Bijlagen Haalbaarheidsstudie ORC in combinatie met WK Een haalbaarheidsstudie naar de mogelijke toepassing van de combinatie van een ORC met een gasmotor of gasturbine bij hotels, ziekenhuizen, verpleeghuizen, tuinbouwbedrijven, universiteiten en industrie. In opdracht van Tri-O-Gen BV September 24 Princenhofpark 15-18 3972 AD Driebergen tel. 3 691 1844 fax 3 691 1765 info@cogen.nl www.cogenprojects.nl
Inhoudsopgave bijlagen A Aansturingsmogelijkheden Cogen Master interactive... 1 B Afnameprofielen sectoren... 2 B.1 Ziekenhuis... 2 B.2 Glastuinbouw... 3 B.3 Universiteiten... 5 B.4 Gasturbine... 6 C Resultaten en gevoeligheden voor casus glastuinbouw 2 ha... 8 C.1 Glastuinbouw 2 ha - WK sec... 8 C.2 Glastuinbouw 2 ha -... 1 C.3 Glastuinbouw 2 ha -... 12 C.4 Gevoeligheden tuinbouw 2ha... 13 D Resultaten en gevoeligheden voor casus glastuinbouw 3 ha... 14 D.1 Glastuinbouw 3 ha - WK sec... 14 D.2 Glastuinbouw 3 ha -... 16 D.3 Glastuinbouw 3 ha -... 18 D.4 Gevoeligheden tuinbouw 2ha en 3 ha... 19 E Resultaten en gevoeligheden voor casus ziekenhuizen... 26 E.1 Ziekenhuizen - WK sec... 26 E.2 Ziekenhuizen -... 28 E.3 Ziekenhuizen -... 3 E.4 Gevoeligheden ziekenhuizen... 31 F Resultaten en gevoeligheden voor casus universiteiten... 36 F.1 Universiteiten - WK sec... 36 F.2 Universiteiten -... 38 F.3 Universiteiten -... 4 F.4 Gevoeligheden universiteiten... 41 G Resultaten voor casus gasturbine... 45 G.1 Gasturbine - WK sec... 45 G.2 Gasturbine -... 47 G.3 Gasturbine -... 49 H Principeschema combinatie WK met ORC... 51 J Resultaten Cycle Tempo berekeningen... 52 J.1 Ontwerpberekeningen... 52 J.2 Bedrijfssituatie (deellast) berekening... 54 J.3 Simulaties... 55 J.4 Validatie... 6
A Aansturingsmogelijkheden Cogen Master interactive De bijgevoegde lijst is een kopie uit de (engelstalige) handleiding van CMi. Control Strategy Description E export possible? All Off The CHP-system does not run No All On The CHP-system runs in full load Yes On heat The operation of the CHP-system is controlled on the basis of heat demand There are two options: In case of no buffer the CHP-system will run when the heat demand is higher than the (minimal) thermal output of the smallest engine. If more heat is required than the full load thermal output of the CHP-system a separate boiler will supply the additional heat. In case of a buffer the heat-demand is primarily supplied out of the buffer. When the buffer is below 5% capacity the CHP-system runs at full load until the buffer is filled up. After filling up the buffer the CHPsystem stops running; it will start again when the buffer is below 5% capacity etc. If at the start of an operating hour the buffer heat-capacity is above 5%, the CHP-system will not start during that hour, even if the heat demand for that hour is not completely met by the available heat in the buffer. The boiler then supplies the additional heat required during that hour. Yes Electricity is a by-product for this type of control. In case there is more electricity production than needed on location, an export-connection to the grid is necessary. On Heat without Electricity Export On electricity On electricity without heat loss On heat direct NB: The 5% of the buffer is changeable in CMi This strategy is equal to that of on heat as long as the CHP-system produces less electricity than required. But when the Control Unit of the CHP s foresees that more electricity will be produced than required, the Control Unit decides to follow the On electricity strategy (see below). In that case the boiler supplies the additional heat required. The CHP-system is now controlled by the demand for electricity on the location. It will run when the electricity demand is higher than the (minimal) electric output of the smallest engine. The heat generated is used to meet the heat demand. If the actual heat demand is less than the heat generated, the excess heat will be stored in the buffer, if a buffer is available. Otherwise this heat is lost. If the heat demand is higher than the heat produced, heat is taken from the buffer. If there is no buffer or there is not enough heat in the buffer, the extra heat required is produced by the boiler. When the buffer is full, the excess heat will be destroyed. With this control strategy there will be no electricityexport to the grid. This strategy is comparable with on electricity but when heat would be destroyed, the engines will stop running. So this strategy is equal to on electricity if the CHP-system never produces more heat than required. When the Control Unit of the CHP-system foresees that more heat will be produced than required, it decides to follow the On heat strategy (in the case there is no buffer available) or the On heat direct strategy (in the case there is a buffer available). The additional electricity required is then imported from the grid. This Control Strategy is only available when there is a buffer installed. The CHP-system follows the strategy on heat without filling the buffer. If in previous hours the buffer had been filled (by other Control Strategies) that heat is used first. No No No Yes Bijlagen pagina 1
