twee manieren: men onderscheidt directe en indirecte exploitatie. Enerzijds vormt de elektriciteitsproductie in steampowerplants, wat men indirect gebruik noemt, een mogelijkheid. Anderzijds onderscheidt men het aanwenden van aardwarmte voor ruimteverwarming, wat men direct gebruik noemt. Naast de opsplitsing direct/indirect gebruik, wordt in de literatuur vaak ook verwezen naar het onderscheid tussen diepe en ondiepe geothermie. Hierbij wordt de grens vaak op 1000 meter diepte gelegd. Diepe geothermie houdt echter niet alleen elektriciteitsproductie in, maar kan tevens dienst doen als rechtstreekse bron van warm water voor ruimteverwarming. Ondiepe geothermie is, vanwege de vaak lage bodemtemperaturen in grote delen van de wereld, slechts aanwendbaar in combinatie met een warmtepomp. (Hoes, 2011) 3


2.1 Direct gebruik Het direct gebruik omvat een groot aantal toepassingen waaronder de droging van organische voedingsstoffen, het verwarmen van zwembaden tot het afharden van prefab betonelementen. Het grootste toepassingsdomein bestaat echter uit het verwarmen en koelen van ruimtes. Dit kan gebeuren volgens het warmtepompprincipe, maar het is ook mogelijk door warm water rechtstreeks op te pompen en dit vervolgens te gebruiken om te verwarmen. Het aandeel van verwarming en koeling in de jaarlijkse energievraag is zeker niet te onderschatten. Volgens cijfers die Terra Energy hanteert, gaat gemiddeld 48 procent van ons energieverbruik naar deze energieverslindende activiteiten. Uit het Lindal-diagram in tabel 1 kan afgelezen worden dat het rechtstreeks oppompen van water voor ruimteverwarming met een lage temperatuur afgiftesysteem (LTV), zoals bijvoorbeeld vloer-, muur-, of plafondverwarming, slechts mogelijk is met grondwater van minimaal 40°C. Vanaf een fluïdumtemperatuur van 80°C kan het warme grondwater onmiddellijk worden aangewend voor verwarming via conventionele hoge temperatuur afgiftesystemen (HTV). Elektriciteitsproductie

Toepassing

> 190°C

flash of hybride cyclus (stoom)

190 - 100°C

binaire cyclus (water)

Direct gebruik

Toepassing

150°C

productie van aluminium via Bayer procédé

140°C

drogen en inblikken van landbouwproducten

110°C

drogen en afharden van prefab betonelementen

100°C

drogen van organische stoffen zoals groenten en gras

80°C

traditionele ruimteverwarming

70°C

onderste grens adsorptiekoeling

60°C

verwarming van stallen (veeteelt)

55°C

onderste grens serreverwarming

50°C

balneologie, teelt paddenstoelen

40°C

onderste grens ruimteverwarming

30°C

verwarming zwembaden

25°C

visteelt

< 25°C

warmtepompen

Tabel 1: Minimale temperatuur van het ondergrondse fluïdum nodig voor verschillende toepassingen van geothermische energie volgens het Lindal-diagram, 1973. (Dreesen & Laenen, 2010)

4


Warmtepompen geven ons de mogelijkheid warmte uit relatief koude bodems of fluïda (<25°C) te onttrekken. De werking hiervan wordt uitvoerig besproken in hoofdstuk 4. Het warmtepompprincipe laat zich kort samenvatten als het ‘pompen’ van warmte uit een omringend milieu naar de te verwarmen ruimte, en dit door verbruik van een bepaalde vorm van arbeid. Er zijn verschillende systemen voor ondiepe geothermie met directe toepassingen en al deze systemen dienen steeds in combinatie met een warmtepomp (zie hoofdstuk 4) te worden geïnstalleerd. We kunnen het gebruik van oppervlaktewater, gesloten en open systemen onderscheiden. 2.1.1 Gebruik van oppervlaktewater Indien men in de nabije omgeving grote watermassa’s ter beschikking heeft, kan men opteren voor installatie van een water/waterwarmtepompsysteem waarbij de verdamper van de warmtepomp direct contact maakt met het meer - of rivierwater. Vermits grote watermassa’s zelden dichtvriezen, zijn de bekomen rendementen vaak goed. Om uitputting te vermijden, dient de watermassa van een voldoende grootte te zijn. 2.1.2 Gesloten systemen De meeste systemen werken echter met een warmtewisselaar die contact maakt met de ondergrond zonder dat hierbij oppervlakte- of grondwater als primair fluïdum fungeert. Het fluïdum in de grondwarmtewisselaar verlaat deze niet, zodat men van een gesloten systeem kan spreken. Men maakt een onderscheid tussen horizontale en verticale grondwarmtewisselaars. a) Horizontale grondwarmtewisselaars Bij dit systeem wordt er een horizontaal buizennetwerk op geringe diepte in de bodem aangelegd. Hiervoor is een oppervlakte van ongeveer drie maal de grootte van het te verwarmen oppervlak nodig zodat deze grondwarmtewisselaars vooral voor kleinere toepassingen gebruikt kunnen worden. Vermits de leidingen ondiep gelegen zijn (meestal zo’n 70 cm tot enkele meters) is de COP (zie hoofdstuk 4) van dit systeem sterk afhankelijk van de seizoenale variatie. Lange koude winters doen op deze diepte de bodem sterk afkoelen wat de warmtetransfer niet ten goede komt.

Figuur 1: Schematische weergave van een horizontale grondwarmtewisselaar. (Viessmann, s.d.)

5


b) Verticale grondwarmtewisselaars Hierbij worden er één of meerdere putten geboord waarin men U-vormige leidingen aanlegt. Het fluïdum in de warmtewisselaar zal door contact met de diepe grondlagen opwarmen (of afkoelen). In de literatuur wordt deze techniek vaak geassocieerd met Borehole Thermal Energy Storage (BTES) of Boorgat Energie Opslag (BEO). Een schematische weergave van zo’n BEO-systeem is weergegeven in figuur 2.

Figuur 2: Schematische weergave van BEO. (Terra Energy, s.d.a)

In tegenstelling tot horizontale grondwarmtewisselaars, kan BEO wel voor grote toepassingen gebruikt worden zoals het verwarmen en koelen van kantoorgebouwen. Bij grote gebouwen zal het niet volstaan om slechts één put te voorzien, maar zullen er meerdere verticale warmtewisselaars geplaatst moeten worden. De putten dienen hierbij wel op een bepaalde afstand van elkaar geplaatst te worden zodat de warmtewisselaars elkaar niet beïnvloeden. Door de grote dieptes van de sondes (courante waarden zijn honderd meter) is er bij BEO een veel kleiner oppervlak nodig dan bij de horizontale grondwarmtewisselaars. Maar dit voordeel brengt ook wel een nadeel met zich mee. Door de putten die gegraven moeten worden zal de investeringskost aanzienlijk hoger liggen dan bij het horizontale systeem. Belangrijk is op te merken dat al deze technieken een dubbele functie kunnen uitvoeren: verwarming in de wintermaanden en koeling in de zomermaanden. Warmtepompen werken namelijk steeds in twee richtingen (zoals bijvoorbeeld een airconditioningsinstallatie). Tijdens de warme zomermaanden dumpt de warmtepomp via de warmtewisselaars energie-overschotten in de sink (bodem of waterlichaam) waardoor deze opwarmt. De sink doet met andere woorden dienst als warmte-batterij die tijdens de zomer wordt opgeladen. In de koudere wintermaanden worden de kleppen in de warmtepomp omgedraaid zodat de opgeslagen warmte uit de sink kan worden onttrokken. De ondergrond fungeert als het ware als een thermos die energie, in de vorm van warmte, kan opnemen en afgeven naargelang de behoefte.

6


De BEO-techniek vereist in tegenstelling tot de ATES-techniek (Aquifer Thermal Energy Storage, die verderop wordt besproken) geen specifieke geologische omstandigheden. BEO is met andere woorden steeds toepasbaar. BEO-technieken worden gekarakteriseerd door aantrekkelijke terugverdientijden: afhankelijk van de juistheid van de dimensionering en de heersende omstandigheden variëren deze rond 10 jaar (Van Bael, 2007). 2.1.3 Open systeem: ATES In tegenstelling tot de gesloten systemen maakt de ATES-techniek (ook wel KWO= Koude Warmte Opslag) direct gebruik van warme grondwaterlagen (= aquifers). Het grondwater wordt gewonnen via een diepe bodemsonde, aangewend voor verwarming/koeling en vervolgens via een tweede sonde in dezelfde aquifer gereïnjecteerd. Er is dus sprake van een open systeem, zoals duidelijk te zien is in figuur 3. Indien de mogelijkheid tot toepassing van KWO bestaat, m.a.w. er zijn aquifers op een aanboorbare diepte te vinden, zal deze techniek steeds boven Boorgat Energie Opslag worden verkozen. Het boren van slechts twee putten in plaats van het grote aantal sondes in een BEOveld verlaagt de investeringskost drastisch, waardoor de terugverdientijd wordt teruggeschroefd.

Figuur 3: Schematische weergave van KWO. (Terra Energy, s.d.b)

2.2 Indirect gebruik 2.2.1 Oppompen De elektriciteitsopwekking via turbinewerking vereist fluïda met een hoge temperatuur die aan het aardoppervlakte als stoom beschikbaar zijn. Het oppompen van deze fluïda gebeurt met behulp van een doubletsysteem (Barbier, 2002). Hiervoor moeten er twee putten geboord worden (zie figuur 4). De eerste put, de productieput, fungeert als aanvoerroute van de hete fluïda naar de turbine. In de tweede put, de zogenaamde reïnjectieput, zullen de opgepompte en gedeeltelijk afgekoelde fluïda weer geïnjecteerd worden in de aquifer. Deze reïnjectie maakt van geothermische elektriciteitsopwekking een duurzame energiebron.

7


Vooraleer de afgekoelde, en voor turbineaandrijving niet meer interessante laag-calorische fluïda worden gereïnjecteerd, kunnen deze echter nog voor directe ruimteverwarming dienen. Een eerste voordeel van dit systeem zit in het feit dat de opgepomte fluïda vaak mengsels zijn van corrosieve stoffen die niet in aanraking mogen komen met het aan de oppervlakte gelegen milieu. Door het water binnen het systeem te houden vermijdt men niet alleen contaminatie van de leefomgeving, maar moet men de fluïda ook niet zuiveren, hetgeen een kostelijk en ingewikkeld proces is. De reïnjectie zorgt bovendien voor het niet uitgeput raken van de aquifer. Het reïnjecteren is immers nodig omdat de natuurlijke vullingswijze van de aquifer, het insijpelen van regenwater, een traag proces is. Het reïnjecteren van de fluïda zorgt dus voor een duurzame oplossing door gebruik en hergebruik. Er dient opgemerkt te worden dat het proces van oppompen en inspuiten een zekere barrière met zich meebrengt. Het gereïnjecteerde fluïdum is immers kouder dan het opgepompte, waardoor de temperatuur van de aquifer langzaam zal dalen. De snelheid waarmee de aquifer opnieuw opwarmt is sterk geografisch gebonden (zie ook 3.1 Toepasbaarheid). Dit uitputtingseffect dient bij de bepaling van het oppompdebiet zeker in rekening te worden gebracht. Aardwarmtebenutting moet dan ook zo worden gedimensioneerd dat de afkoeling van de betreffende aardlagen op een dergelijke manier gebeurt zodat gedurende de gehele levensduur van de installaties een voldoende opbrengst van warmte kan gegarandeerd worden.

Figuur 4: Schematische weergave van het pompsysteem. (Geothermal Education Office, 2000)

Na het oppompen van de fluïda volgt het gebruik aan de oppervlakte en hierbij zijn verschillende mogelijkheden. Er kan gebruik gemaakt worden van Dry Steam energiecentrales, Flash Steam energiecentrales, binaire cycli en Hot Dry Rock of Enhanced Geothermal systemen.

8


2.2.2 Dry Steam Energiecentrales Bij hoge aquifertemperaturen (boven 100°C), bevat de aquifer ook stoom, die direct benut kan worden voor de aandrijving van turbines. De stoom wordt daarna gekoeld zodat condensatie optreedt, waarna het opnieuw in de aquifer wordt geïnjecteerd. Een centrale die op deze manier werkt, wordt een Dry Steam energiecentrale genoemd (zie figuur 5). Slechts zo’n 15% van het fluïdum dat wordt opgepompt, kan vanwege de inefficiënte condensatie opnieuw worden ingespoten. Bovendien moeten er voor de turbine filters geplaatst worden, om te vermijden dat stof en stukjes steen meekomen en schade veroorzaken. Dit kan bijvoorbeeld cyclonisch gebeuren, waarbij de lucht gecentrifugeerd wordt en de zwaardere deeltjes neervallen. (DiPippo, 1999)

Figuur 5: Schematische weergave van een Dry Steam energiecentrale. (Ryan, 2005a)

2.2.3 Flash Steam Energiecentrales Dry Steam energiecentrales komen niet veel voor, aangezien de meeste geothermische reservoirs hoofdzakelijk vloeistof bevatten. In dit geval maakt men dan gebruik van Flash Steam energiecentrales (zie figuur 6). Men maakt een onderscheid tussen single-flash en double-flash centrales. De single-flash centrales pompen het medium naar de oppervlakte, waar men door centrifugatie de stoom van de vloeistof kan scheiden. De stoom gaat dan door de turbine en wekt zo elektriciteit op. Daarna condenseert de stoom en gaat het in vloeibare vorm, samen met de afgescheiden vloeistof, terug de grond in. Ongeveer 85% van wat naar boven komt, wordt opnieuw ingespoten.

9


Bij double-flash centrales wordt de afgescheiden vloeistof naar een lagere druk gebracht, waardoor het deels wordt geflasht tot stoom. Die stoom zal een tweede turbine aandrijven, of indien daarvoor geschikt, zal dezelfde turbine gebruikt worden voor beide onderdelen van het proces. Zo kan nog 20-25% extra energie opgewekt worden. (DiPippo,1999)

Figuur 6: Schematische weergave van een Flash Steam energiecentrale. (Ryan, 2005b)

2.2.4 Binaire cyclus Door recente technologieën, zoals de organic Rankine cycle (ORC), is het mogelijk om reeds bij lagere temperaturen, rond 80°C (Defoer, Vanslambrouck, & Gusev, 2008), elektriciteit te produceren. De ORC is een cyclus waarvan het werkmedium een vloeistof is dat een lager kookpunt heeft dan dat van water. Middels een warmtewisselaar wordt de vloeistof opgewarmd. Op deze manier kan er dus op meer plaatsen gebruik gemaakt worden van indirecte aardwarmte. De efficiëntie van deze cyclus is lager dan deze met water, maar het is voordelig dat er geen corrosieve stoffen in contact komen met de turbine, wat kosten voorkomt (Defoer, Vanslambrouck, & Gusev, 2008). Ook de Kalina cyclus kan bij lagere temperaturen functioneren. Hierbij wordt een mengsel van twee vloeistoffen gebruikt, vaak ammonia en water. De oplossing zal dan een kooktraject volgen waarbij de kooktemperatuur wijzigt naarmate de verhouding tussen de twee vloeistoffen verandert. Zo kan men een groter bereik aan warmte opnemen en daarom kan het beschouwd worden als een verbetering van de Rankine cyclus. (KalinaCycle, 2010) Figuur 7 toont het percentage aan extra efficiëntie wanneer de Kalina cyclus gebruikt wordt in plaats van de Rankine cyclus, en dit voor verschillende omstandigheden. 10


Figuur 7: Voordeel van Kalina cyclus tegenover Rankine cyclus voor verschillende processen. (KalinaCycle, 2010)

Een binaire cyclus met water kan gebruikt worden wanneer het water in de bodem wel warm genoeg is, maar te corrosief, of te veel niet-condenserende gassen bevat. De cycli met water zullen dus minder snel gekozen worden en men zal geneigd zijn te opteren voor de ORC of de Kalina cyclus, omdat ze een breder gebruiksveld hebben. Een algemeen schema van een energiecentrale met binaire cyclus is te zien in figuur 8.

