Ground source heat pump (GSHP) systems have been used in Sweden for several decades to supply heat loads in buildings. When used in heat-only applications, the ground temperature decreases over time, resulting in reduced performance of the heat pump. By thermal recharging of the ground, the efficiency of the system can be improved, entailing savings in electric demand. District heating networks are present in most Swedish cities, and by charging cooled downed GSHP systems with district heat, a collaboration between the two parties could create mutual economic benefits. A proposal of the physical connection for charging is presented, which uses heat from the primary return line of the district heating network. The use of low grade heat from the return line could open the possibility of agreeing on a lower energy cost for district heat than what is currently offered by district heating companies. A second proposal is explored, which limits the investment cost by using existing district heat substations for the charging connection. However, this option is restricted in terms of implementing an adjusted energy price for district heat, which is assessed in the economic analysis to be required for the economic feasibility of the GSHP system. The impact of charging on the performance of the GSHP systems is estimated by a simulation of three types of GSHP systems applied in an example apartment building in Stockholm. It is performed by using the program Earth Energy Designer and GSHP systems which consist of a 76 kW heat pump and 6 boreholes. The boreholes are charged from April to October and the amount of charged energy equals the amount of energy extracted from the ground on an annual basis. The results show that the average gain in heat pump COP over 15 years is 9.9% (±1.6%), resulting in a reduced heat pump electricity demand of 6.1% (±1.0%) compared to not charging. The economic analysis is based on the GSHP simulations and three scenarios which compare alternative measures on the 15 year old GSHP system. Scenario 1, Without charging, has the lowest heating cost over 15 years, based on the net present value of investment cost, operating cost and interest rate cost. Scenario 2, With charging, has a total cost that is at average 19% higher than scenario 1, when using current district heat prices from Stockholm Exergi as the cost of charging. Scenario 3, Switching to district heating, entails converting the GSHP systems to district heating and supplying the entire heat load of the building with district heat. Switching to district heating has a total cost that is 33% higher at average compared to scenario 1. The feasible maximum cost of charging for the GHSP systems is calculated to be 39.89 SEK/MWh at average for the charged heat in the three GSHP systems. A sensitivity analysis shows that the impact of electricity spot prices on the cost of charging ranges from -37% to +53%, and the investment cost for the charging connection is a sensitive factor. An environmental analysis is performed on the scenarios and shows that the emissions in the scenarios depend largely on the type of emission factor used for the electricity 4 demand. The lowest emissions are either created in the scenario Without charging or in the scenario Switching to district heating, depending on system configuration, when using average emissions factors for the yearly energy demand. The primary energy use compared to scenario 1 is 77% higher in scenario 2 and 33% higher in scenario 3. In conclusion, the analysis shows that an adjusted price of district heat for charging is required to make charging economically feasible for the GSHP systems. Whether the calculated maximum cost of charging is economically feasible for the DH operator has not been explored but it amounts to 13% of the offered price for district heat energy from Stockholm Exergi (309 SEK/MWh). The relatively high use of primary energy in the scenario With charging could potentially be a disadvantage for the implementation of recharging when comparing different measures for a cooled downed GSHP system. The degree of cool down of the analysed GSHP system was not severe, meaning that the simulated impact on heat pump performance and operation is not a worst-case scenario. Moreover, only one example building was used in the analysis, which means that the results cannot be considered general. Further exploration of factors that might vary in perspective of existing buildings, loads and conditions of cooled downed GSHP in Sweden could be included in future work. The results also shows that an alternative charging strategy with more charging closer to the heating season could be economically beneficial. Future work also includes the impact on district heat return line temperature and further integration solutions for creating added values when charging.