B Afnameprofielen sectoren De werkwijze voor het opstellen van de afnamepatronen wordt hieronder uitgelegd aan de hand van het elektriciteitsverbruik gedurende een week. 1. Het uitgangspunt voor de bepaling van het afnamepatroon is het kwh-gebruik per uur gedurende een representatieve week van de betreffende maand. Dit is een matrix met 168 kwh waarden (7 dagen à 24 uur). 2. Met deze gegevens worden de gemiddelde uurafnamen voor een werkdag bepaald, en de uurafnamen op zaterdag en op zondag. Het resultaat is een matrix met 72 kwh-waarden (3 dagen à 24 uur). 3. In de matrix met uurafnamen wordt nu de maximale kwh waarde bepaald. Hiermee worden de uurwaarden van punt 2 omgezet naar een percentage van de maximale kwh waarde. Op basis daarvan wordt het representatieve afnamepatroon voor de betreffende maand opgesteld. Voor warmte geldt een soortgelijke methode op basis van de warmteafname of de gasinkoop ten behoeve van verwarming. B.1 Ziekenhuis Het afnameprofiel voor warmte is uitgegaan van de warmtevraag zoals die eerder toegepast is voor een bestaand ziekenhuis. Er is onderscheid gemaakt tussen de warmtevraag in de zomer en de winter. In de zomer is in het afnamepatroon geen onderscheid tussen werkdagen weekenddagen, vanwege de verminderde warmtevraag in de zomer. In de wintermaanden bestaat er wel onderscheid tussen de werkdagen en de weekenddagen. Dit verschil is relatief gezien niet zo groot. Afnamepatroon voor warmte in winter voor een ziekenhuis Winter werkdag 1% Winter weekend 8% 6% 4% 2% % 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2 21 22 23 24 Representatief afnamepatroon voor warmte in de winter voor een ziekenhuis Afnamepatroon voor warmte in de zomer voor een ziekenhuis Zomer werkdag 1% zomer weekend 8% 6% 4% 2% % 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2 21 22 23 24 Representatief afnamepatroon van een ziekenhuis voor warmte in de zomer Bijlagen pagina 2
Op de volgende pagina zijn de representatieve afnamepatronen voor elektriciteit gegeven. Ook hier wordt onderscheid gemaakt tussen de een afnamepatroon voor de winter en een afnamepatroon voor de zomer. 1% 8% 6% 4% 2% Afnamepatroon voor elektriciteit in winter voor een ziekenhuis Winter werkdag Winter weekend % 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2 21 22 23 24 Representatief afnamepatroon van een ziekenhuis voor elektriciteit in de winter 1% Afnamepatroon voor elektriciteit in de zomer voor een ziekenhuis Zomer werkdag zomer weekend 8% 6% 4% 2% % 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2 21 22 23 24 Representatief afnamepatroon van een ziekenhuis voor elektriciteit in de zomer Bij het kiezen van de standaard verbruikspatronen is zoveel mogelijk een werkelijke situatie gekozen die het gemiddelde het best representeerde. B.2 Glastuinbouw De dagpatronen zijn opgesplitst naar maand. Voor elektriciteit is dit gebaseerd op het belichtingspatroon. Een rozenkweker zal ca. 42 belichten gedurende het jaar. Daarbij staan de lampen op vol vermogen aan of ze staan uit. Daarom verspringt het patroon van % naar 1%. Tijdens de wintermaanden wordt vrijwel continue belicht, afgezien van de verplichte donkere periode tussen 2: en 24: (volgens een Algemene Maatregel van Bestuur die vrijwel overal in Nederland geldt). In de zomermaanden wordt steeds minder belicht tot een minimum van 2 uur per etmaal. Bijlagen pagina 3
Afnamepatroon van elektriciteit voor een tuinder 1% 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% % jan feb mrt april mei juni juli aug sept okt nov dec Representatief afnamepatroon van een tuinder voor elektriciteit voor werk en weekenddagen, verdeeld per maand Het afnamepatroon voor warmte verschilt per maand. Gedurende de wintermaanden is de warmtebehoefte groot en relatief constant. In de warmere maanden wordt de warmte met name gebruikt voor het droogstoken van de kas gedurende de vroege uren op de dag, Daarna is de warmtevraag relatief gering. Bijlagen pagina 4