Figuur 8: Schematische weergave van een energiecentrale met binaire cyclus. (Ryan, 2005c)

11


2.2.5 Hot Dry Rock of Enhanced Geothermal System Er kan ook bovengronds water ingespoten worden via een buis naar een zone waar de bodem weinig of geen water bevat. Dit gebeurt onder hoge druk, met koud water. Het water dringt door scheurtjes in de rots en maakt deze groter. Zo maakt men plaats vrij voor het water, dat dan met een groter, economisch debiet via een andere buis terug naar de oppervlakte kan. Dit systeem noemt men een Hot Dry Rock of Enhanced Geothermal System (zie figuur 9). Tijdens het traject door de bodem warmt het water op aan de hete rotsen en vormt het alsnog stoom. Dit proces heeft veel potentieel, omdat men hierbij niet gelimiteerd wordt door het al dan niet aanwezig zijn van een aquifer. Er loopt een onderzoek waarbij men superkritisch CO 2 gebruikt in plaats van water. Dit geeft een grotere output met minder waterverbruik en er kan ook simultaan CO2 blijvend in de bodem gepompt worden, wat de concentraties van het gas in de lucht opnieuw zou kunnen verminderen. Ook zijn de meeste mineralen niet oplosbaar in vloeibare CO2, waardoor geen corrosief mengsel (een probleem indien water wordt gebruikt) naar boven wordt gepompt. (DiPippo, 1999)

Figuur 9: Schematische weergave van een Hot Dry Rock energiecentrale. (Department of Energy: AltaRock Energy, 2011)

12


Hoofdstuk 3. Voor-en nadelen De nadelen van geothermie situeren zich vooral op het vlak van de efficiëntie, de initiële kostprijs en de geografische gebondenheid. Als er gekeken wordt naar de efficiëntie van geothermische elektriciteitsproductie valt het op dat die slechts 10 tot 17% bedraagt, (Barbier, 2002) hetgeen twee tot drie maal lager is dan bij nucleaire elektriciteitsproductie. Daar is de efficiëntie namelijk ongeveer 31% (Holbert, 2011). Dit is vooral te wijten aan de lage temperaturen en de samenstelling van de stoom. De efficiëntie van een turbine η wordt immers gegeven door:

(formule 1) waarbij TL de laagste temperatuur van het werkmedium (nadat het door de turbine is gepasseerd) en TH de hoogste temperatuur van het werkmedium (voordat het door de turbine is gegaan) is. Als TH hoog is, zal de efficiëntie dus stijgen. De opgepompte fluïda bevatten ook vaak gassen zoals CO2, H2S, N2 en NH3 en die condenseren weinig of niet. Ze dienen verwijderd te worden, anders blijven ze in de condensor hangen. Normaliter worden ze in de atmosfeer gebracht, maar dit moet volgens bepaalde normen gebeuren. Er dient dus gefiltreerd te worden om emissies van schadelijke gassen te beperken. Dit ontgassen kost energie, zodat er extra energie aan het systeem moet toegevoegd worden en hierdoor zal de efficiëntie dalen. Een tweede nadeel van geothermie is de hoge initiële kostprijs (Barbier, 2002). Er moet namelijk geïnvesteerd worden in de identificatie en karakterisatie van de bodemstructuur en vooral het boren is zeer kostelijk. Hoe dieper er geboord moet worden om tot de benodigde diepte te raken, hoe duurder het boorproces zal zijn. Er bestaat ook de kans dat na het boren ontdekt wordt dat de aquifer kleiner is en een lagere temperatuur heeft dan verwacht waardoor de vooropgestelde energieopwekking niet behaald kan worden. Het investeren in geothermie neemt dus een bepaald risico met zich mee. Dan is er nog de geografische gebondenheid. Er zijn immers niet overal geschikte aquifers aanwezig die voldoende warm en groot zijn waardoor indirect gebruik vaak niet mogelijk zal zijn. Direct gebruik daarentegen, is overal toepasbaar. Het gebruik van warmptepompen verschaft immers de mogelijkheid om warmte uit de omgeving te onttrekken. Hierbij is het wel belangrijk op te merken dat sommige ondergronden zich beter lenen tot warmteonttrekking dan anderen. Bodems met een slecht warmteonttrekkingsvermogen zijn wel bruikbaar, maar er dient in dit geval een grotere investering gemaakt te worden opdat dezelfde prestaties geleverd kunnen worden. Het probleem van geografische gebondenheid voor direct gebruik kan dus overwonnen worden mits er voldoende financiële middelen aanwezig zijn terwijl bij indirect gebruik alleen het HDR-systeem een mogelijke oplossing biedt.

13


In deze tijden van slinkende olievoorraden en bewustzijn rond CO2-uitstoot is het belangrijk dat er nieuwe, duurzame energie opgewekt kan worden en dit brengt ons bij de voordelen. Geothermie bezit ten eerste het pluspunt dat er zo goed als geen CO 2-uitstoot is. Alleen voor het oppompen, reïnjecteren en de werking van de warmtepomp wordt vaak een externe energiebron gebruikt die CO2-uitstoot met zich meebrengt. Geothermie is dus een weinig vervuilende manier van energieopwekking. Dit gering verbruik brengt ook een economisch voordeel met zich mee. Fossiele brandstoffen worden immers steeds schaarser en duurder waardoor een vermindering in verbruik ervan zowel een economisch als een ecologisch voordeel met zich meebrengt. Hoe duurder de conventionele energiebronnen worden, hoe korter de terugverdientijd van een geothermische installatie zal worden (zie hoofdstuk 15). Ten tweede is er de duurzaamheid. Het reïnjecteren van de fluïda zorgt ervoor dat er geen contaminatie van de bodem optreedt en dat de aquifer niet leeg raakt. Dit voldoet dus aan de definitie van duurzaamheid die zegt dat er aan de huidige behoeften, hier energieopwekking, voldaan moet worden zonder de behoeften van de komende generaties te schaden (Brundtland, 1987). Ook bij het onttrekken van warmte aan de bodem werkt men duurzaam aangezien, mits juiste dimensionering, de bodem steeds weer opwarmt nadat er warmte aan onttrokken is. Zo kan een aquifer in principe heel lang kan meegaan zonder uitgeput te raken, zolang het water niet te snel opgepompt wordt en de aquifer dus genoeg tijd geeft om weer op te warmen. Als de voordelen met de nadelen worden vergeleken, kan er besloten worden dat de grootste troef van geothermie vooral ligt bij het ecologisch aspect. De nadelen hebben dan weer meer te maken met het economisch opzicht en dan vooral de investering die soms met enig risico gemaakt moet worden. Hoofdstuk 4. Warmtepompsysteem In vele gevallen zal bij ondiepe geothermie het medium een te lage temperatuur hebben om direct voor verwarming te kunnen dienen. Opwaardering van de warmte kan efficiënt gebeuren door gebruik te maken van een warmtepomp. Warmtepompen zijn apparaten die, door verbruik van arbeid, warmte kunnen transporteren en dit van een koud naar een warm medium. Iedere warmtepomp (ingezet voor verwarming) onttrekt warmte of thermische energie aan een medium op een bepaalde temperatuur en geeft deze thermische energie vervolgens weer af aan een medium met een hogere temperatuur (=het warmteafgiftesysteem). Zoals de naam reeds doet vermoeden “pompt” een warmtepomp dus warmte naar een hoger energieniveau. De Tweede Hoofdwet van de Thermodynamica, die ons leert dat spontane warmteoverdracht slechts in één welbepaalde richting verloopt (namelijk van een warm naar een koud medium) impliceert met andere woorden de aanwezigheid van één of andere vorm van arbeid om de tegengestelde overdracht te realiseren. Deze arbeid wordt geleverd door een warmtepomp. Iedere warmtepomp kan echter ook de tegengestelde warmteoverdracht ‘katalyseren’.

14


De warmtepomp (in dit geval beter ‘refrigerator’ (figuur 10) genoemd) onttrekt warmte aan de binnenkant van de ruimte en geeft deze vervolgens af aan de omgeving. Om de werking van een warmtepomp te begrijpen, is het van groot nut de thermodynamische cyclus die het warmtedragend medium doormaakt onder de loupe te nemen, alsook de fysische principes die aan de basis liggen. De thermodynamica leert ons volgende principes (Cengel & Boles, 2011): 1. Een vloeibaar fluïdum dat verdampt neemt thermische energie op, bij condensatie wordt er warmte afgegeven. De energie nodig om een bepaald fluïdum te doen verdampen, noemen we de verdampingsenergie. Deze is gelijk aan de energie-inhoud die vrijkomt bij de condensatie. 2. Het kookpunt van een fluïdum is geen constante, maar is afhankelijk van de heersende druk. Bij een stijgende druk, neemt het kookpunt van het fluïdum toe. Zo kookt water bij atmosferische druk (1 atm = 101,325kPa) op 100°C (of exacter: 99,97°C), maar bij 2 atm op ongeveer 120°C. 3. Onder stijgende druk neemt de temperatuur van een gas toe.

Figuur 10: P-v - en T-s-diagram. (Cengel & Boles, 2011)

4.1 Warmtepompcyclus De thermodynamische cyclus vindt plaats in een gesloten circuit waar een warmtedragend medium (ook wel koelvloeistof genoemd) doorheen loopt. Dit medium zal afhankelijk van de druk-en temperatuursomstandigheden in vloeibare of gasvormige toestand voorkomen. Deze faseveranderingen zorgen ervoor dat warmte kan worden opgenomen en later kan worden afgegeven.

15


Niet ieder fluïdum is geschikt om als warmtedragend medium in een warmtepompcyclus te fungeren. Men verkiest steeds een vloeistof met een kookpunt bij lage druk dat lager ligt dan de temperatuur van de warmtebron. Zo kan er reeds bij lage temperatuur verdamping van het warmtedragend medium plaatsvinden. Een veel gebruikt medium is refrigerant 134a, dat bij 1,013 bar een kookpunt van -26°C laat optekenen.

Figuur 11: Werking warmtepomp. (Ruts, 2009)

De warmtepomp omvat een warmtetransfercircuit dat bestaat uit volgende onderdelen (zie figuur 11): - verdamper, - compressor, - condensor, - expansieventiel. Het warmtedragend medium van de warmtepomp stroomt tussen de warmtebron en het afgiftesysteem. In de verdamper verdampt het warmtedragend medium bij lage druk. De energie die nodig is om deze faseverandering door te laten gaan (de verdampingswarmte) wordt uit het milieu waarin de verdamper wordt geplaatst, onttrokken (dit kan lucht, water of de bodem zijn). De warmtebron verliest dus een hoeveelheid warmte (Q1 in figuur 10), welke overgaat naar het warmtedragend medium. In de compressor wordt de druk van het gasvormige fluïdum sterk verhoogd: zowel temperatuur als kookpunt stijgen. Deze compressie van het gas vereist het verbruik van een hoeveelheid arbeid (W in figuur 10).

16


De gecomprimeerde damp vloeit vervolgens naar de condensor, waar de damp condenseert tegen de koude wand en hierbij warmte (Q2 in figuur 10) overdraagt naar het medium van een secundair circuit, dat in contact staat met de te verwarmen ruimte. De cyclus wordt vervolledigd door de vloeistof door een smalle opening te sturen, zodat de druk verlaagd wordt en het medium opnieuw energie uit de omgeving kan opnemen. Het temperatuursprofiel van deze cyclus is weergeven in figuur 12, met enkele illustratieve temperaturen. De cylus die het warmtedragend medium doormaakt bestaat uit twee isothermen en twee adiabaten. Figuur 10 geeft het P-v diagram en het T-s-diagram van een geïdealiseerde Carnot warmtepompcyclus weer.

Figuur 12: Temperatuursprofiel warmtepompcyclus. (Organisatie voor Duurzame Energie Vlaanderen [ODE], s.d.)

In figuur 13 wordt extra duidelijk gemaakt dat afgifte van warmte door het condenseren van het warmtedragend medium niet rechtstreeks in de te verwarmen ruimte gebeurt, maar dat dit proces via een secundair circuit verloopt waarvan het medium (meestal water) deze warmte opneemt. Het opgewarmde water kan dan bijvoorbeeld gebruikt worden voor vloerverwarming.

17


Figuur 13: Systeem van warmteafgifte. (Klimaterra, 2006)

4.2 Prestatiecoëfficiënten Een belangrijke eigenschap van warmtepompen is dat er rendementen (of beter: prestatiecoëfficiënten) boven 100% bereikt kunnen worden, iets wat onmogelijk kan worden behaald met eender welke verbrandingsinstallatie of verwarmingssysteem met weerstand. Er kan met andere woorden meer thermische energie worden getransporteerd dan dat er arbeid nodig is om de compressor aan te drijven. a) Coefficient Of Performance (COP) Traditioneel worden de prestaties van een warmtepomp aan de hand van een COP beschreven. Men definieert de maximum theoretische COP als volgt: (formule 2) met Q= de verplaatste warmtehoeveelheid (in kJ) en W= de benodigde arbeid voor aandrijving van de compressor (in kJ). (Cengel & Boles, 2011, p.281-293) 18


Bijvoorbeeld: Een warmtepomp met een COP van 4, onttrekt 3 kWh warmte uit de omgeving en heeft daarbij 1 kWh elektrische compressie-energie nodig. Er kan dan 4 kWh warmte via het afgiftesysteem worden afgegeven (zie formule 3). Deze warmtepomp onttrekt hier dus 75% van de afgegeven energie uit zijn omgeving. Goede warmtepompen kunnen voor iedere verbruikte kWh elektriciteit of aardgas tussen de 3 en 6 kWh warmte opleveren (COP= 3-6). Iedere warmtepomp wordt door twee COP’s gekarakteriseerd: één voor verwarming en één voor koeling. (Cengel & Boles, 2011, p.281-293)

(formule 3) (formule 4) De COP voor verwarming is gelijk aan de ratio van de hoeveelheid warmte verwijderd uit het koudereservoir vermeerderd met de geleverde arbeid over deze geleverde arbeid. De COP geassocieerd met verwarming kan bovendien worden herschreven tot (Cengel & Boles, 2011, p.281-293): (formule 5) waarbij de temperaturen in Kelvin gezien moeten worden. Formule 5 kan worden bekomen door in te zien dat, volgens de Eerste Wet van de Thermodynamica (Cengel & Boles, 2011, p.281-293): (formule 6) waarbij Qwarm de warmte is die door het warmtereservoir is afgegeven. En Qkoud de warmte opgeslagen in het koudereservoir. Verder kunnen we aantonen dat (Cengel & Boles, 2011, p. 281-293): (formule 7) Deze formule maakt duidelijk dat kleine temperatuursverschillen tussen warmtebron en warmteafgiftesysteem de hoogste COP’s geven. Figuur 14 illustreert deze stelling. Dit kan worden begrepen door in te zien dat de drukverhoging die de compressor moet leveren rechtstreeks samenhangt met de gerealiseerde temperatuursverhoging van het warmtedragend medium. Deze temperatuursstijging is dan weer afhankelijk van het temperatuursverschil tussen warmtebron en warmteafgiftesysteem. Hoe hoger de brontemperatuur en hoe lager de afgiftetemperatuur, hoe lager de benodigde drukverhoging in de compressor en hoe hoger de winstfactor. 19


Figuur 14: De COP in functie van het temperatuursverschil tussen warmtebron en afgiftesysteem (afgeleid van formule 5).

Theoretische en/of experimentele winstfactoren worden door warmtepompproducenten getabelleerd bij welbepaalde referentietemperaturen (meestal een warmtebrontemperatuur van 0°C en een aanvoertemperatuur naar het afgiftesysteem van 35°C). Dit maakt het vergelijken van verschillende warmtepompen mogelijk. COP’s zijn echter geen constante waarden, maar fluctueren gedurende het stookseizoen. Door lange tijd warmte uit de bodem te onttrekken, neemt de temperatuur van de ondergrond stelselmatig af, waardoor de initiële winstfactor niet meer kan worden gehaald. We spreken over een ontlading van de ondergrond. Door tijdens de zomer warmte in de ondergrond te dumpen, laadt de bodem terug op, zodanig dat het volgende stookseizoen opnieuw hoge winstfactoren kunnen worden bereikt. b) Seasonal Performance Factor (SPF) Een betere maat om de prestaties van warmtepompen te beschrijven en te vergelijken, is door evaluatie van de SPF’s. Seasonal Performance Factors geven een beter beeld van de prestatie over het gehele stookseizoen. SPF’s houden, in tegenstelling tot COP’s, rekening met de verbruiken van alle randapparatuur en het verloop van de brontemperatuur tijdens het stookseizoen. (Maatouk, Zoughaib & Clodic, 2010) c) Primary Energy Ratio factor (PER factor) Om energie-efficiënties van warmtepompsystemen met olie- of gasgestookte verwarmingsketels correct te kunnen vergelijken, maakt men gebruik van PER-factoren. Deze factoren gaan verder dan COP- of SPF-waarden en omvatten het totale primaire energieverbuik. Hierbij wordt ook rekening gehouden met de rendementen van elektriciteitscentrales en thermische efficiënties van verwarmingsketels. Hoe energiezuiniger het systeem, hoe hoger de PER-factor. Systemen met een hoge PER-factor dragen dus bij tot het verminderen van de CO2-emissie. 20


In tabel 2 worden bovengenoemde prestatiecoëfficiënten voor verschillende types van warmtepompen met elkaar vergeleken. Hierbij valt het op dat de COP altijd groter is dan de SPF, die op zijn beurt groter is dan de PER-factor. De cijfers die in deze tabel gebruikt worden zijn louter indicatief. De werkelijke praktijkwaarden zijn afhankelijk van de omstandigheden. WPbuitenlucht

WP-bodem (horizontaal)

WP-bodem (verticaal)

WPgrondwater

COPwp (indicatief)

3,2 (2-35°C)

4,5 (0-35°C)

4,5 (0-35°C)

5,6 (10-35°C)

SPFsysteem (indicatief)

2,7

3,2

3,6

3,0 - 3,8

PERsysteem (indicatief)

1,1

1,3

1,4

1,2 - 1,5

Mazoutketel

Gasketel (HR)

0,8

0,9

Tabel 2: Vergelijking van verschillende warmtepompsystemen met elkaar en met ketelverwarming, gebruik makend van verschillende prestatiecoëfficiënten. (Van de Meulebroecke, Suijkerbuijk, Verhaert, Hendriksen, Sourbron & Steendam, 2007)

4.3 Types van warmtepompen Afhankelijk van de gekozen warmtebron en het afgiftemedium onderscheiden we volgende types van warmtepompen (Van de Meulebroecke, et al, 2007): - lucht / lucht warmtepompen, - lucht / water warmtepompen, - water / water warmtepompen, - grond / water warmtepompen. Eerst wordt het type warmtebron vermeld (buitenlucht, water of ondergrond) en vervolgens het gebruikte medium voor warmteafgifte. Bij water/water warmtepompen zal er dus bijvoorbeeld energie worden onttrokken of afgegeven worden aan ondergrondse waterlagen en zal er water in een secundair circuit gebruikt worden om de ruimtes te verwarmen of te koelen. Water/luchten grond/lucht warmtepompen worden hier niet vermeld wegens weinig praktisch voorkomen. Het is duidelijk dat warmtepompen functioneren tussen alle mogelijke combinaties van milieuelementen (bodem, water en lucht). Welk warmtepompsysteem de hoogste COP haalt, is sterk afhankelijk van de omgeving waarin de pomp wordt geplaatst. Zo kunnen lucht/lucht warmtepompen bijvoorbeeld worden gebruikt voor verwarming van ruimtes, maar in koude periodes is het rendement hiervan laag. (Van de Meulebroecke, et al, 2007)

21


De hoogste prestatiecoëfficiënten worden behaald met water/water warmtepompen en bodem/water warmtepompen. Hierbij is de bodem (en de onderliggende gesteentelagen met waterhoudende lagen) een belangrijke bron van warmte. Vanaf een bepaalde diepte blijft de bodemtemperatuur bovendien constant, wat een constante warmteflux kan garanderen. Algemeen wordt aangenomen dat in Vlaanderen vanaf een diepte van 15 m de bodemtemperatuur onafhankelijk is van de seizoenale temperatuursverschillen en dus continu 10 à 12°C is. (zie figuur 15) De algemene temperatuursgradiënt van 2 à 3°C per 100 meter blijft natuurlijk wel behouden. De temperatuur-constantheid van ondergrond gaat echter niet op voor ondergronden geïmpregneerd met grondwarmtewisselaars. Door warmte-onttrekking gedurende het stookseizoen daalt de bodemtemperatuur wel met 4 à 6°C. Vermits warmtepompverwarming streeft naar maximale brontemperatuur en minimale afgiftetemperatuur, daalt de COP van het systeem ieder jaar wanneer de bodem enkel wordt aangewend voor verwarming. Enkel door het gebruik van de warmtepomp voor koeling (= stokeren van “restwarmte” in de bodem), kan de bodem zijn oorspronkelijke temperatuur bereiken zonder te spreken van een uitputting. (Van de Meulebroecke, et al, 2007)

Figuur 15: Evolutie van natuurlijke grondtemperatuur in functie van de seizoenen. (Vercruysse, 2011)

De verschillende types warmtepompen worden in tabel 3 weergeven, met kort de belangrijkste voor-en nadelen van iedere installatie.