Bergvärmepumpar är en teknik som har använts i Sverige i flera decennier för att förse byggnader med värme. Vid användning av bergvärmepumpar för enbart uppvärmning så sjunker temperaturen i marken över tid, vilket leder till försämrad verkningsgrad i värmepumpen. Genom att återföra värme till marken så kan effektiviteten i uppvärmningssystemet förbättras, vilket innebär minskat elbehov för värmepumpen. Fjärrvärmenät finns i städer över hela Sverige och genom att nyttja tillgänglig fjärrvärme för att ladda nedkylda bergvärmesystem så finns det potential att skapa ömsesidiga ekonomiska fördelar för både fjärrvärmeleverantörer och bergvärmesystem. I rapporten presenteras en systemskiss för den fysiska anslutningen mellan fjärrvärmenätet och bergvärmesystemet för laddning. Förslaget innebär att borrhålen i bergvärmesystemet kopplas samman med fjärrvärmenätets returledning med en ny fjärrvärmecentral. Användning av returvärme kan öppna för möjligheten att komma överens om en lägre energikostnad för fjärrvärme än vad som för närvarande erbjuds av fjärrvärmeföretag. Ett ytterligare förslag presenteras vilket fokuserar på att begränsa anslutningens investeringskostnad genom att använda befintliga fjärrvärmecentraler. Detta alternativ är dock begränsat när det kommer till användning av returvärme. Laddningens påverkan på bergvärmesystemets effektivitet uppskattas kvantitativt genom simuleringar av tre typer av nedkylda bergvärmesystem tillämpade i en exempelbyggnad av ett flerfamiljshus i Stockholm. Simuleringarna utförs i programmet Earth Energy Designer och bergvärmesystemen består av en 76 kW värmepump och 6 borrhål. Borrhålen laddas från april till oktober och mängden laddad energi motsvarar den mängd energi som utvinns ur marken årligen. Resultatet visar att den genomsnittliga vinsten i värmepumpens COP över 15 år är 9.9% (±1.6%), vilket resulterar i ett minskat elbehov på 6.1% (±1.0%) jämfört med att inte ladda. En ekonomisk analys som består av tre scenarier jämför alternativa åtgärder för de nedkylda bergvärmesystemen i exempelbyggnaden. Scenario 1, Utan laddning, medför de lägsta uppvärmningskostnaderna över 15 år, baserat på nettonuvärdet av investeringskostnad, driftkostnad och räntekostnad. Scenario 2, Med laddning, har en total kostnad som i genomsnitt är 19% högre än Utan laddning då nuvarande energipriser från Stockholm Exergi används som laddningskostnad. Scenario 3, Konvertering till fjärrvärme, innebär att bergvärmesystemen omvandlas till rena fjärrvärmesystem där hela byggnadens värmebehov förses med fjärrvärme. Detta scenario har en total kostnad som i genomsnitt är 33% högre jämfört med Utan laddning. Den laddningskostnad som gör återladdning ekonomiskt lönsamt är i genomsnitt 39.89 SEK/MWh för den laddade värmen i de tre bergvärmesystemen. Känslighetsanalysen visar att spotpriser på el har en påverkan mellan -37% till +53%, på den lönsamma laddningskostnaden, och att även investeringskostnaden för laddningsanlsutning är en känslig faktor. Scenarierna inkluderar också en analys för utsläppen för de 6 olika uppvärmningssystemen, vilket till stor del beror på vilken typ av genomsnittlig utsläppsfaktor som används för elektricitet. De lägsta utsläppen sker dock antingen utan återladdning eller vid konvertering till fjärrvärme när genomsnittliga utsläppsfaktorer används för energianvändningen. Användningen av primärenergi i jämförelse med utan återladdning är 77% högre med återladdning och 33% högre vid konvertering till fjärrvärme.svis så visar analysen att ett justerat pris på fjärrvärme för laddning krävs för att göra laddning ekonomiskt lönsamt för bergvärmesystemen. Om den beräknade maximala laddningskostnaden är ekonomiskt lönsam för fjärrvärmeoperatören har inte utforskats, men uppgår till 13% av det nuvarande priset för fjärrvärmeenergi som erbjuds av Stockholm Exergi (309 SEK/MWh). Den relativt höga användningen av primärenergi med laddning utgör en nackdel vid jämförelse av olika åtgärder för ett nedkylt bergvärmesystem. Nedkylningen av det analyserade bergvärmesystemet var inte extrem, vilket innebär att den simulerade påverkan på värmepumpens prestanda och drift inte är ett värsta scenario. Dessutom användes endast en exempelbyggnad i analysen, vilket betyder att resultaten inte kan betraktas som generella. Vidare utforskning av faktorer som kan variera när det kommer till befintliga byggnader, energibehov och förhållanden för nedkylda bergvärmesystem i Sverige kan inkluderas i framtida arbete. Resultaten visar också att en alternativ laddningsstrategi med mer laddning närmare uppvärmningssäsongen kan vara ekonomiskt fördelaktig. Framtida arbete inkluderar även påverkan på fjärrvärmens returtemperatur och ytterligare integrationslösningar för att skapa mervärde vid återladdning.