Afnamepatroon van warmte voor een tuinder voor verschillende maanden 1% 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% % jan feb mrt apr mei jun jul aug sep okt nov dec Representatief afnamepatroon voor warmte voor de glastuinbouw voor werk - en weekenddagen verdeeld per maand Voor de keuze van de bestaande WK-gasmotor is bekeken wat bij een aantal door Cogen Projects geadviseerde tuinders staat opgesteld. Er is bekeken wat bij de aangenomen verbruiken en verbruikspatronen een goede dimensionering van een WKinstallatie zou zijn. Vervolgens is gekozen voor de in dat vermogenssegment meest voorkomende merk en type gasmotor, op basis van CBS gegevens. B.3 Universiteiten Voor de afnamepatronen is ten behoeve van de duidelijkheid een splitsing gemaakt tussen de afnamepatronen voor warmte en elektriciteit. Allereerst volgen nu de dagafnamepatronen van warmte in de zomer en de winter. 1% Afnamepatroon voor warmte in de zomer voor een universiteit werkdag zomer Weekenddag zomer 8% 6% 4% 2% % 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2 21 22 23 24 Representatief afnamepatroon van een universiteit voor warmte in de zomer Bijlagen pagina 5
1% Afnamepatroon voor warmte in de winter voor een universiteit werkdag winter Weekenddag winter 8% 6% 4% 2% % 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2 21 22 23 24 Representatief afnamepatroon van een universiteit voor warmte in de winter Het afnamepatroon voor elektriciteit is gedurende het hele jaar hetzelfde en maakt alleen onderscheid tussen werkdagen en weekenddagen. In het weekend wordt er volgens een zeer vlak patroon afgenomen. 1% 8% 6% Afnamepatroon elektriciteit voor het hele jaar voor een universiteit Elektriciteit werkdag Elektriciteit weekenddag 4% 2% % 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2 21 22 23 24 Representatief afnamepatroon van een universiteit voor elektriciteit B.4 Gasturbine Voor de gasturbineis aangenomen dat de afname van elektriciteit en warmte uit de gasturbine een continu bedrijf is. Op alle momenten is de vraag maximaal. Dit levert de onderstaande afnamepatronen op. 1% 8% Afnamepatroon voor warmte voor industrie werkdag zomer Weekenddag zomer 6% 4% 2% % 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2 21 22 23 24 Representatief afnamepatroon van de industrie voor warmte Bijlagen pagina 6
1% 8% Afnamepatroon elektriciteit voor industrie werkdag winter Weekenddag winter 6% 4% 2% % 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2 21 22 23 24 Representatief afnamepatroon van de industrie voor elektriciteit Bijlagen pagina 7
C Resultaten en gevoeligheden voor casus glastuinbouw 2 ha C.1 Glastuinbouw 2 ha - WK sec Management summary Case: Tuinbouw Patroon: Belichte tuinbouw - ORC 2 hectare Engines used: gtb-lt-gcat 3512 Control Strategy During Low Tariff On Electricity During High Tariff On Electricity The heat buffer is ON! Comparison No CHP versus CHP No CHP CHP delta Gas purchase 18.92 372.139 263.237 Electricity purchase 398. 11.485 386.515- Electricity sales - 96.217-96.217- O&M CHP - 72.4 72.4 Total operational result 56.92 359.411 147.49- Warmtevernietiging (m³) 928.74 Heat coverage COGEN CHP Boiler Wasted Demand Electricity Coverage COGEN CHP Import Export Demand 1.6 1.4 1. 9 1.2 8 1. 8 6 7 6 5 4 4 3 2 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 Month 2 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 Month Engine Data CHP1 CHP2 CHP3 CHP4 CHP5 Total Electrical Power [kwhe] 8.855.495 - - - - 8.855.495 Thermal Power [kwhth] 13.456.373 - - - - 13.456.373 Fuel consumption [m3] 2.654.756 - - - - 2.654.756 Running hours full load [Hours] 2.164 - - - - 2.164 Running hours part load [Hours] 4.97 - - - - 4.97 Number of Engine Starts 579 - - - - 579 Bijlagen pagina 8
Electricity Demand CHP Import Export High [kwh] 2.597.37 4.164.233 36.39 1.63.54 Low [kwh] 4.42.817 4.691.262 5.417 653.862 Total [kwh] 6.639.854 8.855.495 41.726 2.257.366 Demand Coverage by CHP 16% 116% 133% Heat Demand CHP Boiler Wasted Heat [kwhth] 5.273.21 13.456.373-8.159.318 Heat in m3 n.g.e. [m3] 599.775 1.53.583-928.74 * natural gas equivalent Demand Coverage by CHP 255% 255% Load Curve Heat (after simulation) From buffer CHP Boiler Demand 25 2 15 1 5 1 2 3 4 5 6 7 8 Hours Load Curve Electricity (after simulation) CHP Demand 18 16 14 12 1 8 6 4 2 1 2 3 4 5 6 7 8 Hours Bijlagen pagina 9
C.2 Glastuinbouw 2 ha - Management summary Case: Tuinbouw Patroon: Belichte tuinbouw - ORC 2 hectare Engines used: gtblt-gcat3512+orc Control Strategy During Low Tariff During High Tariff On Electricity On Electricity The heat buffer is ON! Comparison No CHP versus CHP No CHP CHP delta Gas purchase 18.92 353.66 244.164 Electricity purchase 398. 7.988 39.12- Electricity sales - 16.863-16.863- O&M CHP - 71.418 71.418 Total operational result 56.92 325.69 181.292- Warmtevernietiging (m³) 735.977 Heat coverage COGEN CHP Boiler Wasted Demand Electricity Coverage COGEN CHP Import Export Demand 1.4 1. 1.2 9 1. 8 8 7 6 6 5 4 4 3 2 2 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 Month 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 Month Engine Data CHP1 CHP2 CHP3 CHP4 CHP5 Total Electrical Power [kwhe] - 9.145.154 - - - 9.145.154 Thermal Power [kwhth] - 11.753.232 - - - 11.753.232 Fuel consumption [m3] - 2.484.825 - - - 2.484.825 Running hours full load [Hours] - 1.532 - - - 1.532 Running hours part load [Hours] - 4.729 - - - 4.729 Number of Engine Starts - 579 - - - 579 Bijlagen pagina 1