22


Type warmtepomp

Verticale grondwarmtewisselaar (Grond/water)

Voordelen

Nadelen

Beperkt grondbeslag

Daling brontemperatuur tijdens stookseizoen

Bijna overal toepasbaar

Aangepaste computerprogrammatuur nodig

Weinig variatie in brontemperatuur

Lekdichtheid nodig (glycol in het systeem)

Relatief hoge brontemperatuur Gesloten systeem Bijna overal toepasbaar

Ruim grondbeslag

Gesloten systeem

Variërende brontemperatuur

Horizontale grondwarmtewisselaar (Grond/water)

Mogelijke uitputting bodem Daling brontemperatuur tijdens stookseizoen Lekdichtheid nodig (glycol in het systeem)

Grondwater (Water/water)

Beperkt grondbeslag

Kwaliteit water niet verzekerd

Constante brontemperatuur

Niet overal beschikbaar

Relatief hoge brontemperatuur

Hoge investeringskost

Onuitputbaar

Oppompen kost energie Boring, reïnjectie en afdichting vereisen exta aandacht Open systeem

Buitenlucht (Lucht/lucht of lucht/water)

Beperkt grondbeslag

Hulpverwarming noodzakelijk

Bijna overal toepasbaar

Zeer sterk wisselende brontemperatuur

Onuitputbaar

Ontdooisysteem nodig

Lage investeringskost Tabel 3: Belangrijkste voor - en nadelen van de verschillende types warmtepompen. (ODE, s.d.)

23


Uit tabel 3 kan besloten worden dat afhankelijk van de situatie en voorkeuren van de gebruiker er steeds verschillende systemen gekozen kunnen worden. Als de gebruiker bijvoorbeeld geen hoge investering wil doen, dan is een lucht/lucht warmtepompsysteem aangeraden aangezien dit de laagste investering met zich meebrengt van alle types. Het grootste nadeel hierbij zal zijn dat hulpverwarming noodzakelijk is. 4.4 Warmteafgifte Conventionele ruimteverwarming maakt gebruik van een centraal verwarmingssysteem met een wateraanvoertemperatuur van 90°C en een retourtemperatuur van 70°C. Zoals reeds vermeld, lenen grondwarmtewisselaars zich enkel tot een verwarmingssysteem op lage temperatuur: de aanvoertemperatuur van het water is maximaal 55°C, de retourtemperatuur rond de 45 à 50°C. Men streeft steeds naar een zo laag mogelijke afgiftetemperatuur: per °C temperatuursverlaging van het warmteafgiftesysteem verhoogt de COP immers met 2%. (Van de Meulebroecke, et al, 2007) Deze LTV-systemen, of lage temperatuur verwarmingssystemen, vereisen afgiftesystemen met een groot warmteafgevend oppervlak of maken gebruik van warmeluchtverwarming. LTVsystemen kennen verschillende gebruiksvormen: vloerverwarming, muurverwarming, plafondverwarming of overgedimensioneerde radiatoren. Zowel vloerverwarming, muurverwarming als plafondverwarming maakt gebruik van een buizennet, ingebed in de vloer-, muur-, of plafondopbouw, waardoor water op lage temperatuur circuleert. (Van de Meulebroecke, et al, 2007) Al deze technieken zijn echter niet toepasbaar in bestaande ruimtes zonder uitvoering van grondige renovatiewerken. Dit kan worden omzeild door installatie van een overgedimensioneerde radiator. Vermits deze radiatoren worden gevoed op lage temperatuur, dient men deze over te dimensioneren indien men wenst dat het een evenwaardige warmteafgifte realiseert als op hoge temperatuur. 4.5 Warmtepomp inzetmethodes Er zijn verschillende manieren waarop men een warmtepomp kan inzetten. Er wordt een onderscheid gemaakt tussen monovalente, mono-energetische, bivalent-parallelle en bivalentalternatieve werking. (Van de Meulebroecke, et al, 2007) ●

Monovalente werking: Bij deze inzetmethode worden alle ruimtes uitsluitend verwarmd door de warmte afgegeven door de warmtepomp. Er zijn verder geen bijverwarmingen. De goede dimensionering is hierbij van groot belang aangezien ondergedimensioneerde warmtepompen niet voldoende warmte zullen genereren.

24


●

Mono-energetische werking: De warmtepomp zorgt voor het grootste deel van de warmtebehoefte, maar wordt bij extreme weersomstandigheden ondersteund door een ingebouwd elektrisch element. Bij de meeste mono-energetische installaties wordt 80% van het benodigde warmtevermogen door de warmtepomp geleverd.

●

Bivalent-parallelle werking: De warmtepompinstallatie wordt aangevuld met een bijkomende warmtegenerator (bijvoorbeeld een gasgestookte CV-ketel). Het verwarmingsvermogen van de warmtepomp bedraagt meestal 50 à 70% van de totale warmtevraag. De warmtepomp zal instaan voor 70 à 90% van de jaarlijkse stookactiviteit.

●

Bivalent-alternatieve werking: De warmtepomp zal tot aan een bepaalde minimum buitentemperatuur voor de volledige verwarming van het huis instaan. Wanneer die buitentemperatuur echter te sterk zakt, zal de warmtepomp worden uitgeschakeld en wordt het huis verwarmd door een andere verwarmingsinstallatie.

25

Deel 3 - Inzet van geothermie

Deel 3 - Inzet van geothermie Hoofdstuk 5. Toepasbaarheid Wanneer men gebruik wil maken van geothermie, moet er eerst gekeken worden of hier wel mogelijkheid toe is. De temperatuur van de bovenste aardlagen, alsook de aanwezigheid van waterdragende lagen, zijn belangrijke parameters die de toepasbaarheid beïnvloeden. Die temperatuur hangt sterk samen met de plaattektonische context waarin het gebied zich bevindt. Gebieden gelokaliseerd aan een plaatrand zijn rijk aan hoog-enthalpische bronnen op geringe diepte. Men onderscheidt hierbij convergerende en divergerende plaatranden. Bij convergerende plaatranden duikt de oceanische plaat onder de aangrenzende continentale plaat en ondergaat daarbij een proces dat men subductie noemt. De wegduikende beweging van de oceanische plaat in de hete asthenosfeer gaat gepaard met magmavorming en het opstijgen van heet vulkanisch materiaal. Deze opstijgende magmabellen kunnen eventueel aangrenzende waterlagen snel verhitten. De vorming van nieuwe aardkorst aan divergerende plaatranden gaat gepaard met het opstijgen en stollen van onderliggend magma aan het aardoppervlak. De MidOceanische Ruggen zijn hier een belangrijk voorbeeld van (Barbier, 2002, p.24-25). Op de plaatsen waar er een hoge geothermische activiteit is, op die plaatranden dus, kan de temperatuursgradiënt in de bovenste lagen van de aardkorst tot meer dan 100°C/km oplopen. De gemiddelde waarde hiervoor is, zoals reeds vermeld, 30°C/km (Barbier, 2002, p.6). Naast een voldoende hoge temperatuur, is een opslagplaats voor het aanwezige water of stoom noodzakelijk om diepe geothermische energie te kunnen aanwenden. Er moeten zogenaamde aquifers aanwezig zijn. Aquifers zijn opslagplaatsen van warm water of hete stoom en zijn dus noodzakelijk voor de aandrijving van een geothermische elektriciteitscentrale. De afwezigheid van aquifers reduceren de mogelijkheden van indirect gebruik van geothermie tot het gebruik van het Hot Dry Rock systeem (Barbier, 2002, p.55). Met deze voorwaarden kan deels de mogelijkheid tot installatie van een geothermische centrale voorspeld worden. Belangrijke gebieden waar nu reeds gebruik gemaakt wordt van geothermische energiecentrales zijn Ijsland, Indonesië, Japan en het Middellandse Zeegebied. Door de uiterst gunstige ligging van Ijsland, namelijk op een Mid-Oceanische Rug, kunnen ze gemakkelijk 85% (Geothermal Education Office, 1997) van hun huizen verwarmen met aardwater en levert diepe geothermie 17% van hun elektriciteit (Bertani, 2009). Het direct gebruik van geothermie houdt een stuk minder beperkingen in. Naargelang de omstandigheden kan steeds een geschikte (warmtepomp)installatie geplaatst worden. Afhankelijk van het bodemtype zal direct gebruik ook economisch haalbaar zijn. Zandbodems worden over het algemeen zeer geschikt geacht om warmte uit te onttrekken terwijl dit bij kleibodems minder het geval is. In zandbodems zal de installatie dus minder groot moeten worden gedimensioneerd en bijgevolg zal de investering geringer zijn dan bij kleibodems. Elk geval dient afzonderlijk bestudeerd te worden om te kijken of het plaatsen van een warmtepompinstallatie mogelijk en rendabel is op die bepaalde plaats. 26


Hoofdstuk 6. Huidige stand van zaken: Wereld De huidige geothermische productie in de wereld concentreert zich voornamelijk in die gebieden die plaattektonisch bevoordeeld zijn. De Verenigde Staten, de Filipijnen en Indonesië zijn de grootste producenten van elektriciteit, elk met een capaciteit (2010) van minstens 1000 MW. Mexico, Italië, Nieuw-Zeeland, Ijsland en Japan zitten in de categorie van meer dan 500 MW capaciteit. (Holm, Blodgett, Jennejohn & Gawell, 2010) In figuur 16 wordt het aandeel van de belangrijkste geothermische elektriciteitsproducerende landen in een taartdiagram uitgezet. De percentages die daar gebruikt worden verschillen licht met de cijfers uit het Geothermal Energy International Market Report (Holm, Blodgett, Jennejohn & Gawell, 2010). Uit cijfers van 2005 blijkt dat de wereldwijde geothermische elektrische capaciteit ongeveer 9000 MW e bedroeg (Lund, 2007, p.4), maar dit zou nu al boven de 13 000 MW e moeten zijn.

Figuur 16: Aandeel in de wereld van geothermische elektriciteitsproductie per land (2009). (Madrigal, 2009)

Europa had in 2010 een geïnstalleerde capaciteit van 1,6 GW e en de teller van geothermische elektriciteitscentrales stond op 59, met dus Italië en Ijsland aan kop (Gibaud, 2011). Ondertussen hebben zowat alle landen in Europa en zelfs in de wereld, plannen om geothermische elektriciteitscentrales te plaatsen. Ook in minder voor de hand liggende gebieden, met andere woorden gebieden die geen gemakkelijk toegankelijke en voldoende warme aquifers hebben, onderzoekt men de mogelijkheden om geothermische elektriciteit te kunnen winnen (Holm, Blodgett, Jennejohn & Gawell, 2010).

27


Het direct gebruik van geothermie is overal mogelijk, kan op vele manieren aangewend worden en kan gaan van een kleine particuliere warmtepomp, een grotere installatie om bijvoorbeeld grote bedrijfsruimten te verwarmen of te koelen tot grote stadsverwarmingsprojecten (onder andere in Den Haag). Het is dus moeilijk om van alle landen een accuraat beeld te schetsen van hun juiste geothermische verwarmingscapaciteit. Maar men kan we stellen dat de VS, Zweden, China, Ijsland en Turkije zijn de landen met de hoogste capaciteiten (Lund, 2007, p.7). In Europa wordt de capaciteit van geothermische warmtecentrales geschat op 4700 MW th (Boissavy, 2011). De laatste jaren is er vooral een sterke stijging in het aantal warmtepompen, overal ter wereld. In Noord-Rijnland-Westfalen bijvoorbeeld, de dichtstbevolkte deelstaat van Duitsland, hebben één op de vier nieuwe woningen een warmtepomp (Organisatie Duurzame Energie, 2009). Deze trend kan men in de meeste Europese landen terugvinden. Hoofdstuk 7. Huidig gebruik en potentieel in Vlaanderen In België wordt voorlopig enkel directe geothermie aangewend. In Wallonië, meerbepaald in Saint-Ghislain bij Bergen, is er sinds 1985 een geothermische warmtecentrale die 355 woningen, 3 schoolgebouwen, een sporthal, het ziekenhuis en het stationsgebouw van SaintGhislain verwarmt. Dit is te danken aan de poreuze kalksteen die daar op ongeveer 2500 m diepte te vinden is en waar het water een temperatuur van 73°C heeft. In het gebied rond Bergen is er dus een groot potentieel voor geothermische energieopwekking. (Licour & Baele, 2007) Het gebruik van warmtepompen in Vlaanderen kent, mede door de subsidiëring, een stijgende interesse, zowel bij particulieren als ondernemingen. De mate van interesse wordt sterk bepaald door het eventuele economische voordeel bij de installatie van een warmtepompinstallatie. Dit voordeel is sterk afhankelijk van de onderliggende grondlagen. Vooral het noordoosten van Antwerpen en delen van Limburg worden, vanwege de aanwezigheid van waterlagen en de voornamelijk zandige bodems, gekenmerkt door hoge onttrekkingsvermogens. (Agentschap voor Geografische Informatie Vlaanderen, 2010) Er is in Vlaanderen stijgende interesse om ook elektriciteit te winnen uit de aarde. Dit blijkt uit een project van de Vlaamse Instelling voor Technologisch Onderzoek (VITO) op hun nieuwe site in Mol. VITO wil daar een elektriciteitscentrale plaatsen die de volledige site zou kunnen voorzien van elektriciteit gewonnen uit aardwarmte. Ze willen tegen 2014 de centrale operationeel hebben en vanuit dit project de mogelijkheden bekijken om het gebruik van deze technologie uit te breiden naar Vlaanderen. (Fransaer, 2011) Hot Dry Rock of Enhanced Geothermal Systems zijn in principe overal toepasbaar. Ze vereisen geen aquifers en zowat ieder gesteente zou gebruikt kunnen worden. Er is nog onderzoek nodig naar de Hot Dry Rock systemen, wat het minder evident maakt om de mogelijkheden hiervan verder te bespreken. Het is in ieder geval een interessante piste om verder te onderzoeken in verband met geothermische elektriciteitsopwekking in Vlaanderen.

28

Deel 4 - Geothermisch project: Case-study Waterfront

Deel 4 - Geothermisch project: Case-study Waterfront Om concreet te kunnen uitzoeken of geothermische energieopwekking technologisch en/of economisch haalbaar is in Vlaanderen, wordt er een case-study uitgevoerd. In samenspraak met de POM (Provinciale Ontwikkelingsmaatschappij) Antwerpen, hebben we het wetenschapspark Waterfront te Niel als studieterrein gekozen. Dit is een relatief nieuw bedrijventerrein van zo’n 32 hectaren groot, gesitueerd op het voormalige kleiontginningsgebied van Niel. We verkozen deze site omdat het wetenschapspark Waterfront spin-offs van de Universiteit Antwerpen huisvest en die bedrijven zich richten op onderzoek en ontwikkeling. Dat maakt ze allicht meer geïnteresseerd in onze opzet, wat qua medewerking zeker een voordeel kan bieden. Het doel van dit onderdeel van ons bachelorproject bestaat erin, specifiek voor het wetenschapspark Waterfront, de mogelijkheid tot geothermische toepassingen te onderzoeken en eventuele alternatieve paden voor te stellen. Daarbij is voornamelijk de verlaging van de ecologische impact het doel dat we voor ogen hebben, maar de economische haalbaarheid is natuurlijk ook een factor waar rekening mee gehouden moet worden vooraleer bedrijven zullen willen investeren in deze alternatieve technologie. Hoofdstuk 8. Geschiedenis en bedrijfsactiviteiten In dit hoofdstuk worden de geschiedenis en de bedrijfsactiviteiten van Waterfront besproken. Alle informatie hieromtrent is afkomstig van persoonlijke communicatie met Jean-Paul Christiaens, de verantwoordelijke voor het commercieel management van het Waterfront-project (Christiaens, J.P., persoonlijke communicatie, 21 februari, 2012). Waterfront is een reconversiegebied. Dit wil zeggen dat er in de geschiedenis van het terrein omschakelingen zijn geweest van de ene economische bedrijvigheid naar de andere. Zo was Waterfront tot de jaren 70 een klei-ontginningssite voor de Nielse steenindustrie. Restanten van de kleinijverheid zijn nog steeds zichtbaar in de vorm van de vier grote vijvers die het uitzicht van het park sterk karakteriseren. Wetenschapspark Waterfront heeft als doel een wetenschapspark te ontwikkelen waar onderzoek en ontwikkeling centraal staan. Het richt zich op spin-offs en kleine en middelgrote ondernemingen die actief zijn in high tech sectoren. Het samenbrengen van deze kennisintensieve bedrijven moet leiden tot een dynamiek die onderlinge contacten stimuleert en innovatie bevordert. Wetenschapspark Waterfront is het resultaat van een hecht partnerschap tussen de Universiteit Antwerpen, de Provinciale Onwikkelingsmaatschappij Antwerpen, Soficom Development en het Universitair Bedrijven Centrum Antwerpen. De Universiteit Antwerpen probeert via wetenschapspark Waterfront nieuwe academische kennis om te zetten in creatieve onderzoeksresultaten en toepassingen met een economisch en/of maatschappelijk belang.