Electricity Demand CHP Import Export High [kwh] 2.597.37 4.376.283 1.765 1.781.11 Low [kwh] 4.42.817 4.768.871 17 726.71 Total [kwh] 6.639.854 9.145.154 1.782 2.57.82 Demand Coverage by CHP 169% 118% 138% Heat Demand CHP Boiler Wasted Heat [kwhth] 5.273.21 11.753.232-6.47.462 Heat in m3 n.g.e. [m3] 599.775 1.336.861-735.977 * natural gas equivalent Demand Coverage by CHP 223% 223% Load Curve Heat (after simulation) From buffer CHP Boiler Demand 25 2 15 1 5 1 2 3 4 5 6 7 8 Hours Load Curve Electricity (after simulation) CHP Demand 18 16 14 12 1 8 6 4 2 1 2 3 4 5 6 7 8 Hours Bijlagen pagina 11
C.3 Glastuinbouw 2 ha - Management summary Case: Tuinbouw Patroon: Belichte tuinbouw - ORC 2 hectare Engines used: gtbht-gcat3512+orc Control Strategy During Low Tariff During High Tariff On Electricity On Electricity The heat buffer is ON! Comparison No CHP versus CHP No CHP CHP delta Gas purchase 18.92 357.539 248.637 Electricity purchase 398. 8.61 389.39- Electricity sales - 14.25-14.25- O&M CHP - 72.754 72.754 Total operational result 56.92 334.652 172.249- Warmtevernietiging (m³) 453.826 Heat coverage COGEN CHP Boiler Wasted Demand Electricity Coverage COGEN CHP Import Export Demand 1. 9 8 7 6 5 4 3 2 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 Month 1. 9 8 7 6 5 4 3 2 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 Month Engine Data CHP1 CHP2 CHP3 CHP4 CHP5 Total Electrical Power [kwhe] - - 9.78.952 - - 9.78.952 Thermal Power [kwhth] - - 9.279.386 - - 9.279.386 Fuel consumption [m3] - - 2.524.739 - - 2.524.739 Running hours full load [Hours] - - 1.732 - - 1.732 Running hours part load [Hours] - - 4.529 - - 4.529 Number of Engine Starts - - 579 - - 579 Bijlagen pagina 12
Electricity Demand CHP Import Export High [kwh] 2.597.37 4.327.81 6.688 1.737.451 Low [kwh] 4.42.817 4.751.151 17 78.351 Total [kwh] 6.639.854 9.78.952 6.75 2.445.82 Demand Coverage by CHP 167% 118% 137% Heat Demand CHP Boiler Wasted Heat [kwhth] 5.273.21 9.279.386-3.989.89 Heat in m3 n.g.e. [m3] 599.775 1.55.475-453.826 * natural gas equivalent Demand Coverage by CHP 176% 176% Load Curve Heat (after simulation) From buffer CHP Boiler Demand 18 16 14 12 1 8 6 4 2 1 2 3 4 5 6 7 8 Hours Load Curve Electricity (after simulation) CHP Demand 18 16 14 12 1 8 6 4 2 1 2 3 4 5 6 7 8 Hours C.4 Gevoeligheden tuinbouw 2ha Deze zijn opgenomen in paragraaf D.4 aan het eind van bijlage D (tuinbouw 3 ha) Bijlagen pagina 13
D Resultaten en gevoeligheden voor casus glastuinbouw 3 ha D.1 Glastuinbouw 3 ha - WK sec Management summary Case: Tuinbouw Patroon: Belichte tuinbouw - ORC 3 hectare Engines used: gtb-lt-gcat 3512 Control Strategy During Low Tariff On Electricity During High Tariff On Electricity The heat buffer is ON! Comparison No CHP versus CHP No CHP CHP delta Gas purchase 163.349 383.41 22.61 Electricity purchase 596.248 19.581 45.667- Electricity sales - 96.122-96.122- O&M CHP - 75.132 75.132 Total operational result 759.596 553.1 26.595- Warmtevernietiging (m³) 683.6 Heat coverage COGEN CHP Boiler Wasted Demand Electricity Coverage COGEN CHP Import Export Demand 1.6 1.4 1.2 1.4 1.2 1. 1. 8 8 6 6 4 4 2 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 Month 2 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 Month Engine Data CHP1 CHP2 CHP3 CHP4 CHP5 Total Electrical Power [kwhe] 9.241.236 - - - - 9.241.236 Thermal Power [kwhth] 13.936.986 - - - - 13.936.986 Fuel consumption [m3] 2.754.84 - - - - 2.754.84 Running hours full load [Hours] 6.261 - - - - 6.261 Running hours part load [Hours] - - - - - - Number of Engine Starts 579 - - - - 579 Bijlagen pagina 14
Electricity Demand CHP Import Export High [kwh] 3.895.556 4.299.588 1.197.543 1.61.574 Low [kwh] 6.64.225 4.941.648 1.776.436 653.859 Total [kwh] 9.959.781 9.241.236 2.973.979 2.255.434 Demand Coverage by CHP 11% 81% 93% Heat Demand CHP Boiler Wasted Heat [kwhth] 7.99.531 13.936.986-6.4.759 Heat in m3 n.g.e. [m3] 899.662 1.585.25-683.6 * natural gas equivalent Demand Coverage by CHP 176% 176% Load Curve Heat (after simulation) From buffer CHP Boiler Demand 25 2 15 1 5 1 2 3 4 5 6 7 8 Hours Load Curve Electricity (after simulation) CHP Demand 3 25 2 15 1 5 1 2 3 4 5 6 7 8 Hours Bijlagen pagina 15
D.2 Glastuinbouw 3 ha - Management summary Case: Tuinbouw Patroon: Belichte tuinbouw - ORC 3 hectare Engines used: gtblt-gcat3512+orc Control Strategy During Low Tariff On Electricity During High Tariff On Electricity The heat buffer is ON! Comparison No CHP versus CHP No CHP CHP delta Gas purchase 163.349 383.41 22.61 Electricity purchase 596.248 151.412 444.835- Electricity sales - 16.769-16.769- O&M CHP - 8.454 8.454 Total operational result 759.596 58.58 251.89- Warmtevernietiging (m³) 574.278 Heat coverage COGEN CHP Boiler Wasted Demand Electricity Coverage COGEN CHP Import Export Demand 1.4 1.2 1. 8 6 4 2 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 Month 1.4 1.2 1. 8 6 4 2 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 Month Engine Data CHP1 CHP2 CHP3 CHP4 CHP5 Total Electrical Power [kwhe] - 1.261.779 - - - 1.261.779 Thermal Power [kwhth] - 12.966.83 - - - 12.966.83 Fuel consumption [m3] - 2.754.84 - - - 2.754.84 Running hours full load [Hours] - 6.261 - - - 6.261 Running hours part load [Hours] - - - - - - Number of Engine Starts - 579 - - - 579 Bijlagen pagina 16
Electricity Demand CHP Import Export High [kwh] 3.895.556 4.774.47 9.231 1.779.81 Low [kwh] 6.64.225 5.487.372 1.32.921 726.68 Total [kwh] 9.959.781 1.261.779 2.23.152 2.55.15 Demand Coverage by CHP 123% 9% 13% Heat Demand CHP Boiler Wasted Heat [kwhth] 7.99.531 12.966.83-5.48.861 Heat in m3 n.g.e. [m3] 899.662 1.474.897-574.278 * natural gas equivalent Demand Coverage by CHP 164% 164% Load Curve Heat (after simulation) From buffer CHP Boiler Demand 25 2 15 1 5 1 2 3 4 5 6 7 8 Hours Load Curve Electricity (after simulation) CHP Demand 3 25 2 15 1 5 1 2 3 4 5 6 7 8 Hours Bijlagen pagina 17
D.3 Glastuinbouw 3 ha - Management summary Case: Tuinbouw Patroon: Belichte tuinbouw - ORC 3 hectare Engines used: gtbht-gcat3512+orc Control Strategy During Low Tariff On Electricity During High Tariff On Electricity The heat buffer is ON! Comparison No CHP versus CHP No CHP CHP delta Gas purchase 163.349 393.721 23.372 Electricity purchase 596.248 161.24 435.223- Electricity sales - 14.156-14.156- O&M CHP - 8.454 8.454 Total operational result 759.596 531.43 228.553- Warmtevernietiging (m³) 251.993 Heat coverage COGEN CHP Boiler Wasted Demand Electricity Coverage COGEN CHP Import Export Demand 1.2 1.4 1. 1.2 8 1. 6 8 4 6 2 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 Month 4 2 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 Month Engine Data CHP1 CHP2 CHP3 CHP4 CHP5 Total Electrical Power [kwhe] - - 1.11.339 - - 1.11.339 Thermal Power [kwhth] - - 9.992.556 - - 9.992.556 Fuel consumption [m3] - - 2.754.84 - - 2.754.84 Running hours full load [Hours] - - 6.261 - - 6.261 Running hours part load [Hours] - - - - - - Number of Engine Starts - - 579 - - 579 Bijlagen pagina 18
Electricity Demand CHP Import Export High [kwh] 3.895.556 4.657.887 973.191 1.735.521 Low [kwh] 6.64.225 5.353.452 1.419.121 78.348 Total [kwh] 9.959.781 1.11.339 2.392.312 2.443.87 Demand Coverage by CHP 12% 88% 11% Heat Demand CHP Boiler Wasted Heat [kwhth] 7.99.531 9.992.556 147.551 2.215.44 Heat in m3 n.g.e. [m3] 899.662 1.136.594 16.783 251.993 * natural gas equivalent Demand Coverage by CHP 126% 126% Load Curve Heat (after simulation) From buffer CHP Boiler Demand 25 2 15 1 5 1 2 3 4 5 6 7 8 Hours Load Curve Electricity (after simulation) CHP Demand 3 25 2 15 1 5 1 2 3 4 5 6 7 8 Hours D.4 Gevoeligheden tuinbouw 2ha en 3 ha De tuinbouw lijkt de interessantste sector voor de ORC. De redenen hiervoor zijn de volgende: - Een hoge bedrijfstijd, als gevolg van veel belichtingsuren en het gebruik van rookgasreiniging - Veel vollast - draaiuren doordat alle elektriciteit wordt geproduceerd of ingekocht ten behoeve van de belichting - Het belang van elektriciteit als kostenpost in de energiehuishouding door een hoge kracht/warmteverhouding Bij bepaling van de invloed van de energiebehoefte bleek de gevoeligheid hiervoor groot te zijn. Vanwege deze invloed zijn voor zowel 2 ha. als voor 3 ha. alle gevoeligheden bepaald. De 3 ha. case representeert tevens een situatie die veel voorkomt in de tuinbouwsector, te weten de combinatie van elektriciteit uit eigen WK en elektriciteitsinkoop uit het net. Hierdoor wordt voorkomen dat er teveel warmtevernietiging optreedt in de kas. Voor alle cases is de gevoeligheid voorde van een LT - of HT uitvoering van de ORC bepaald. Het blijkt dat de in tuinbouw de LT uitvoering van de ORC voordeliger is. Dit komt door het gebruik van LT netten in de tuinbouw, en door het feit dat de LT uitvoering van de ORC meer elektriciteit produceert. De vermeden elektriciteitsinkoop speelt een belangrijke rol in de tuinbouw. Bijlagen pagina 19