29


Hoewel de gevestigde spin-off bedrijven op technologisch vlak nauw verbonden blijven met de Universiteit Antwerpen, zijn al deze ondernemingen privaat bezit. Ze worden in tegenstelling tot de wetenschapsparken van de UGent en de KULeuven, niet met overheidsgelden aangedreven. Het eerste gebouw werd door de aannemer volledig op risico gezet, d.w.z. dat het gebouwd is zonder dat er overeenkomsten waren met mogelijk geïnteresseerde huurders. Dit heeft geleid tot enkele jaren van leegstand. Sinds enkele jaren is de volledige kantooroppervlakte echter verhuurd aan kleine en middelgrote, nationale en internationale, kennisintensieve ondernemingen. Het creëren van kantoorruimte op risico zal, zeker in de huidige economische toestand, echter niet meer overwogen worden. De bouw van nieuwe kantoor- en laboruimtes zal pas worden opgestart wanneer er voldoende zekerheid over bezetting is. Het ‘masterplan’ voorziet op termijn 55 000 m² kantooroppervlakte verspreid over 15 gebouwen. Momenteel zijn slechts twee gebouwen opgetrokken: Archimedes (3480 m2) en Copernicus (2750 m2). In Archimedes worden kantoor- en laboruimtes verhuurd aan zo’n tiental kleine kennisintensieve bedrijven. Copernicus is volledig in handen van The Cell Factory (marktleider in cryogene opslag van stamcellen). Twee zaken maken de conversie van de huidige installatie, die afhankelijk is van de verbranding van eindige fossiele brandstoffen, naar een duurzame geothermische installatie op Waterfront niet eenvoudig. In de eerste plaats zijn de meeste van de op Waterfront gevestigde ondernemingen, huurders van een kantoorruimte, en dit vaak voor een korte periode. Dit maakt dat de investering volledig door de ondernemer dient gedragen te worden, welke daar bovendien weinig of geen voordeel mee genereert: de energiekosten worden toch door de huurders gedragen. Ondernemingen kunnen echter, zoals in het geval van The Cell Factory, ook zelf de investering dragen. Grote ondernemingen zijn misschien in staat één volledig gebouw neer te planten, maar de vele, kleinere ondernemingen zullen proberen samen de investering te dragen. De keuze voor een duurzame technologie wordt zo een punt van twist tussen de verschillende investeerders.

Figuur 17: Grondplan en overzicht Waterfront. (Christiaens, J.P., persoonlijke communicatie, 21 februari, 2012)

30


Hoofdstuk 9. Huidig verwarmingssysteem In dit deel (Christiaens, J.P., persoonlijke communicatie, 21 februari, 2012) wordt een beschrijving gegeven van de huidige verwarmingsinstallatie, die vervangen zou worden indien Waterfront zou investeren in een geothermisch gedreven verwarmingsinstallatie. Grafiek 1 (aardgasverbruik) en grafiek 2 (elektriciteitsverbruik) (p.40) geven indicaties over de vermogens voor verwarming en koeling die het geothermische verwarmingssysteem per maand zou moeten kunnen leveren om als een (technisch) volwaardig alternatief te kunnen spreken. Het Archimedesgebouw is voorzien van een HVAC-installatie met in het plafond ingebouwde ventiloconvectoren met inblaas- en terugnamewervelroosters. HVAC (Heating Ventilation Air Conditioning) staat in voor de drie deelgebieden van kantoorcomfort: verwarming, koeling en ventilatie. De verluchtingsinstallatie is voorzien van een koelbatterij en een warmtebatterij, zodat verwarming en koeling met de luchtinstallatie binnen bepaalde grenzen mogelijk is. Daarnaast is de installatie uitgerust met een warmtewisselaar (bypass), zodat warmte uit de uitgaande lucht kan worden gerecupereerd. De lucht passeert ook filters, om verspreiding van stof en bacteriën tegen te gaan. Verder is de HVAC-installatie uitgerust met ingebouwde plafondradiatoren waardoor, afhankelijk van de vraag, warm of koud water stroomt. Het verwarmingswater wordt geproduceerd door twee in serie geplaatste gasgestookte ketels (een HoogRendements-ketel en een condensatieketel). Het ijswater wordt aangemaakt door een monobloc koelmachine. Hoofdstuk 10. Algemeen verloop project Algemeen kunnen we stellen dat een geothermisch project in drie grote fasen verloopt. De eerste fase omvat de voorstudie waarin de technische en economische haalbaarheid wordt besproken. Indien het resultaat van deze voorbereidende studie positief is, kan de tweede fase van start gaan. In deze fase wordt de volledige installatie ontworpen. Dit resulteert in een definitieve systeemkeuze en een beschrijving van de specificaties. Met deze resultaten kan men in fase 3 een nauwkeurig bestek opstellen. Volgende hoofdstukken volgen grotendeels deze aanpak, maar een gedetailleerde uitwerking van ontwerp en bestek zijn niet opgenomen. Fase 1: Voorstudie met o.a. een geologisch onderzoek (Hoofdstuk 11) Fase 2: Ontwerp De ontwerpfase bestaat uit volgende stappen: 2.1 Definiëring van de warmte- en koudevraag (Hoofdstuk 12) 2.2 Bepaling bronsysteem en dimensionering grondwarmtewisselaar (Hoofdstuk 13.1) 2.3 Selectie en dimensionering van de warmtepomp (Hoofdstuk 13.2) 2.4 Dimensionering van het distributie- en afgiftesysteem (Hoofdstuk 13.3) Fase 3: Bestek

31


Hoofdstuk 11. Geologisch onderzoek Waterfront 11.1 Direct gebruik geothermie 11.1.1 BEO-sondes Om het potentieel van ondiepe geothermie, wat traditioneel tot ongeveer 200 m diep is, te Waterfront te bepalen, is het van groot belang de geologische kenmerken van de ondergrond te bestuderen. Vermits het succes van de werking van bodemwarmtepompen, alsook de benodigde lengte van de bodemwarmtewisselaar, in de eerste plaats wordt bepaald door de thermische geleidbaarheid van de ondergrond, dient men de correcte thermische parameters van de grondlagen te bepalen, meestal door uitvoering van proefboringen. Een eerste indicatie voor de thermische karakteristieken kan men bekomen door raadpleging van de literatuur. De recentste meetcampagne uitgevoerd in augustus 2011 door Terra Energy NV, had als doel de bepaling van de thermische geleidbaarheid van de belangrijkste geologische formaties in Vlaanderen en het opstellen van een geschiktheidskaart voor de toepassing van een BEO-veld via sondes. Om toepassingen van Boorgat Energie Opslag te stimuleren werd reeds in 2004 een summiere geschikheidskaart opgesteld. Voor deze studie werden 15 van de meest voorkomende formaties gemeten en in kaart gebracht. (Robeyn & Hoes, 2011) Deze warmtegeleidbaarheidsmetingen resulteerden in de lambda-waarden uit tabel 4. Formatie

Lambda-waarden (W/m.K)

Formatie van Aalter

2,61

Quartair van de Vlaamse Vallei

2,41

Formatie van Lillo

2,31

Formatie van Berchem

1,74

Formatie van Lede

2,33

Formatie van Tienen

1,99

Formatie van Borgloon

2,33

Formatie van Voort-Eigenbilzen

1,80

Formatie van Bilzen

2,47

Maasgrinden

2,67

Tabel 4: Lambda-waarden van de meest voorkomende formaties. (Robeyn & Hoes, 2011)

32


De bepaling van de warmtegeleidingscoëfficiënt van een grondlaag berust op het uitvoeren van een Thermische Respons Test (TRT) (Lemmens, Hoes, De Klerck & Desmedt, 2007). Deze test neemt de snelheid van afkoeling of opwarming van het fluïdum in de ingebrachte warmtewisselaar als maat voor de conductiviteit van de ondergrond. De verticale warmtewisselaar bestaat uit een dubbele U-vormige lus in polyethyleen, met een lengte tussen 15 en 50 meter, die wordt gevuld met water (figuur 18). Bij de uitvoering van de Thermische Respons Test wordt er een continue warmtestroom met constant debiet ingesteld, en dit over een periode van minimaal 40 uur. Door de toevoeging van een constant vermogen aan een vast debiet blijft het temperatuurverschil tussen vertrek-en retourleiding constant. Uitgaande van de curve die de temperatuurverandering tussen in-en uitstroom weergeeft (zie figuur 19), wordt de lambda-waarde bepaald. (Robeyn & Hoes, 2011)

Figuur 18 en 19: algemene setup TRT en enkele illustratieve TRT data. (WJ Groundwater, s.d.)

De thermische conductiviteitscoëffiënt is niet de enige thermische parameter die het goed functioneren van een BEO-sonde bepaalt. Tevens van groot belang is de volumetrische warmtecapaciteit of C-waarde (in MJ/m3K), die aangeeft hoeveel warmte er per volume- en temperatuurseenheid opgenomen kan worden. De meetcampagne, uitgevoerd in 2011, breidt de bestaande databases uit, door tien nog niet bestudeerde formaties op te meten. Deze twee studies geven een goed overzicht van de thermische geleidbaarheid van de ondiepe Vlaamse ondergrond. De opgestelde geschiktheidskaarten geven een indicatie welke gebieden in Vlaanderen geschikt zijn voor warmte-onttrekking door middel van BEO. Deze geschiktheidskaarten stellen de gemiddelde lambda-waarde van de ondergrond voor tot op een diepte van 100 m of tot op de vaste rots. Hierbij wordt de gelaagde ondergrond benaderend uniform beschouwd met als lambda-waarde de gemiddelde lambda-waarde over de verschillende grondlagen rekening houdend met de dikte van iedere laag.

33


Figuur 20: Gemiddelde thermische geleidbaarheid tot op een diepte van 100 m of tot op de vaste rots. (Robeyn & Hoes, 2011)

De geschiktheidskaart van Vlaanderen (Figuur 20) is opgedeeld in kleurvakken van blauw naar rood, waarbij blauwe gebieden een lage thermische geleidbaarheid weergeven en rode een hoge. De contouren hebben een equidistantie van 0,1 W/mK. Opvallend is het grote verschil in thermische geleidbaarheid tussen het noorden en het zuiden van Vlaanderen. De ondergrond in het noorden van Vlaanderen is voornamelijk opgebouwd uit zandige sedimenten, die gekarakteriseerd worden door hoge warmtegeleidingscoëfficiënten. Het zuiden is voornamelijk opgebouwd uit kleiige afzettingen, gekarakteriseerd door lagere lambda-waarden. De hoogste thermische geleidingscoëfficiënten (2,7 W/mK) zijn terug te vinden op het zandige Kempisch Plateau, de laagste in de kleiige Westhoek (1,6 W/mK). Om een correcte dimensionering van de warmtebron te verkrijgen, is de bepaling van de exacte lambda-waarden van de grondlagen onder Waterfront noodzakelijk. Voor men overgaat tot deze berekeningen, zal via een Thermische Respons Test de juiste waarde bepaald moeten worden. Rekenen met een foutieve warmtegeleidbaarheidscoëfficiënt zal behoorlijke consequenties met zich meebrengen, en zal in vele gevallen tot een onderdimensionering van de warmtewisselaar leiden. De theoretische warmtevraag kan in dit geval niet worden ingelost. Verder in de berekeningen zal, vanwege het ontbreken van TRT data, worden gewerkt met schattingen. Goede schattingen van de thermische geleidbaarheid van de grondlagen in Niel kunnen worden bekomen door raadpleging van de opgestelde kaarten door Terra Energy en door toetsing met vergelijkbare geologische structuren. Niel is gelegen op de scheiding van twee formaties met tegengestelde bodemkarakteristieken (zie figuur 21): de kleiige Formatie van Boom en de eerder zandige Formatie van Berchem.

34


De Boomse Klei is een sterk gelaagde formatie van siltige klei en kleiige silt die als een onderdeel van de afzettingen van de Rupel geldt. De voormalige klei-ontginningsputten in Niel bevestigen de aanwezigheid van deze kleirijke gronden. Conductiviteitsanalyses van verschillende grondsoorten tonen aan dat kleiige gronden lage geleidbaarheidscoëfficiënten laten optekenen.

Figuur 21: Ligging van enkele formaties binnen de provincie Antwerpen. (Ministerie van Vlaamse Gemeenschap, 2001)

11.1.2 Horizontale grondwarmtewisselaars Horizontale grondwarmtewisselaars worden, in vergelijking tot BEO-systemen, gekenmerkt door een lagere investeringskost. Bovendien wordt het gebruik van een horizontaal captatienet niet geremd door geologische obstakels. Toch zal men bij grotere warmtevragen zelden horizontale systemen verkiezen. De dalende SPF’s gedurende het stookseizoen, het risico van bodemuitputting na enkele seizoenen en de enorme oppervlakten nodig voor de aanleg van de captatienetten maken het gebruik van horizontale grondwarmtewisselaars vaak niet interessant. 35


11.1.3 KWO-technologie De toepasbaarheid van Koude Warmte Opslag wordt sterk bepaald door de hydro-geologische eigenschappen van de ondergrond. Een doorlatende watervoerende laag met een voldoende grootte op een geringe diepte (50 tot 500 m) is vereist. Indien aan al deze voorwaarden voldaan is, zal KWO, vanwege de constantheid van aanvoerstemperatuur, een efficiënter alternatief vormen voor een BEO-systeem. De KWO-geschiktheidskaart (zie figuur 22), opgesteld door VITO, maakt duidelijk dat ten zuidwesten van Antwerpen steeds een hydro-geologische verkenning noodzakelijk is. Deze verkenning is nodig om zekerheid te verschaffen over de aanwezigheid en grootte van de ondiepe aquifer. De introductie van deze technologie op Waterfront is dus niet vanzelfsprekend en dient voorafgegaan te worden door een grondig geothermaal bodemonderzoek dat uitsluitsel brengt over de aanwezigheid van de gebruikte aquifer.

Figuur 22: KWO-geschiktheidskaart. (Hoes, 2012)

11.1.4 Toepassingen zonder warmtepomp Het Lindal - diagram (tabel 1) geeft aan dat rechtstreeks gebruik van aardwarmte minimale temperaturen van 40°C vereist. In Vlaanderen schommelt de gemiddelde thermische gradiënt in de afzettingen van het Quartair tot en met het Krijt rond 3°C/100 m. Op een diepte van 500 m is het water in mogelijke aquifers dus nog maar 25°C en niet geschikt voor gebruik zonder opwaardering met een warmtepomp.

36


Voor rechtstreekse geothermische toepassingen, die dus minimaal 40°C vereisen (ruimteverwarming met laag-temperatuurafgiftesysteem), is men aangewezen op reservoirs op een diepte van 1000 m of meer. Op deze diepte is het voorkomen van reservoirs eerder beperkt, namelijk tot de diepe sedimentaire bekkens ten noorden en ten zuiden van het Brabants Massief, meer bepaald het bekken van de Kempen en de geologische ruimte onder het steenkoolbekken van Henegouwen. Combinatie van de kaart van aquifers die in aanmerking komen voor directe geothermische toepassingen (Figuur 24) en de temperatuurkaart van de Vlaamse ondergrond op 1000 m (Figuur 23) maakt duidelijk dat de Noorderkempen en het noordoosten van Limburg de twee regio’s zijn met het grootste geothermische potentieel. Uitgaande van de temperatuurkaarten en de grootte van de aquifers, berekenden Berckmans en Vandenberghe het geothermisch potentieel van de Kempense aquifers. Uit tabel 5 kan afgeleid worden dat het theoretische geothermische potentieel van de vier belangrijkste reservoirs in de orde van 108 tot 109 GJ is. Reservoir

Energiepotentieel (GJ)

Krijt

17,7 x 10

Trias

50,8 x 10

Neeroeteren

1,23 x 10

Kolenkalk

44,5 x 10

Areaal (km²)

8

2155

8

530

8

52

8

2096

Tabel 5: Theoretische energie-inhoud van de voornaamste geothermische reservoirs in Vlaanderen. (Dreesen & Laenen, 2010)

Het zuiden van de provincie Antwerpen, waartoe Niel behoort, heeft dit potentieel niet en maakt het direct gebruik van warm aquiferwater niet mogelijk. Aanwenden van aardwarmte kan dus enkel via warmtepompsystemen.