Overzicht basiscase en gevoeligheid energiebehoefte Retrofit situatie Sector (jaar) (jaar) Tuinbouw 2ha 33.82 5,9 25.191 7,9 Tuinbouw 3ha 46.41 4,3 23.44 8,1 Tuinbouw 4ha 29.991 6,6-13.842 - De energiebehoefte heeft een grote invloed. Voor de case van de 2 hectare kas geldt dat bij een WK voor vrijwel de complete eigen elektriciteitsbehoefte er veel warmtevernietiging optreedt (circa 93. m³ equivalente aardgas). De WK is hier duidelijk te groot, maar biedt wel een voordeel in de vorm van veel vermeden elektriciteitsinkoop uit het net. Naschakeling van de ORC levert hier een voordeel op doordat er minder warmte wordt vernietigd, en er nog extra bespaard kan worden op elektriciteitsinkoop. Het warmteoverschot in de kas daalt naar circa 735. m³ aardgas bij de ORC met LT condensor, en naar circa 453. m³ bij de ORC met een HT condensor. Bij een kas van 3 ha en dezelfde motor als voor de 2 hectare kas (te weten 2* een GeCat 3512) is de energiehuishouding al beter gedimensioneerd, en treedt er minder warmteoverschot op bij het gebruik van de WK (circa 683. m³ aardgas). Het naschakelen van een LT-ORC is hier nog steeds voordelig omdat er meer vollast - draaiuren met de combinatie van de WK en de ORC gemaakt kunnen worden. Hierdoor is de terugverdientijd van de ORC beter dan bij de 2 hectare case. De vermeden inkoop van elektriciteit weegt hier op tegen de verminderde hoeveelheid warmte. Het warmteoverschot daalt het naar 575. m. Bij naschakeling van de daalt het warmteoverschot nog wel naar 252. m³, maar op andere momenten moet er weer extra gas ingekocht worden om extra warmte te produceren voor de kas. De extra elektriciteit uit de ORC weegt hier niet op tegen deze extra inkoop. Bij een kas van 4 ha en dezelfde motoren vermindert de warmtevernietiging verder naar 39. m³. Het voordeel van de WK verandert echter vrijwel niet ten opzichte van de case van 3 ha. De toegevoegde waarde van de ORC neemt echter af doordat er veel extra gas moet worden ingekocht terwijl het voordeel van de vermeden elektriciteitinkoop achterblijft. Bij de speelt dit effect extra sterk omdat er minder elektriciteit wordt geproduceerd. Het extra voordeel van de ORC wordt hier zelfs negatief. Uit het bovenstaande blijkt dat dimensionering van een WK zeer zwaar meetelt in de mate waarin een ORC kosteneffectief kan worden ingezet. Bijlagen pagina 2
Looptijd van het project De looptijd van het project kan een belangrijke invloedsfactor zijn op de rentabiliteit van de ORC. De gevoeligheid voor een looptijd van 1 en 15 jaar is hier bepaald. De volgende gegevens zijn weergegeven: TvT: Terugverdientijd NA belastingen. In tegenstelling tot de, die voor de andere gevoeligheden gebruikt wordt, is hier rekening gehouden met een vennootschapsbelasting van 35%. IRR: Internal Rate of Return on investment Voor de bepaling van de TvT en de IRR is er vanuit gegaan dat de tijd van afschrijving van de investering gelijk is aan de looptijd van het project. Tuinbouw 2 ha looptijd project Looptijd (jaar) TvT (jaar) IRR TvT (jaar) IRR 1 jaar 33.82 6,88 7,44% 24.759 8,64 2,75% 15 jaar 33.82 7,49 1,28% 25.759 9,61 6,17% Looptijd (jaar) Tuinbouw 3 ha looptijd project TvT IRR (jaar) TvT (jaar) IRR 1 jaar 44.493 5,55 12,43% 21.958 9,38 1,18% 15 jaar 44.493 5,94 14,69% 21.958 1,53 4,79% Bij een looptijd van 1 aar is de cashflow (die bepalend is voor de TvT) hoger, waardoor de TvT korter is dan bij een looptijd van 15 jaar. De IRR bij de langere looptijd van 15 jaar weer hoger doordat bij een langere looptijd het betreffende project na het bereiken van het moment van terugverdienen langer doordraait, en daardoor meer winst genereert. Hoogte investering De investeringsraming voor de ORC is nog onduidelijk. In de presentatie van de uitkomsten is uitgegaan van 15 /kwe. Dit is de verwachte kostprijs van de ORC wanneer er voldoende aantallen geproduceerd kunnen worden. De prijs voor de eerste units zal hoger liggen dan deze aangenomen prijs. De gevoeligheid van de investering per kwe op de is hoog. Bij een daling van de investeringslast zal de ook sterk dalen. Tuinbouw 2 ha hoogte investering Investering ORC ( /kwe) (jaar) (jaar) 25 /kwe 33.82 9,8 24.759 13,4 2 /kwe 33.82 7,9 25.759 1,7 15 /kwe 33.82 5,9 24.759 8, 1 /kwe 33.82 3,9 25.759 5,4 Tuinbouw 3 ha - hoogte investering Investering ORC ( /kwe) (jaar) (jaar) 25 /kwe 44.493 7,5 21.958 15,1 2 /kwe 44.493 6, 21.958 12,1 15 /kwe 44.493 4,5 21.958 9,1 1 /kwe 44.493 3, 21.958 6, Bijlagen pagina 21
Elektrisch vermogen ORC Voor het geval dat de prestaties van de ORC afwijken is de gevoeligheid van de uitkomsten bepaald voor een hoger elektrisch vermogen en een lager elektrisch vermogen van de ORC. De gevoeligheid voor de afwijking in het vermogen is relatief hoog. Dit is terug te voeren op het belang van de vermeden inkoop voor de tuinbouw. Tuinbouw 2 ha Elektrisch vermogen ORC Vermogen ORC (kwe) (jaar) (jaar) 162 kwe 33.82 5,9 24.759 8, 182 kwe 37.845 5,3 31.235 6,4 142 kwe 29.497 6,8 2.72 9,9 Tuinbouw 3 ha Elektrisch vermogen ORC Vermogen ORC (kwe) (jaar) (jaar) 162 kwe 44.493 4,5 21.958 9,1 182 kwe 5.66 3,9 3.231 6,6 142 kwe 38.381 5,2 19.54 1,2 EIA regeling Er is in deze studie vanuit gegaan dat de tuinbouw gebruik kan maken van de EIA. De gevoeligheid hiervoor is niet bepaald. De hoogte van de investering in de ORC kan als maat dienen voor de gevoeligheid voor de EIA. De gevoeligheid hiervoor is relatief groot. Gasprijs De gasprijs is een belangrijke invloedsfactor voor de waarde van eventuele warmtevernietiging, of voor omzetten van warmte voor elektriciteit. De gevoeligheid voor de kas van 2 ha relatief groot omdat de inkoop van gas nog verandert doordat de motor nog extra uren in deellast zal gaan draaien. Hierdoor verandert de gasinkoop, en daarmee het voordeel van de ORC. Tuinbouw 2 ha gasprijs Gasprijs ( ct/m³) (jaar) (jaar) 12,5 33.82 5,9 24.759 8, 15,6 39.12 5,1 28.745 6,9 1 29.67 6,7 21.549 9,3 Voor de kas van 3 hectare verandert er niets aan het draairegime van de WK of de WK/ORC. Het voordeel van de ten opzichte van de WK verandert niet doordat er geen extra gas wordt ingekocht. Bij de wordt naast gas voor de WK ook nog ene klein gedeelte gas in gekocht voor de ketel. Hierdoor verandert de hier wel, maar slechts erg weinig. Tuinbouw 3 ha gasprijs Gasprijs ( ct/m³) (jaar) (jaar) 12,5 44.493 4,5 21.958 9,1 15,6 44.493 4,5 21.416 9,3 1 44.493 4,5 22.394 8,9 Bijlagen pagina 22
Elektriciteitsprijs De elektriciteitsprijs is van belang voor de vermeden inkoop. Bij een stijging van de alleen de prijs tijdens de plateau-uren daalt de voor 2 ha licht. De invloed is hier niet erg groot doordat het grootste deel van de elektriciteitsbehoefte al zelf word opgewekt door de WK. Tuinbouw 2 ha elektriciteitsprijs E prijs ( ct/kwh) (jaar) (jaar) 5,2/2,5 33.82 5,9 24.759 8, 6,24/2,5 35.638 5,6 26.182 7,6 6,24/3 35.954 5,5 24.427 7,5 Bij de 3 ha case wordt een groter gedeelte van de elektriciteit ingekocht, maar ook hier is de invloed van de elektriciteitsprijs niet zo groot. Dit komt mede doordat de WK al het grootste deel van heet voordeel van de vermeden inkoop realiseert. Tuinbouw 3 ha elektriciteitsprijs E prijs ( ct/kwh) (jaar) (jaar) 5,2/2,5 44.493 4,5 21.958 9,1 6,24/2,5 49.62 4,1 25.46 7,8 6,24/3 51.719 3,9 27.41 7,3 Verkoopprijs elektriciteit Normaal gesproken is de opbrengst voor aan het net geleverde kwh s een percentage van de inkoopprijs. Als de verkoopprijs stijgt neemt daarbij het voordeel voor de WK, en dus ook voor de ORC toe. Deze invloed is echter pas goed merkbaar als de verkoopprijs sterk stijgt. Tuinbouw 2 ha verkoopprijs elektriciteit Verkoopprijs E ( ct/kwh) (jaar) (jaar) 4,16/2 33.82 5,9 24.759 8, 5,2/2,5 36.9 5,5 26.425 7,5 Tuinbouw 3 ha verkoopprijs elektriciteit Verkoopprijs E ( ct/kwh) (jaar) (jaar) 4,16/2 44.493 4,5 21.958 9,1 5,2/2,5 46.71 4,3 23.623 8,4 Hoogte MEP subsidie De invloed van de MEP-subsidie is niet erg sterk. Dit komt doordat het grootste deel van de elektriciteit voor eigen gebruik bestemd is, en deze komt pas boven 1.. kwh in aanmerking voor de MEPsubsidie. Alleen de elektriciteit die aan het net geleverd wordt krijgt in deze case MEP-subsidie. Tuinbouw 2 ha hoogte MEP subsidie MEP ( ct/kwh) (jaar) (jaar) 2,6 33.82 5,9 24.759 8, 3,9 34.711 5,7 25.446 7,8 1,3 32.893 6,1 24.73 8,3 Bijlagen pagina 23
Tuinbouw 3 ha hoogte MEP subsidie MEP ( ct/kwh) (jaar) (jaar) 2,6 44.493 4,5 21.958 9,1 3,9 45.42 4,4 22.644 8,8 1,3 43.584 4,6 21.272 9,4 CO 2 index Op dit moment is aangenomen dat de CO 2 index van de motor gelijk blijft als de ORC wordt nageschakeld. Door de productie van extra kwh s en het nuttig blijven gebruiken van de warmte is het ook mogelijk dat de CO 2 index kan stijgen. De invloed hiervan is hier gegeven in de vorm van een stijging van 1% voor de CO 2 index. De invloed hiervan is niet erg groot. Dit komt door hetzelfde effect als bij de invloed van de MEP subsidie. Zouden alle kwh s in aanmerking komen, bijvoorbeeld bij een veel groter bedrijf, dan zal deze invloed veel groter zijn. Tuinbouw 2 ha CO 2 index CO 2 index (jaar) (jaar) 28% 33.82 5,9 24.759 8, 3,8% 35.267 5,6 26.54 7,5 Tuinbouw 3 ha CO 2 index CO 2 index (jaar) (jaar) 28% 44.493 4,5 21.958 9,1 3,8% 46.317 4,3 23.737 8,4 Gebruik van een rookgasreiniger Een rookgasreiniger vergroot het aantal draaiuren van de WK, en daarmee ook de ORC met circa 16 draai-uren. Omdat niet alle tuinders met WK ook een rookgasreiniger hebben, is hier de invloed van wel of geen rookgasreiniger (RGR) gegeven. Dit is tevens een maat voor de draaiuren van de WK. Doe gevoeligheid voor het hebben van een RGR is zeer groot, zoals ook uit de volgende resultaten blijkt. Tuinbouw 2 ha rookgasreiniger RGR (jaar) Wel RGR 33.82 5,9 24.759 8, Geen RGR 23.879 8,3 15.71 13,2 RGR Tuinbouw 3 ha rookgasreiniger (jaar) Wel RGR 44.493 4,5 21.958 9,1 Geen RGR 34.179 5,8 9.94 21, Nieuwbouw (jaar) (jaar) Ter vergelijking zijn hieronder de verschillende s gegeven voor een grotere nieuwbouw WK en de combinatie van een kleinere WK met de ORC. Beide installaties Bijlagen pagina 24