37


Figuur 23: Belgische temperatuurkaart op een diepte van 1000 m (naar Berckmans & Vandenberghe,1991). (Dreesen & Laenen, 2010)

Figuur 24: Ligging van reservoirs in België die mogelijk in aanmerking komen voor directe geothermische toepassingen. (Dreesen & Laenen, 2010)

38


11.2 Indirect gebruik geothermie Aardwarmte uit bronnen die heet genoeg zijn, kan, naast het rechtstreekse directe gebruik, worden aangewend voor de productie van elektriciteit. De aanwezigheid van waterdragende lagen (= aquifers) op grote diepte is noodzakelijk voor de aandrijving van turbines. Het al dan niet aanwezig zijn van diepe aquifers bepaalt dus sterk de mogelijkheid tot indirect gebruik van geothermie. Net zoals voor het aanwenden van BEO-sondes, kan men kaarten opstellen waarop de plaatsen worden gemarkeerd waar indirecte geothermie toepasbaar is, m.a.w. waar voldoende grote aquifers met een voldoende hoge temperatuur op een bereikbare diepte gelegen zijn. Om efficiënt elektriciteit te produceren via geothermie is water van 145°C of meer vereist, en dit met een voldoende hoog debiet over lange tijd. Naast temperatuur, debiet en aquifervolume is de permeabiliteit van de bovenliggende gesteentelagen een belangrijke parameter om elektriciteitsopwekking met aquiferwater mogelijk te maken. Impermeabele gesteentelagen kunnen namelijk de aanvoer van water naar de aquifer verhinderen, waardoor het duurzame karakter van geothermie verloren gaat. De kans om in Vlaanderen reservoirs aan te treffen die aan al deze voorwaarden voldoen, is volgens studies van de VITO-onderzoeksgroep rond geothermie, onder leiding van Ben Laenen, klein (Dreesen & Laenen, 2010). In deze studie zijn alle reservoirs met potentieel in kaart gebracht. Alleen de Kolenkalk-aquifer in het noordoosten van Limburg bezit voorlopig het potentieel om stroom op te wekken. Deze aquifer is gelegen op zo’n 3,5 tot 6 kilometer onder de aardkorst en bevat volgens de modellen water met een temperatuur van 150 tot 200°C. VITO is momenteel volop bezig met voorbereidende studies omtrent de bouw van een geothermische stroomopwekkingscentrale op de voormalige Balmattsite te Mol. Hieruit kan geconcludeerd worden dat het op opwekken van elektriciteit door het oppompen van heet water in het zuiden van Antwerpen (te Niel) niet mogelijk is. Het is echter wel zo dat het HDR systeem, mits verder onderzoek, in de toekomst elektriciteitsproductie hier mogelijk kan maken. (Dreesen & Laenen, 2010) Hoofdstuk 12. Warmte- en koudevraag De belangrijkste parameter waarop de dimensionering van de gehele warmtepompinstallatie berust, is de gemiddelde bruto warmtevraag van het gebouw. Uit Grafiek 1 kan het totale gasverbruik van het Archimedesgebouw te Waterfront gehaald worden. Aan de hand van persoonlijke contacten weten we dat het aardgas volledig valt toe te schrijven aan de verwarming van het gebouw (Christiaens, J.P., persoonlijke communicatie, 21 februari, 2012). We kunnen met behulp van deze verbruikcijfers dus het vermogen berekenen dat nodig is om het gebouw te verwarmen. Door alle maandelijkse waarden op te tellen, wordt een totaal verbruik van 27 365 m³ aardgas bekomen. Vermits de verbranding van 1 m³ aardgas gemiddeld 10,3 kWh oplevert, zal de verbranding van 27 365 m³ aardgas 281 859,5 kWh opleveren. Dit dient nog omgezet te worden naar kW. Deze omzetting wordt bekomen door 281 859,5 kWh te delen door 2000 vollasturen (i.e. het totaal aantal uren dat het systeem op vol vermogen moet 39


draaien in één jaar). Er wordt gekozen voor 2000 draaiuren zodat de waarden uit tabel 6 bij de dimensionering gebruikt kunnen worden. Als deze deling wordt uitgevoerd, wordt een piekvermogen van 140,93 kW bekomen. Het is dan ook deze waarde die gebruikt zal worden bij de dimensionering in hoofdstuk 13.

Grafiek 1: Gasverbruik in het Archimedesgebouw te Waterfront. (Christiaens, J.P., & Van Houtte, L., persoonlijke communicatie, 27 maart, 2012)

Grafiek 2: Elektriciteitsverbruik Waterfront Archimedesgebouw per maand (2009). (Christiaens, J.P., & Van Houtte, L., persoonlijke communicatie, 27 maart, 2012)

40


In grafiek 2 is het elektriciteitsverbruik in het Archimedesgebouw uitgezet. Het jaarlijks verbruik is 366 942 kWh. Stellen we dat er maandelijks ongeveer 22 500 kWh gaat naar alle elektrische apparaten, die niet voor koeling gebruikt worden, dan bekomen we een elektriciteitsverbruik van 100 000 kWh dat naar koeling gaat. Hoofdstuk 13. Dimensionering geothermische installatie 13.1 Directe geothermische installatie (warmtepompinstallatie) De dimensionering en het ontwerp van een volledige warmtepompinstallatie is een ingewikkeld onderdeel en omvat het design van grondwarmtewisselaar, warmtepomp en afgiftesysteem. Bij de keuze van het systeem worden zowel BEO-sondes als horizontale warmtewisselaars besproken. KWO wordt niet behandeld omdat de aanwezigheid van een aquifer nog niet aangetoond is. Het is echter wel mogelijk dat er één aanwezig is, maar aangezien er in de literatuur geen informatie te vinden is over het al dan niet bestaan van een aquifer in de ondergrond van Waterfront, is het beter om deze beschouwing weg te laten en te focussen op BEO en horizontale warmtewisselaars. De beschreven dimensionering van een warmtepompinstallatie voor een nieuw gebouw op Waterfront maakt gebruik van de verbruiken en de karakteristieken van het huidige Archimedesgebouw. We nemen aan dat ieder nieuw geplaatst gebouw deze zelfde eigenschappen laat optekenen (oppervlakte, isolatie, insolatie, aantal ramen, ...). 13.1.1 Dimensioneringsprincipe voor grondwarmtewisselaars De warmtebron is een cruciale schakel in het hele warmtepompsysteem. Het correct dimensioneren van de grondwarmtewisselaar is essentieel: een te kleine warmtewisselaar zal te lage temperaturen opleveren, met een rendementsverlies tot gevolg. De warmtebron kan niet snel overgedimensioneerd worden: een grotere capaciteit is bijna altijd gunstig, maar om hoge boorkosten te vermijden, verkiest men steeds een correcte berekening. De dimensionering en het ontwerp van warmtebronnen is een complexe aangelegenheid en dient dan ook door ervaren en gespecialiseerde bronleveranciers te worden uitgevoerd (Van de Meulebroecke, et al, 2007). Toch kan men door simplificatie van het systeem reeds een goede dimensionering bekomen. Verderop worden onze berekeningen getoetst aan een nauwkeurige berekening door Verheyden Boringen. Als eerste aanname stellen we dat het verdampervermogen van de warmtepomp bekend is. Dit is te beschouwen als het piekvermogen dat de bron tenminste moet kunnen leveren op momenten dat dat nodig is. Het piekvermogen is dus een belangrijk gegeven in de dimensionering. Voor men aan de dimensionering kan beginnen, dient men in de eerste plaats de geprefereerde warmtepompinzetmethode te kiezen (zie 4.5). De keuze van de inzet bepaalt namelijk of de grondwarmtewisselaar al dan niet wordt gedimensioneerd om het volledige piekvermogen te kunnen leveren. Een monovalente inzet wordt aangenomen in onderstaande berekeningen.

41


a) Dimensioneringsprincipe voor verticale grondwarmtewisselaars Een verticale grondwarmtewisselaar bestaat uit een aantal aardsondes die door middel van een boortoren tot een diepte van enkele honderden meter verticaal kunnen worden ingebracht. Het ontwerp van een aardsonde is een complexe berekening, waarin vele parameters dienen te worden opgenomen (Van de Meulebroecke, et al, 2007): ●

de warmtepompkarakteristieken: - het elektrisch en thermisch vermogen - het volumetrisch debiet van de warmtebronkring - de jaarlijkse energievraag - de temperaturen (bron - en afgiftetemperatuur)

● het toepassingsdomein: - woningverwarming - warm water voor sanitair gebruik - zwembadverwarming -… ● de beschikbare ruimte ● de wetgeving ● de geologische karakteristieken van de ondergrond De geologie is hierbij de meest bepalende parameter die in de berekeningen moet worden opgenomen. De ondergrond maakt het gebruik van diepe aardsondes namelijk vaak niet rendabel. Volgende wetmatigheden dient men in acht te nemen (Van de Meulebroecke, et al, 2007): ●

Het warmteonttrekkingsvermogen per boormeter is sterk afhankelijk van het type ondergrond. Tabel 6 geeft typische richtwaarden van onttrekkingsvermogens per aangeboorde meter voor verschillende types gesteenten en ondergronden. Variatie van 20 W/m tot 70 W/m is mogelijk. Werkelijke waarden zijn sterk afhankelijk van de heersende omstandigheden en kunnen daarom afwijken van de getabelleerde waarden.

●

Door de grote warmtecapaciteit van water hebben natte grondlagen een hogere warmtegeleidbaarheid dan dezelfde grondlaag in droge toestand.

●

Een dubbele U-lus per boorgat levert vaak hogere rendementen op.

42


Specifiek warmteonttrekkingsvermogen bij dubbele U-buis en ca. 2000 draaiuren (W/m)

Ondergrond Algemene richtwaarden Slechte ondergrond (droog sediment) (<1,5 W/(m.K))

20

Normale ondergrond vast gesteente en met water verzadigd sediment (tussen 1,5 en 3,0 W/(m.K))

50

Vast gesteente met hoog warmtegeleidingsvermogen (> 3,0 W/(m.K))

70

Types gesteente Kiezel, zand, droog

< 20

Kiezel, zand, watervoerend

55 - 65

Klei, leem, vochtig

30 - 40

Kalksteen (massief)

45 - 60

Zandsteen

55 - 65

Zure stollingsgesteenten (bv. graniet)

55 - 70

Basische stollingsgesteenten (bv. basalt)

35 - 55

Gneis

60 - 70

Tabel 6: Specifiek warmteonttrekkingsvermogen voor verschillende ondergronden. (Van de Meulebroecke, et al, 2007)

Uitgaande van bovenstaande parameters wordt een ideale dimensionering bekomen. In functie van de warmtevraag wordt het aantal sondes bepaald, alsook de sondediepte en de sondediameter. Met behulp van formule 8 kan de benodigde sondelengte berekend worden. Hierbij wordt het uitputtingseffect op het einde van het stookseizoen niet in rekening gebracht. Het valt meteen op dat voor hoge piekvermogens de sondelengte snel zal toenemen. Aangezien boren exponentieel duurder wordt naarmate men dieper gaat, is het aangeraden om meerdere ondiepe sondes in plaats van één langere sonde te plaatsen. Ook zijn er vaak extra vergunningen nodig om dieper dan 50 meter te boren. (ODE, s.d.)

Benodigde sondelengte :

(formule 8)

43


met q = het warmteonttrekingsvermogen per meter bij piekbelasting (in W/m) en Q = het gewenste piekvermogen (in W) (Van de Meulebroecke, et al, 2007). Met behulp van deze eenvoudige formule en tabel 6 kan er al berekend worden hoe diep de sonde moet zijn. De warmtevraag is hier 140,93 kW (zoals berekend in hoofdstuk 12) en de ondergrond wordt als vochtige klei beschouwd waarvan het warmteonttrekkingsvermogen 35 W/m is. Wanneer deze waarden ingevuld worden, wordt er een sondelengte van 4026,6 meter bekomen. Aangezien één sonde van 4026,6 meter een enorme boorkost met zich meebrengt is het aangeraden om met meerdere sondes van 100 meter te werken in plaats van met één lange sonde. Er zal dus geopteerd worden voor 41 sondes van 100 meter. Hierbij wordt er verondersteld dat 41 sondes van 100 meter dezelfde hoeveelheid warmte kunnen opnemen als één sonde van 4100 meter. b) Dimensioneringsprincipe voor horizontale grondwarmtewisselaars Bij horizontale grondwarmtewisselaars spelen vooral de samenstelling en het vochtgehalte van de bodem een rol. Deze eigenschappen bepalen het onttrekkingsvermogen van de bodem, i.e. de mate waarin de bodem warmte kan onttrekken of afgeven aan het werkmedium. Onderstaande tabel geeft enkele richtwaarden voor het onttrekkingsvermogen van enkele bodems. (Van de Meulebroecke, et al, 2007) Bodem

Onttrekkingsvermogen (richtwaarden) (W/m²)

Droge zandgrond

10 - 15

Natte zandgrond

15 - 20

Droge leemgrond

20 - 25

Natte leemgrond

25 - 30

Grondwatervoerende grond

30 - 35

Tabel 7: Onttrekkingsvermogens van verschillende bodems. (Van de Meulebroecke, et al, 2007)

Als de aanwezige bodem gelinkt wordt aan het bijhorende onttrekkingsvermogen, kunnen we de benodigde oppervlakte A (in m²) van de grondwarmtewisselaars berekenen aan de hand van onderstaande formule (Van de Meulebroecke, et al, 2007). (formule 9) waarbij Q het vereiste vermogen (in W) is en q (in W/m²) het onttrekkingsvermogen van de bodem. Q is in dit geval 140,93 kW aangezien de 27 365 m³ aardgas volledig naar verwarming gaat.

44


Met behulp van deze oppervlakte kunnen we de totale buislengte berekenen met behulp van de volgende formule (Van de Meulebroecke, et al, 2007): (formule 10) Hierbij is gbuis de buislengte in m per m2. Dit wil zeggen dat als de buis dikker is, de buis ook korter is per m2. Deze gbuis is verschillend voor verschillende buistypes, zoals geïllustreerd wordt in tabel 8. 2

Buistype

gbuis (m buis / m )

PE 20x2,0

3

PE 25x2,3

2

PE 32x2,9

1,5

Tabel 8: gbuis - waarden voor verschillende buistypes. (Van de Meulebroecke, et al, 2007)

Bij een horizontaal systeem maakt men gebruik van buiscircuits en afhankelijk van de situatie mag één buiscircuit een bepaalde maximale lengte hebben. In het algemeen is dit 100 meter zodat het aantal buiscircuits simpelweg berekend kan worden door de totale buislengte te delen door 100 meter. Met bovenstaande informatie kunnen we al enkele basisberekeningen verrichten om een indicatie te krijgen of horizontale warmtewisselaars mogelijk zijn in Waterfront en om een vergelijking met het verticale systeem te kunnen maken. De resultaten zijn in tabel 9 weergegeven. Bij deze tabel zijn enkele belangrijke opmerkingen te maken. In de berekeningen wordt gewerkt met een natte leemgrond, aangezien deze het dichtst aanleunt bij een kleigrond. Gegevens voor de onttrekkingsvermogens van kleigronden zijn immers niet gekend. Bij het buistype wordt er gewerkt met afkortingen. Hierbij staat PE voor polyethyleen. De bijhorende getallen staan voor de afmetingen van de buis. Wordt PE 20x2,0 als voorbeeld genomen dan staat dit voor een polyethyleen buis met een diameter van 20 mm en een wanddikte van 2,0 mm. Elk buistype heeft ook een eigen volume per meter buis, aangezien elk buistype verschillende afmetingen heeft. Bij de berekening van de hoeveelheid medium moet de toevoerleiding nog in rekening gebracht worden. Deze moet groter zijn dan de andere buizen dus wordt er gekozen voor PE 40x3,7. Het volume per meter buis hiervan is 0,835 l/m en we stellen dat de lengte hiervan 10 meter is. De bijdrage van de toevoerleiding dient bij de bijdrage van de circuits opgeteld te worden. Uit de resultaten blijkt dat er voor grotere buizen meer medium moet zijn maar het voordeel bij grote buizen is wel dat er minder circuits nodig zijn om tot hetzelfde vermogen te komen. 45


Bodem

q (W/m²)

Oppervlakte (m²)

Type buis

Aantal circuits

Volume per meter buis (l/m)

Hoeveelheid medium (l)

Nat leem

27,5

5124,7

PE 20x2,0

154

0,201

3098,6

Nat leem

27,5

5124,7

PE 25x2,3

128

0,327

4197,8

Nat leem

27,5

5124,7

PE 32x2,9

77

0,531

4090,2

Tabel 9: Berekeningen voor een horizontale grondwarmtewisselaar.

Uit tabel 9 kan afgeleid worden dat het gebruik van een horizontale grondwarmtewisselaar niet haalbaar is. Er zijn namelijk te veel circuits nodig om aan de benodigde warmtevraag te kunnen voldoen. De geprefereerde technologie zal bijgevolg gebruik maken van een verticaal systeem. Bovenstaande berekeningen werden slechts illustratief uitgevoerd, en zullen verderop (in 13.3) getoetst worden aan berekeningen door Verheyden Putboringen. 13.1.2 Dimensionering warmtepomp Naast de dimensionering van de grondwarmtewisselaar in functie van het verwarmings- of koelvermogen en de thermische eigenschappen van de ondergrond, wordt op basis van de gevraagde vermogens ook een geschikte warmtepomp geselecteerd. In tegenstelling tot de grondwarmtewisselaars moet overdimensionering bij warmtepompen vermeden worden. Warmtepompen die onnodige grote vermogens aankunnen, vergen niet alleen een extra investering, maar worden vaak ook gekarakteriseerd door een slechtere systeem-efficiëntie. Net zoals voor de warmtewisselaars zal de dimensionering van de warmtepomp sterk bepaald worden door de geprefereerde inzetmethode. Wanneer er verkozen wordt de volledige warmtevraag door de warmtepomp te laten leveren (monovalente inzet), wordt de grootte van pomp, alsook het aantal sondes enkel bepaald door het maximale vermogen (piekvermogen). Vermits tijdens het stookseizoen slechts op enkele momenten dit piekvermogen moet worden geleverd, maakt men een grote overdimensioneringsfout. Om het probleem van piekmomenten op te vangen, wordt meestal overgeschakeld op een mono-energetische (elektrische bijstook tijdens deze piekvragen) of bivalente inzet (warmtepomp in serie met gasketel). Om een goed beeld te krijgen van het potentieel van een geothermische installatie werd toch een monovalente inzet aangenomen: de volledige warmte- en koudevraag zal, zonder bijstook, worden ingelost via de warmtepomp.

46


13.1.3 Dimensionering afgiftesysteem Zoals eerder vermeld, wordt het afgiftesysteem zorgvuldig gedimensioneerd op (zeer) lage temperatuur verwarming (LTV). Een maximale aanvoertemperatuur van 35°C en een retourtemperatuur van 30°C zijn haalbaar, mits de installatie van vloer- of wandmaterialen met een lage warmteweerstand in combinatie met een kleine afstand tussen de buizen in de vloer en/of wand. Soms verkiest men de installatie van een buffervat, waar warm of koud water in opgeslagen kan worden. Deze buffering voorkomt het pendelgedrag van de warmtepomp tijdens schommelende weersomstandigheden (temperatuur, zonneschijn, wind, ...). Frisse zomerochtenden die snel plaats maken voor hevige zonneschijn, doen zonder installatie van een buffercapaciteit de warmtepomp snel omschakelen van verwarming naar koeling. Het aanspreken van het warme bufferwater voor korte perioden voorkomt de volledige omschakeling van verwarmings- naar koelingsmodus. Een laatste aandachtspunt omtrent de warmteafgifte betreft de sturing en regeling van de volledige installatie. Verwarmen en koelen met een warmtepompinstallatie vraagt - nog meer dan bij conventionele verwarming/koeling - een optimalisatie van de stooklijn. (Van de Meulebroecke, et al, 2007) Enkele optimalisatievoorbeelden: het installeren van een afzonderlijke naregeling in alle vertrekken maakt een betere sturing mogelijk, een niet te lage kamertemperatuur tijdens de nacht en het weekend vermijdt sterke afkoeling en grote temperatuurssprongen in de ochtend, het vergroten van het interval waarbinnen koeling niet optreedt, vermindert het aanslaan van de warmtepomp voor korte perioden, ... 13.2 Indirect Zoals reeds eerder vermeld zal elektriciteitsproductie niet haalbaar zijn vanwege onvoldoende kennis over de locatie van de aquifers. Een Hot Dry Rock systeem zou eventueel wel mogelijk zijn, maar het gebrek aan onderzoek maakt dit systeem momenteel nog niet toepasbaar. De dimensionering voor indirect gebruik is bijgevolg niet relevant. 13.3 Keuze warmtepompinstallatie In dit deel van de tekst zal de uiteindelijke keuze alsook de juiste dimensionering van het geothermisch systeem beschreven worden. Een economische studie voor dit systeem zal in hoofdstuk 14 gegeven worden. Zoals reeds eerder vermeld wordt er geopteerd voor een BEO-veld, aangezien het gebruik van een horizontale grondwarmtewisselaar nadeliger geacht werd. Voor de juiste dimensionering van dit BEO-veld werd beroep gedaan op Verheyden Putboringen. Zij berekenden op basis van het piekvermogen (141 kW voor verwarming bij 2000 vollasturen) en de lambda-waarde (ca. 2 W/mK) het aantal sondes bij de ideale diepte en dit voor een monovalente inzet. Het resultaat was dat de warmte- en koudevragen volledig ingelost kunnen worden bij de installatie van 38 grondwarmtewisselaars op 125 meter. 47


Voor de keuze van de warmtepomp namen we contact op met Luc Van Houtte, hoofdingenieur duurzame technologieën Talboom. De prijs voor de volledige warmtepompinstallatie werd geraamd op € 100 000. Het afgiftesysteem maakt gebruik van een lage temperatuur verwarming bestaande uit vloer- en muurverwarming. De prijs wordt geraamd op € 50 000. Hoofdstuk 14. Economische analyse In volgend onderdeel wordt de economische kant van dit project uit de doeken gedaan. De economische analyse zal, via vergelijking van economische maatstaven, de twee opties tegen elkaar afwegen: (her)investering in de huidige (conventionele) verwarming -en koelingtechnologie of investering in een geothermische technologie. De berekende waarden van de evaluatiemaatstaven worden hierbij getoetst aan het huidige systeem, dat als referentiesysteem functioneert. Uit hoofdstuk 13 wordt duidelijk dat een BEO-veld met warmte-opwaardering door een warmtepomp de geprefereerde geothermische technologie is. Vanwege het ontbreken van technologische kennis en prijzen worden de indirecte toepassingen van geothermie niet in deze economische verhandeling opgenomen. 14.1 Investering in een geothermische BEO-warmtepompinstallatie De installatie van een geothermische warmtepompinstallatie (BOA: Bron - Opwekking - Afgifte) vereist de investering in de sondes van het BEO-veld, de warmtepomp en het LTV afgiftesysteem. Verder onderscheiden we de kosten voor de geothermische verkenning en enkele projectkosten. 14.1.1 Geothermische verkenning en booractiviteiten De bepaling van de thermische eigenschappen van de ondergrond is de cruciale stap in het opstellen van een geothermisch boorplan. Aan de hand van een proefboring wordt een Thermische Respons Test uitgevoerd. De kosten voor deze geothermische voorstudie worden geraamd op € 9500. Deze kost bevat echter ook de prijs van één boring (ca. € 5000) en is dus niet verloren wanneer wordt besloten een volledig BEO-veld aan te boren (prijs bekomen via Verheyden Putboringen). Als de benodigde thermische eigenschappen, alsook de warmte- en koudevragen met piekbelasting gekend zijn, kan overgegaan worden tot de dimensionering van de sondes, gevolgd door de eigenlijke booractiviteiten. Een algemene regel stelt hierbij dat één boring op 100 m rond de € 5000 wordt geschat. Een correcte prijsberekening wordt bekomen via een offerte-aanvraag bij Verheyden Boringen. Verheyden schat (zonder uitvoering van een TRT, maar met gegevens uit voorgaande TRT in de omgeving) de lambda-waarde op 2 W/mK. 48


Zij ramen de totale kosten voor 38 boringen op 125 meter met een totaal van 4700 meter warmtewisselaar op € 175 000. 14.1.2 Projectkosten Het uitvoeren van boringen dieper dan 50 meter vereist een milieuvergunning (van klasse 2). Deze wordt aangevraagd via de gemeente. Voor een klasse 2 vergunning dient € 61,97 betaald te worden. (Provincie Antwerpen, 2009) In de meeste gevallen is een warmtepompvergunning verplicht. Een stedenbouwkundige vergunning zal in de meeste gevallen moeten worden aanvraagd. 14.1.3 Warmtepomp De kosten van de volledige warmtepompinstallatie worden geraamd op € 100 000. Deze ruwe schatting werd bekomen door Luc Van Houtte (Talboom Engineering). 14.1.4 Afgiftesysteem In vergelijking met radiatorverwarming is een LTV systeem duurder in aankoop. De aanleg van vloerverwarming levert echter ook bij HTV een belangrijk energiebesparing (5 - 20%) op en zal bijgevolg steeds vaker worden overwogen. We maken de aanname dat ieder nieuw gebouw op Waterfront met vloerverwarming wordt uitgerust zodat de kosten voor het afgiftesysteem bij beide systemen gelijk kunnen worden beschouwd. In tabel 10 wordt een overzicht van de investeringskosten voor het geothermisch warmtepompsysteem gegeven. De totale investeringskost bedraagt € 325 000. Onderdeel

Investeringskosten

BEO-veld

€ 175 000

Warmtepomp

€ 100 000

Afgiftesysteem

€ 50 000

Totale investeringskost

€ 325 000

Tabel 10: Overzicht van investeringskosten voor het geothermische warmtepompsysteem.

49


14.2 Investering in een HVAC-installatie met HR-ketel en koelmachine Om de uiteindelijk de terugverdientijd te kunnen berekenen is het nodig om de meerkost te weten. Hiervoor dient de investeringskost van het huidige systeem, HVAC met ketel, gekend te zijn. Deze kost bedraagt eveneens € 100 000. Hieruit kan afgeleid worden dat de investeringskosten van de geothermische warmtepompinstallatie maar liefst € 175 000 (de boorkosten) meer bedragen dan kosten van de huidige installatie. Investeringskosten HVAC

€ 100 000

Afgiftesysteem

€ 50 000

Totale investeringskost

€ 150 000

Tabel 11: Overzicht van investeringskosten voor een HVAC-installatie met HR-ketel.

14.3 Verbruikskosten Volgende prijzen voor aardgas en elektriciteit worden gebruikt in de berekeningen: € 0,0453311 /kWh aardgas en € 0,21014/kWh elektriciteit.

14.3.1 Verbruikskosten huidig systeem Klassieke aardgasketel

Koelmachine

Aardgas

Elektriciteit

281 859 kWh x € 0,0453311 / kWh

100 000 kWh x € 0,21014 / KWh

= € 12 777

= € 21 014

Tabel 12: Huidige jaarlijkse exploitatiekosten voor verwarming en koeling van het Archimedesgebouw (cijfers opgevraagd voor de gemeente Niel op 11/04/2012 bij de -op dat moment- voordeligste energieleverancier Luminus). (Luminus, 2012)

De totale jaarlijkse verbruikskosten voor verwarming en koeling met een HVAC-installatie worden onder de huidige energieprijzen geschat op € 33 791. Hiervan is maar liefst 62,2% toe te wijzen aan de kosten voor koeling.

50


14.3.2 Verbruikskosten geothermisch systeem De gekozen warmtepomp heeft een COPverwarming van 4,2 (geschatte SPF van 3,85) en een COPkoeling van 3,2 (geschatte SPF van 2,90). Om te berekenen hoeveel elektriciteit de warmtepomp verbruikt, gebruiken we volgende formules:

(formule 11)

(formule 12) De verwarmings- en koelingsvraag kunnen we halen uit 14.4.1. De resultaten staan in tabel 13. Warmtepomp - Verwarming (SPF = 3,85)

Warmtepomp - Koeling (SPF = 2,90)

Elektriciteit 73 210 kWh x € 0,21014 / kWh

34 482 kWh x € 0,21014 / KWh

= € 15 384

= € 7 246

Tabel 13: Jaarlijkse exploitatiekosten voor verwarming en koeling van het Archimedesgebouw bij gebruik van een warmtepompinstallatie (onder de huidige energieprijzen).

De totale jaarlijkse verbruikskosten voor verwarming en koeling met de verkozen warmtepompinstallatie worden onder de huidige energieprijzen geschat op € 22 630. Een besparing van € 11 161 of ruim 33% wordt dus gerealiseerd. We merken hierbij op dat de besparing zich enkel situeert op vlak van koeling: door de hoge elektriciteitsprijzen (ruim € 0,16 / kWh meer dan aardgas) wordt de grote kWh-besparing teniet gedaan. 14.4 Investeringssteun Voor investeringen in geothermie bestaan er voor ondernemingen in principe subsidies op 3 niveaus: een verhoogde investeringsaftrek (federaal), een ecologiepremie (Vlaams) en een steunmaatregel uitgaande van de distributienetbeheerder (Eandis en Infrax). Een bedrijf dat investeert in een nieuwe installatie mag 15,5% van de investering aftrekken van de belastbare winst. Dit is in het kader van de federale maatregel ‘Belastingvermindering voor energiebesparende investeringen’. Vlaanderen stimuleert investeringen in duurzame technologieën bovendien extra door premies toe te kennen. De netto premie die wordt uitgekeerd, wordt bekomen door de investering te vermenigvuldigen met het subsidiepercentage voor KMO of GO en het meerkostpercentage. De subsidiepercentages voor een warmtepompinstallatie (ecoklasse A, ecologiegetal 9) bedragen 15% voor een grote en 30% voor een kleine of middelgrote onderneming. (Vlaams Energieagentschap, 2011) 51


Daarnaast keert de netbeheerder ook nog een premie uit. De premie van de netbeheerder wordt als volgt berekend (Desomer, 2011): ●

●

voor elektrische warmtepompen: 270 euro x ((0,87 x COP) -2,5) x het nominaal elektrisch compressorvermogen bijverwarmen uitgedrukt in kWatt en vervolgens beperkt tot 60 000 euro. voor gaswarmtepompen: 270 euro x ((0,87 x COP) - 1) x het geïnstalleerd gasvermogen uitgedrukt in kWatt en vervolgens beperkt tot 60 000 euro.

Belangrijk is op te merken dat de meeste geothermische technologieën zelfs zonder subsidies worden gekenmerkt door interessante terugverdientijden. Terra Energy neemt volgende TVT’en als richtlijn: KWO minder dan 5 jaar en BEO 2 tot 10 jaar. (Terra Energy, s.d. c) De onderstaande terugverdientijden worden zonder investeringssteun berekend. Zo wordt het werkelijke potentieel van geothermie zichtbaar. 14.5 Terugverdientijd In ideale omstandigheden ligt de prijs van de warmtepompinstallatie € 175 000 hoger dan bij een klassiek systeem. Het verminderde aardgasverbruik zorgt echter voor een jaarlijkse besparing van € 11 161 (zoals uit de vergelijking van tabel 12 en 13 blijkt). Met deze twee gegevens kan de terugverdientijd berekend worden met behulp van volgende formule:

(formule 13) waarbij MK = meerkost en

(formule 14) Qwarm = warmtevraag, Qkoeling= koudevraag, SPF = Seasonal Performance Factor, EP= Elektriciteitsprijs per kWh en AP= Aardgasprijs per kWh thermisch vermogen. De terugverdientijd voor de warmtepompinstallatie bedraagt 15,69 jaar. In vergelijking met de door Terra Energy vooropgestelde TVT van een BEO-warmtepomsysteem scoort deze installatie (vanwege de hoge boorkosten) dus zwak. Deze waarde houdt echter geen rekening met eventuele subsidies of veranderde energieprijzen. Indien de federale investeringsaftrek van 15,5% mee wordt opgenomen daalt de terugverdientijd tot 11,17 jaar. Het is dus duidelijk dat subsidies voor kortere TVT’en zorgen en dus essentieel zijn voor het behalen van economische relevantie. 52


Hoofdstuk 15. Sensitiviteitsanalyse Volgende analyse bestudeert het effect van een waardeverandering ten aanzien van de huidige waarde van enkele economische parameters op de terugverdientijd van bovenvermeld geothermisch project. Sensitiviteitsanalyses hebben als doel de ‘performance drivers’ van een investering te identificeren. Telkens wordt slechts één parameter gewijzigd, terwijl alle andere hun initiële waarde behouden. De vergelijking van het effect van de waardeverandering wordt steeds vergeleken met het basisscenario, waar de huidige energieprijzen zijn opgenomen in de berekeningen. In de economische analyse werden deze waarden als constant beschouwd, en dit gedurende de hele levensduur van het project. Dit strookt echter niet met de economische realiteit: denken we maar aan de slinkende fossiele brandstofvoorraden die de olieprijzen naar ongekende hoogten jagen. Er kan dus gesteld worden dat de elektriciteits - en aardgasprijzen de komende jaren steeds zullen stijgen. In dit hoofdstuk wordt er nagegaan of het gebruik van een BEO-veld in combinatie met een warmtepomp economisch voordeliger wordt naarmate de aardgas - of elektriciteitsprijzen stijgen. 15.1 Verandering van de aardgasprijs De prijs van het aardgas beïnvloedt de jaarlijkse kosten van het huidige conventionele verwarmingssysteem. Een stijging in de aardgasprijs zal de terugverdientijd van het geothermisch project terugdringen, vermits er een (volledige of gedeeltelijke) onafhankelijkheid van aardgas optreedt. Om dit effect te illustreren werd de terugverdientijd voor enkele hogere aardgasprijzen herberekend. Deze zijn terug te vinden in tabel 14. Grafische weergave in grafiek 3. Aardgasprijs (euro) TVT (jaar) Besparing energiekost (euro) 0,047764933

15,69

11 160,39

0,05

14,03

12 476,36

0,1

6,59

26 569,34

0,15

4,31

40 662,31

0,2

3,20

54 755,29

Tabel 14: Evolutie van de TVT door verandering van de aardgasprijs.

53


Grafiek 3 toont het verband tussen aardgasprijs en TVT: aardgasprijsstijgingen doen de terugverdientijd sterk dalen.

Grafiek 3: Effect van verandering aardgasprijs op TVT.

15.2 Verandering van de elektriciteitsprijs De prijs van de elektriciteit werkt zowel in op de verbruikskosten van de ijsmachine als de kosten voor aandrijving van de warmtepomp voor verwarming en koeling. Elektriciteitsprijs (euro) TVT (jaar) Besparing energiekost (euro) 0,21014

15,69

11 160,39

0,25

16,13

10 853,75

0,27

16,36

10 699,89

0,3

16,72

10 469,10

0,35

17,36

10 084,44

Tabel 15: Evolutie van de TVT door verandering van de elektriciteitsprijs

Grafiek 3 toont het verband tussen elektriciteitsprijs en TVT: elektriciteitsprijsstijgingen doen de terugverdientijd licht stijgen omdat de installatie van een warmtepompsysteem de energiebehoefte van aardgasconsumptie naar elektriciteitsconsumptie verlegt.

54


Grafiek 4: Effect van verandering elektriciteitsprijs op TVT.

Hoofdstuk 16. Ecologische analyse De ecologische analyse spitst zich voornamelijk toe op de CO2 besparing die geothermie in vergelijking met het huidige systeem met zich meebrengt. Ook zal de impact van de installatie op zijn omgeving worden geschat.

16.1 CO2-uitstoot Eén van de grootste milieuproblemen van onze tijd is de klimaatverandering. Door opstapeling van CO2 en andere broeikasgassen wordt het broeikaseffect erg versterkt, wat leidt tot een algemene opwarming van de aarde. Dit leidt onder andere tot een sterke verstoring van de ecosystemen en een verhoogd voorkomen van extreme weersomstandigheden. Een aanzienlijke fractie van het atmosferisch CO2 is afkomstig van menselijke activiteit. Het gebruik van fossiele brandstoffen zoals olie en steenkool stoten een aanzienlijke hoeveelheid CO 2 en andere niet-gewenste stoffen uit zoals zwavel en NOx. Door alternatieve energiebronnen te exploiteren, kan een sterke reductie van die uitstoot gerealiseerd worden. Bij het indirecte gebruik van geothermie wordt er een mengsel van water en stoom naar boven gepompt dat naast water een grote variëteit aan gassen en corrosieve stoffen kan bevatten. Wanneer er geen gesloten systemen gebruikt worden, kan er gas (waaronder ook CO 2) ontsnappen in de atmosfeer. Hierbij komt er 10 tot 400 g CO2 per geproduceerde kWh vrij. Ter vergelijking: fossiele brandstofcentrales zorgen voor een uitstoot van 500 tot 1100 g CO2/kWh. 55


(Barbier, 2002) Steenkoolcentrales zijn hierbij de grootste vervuilers. Bij gebruik van een binaire cyclus, die per definitie gesloten is, zal er geen uitstoot zijn van CO2-gassen uit het opgepompte water. Dit geldt ook voor verwarmingscentrales die gebruik maken van gesloten circuits. Volgens energieproducent Electrabel bieden zij elektriciteit aan waarbij de CO2-uitstoot 177 g/kWh bedraagt. Dit vrij lage cijfer is te wijten aan het feit dat ongeveer 40% van de elektriciteit afkomstig is van kernenergie. Een kernenergiecentrale stoot geen CO 2 uit, enkel waterdamp. Verder komt ongeveer 30% van hernieuwbare energiebronnen en is 20% opgewekt door fossiele brandstoffen. Dit betekent dat de CO2-uitstoot zeer beperkt blijft ten opzichte van elektriciteit die opgewekt is in bijvoorbeeld een steenkoolcentrale, maar aan de andere kant is kernenergie geen hernieuwbare energiebron, want het is afhankelijk van splijtstoffen zoals uranium, waarvan er maar een beperkte voorraad is. Bovendien zorgt het voor gevaarlijk kernafval, waar ook rekening mee gehouden moet worden. (Electrabel, 2012) De CO2-uitstoot toegeschreven aan het elektriciteitsverbruik in het huidige systeem bedraagt:

De verbranding van aardgas zorgt voor een gemiddelde emissie van 200 gram CO 2 per opgewekte kWh. Dit brengt ons voor het huidige aardgasverbruik op Waterfront tot:

Opgeteld met de uitstoot door elektriciteit wordt dit 121,32 ton CO2/jaar. Er moet dus een deel van de elektriciteit die verbruikt wordt, toegewezen worden aan koeling. In de zomer wordt er uiteraard meer gekoeld dan in de winter en dat is duidelijk te zien aan het elektriciteitsverbruik op grafiek 2. Er kan geschat worden dat er 100 000 kWh elektriciteit per jaar aan koeling verbruikt wordt. De koeling in het huidige systeem zorgt dan voor 17,7 ton CO 2 per jaar. Opgeteld met de CO2-uitstoot door verwarming is dit 74,1 ton. Verwarming en koeling vertegenwoordigen dus 61% van de volledige CO2-uitstoot. Klassieke aardgasketel

Koelmachine

Aardgas

Elektriciteit

281 859,5 kWh x 200 g CO2/kWh

100 000 kWh x 177 g CO2/kWh

= 56,37 ton CO2/jaar

= 17,70 ton CO2/jaar

Tabel 16: Huidige jaarlijkse CO2-uitstoot voor verwarming en koeling van het Archimedesgebouw.

56


De installatie van een BEO-veld en warmtepomp resulteert, door de eliminatie van aardgasverbranding voor verwarming en de grote elektriciteitsverbruiken voor verwarming, in een grote CO2-reductie. De aandrijving van een warmtepomp (verwarming+koeling) vraagt echter elektriciteit en zorgt met andere woorden ook voor CO2-uitstoot. De elektriciteitsvraag van een warmtepomp vinden we door de vraag voor koeling en die voor verwarming op te tellen. Deze gegevens kunnen gehaald worden uit 14.4.2. De totale elektriciteitsvraag wordt dan 107 692 kWh en dit geeft 19,1 ton CO2. Dat is een besparing van 55 ton CO2 per jaar oftewel een daling van 54,7% ten opzichte van de uitstoot in het huidige systeem. Verwarming en koeling bepalen nu slechts 28,8% van de totale CO2-uitstoot. 16.2 Effecten op de omgeving Bij indirect gebruik van geothermie moet er, zoals bij elk groot project, goed bekeken worden wat de effecten zijn van een geothermische installatie op de omgeving. Er moet terrein vrijgemaakt worden, er wordt geboord en gebouwd. Dit zou bijvoorbeeld habitats van bepaalde dieren en planten kunnen vernietigen. Dat is een nadeel, maar geldt voor elke energiecentrale die geplaatst wordt. Wanneer er gekozen moet worden tussen de verschillende indirecte aanwendingen van geothermie is het vanuit ecologisch standpunt aangewezen om gesloten circuits te gebruiken, zoals in 16.1 reeds is aangehaald. Aangezien er in dit project geen bewijs van de aanwezigheid van een aquifer is, hoeft er geen rekening gehouden te worden met de eventuele toxische aard van het opgepompte water. Bij een HDR-installatie zal vooral de verstoring van de bodem door het boren en het vrijmaken van terrein effect hebben op de omgeving. Bij de plaatsing van een BEO-veld zullen de boringen voor een impact op de omgeving zorgen. Verder zal er weinig of geen effect zijn. Een BEO-veld bestaat uit een gesloten systeem met warmtewisselaars en zal geen ongewenste stoffen in de bodem of atmosfeer brengen. Er is geen geluidshinder en alles bevindt zich ondergronds, dus er is ook geen verstoring van het uitzicht. (Dickson & Fanelli, 2004) De levensduur van een BEO-veld is ongeveer 30 jaar. Op een derde van die tijd zal de investering normaal gezien terugverdiend zijn (Albertijn, 2009). De sondes kunnen 50 jaar of meer vrijwel zonder problemen dienst doen. De limiterende factor ligt bij de geothermische warmtepomp, die na 30 jaar versleten zal geraken (Energy Savers, 2011). De lange levensduur van de installatie is een pluspunt op ecologisch vlak. Er zal namelijk lange tijd geen nieuw materiaal gebruikt moeten worden, wat de investing duurzaam maakt.

57

Deel 5 - Vergelijking met andere duurzame technologieën

Deel 5 - Vergelijking met andere duurzame technologieën In dit deel zullen er enkele alternatieve duurzame technologieën naast geothermie worden besproken. Voor elk van deze technologieën wordt kort de manier waarop ze aangewend kunnen worden, bekeken. Nadien zal de mogelijkheid om deze technologieën toe te passen op het modelgebouw Archimedes worden besproken. Tot slot zal er een (ecologische) vergelijking gemaakt worden met geothermie. Hoofdstuk 17. Zonne-energie De zon bevat een enorme hoeveelheid energie en straalt een deel daarvan uit. Van deze energie bereikt slechts een kleine fractie onze aarde. Toch is de hoeveelheid energie die de aarde gedurende één uur absorbeert voldoende om de gehele wereldbevolking één jaar lang, bij het huidig verbruik, van energie te voorzien. De vermogensdensiteit van zonne-energie is de hoogste van alle alternatieve energiebronnen. Er kan namelijk rond 7,7 W/m² geproduceerd worden (Smil, 2010). Zonne-energie is echter een diffuse energiestroom: de densiteit van deze energievorm is laag. Dit vereist grote oppervlakken om voldoende energie te kunnen capteren. Bovendien zijn energiecaptoren met een efficientie van 100% onbestaande. Net zoals geothermie kan zonne-energie zowel direct als indirect aangewend worden. Het direct gebruik bestaat erin de warmte-energie op te nemen, bijvoorbeeld door water op te laten warmen, waardoor dit warme water benut kan worden voor het verwarmen van gebouwen. De indirecte aanwending produceert elektrische energie. De fotonen van de invallende zonnestralen exciteren immers elektronen die omgeleid kunnen worden, waardoor er een stroom gegenereerd wordt. Dit gebeurt in fotovoltaïsche panelen. Deze absorberen niet uit het hele lichtspectrum, waardoor een deel van de energie verloren gaat in de vorm van warmte. In België is de insolatie gemiddeld tussen 1000 en 1100 kWh/m2.jaar, of zo’n 2,78 kWh/m².dag (GeoModel Solar, 2010). Deze relatief lage waarden betekenen echter niet dat de investering in zonne-energie verlieslatend is. Het gebruik van een zonneboiler om warm water te bekomen, is kostefficiënt en zorgt gemiddeld voor 3,4 kWh/dag per 2 m2. De gemiddelde terugverdientijd bedraagt dan tussen 6 en 9 jaar (Solvari, 2009), in België nog verkort door subsidies. Het warm water kan daarbij ook gebruikt worden in vloerverwarming of betonkernactivering. Dit systeem wordt verder besproken in hoofdstuk 20. Zonlicht gebruiken voor elektriciteitsproductie is natuurlijk ook mogelijk. De meeste panelen hebben een efficiëntie tussen 15-20% (Baird & Cann, 2008, p.330). In België staan de panelen best naar het zuiden gericht, met een helling van 35°. Hier volgt de berekening voor de benodigde oppervlakte om de jaarlijkse vraag aan elektriciteit volledig te dekken voor het bestaande Archimedesgebouw. Deze berekening gebeurt met zonnepanelen die 150 Wp (Wattpiek) productievermogen per m² hebben. Optimaal ligt de opbrengst in België dan rond 80 kWh per 100 Wp (GoLanTec, 2012).

58


Hoeveel kWh men exact bekomt voor 100 Wp hangt af van de locatie, de positie en hoek van het paneel. De berekening hier zal met de optimale waarden gebeuren.

Per m² is het vermogen 150 Wp, dus:

De gebouwen beslaan een oppervlakte van:

Er zou dus maar een deel van de benodigde energie van zonnepanelen op het dak kunnen komen. Stel dat 900 m² op het dak met zonnepanelen bedekt wordt. Per Wp kosten zonnepanelen op dit moment rond € 1,70, inclusief installatie. dan bedragen de kosten:

Hiermee kan 29,4% van het totale verbruik per jaar gedekt worden. De kosten zullen in de komende jaren nog verder zakken. Ook hebben meer en meer panelen een hoger productievermogen, waardoor minder plaats nodig is voor eenzelfde capaciteit. Voordelig zijn de lage onderhoudskosten. Zonnepanelen zijn immers vrij stevig en bevatten geen bewegende onderdelen. Zonlicht is echter wel variabel en dus is energieopslag nodig, of een alternatieve energiebron om tekorten tegemoet te komen. De grote benodigde oppervlakte is een ander pijnpunt. Ten slotte zijn zonnepanelen de meest CO2- en energie-intensieve alternatieve energiesoort. Na 2-3 jaar heeft een zonnepaneel de geïnvesteerde energie en CO2 gecompenseerd. (Baird & Cann, 2008, p.331) Zonnepanelen zijn dus geen optimaal alternatief. Zelfs met 90% van het dak bedekt, wat niet helemaal realistisch is, krijgen we maar ongeveer 30% van de benodigde energie geproduceerd. Gedurende de nacht moet er ook enige warmte of elektriciteit geleverd worden, wat natuurlijk onmogelijk is bij zonne-energie. Opslag van opgewarmd water is mogelijk, maar opslag van elektriciteit brengt snel grote kosten met zich mee.

59


Hoofdstuk 18. Windenergie Windenergie biedt ons de kans om via windmolens elektriciteit op te wekken. Windenergie is in wezen een andere vorm van zonne-energie, aangezien wind wordt veroorzaakt door de opwarming van de lucht door het invallen van zonlicht. We kunnen dit dus indirecte zonneenergie noemen (Baird & Cann, 2008, p.315). Er is de laatste jaren een sterke stijging in de capaciteit van windenergie. In Denemarken wordt bijvoorbeeld reeds meer dan één vijfde van de elektriciteit opgewekt door de wind (Baird & Cann, 2008, p.316). De opbrengst van windenergie is uiteraard sterk afhankelijk van de windsnelheid: hoe sneller de wind waait, hoe meer elektriciteit er opgewekt kan worden. Aangezien de windsnelheid nooit constant is, kan er met windenergie geen constante toevoer van elektriciteit verzekerd worden. Maar door optimalisatie en zorgvuldige plaatsing van windturbines, kan men toch een goede energiewinst behalen. Om de efficiëntie te kunnen maximaliseren, moet rekening gehouden worden met de meest voorkomende windrichting, de hoogte van de turbine, de omgeving waar de turbines geplaatst zullen worden, de vorm van de wieken, etc. De meest efficiënte windturbines hebben vaak een vermogen van 2 MW (Baird & Cann, 2008, p.318). Dat betekent dat wanneer de turbine gedurende één uur op volle capaciteit draait, 2000 kWh elektriciteit geproduceerd wordt. Vanaf een windsnelheid van 3 m per seconde oftewel 10,8 km per uur zal een turbine van die grootte stroom beginnen opwekken. De ideale windsnelheid, de snelheid met de hoogste productie, wordt geschat op 12 m/s of 43,2 km/h. (AgentschapNL, 2011) Uit ecologisch oogpunt is windenergie erg interessant. Van de belangrijkste huidige energiebronnen zijn de CO2-emissies afkomstig van windenergie het laagst. Eén windturbine van 3 MW vermijdt de uitstoot van 2400 tot 3800 ton CO2. Ook de energetische terugverdientijd van een windmolen is zeer interessant: op minder dan een half jaar tijd heeft een windturbine genoeg energie geproduceerd om de energie nodig om de turbine te maken en te onderhouden, volledig te compenseren. De gemiddelde levensduur van een windturbine bedraagt 20 à 25 jaar. (The European Wind Energy Association, 2011) Een windpark plaatsen brengt wel een zekere investering met zich mee. Per MW vermogen dat men wil installeren, moet gemiddeld 1,2 miljoen euro worden geïnvesteerd (Van Steen, 2009). Toch is stroom opgewekt door de wind competitief met fossiele energiebronnen, tenminste wanneer de kosten van gebruikte brandstoffen, CO2-uitstoot, effect op de gezondheid en het milieu ook in rekening gebracht worden. Indien men een kost van 30 euro per ton uitgestoten CO2 zou aanrekenen, zou windenergie de goedkoopste energie zijn in Europa. (The European Wind Energy Association, 2011) Wanneer de windmolen op een grote open vlakte staat aan de kust, kan er reeds elektriciteit geproduceerd worden aan een prijs van 5 eurocent per kWh (Van Steen, 2009, p.14). Bij minder ideale omstandigheden loopt dit snel op, dus is het zeker aangewezen om uit te zoeken of de plaats wel geschikt genoeg is om een windmolen te plaatsen. 60


De gemiddelde windsnelheden in Vlaanderen op 75 m hoogte worden in figuur 25 weergegeven. De gemiddelde windsnelheid in de provincie Antwerpen ligt tussen 5,25 en 5,75 m/s. Dit is een stuk lager dan de ideale waarde, hetgeen Antwerpen een stuk minder interessant maakt om windmolens te plaatsen.

Figuur 25: De gemiddelde windsnelheden in Vlaanderen op 75 meter hoogte. (Cabooter, Dewilde & Langie, s.d.)

Om een capaciteit te bepalen voor de windturbine, zetten we het jaarlijks elektriciteitsverbruik in kWh om naar kW.

Wanneer we dit vermenigvuldigen met 15, om het elektriciteitsverbruik van alle gebouwen in rekening te brengen, komen we op een vermogen van 628,33 kW. Er kan dan geopteerd worden om een windturbine te plaatsen van 600 kW. Dit zal op momenten te weinig elektriciteit leveren, maar er is zoiezo een andere energiebron nodig die kan inspringen wanneer er bijvoorbeeld weinig of geen wind is. Een turbine van 600 kW zou iets minder dan een miljoen euro kosten. (Agentschap NL, s.d.) In vergelijking met geothermische energie garandeert windenergie geen constante elektriciteitsaanvoer. Tijdens perioden met weinig of geen wind zal er geen elektriciteit opgewekt worden. Ook wanneer er een hevige wind staat, wordt de windturbine uitgeschakeld omdat zijn capaciteit overschreden wordt. Op die momenten moet een andere bron de elektriciteitsvraag kunnen invullen. Opslag van elektriciteit opgewekt door windenergie zou die afhankelijkheid van een andere energiebron kunnen vermijden, maar is nog niet veel praktisch toegepast. Deze opslag is niet eenvoudig, impliceert een extra verliesfactor en vraagt ook een grote investering. Verder verstoren windturbines het uitzicht en maken ze lawaai, terwijl geothermische installaties vooral ondergronds zitten.

61


Het grootste voordeel ten opzichte van geothermie is de zeer snelle energetische terugverdientijd. Het risico van het plaatsen van een windturbine is ook kleiner dan een geothermische installatie: wind kan gemakkelijk gemeten worden en er kan dus op voorhand vrij goed bepaald worden wat het rendement zal zijn. Bij het plaatsen van een geothermische elektriciteitscentrale kan dit geschat worden, maar met minder zekerheid doordat men diep moet boren en niet exact kan weten hoe de situatie juist is op die diepte. Aangezien er in dit project geen geothermische elektriciteitsopwekking mogelijk geacht werd, maar enkel verwarming en koeling door middel van een BEO-veld, zou een windturbine de elektriciteitsvraag kunnen dekken. Die zou dan minder zijn, want het verbruik van de elektriciteit voor koeling zal wegvallen. Daardoor kan de windturbine kleiner en ook goedkoper zijn. Hoofdstuk 19. Betonkernactivering Betonkernactivering (BKA) kan men zien als de volgende stap in LTV, na vloerverwarming. In de betonnen structuur van gebouwen lopen buizen met warm en koud water, en dit zowel in de vloer als in het plafond. Hiermee wordt het beton rond de buizen op temperatuur gehouden. Het beton dient dus als opslagplaats voor warmte. Deze warmteoverdracht is echter een traag proces, en het is dus niet mogelijk om veel en snel van temperatuur te veranderen. BKA wordt daarom ook enkel gebruikt in gebouwen waarbinnen overal dezelfde temperatuur mag heersen, en dit op een continue manier. Plaatsen die zich hiervoor lenen zijn kantoren, ziekenhuizen, winkelcentra, ...(Pauwels, 2009). Op dit vlak is BKA voor Waterfront niet optimaal, omdat de aanwezige laboratoria een lagere temperatuur vereisen. Dit kan opgelost worden door twee circuits aan te leggen die een verschillende temperatuur aanhouden. Alle laboratoria worden dan in de daarvoor bestemde ruimtes gebouwd. BKA is zeer geschikt om in combinatie met geothermie gebruikt te worden, aangezien er verwarmd wordt bij een lage temperatuur (onder 30°C) en gekoeld bij een relatief hoge temperatuur (rond 16°C) (Rietkerk, 2005). Gecombineerd, kan men een kostenreductie tot 90% halen ten opzichte van een gebouw dat op conventionele wijze gekoeld en verwarmd wordt (Jonckheere, 31 januari 2011). Omdat het vooral om stralingswarmte gaat, voelt BKA ook heel comfortabel aan, aangezien we deze vorm van warmte het snelst voelen. (Pauwels, 2009) BKA behoeft bovendien geen extra investering: de kosten liggen vaak zelfs lager dan andere systemen. Ook bij de bouw kan worden bespaard dankzij bepaalde soorten BKA, zoals de bouwstructuren van Airdeck. Hierbij worden een soort recycleerbare polypropyleen doosjes tussen twee lagen beton geplaatst, waardoor de gehele structuur tot 30% minder staal en beton nodig heeft. Dit resulteert in een vermindering van het transport van bouwmaterialen, wat het geheel nogmaals goedkoper en milieuvriendelijker maakt. De gevormde structuur leent zich daarbij ook perfect voor BKA. (Airdeck, s.d.) BKA is dus in principe zeker aan te raden. Zelfs indien geothermie geen optie is, bekomt men met BKA kosten- en energiereducties van boven 30%. (Jonckheere, 31 januari 2011)

62

Deel 6 - Conclusie

Deel 6 - Conclusie Een verhoogde inzet van geothermie zal, in combinatie met andere duurzame energiebronnen, een belangrijke bijdrage leveren in onze weg naar de gewenste onafhankelijkheid van fossiele brandstoffen. In de eerste plaats kan geothermie ons de nodige warmte of koelte verschaffen om kantoren, woningen, fabrieken, openbare gebouwen, ... op temperatuur te houden. In gebieden waar reeds op geringe diepte aquifers met water van een voldoende hoge temperatuur (vanaf 35-40°C) te vinden zijn, kan rechtstreekse aanwending overwogen worden. Indien deze enthalpische waterbronnen niet voorhanden zijn, kan een warmtepomp raad brengen. Naast het brede toepassingsdomein van directe geothermie heeft ook de productie van elektriciteit een enorm potentieel. De geografische gebondenheid is echter vaak een struikelblok. De bestaande geothermische elektriciteitscentrales staan allemaal in zogenaamde geologisch ‘warme’ gebieden. In ‘koude’ gebieden is de technologische en economische haalbaarheid van traditionele systemen echter nog niet bewezen. In Vlaanderen kan vanwege de grote variaties in thermische geleidbaarheid en warmteflux van de ondergrond, het areaal waarbinnen het direct gebruik van aardwarmte technisch haalbaar is, beperkt worden tot het Kempisch plateau. Toepassingen met warmtepomp zijn steeds mogelijk, maar kennen, door de verschillen in lambda-waarden tussen ondergronden, een variërende economische haalbaarheid. Diepe geothermie voor stroomopwekking kent in Vlaanderen echter een beperkt potentieel. Niet-traditionele systemen als HDR lijken dan weer overal toepasbaar, maar de onzekerheid omtrent de technische en economische haalbaarheid verhinderen het opstarten van projecten. De case-study behandelt de technologische en economische aspecten die gepaard gaan met de installatie van een warmtepompinstallatie. Zoals reeds uitvoerig werd besproken in voorgaande hoofdstukken, maakt de geprefereerde technologie door de relatief lage lambdawaarde van de Nielse ondergrond (ca. 2 W/m.K) gebruik van een serie van 38 verticale grondwarmtewisselaars op een diepte van 125 meter en een warmtepomp met een vermogen van 141 kW. De ondergrond leent zich met andere woorden niet 100% tot geothermische BEOwarmtepompinstallaties. Toch worden de hoge boorkosten (€ 175 000) en de hogere investeringskosten van de warmtepomp in vergelijking een conventionele aardgasketel na 15,69 jaar gecompenseerd door de jaarlijkse energiebesparing. Mits subsidies wordt deze teruggeschroefd tot 11,17 jaar. Een stijging in de aardgasprijs zal de terugverdientijd drastisch terugschroeven. Een stijgende elektriciteitsprijs daarentegen doet de jaarlijkse besparing dalen waardoor de TVT stijgt. Bij het gebruik van het BEO-veld treedt een CO2-besparing van 54,7% op, en dit ten opzichte van de huidige HVAC-installatie.

63

Deel 6 - Conclusie

De lange levensduur en de geringe milieu-impact maken van geothermische warmtepomptechnologieën een duurzaam alternatief. De lange levensduur (ca. 30 jaar) van de warmtepompinstallatie stelt de relatief lange TVT in een ander daglicht: reeds na 15,69 jaar behaalt men een economisch voordeel bij de installatie van de warmtepomp. Vergeleken met andere duurzame energiebronnen zoals zon en wind, heeft elke soort hun vooren nadelen en is een combinatie van verschillende methoden interessant om de fossiele energiebronnen te vervangen. Vooral BKA in combinatie met geothermie vormt een efficiënte verwarmingstechnologie. Algemeen kan besloten worden dat het verwarmen van kantoorgebouwen in Vlaanderen door geothermische toepassingen zowel technologisch als economisch haalbaar is. De focus in Vlaanderen dient hierbij gelegd te worden op de warmtepomptechnologie vermits het grotendeels ontbreken van hete aquifers en bodems rechtstreeks en indirect gebruik onmogelijk maakt.

64

Referentielijst Agentschap NL (2011) Opbrengst. Opgevraagd op 2 april 2012, via www.windenergie.nl/onderwerpen/techniek/opbrengst. Agentschap NL (s.d.) Duurzame energie voorzieningen. Opgevraagd op 29 april 2012, via www.infomil.nl/algemene-onderdelen/uitgebreid-zoeken/@90458/duurzame_energie/. Agentschap voor Geografische Informatie Vlaanderen (2010) Bodemkaart. Opgevraagd op 27 maart 2012. via metadata.agiv.be/BinaryData/BrowseGraphic.aspx?browseGraphicId=237. Airdeck (s.d.) Airdeck Intelligent Floorsystems. Opgevraagd 17 april 2012, via www.airdeck.be/nl/. Albertijn, R. (2009) BEO: Boorgat Energie Opslag. Opgevraagd op 24 april 2012, via http://terra.investic.biz/sites/default/files/BEO%20brochure,%20sint-vincentius.pdf. Baird, C., & Cann, M. (2008) Environmental Chemistry (4th edition). New York: W.H. Freeman and Company. Barbier, E. (2002) Geothermal energy technology and current status: an overview [Elektronische versie]. Renewable and Sustainable Energy Reviews, Vol. 6, pp. 3-65. Bertani, R. (2009) Geothermal Energy: an overview on resources and potential. Opgevraagd op 6 maart 2012, via pangea.stanford.edu/ERE/pdf/IGAstandard/ISS/2009Slovakia/I.1.Bertani.pdf. Boissavy, C. (2011) Geothermal District Heating Market in Europe. Opgevraagd op 13 maart 2012, via egec.info/wp-content/uploads/2011/12/Geo-DH-Market-Report-2011.pdf. Brundtland, H. (1987) Report of the World Commission on Environment and Development: Our Common Future. Opgevraagd op 27 maart 2012, via www.un-documents.net/wcedocf.htm. Cabooter, Y., Dewilde, L., & Langie, M. (s.d.) Een windplan voor Vlaanderen [Elektronische versie]. Eindverhandelingen Vrije Universiteit Brussel. Cengel, Y. A., & Boles, M. A. (2011). Thermodynamics: An engineering approach (7th edition). New York: McGraw-Hill. Defoer, E.,Vanslambrouck, B., & Gusev, S. (2008) Organische Rankine Cyclus, een mogelijke methode? Opgevraagd op 28 februari 2012, via www.orcycle.be/publicaties_bestanden/industrie.pdf. Department of Energy: AltaRock Energy (2011) Enhanced Geothermal Systems (EGS). Opgevraagd op 27 maart 2012, via altarockenergy.com/egs.htm.

65

Desomer, L. (2011) REG-premieaanvraag 2012 Niet-woongebouwen. Opgevraagd op 28 maart 2012, via www.eandis.be/eandis/pdf/9022022_Warmtepomp_2012_DataId_8608758_Version_3.p df. Dickson, M.H., & Fanelli, M. (2004) What is Geothermal Energy? Opgevraagd op 9 april 2012, via www.geothermal-energy.org/314,what_is_geothermal_energy.html. DiPippo, R. (1999) Small geothermal powerplants: design, performance and economics [Elektronische versie]. Eindverhandelingen University of Massachusetts, Dartmouth. Dreesen, R., & Laenen, B. (2010). Technology watch: geothermie en het potentieel in Vlaanderen. (Eindapport) VITO. Electrabel (2012) Milieukerncijfers. Opgevraagd op 9 april 2012, via www.electrabel.be/whoarewe/strategy/keyfiguresenvi.aspx?ns_linkname=co2uitstoot. Energy Savers (2011) Geothermal Heat Pumps. Opgevraagd op 24 april 2012, via http://www.energysavers.gov/your_home/space_heating_cooling/index.cfm/mytopic=126 40. Fransaer, D. (2011) Eerst geothermische centrale in Vlaanderen straks een feit? Vito Vision, 7, p.10. Opgevraagd op 27 maart 2012, via www.vito.be/NR/rdonlyres/69866F2A-737B4AB0-B793-FFF54DBEBB57/0/VITO_VISION_07.pdf GeoModel Solar (2010) Global horizontal irradiation Belgium. Opgevraagd op 20 maart 2012, via solargis.info/doc/_pics/freemaps/1000px/ghi/SolarGIS-Solar-map-Belgium-en.png. Geothermal Education Office (1997) Iceland and other Atlantic islands. Opgevraagd op 6 maart 2012, via geothermal.marin.org/map/iceland.html. Geothermal Education Office (2000) Introduction to geothermal energy. Opgevraagd op 15 maart 2012, via geothermal.marin.org/geopresentation/sld037.htm. Gibaud, J.P. (2011) Geothermal Electricity Market in Europe. Opgevraagd op 13 maart 2012, via egec.info/wp-content/uploads/2011/12/Geo-Elec-Market-Report-2011-.pdf. GoLanTec (2012) PV-panelen of fotovoltaïsche zonnepanelen. Opgevraagd op 27 maart 2012, via www.golantec.be/PV%20panelen.htm. Hoes, H. (2012) Hernieuwbaar verwarmen en koelen met grondgekoppelde warmtepompen. Opgevraagd op 13 maart 2012, via energik.be/activiteiten/documenten/act91_doc5.pdf. Holbert, K. E. (2011) Nuclear Power Plants [Elektronische versie]. Eindverhandeling Arizona State University. Holm, A., Blodgett, L., Jennejohn, D., & Gawell, K. (2010) Geothermal Energy: International Market Update. Opgevraagd op 13 maart 2012, via www.geoenergy.org/pdf/reports/GEA_International_Market_Report_Final_May_2010.pdf.

66

Jonckheere, E. (31 januari 2011) Betonkernactivering: zonder meerkost toch extra energie besparen! The energy manager magazine. Opgevraagd op 2 april 2012, via www.energymag.be/nl/dossiers/geothermie/75-geothermie/275-betonkernactiveringzonder-meerkost-toch-extra-energie-besparen. KalinaCycle (2010) Kalina Cycle versus Rankine Cycle. Opgevraagd op 20 maart 2012, via kalinacycle.net/orc/Default.aspx. Klimaterra (2006) Warmtepomp werking. Opgevraagd op 3 april 2012, via www.klimaterra.be/werking.htm. Lemmens, B. (2012) Why go geothermal? Opgevraagd op 13 maart 2012, via energik.be/activiteiten/documenten/act91_doc6.pdf. Lemmens, B., Hoes, H., De Klerck, K., & Desmedt, J. (2007) Bodem geeft zijn geheimen prijs [Elektronische versie]. Het ingenieursblad pp. 2- 6. Licour, L., & Baele, J.M. (2007) Géothermie profonde et chauffage urbain en Hainaut. Opgevraagd op 27 maart 2012, via www.apere.org/manager/docnum/doc/doc642_2222_Geoth_&_Chauff_urb.pdf. Luminus (2012) Mijn prijs. Opgevraagd op 11 april 2012, via www.luminus.be/nl/vlaanderen/Prive/Mijn-prijs.aspx. Lund, J.W. (2007) Characteristics, development and utilization of geothermal resources [Elektronische versie] Geo-Heat Center Quarterly Bulletin, Vol. 28, No. 2, pp.1-9. Maatouk, C., Zoughaib, A., & Clodic, D. (2010) New Methodology of Seasonal Performance Factor of An Air-To-Water Heat Pump [Elektronische versie]. Eindverhandelingen Purdue University. Madrigal, A. (2009) 5 Huge Green-Tech Projects in the Developing World. Wired. Opgevraagd op 9 april 2012, via www.wired.com/wiredscience/2009/03/devworldgreen/. 38) Ministerie van Vlaamse Gemeenschap (2001) Geologische overzichtskaart van de provincie. (p.57) Opgevraagd op 2 april 2012, via www.provant.be/binaries/2%20fysische%20geografie_tcm7-15054.pdf. Organisatie Duurzame Energie (2009) 1 op de 4 nieuwe woningen in de dichtstbevolkte staat van Duitsland is uitgerust met een warmtepomp. Opgevraagd op 20 maart 2012, via www.ode.be/ode/publicaties/nieuwsbrief/15-warmtepompen/754-1-op-de-4-nieuwewoningen-in-het-dichtstbevolkte-staat-van-duitsland-is-uitgerust-met-een-warmtepomp. Organisatie voor Duurzame Energie Vlaanderen (s.d.) Warmtepompen voor woningverwarming. Opgevraagd op 7 april 2012, via www2.vlaanderen.be/economie/energiesparen/doc/brochure_warmtepomp.pdf. Pauwels, R. (2009) Implementatie van warmtepomp bij betonkernactivering [Elektronische versie]. Eindverhandelingen Katholieke Hogeschool Kempen, Geel.

67

Provincie Antwerpen (2009) Tarieven. Opgevraagd op 12 april 2012, via www.provant.be/leefomgeving/milieu/milieuvergunningen/aanvraag_en_melding/tarieven Rietkerk, J. (2005) Betonkernactivering: De simulatie. Opgevraagd op 1 april 2012, via sts.bwk.tue.nl/bps/onderwijs/software/matlab_femlab_simulink/Betonkernactivering.pdf. Robeyn, N., & Hoes, H. (2011) Bepaling van de thermische geleidbaarheid van geologische formaties en het opstellen van een geschiktheidskaart voor de toepassing van boorgatenergie -onttrekking via sondes [Elektronische versie]. Eindverhandelingen Terra Energy. Ruts, S. (2009) Dimensioneren HVAC-installatie. Extra warmterecuperatie met warmtepomp [Elektronische versie]. Eindverhalingen Katholieke Hogeschool Kempen, Geel. Ryan, V. (2005a) Binary Cycle Power Plant. Opgevraagd op 13 maart 2012, via www.technologystudent.com/energy1/geo2.htm. Ryan, V. (2005b) Flash Steam Power Plant. Opgevraagd op 13 maart 2012, via www.technologystudent.com/energy1/geo4.htm. Ryan, V. (2005c) Binary Cycle Power Plant. Opgevraagd op 13 maart 2012, via www.technologystudent.com/energy1/geo3.htm. Ryckevelde (2012) Het EU-Klimaatplan. Opgevraagd op 11 april 2012, via www.ryckevelde.be/nl/europa_begrijpen/over_europa/achtergrondinfo/het_eu_klimaatpla n-384.html. Smil, V. (2010) Power Density Primer : Understanding the Spatial Dimension of the Unfolding Transition to Renewable Electricity Generation (Part IV - New Renewables Electricity Generation). Opgevraagd 16 april 2012, via http://www.masterresource.org/2010/05/smil-density-new-renewables-iv/. Solvari (2009) Kosten en vergelijken van een zonneboilersysteem in België. Opgevraagd op 9 april 2012, via www.zonneboilerofferte.be/informatie/zonneboiler-kosten.html. Terra Energy (s.d.a) BTES technology. Opgevraagd op 2 april 2012,via terra.investic.biz/btes-technology. Terra Energy (s.d.b) KWO-technologie. Opgevraagd op 2 april 2012, via terra.investic.biz/kwo-technologie. Terra Energy (s.d.c) Terra Energy: The Alternative Solution. Opgevraagd op 21 februari 2012, via www.terra-energy.be/. The European Wind Energy Association (2011) Wind energy basics. Opgevraagd op 5 april 2012, via www.ewea.org/index.php?id=1884. Turcotte, D. L. & Schubert, G. (2002) Geodynamics. Eindverhandelingen University of Cambridge. 68

Van Bael, J. (2007) Gebruik van bodem als leverancier van koude en warmte. Opgevraagd op 28 april 2012, via www.vito.be/VITO/NL/HomepageAdmin/AdvancedSearch/AdvancedSearch.htm?lang=nl &ChannelGUID={DF2F3F3A-F22E-43EE-99F84C2004B2B143}&q=Van%20Bael&start=90&allvalues=1&Keywords=1. Van de Meulebroecke, A., Suijkerbuijk, M., Verhaert, I., Hendriksen, L., Sourbron, M., & Steendam, K. (2007) Code van goede praktijk voor de toepassing van warmtepompsystemen in de woningbouw. Opgevraagd op 6 maart 2012, via www2.vlaanderen.be/economie/energiesparen/doc/code_warmtepompen.pdf. Van Steen, H. (2009) Wind Energy – the facts : executive summary. Opgevraagd op 27 maart 2012, via www.ewea.org/fileadmin/ewea_documents/documents/publications/WETF/1565_ExSum _ENG.pdf. Vercruysse, L. (2011) Warmtepompen. Opgevraagd op 2 april 2012, via www.escala.be/images/pages/1110/Viessmann%20Warmtepomp.pdf. Viessmann (s.d.) Dossier warmtepompen. Opgevraagd op 23 april 2012, via www.viessmann.be/nl/Producten/energiebronnen/dossier_warmtepompen/soorten_war mtepompsystemen.html. Vlaams Energieagentschap (2011) Verhoogde investeringsaftrek voor energiebesparende investeringen [Elektronische versie]. Eindverhandelingen Vlaamse Overheid. WJ Groundwater (s.d.) Thermal response testing. Opgevraagd op 2 april 2012, via www.wjgl.com/service-thermaltest.

69

Geothermische energieopwekking voor bedrijventerreinen

Recommend Documents