leveren bij benadering hetzelfde vermogen. Het blijkt de van de WK sec beter is dan die van de combinatie van de ORC met de WK. Er is hier geen rekening gehouden met randapparatuur zoals eventuele aanpassingen in een netaansluiting, investering in een rookgasreiniger, kosten voor ureum of aanpassingen in het warmtenet. Hier worden alleen de WK en de WK/ORC vergeleken, te meer omdat ze in dezelfde omgeving zullen moeten functioneren. De combinatie van de ORC en de WK is hier maar weinig langer dan die van de WK. Dit komt voor een belangrijk deel omdat de investering van de ORC gedragen wordt door de WK. Tuinbouw 2 ha Nieuwbouw ( ) Totaal (jaar) investering na EIA ( ) WK (1615 kwe) 185.73 396. 2,1 WK/ 224.162 531.36 2,3 WK/ 215.297 531.36 2,5 Tuinbouw 3 ha Nieuwbouw ( ) Totaal (jaar) investering na EIA ( ) WK (1626 kwe) 256.385 396. 1,5 296.358 531.36 1,8 273.335 531.36 1,9 Bijlagen pagina 25
E Resultaten en gevoeligheden voor casus ziekenhuizen E.1 Ziekenhuizen - WK sec Management summary Case: ziekenhuis Patroon: Ziekenhuis - ORC Engines used: ZH-HT-GCat 3512 Control Strategy During Low Tariff On Electricity without Heat Loss During High Tariff On Electricity There is NO heat buffer! Comparison No CHP versus CHP No CHP CHP delta Gas purchase 223.219 365.658 142.439 Electricity purchase 669.855 258.512 411.343- Electricity sales - - - O&M CHP - 54.74 54.74 Total operational result 893.74 678.911 214.164- Warmtevernietiging 23.541 Heat coverage COGEN Electricity Coverage COGEN CHP Boiler Wasted Demand CHP Import Export Demand 1.2 1. 1. 9 8 8 7 6 6 5 4 4 3 2 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 Month 2 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 Month Engine Data CHP1 CHP2 CHP3 CHP4 CHP5 Total Electrical Power [kwhe] 6.251.79 - - - - 6.251.79 Thermal Power [kwhth] 7.928.849 - - - - 7.928.849 Fuel consumption [m3] 1.944.865 - - - - 1.944.865 Running hours full load [Hours] 2.614 - - - - 2.614 Running hours part load [Hours] 2.315 - - - - 2.315 Number of Engine Starts 322 - - - - 322 Electricity Demand CHP Import Export High [kwh] 6.42.694 5.49.166 633.528 - Low [kwh] 4.521.457 842.543 3.678.914 - Total [kwh] 1.564.151 6.251.79 4.312.442 - Demand Coverage by CHP 9% 19% 59% Bijlagen pagina 26
Electricity Demand CHP Import Export High [kwh] 6.42.694 5.771.882 27.813 - Low [kwh] 4.521.457 2.197.984 2.323.473 - Total [kwh] 1.564.151 7.969.866 2.594.285 - Demand Coverage by CHP 96% 49% 75% Heat Demand CHP Boiler Wasted Heat [kwhth] 9.475.658 5.174.381 4.359.669 58.392 Heat in m3 n.g.e. [m3] 1.77.8 588.555 495.887 6.642 * natural gas equivalent Demand Coverage by CHP 55% 55% Load Curve Heat (after simulation) From buffer CHP Boiler Demand 25 2 15 1 5 1 2 3 4 5 6 7 8 Hours Load Curve Electricity (after simulation) CHP Demand 25 2 15 1 5 1 2 3 4 5 6 7 8 Hours Bijlagen pagina 27
E.2 Ziekenhuizen - Management summary Case: ziekenhuis Patroon: Ziekenhuis - ORC Engines used: ZH-LT-GCat3512+ORC Control Strategy During Low Tariff On Electricity without Heat Loss During High Tariff On Electricity There is NO heat buffer! Comparison No CHP versus CHP No CHP CHP delta Gas purchase 223.219 43.598 27.379 Electricity purchase 669.855 177.389 492.467- Electricity sales - - - O&M CHP - 66.471 66.471 Total operational result 893.74 674.458 218.616- Warmtevernietiging 6.642 Heat coverage COGEN Electricity Coverage COGEN CHP Boiler Wasted Demand CHP Import Export Demand 1.2 1. 1. 9 8 8 7 6 6 5 4 4 3 2 2 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 Month 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 Month Engine Data CHP1 CHP2 CHP3 CHP4 CHP5 Total Electrical Power [kwhe] - 7.969.866 - - - 7.969.866 Thermal Power [kwhth] - 5.174.381 - - - 5.174.381 Fuel consumption [m3] - 2.22.745 - - - 2.22.745 Running hours full load [Hours] - 1.896 - - - 1.896 Running hours part load [Hours] - 3.977 - - - 3.977 Number of Engine Starts - 365 - - - 365 Bijlagen pagina 28
Electricity Demand CHP Import Export High [kwh] 6.42.694 5.771.882 27.813 - Low [kwh] 4.521.457 2.197.984 2.323.473 - Total [kwh] 1.564.151 7.969.866 2.594.285 - Demand Coverage by CHP 96% 49% 75% Heat Demand CHP Boiler Wasted Heat [kwhth] 9.475.658 5.174.381 4.359.669 58.392 Heat in m3 n.g.e. [m3] 1.77.8 588.555 495.887 6.642 * natural gas equivalent Demand Coverage by CHP 55% 55% Load Curve Heat (after simulation) From buffer CHP Boiler Demand 25 2 15 1 5 1 2 3 4 5 6 7 8 Hours Load Curve Electricity (after simulation) CHP Demand 25 2 15 1 5 1 2 3 4 5 6 7 8 Hours Bijlagen pagina 29
E.3 Ziekenhuizen - Management summary Case: ziekenhuis Patroon: Ziekenhuis - ORC Engines used: ZH-HT-GCat3512+ORC Control Strategy During Low Tariff On Electricity without Heat Loss During High Tariff On Electricity There is NO heat buffer! Comparison No CHP versus CHP No CHP CHP delta Gas purchase 223.219 366.161 142.942 Electricity purchase 669.855 229.757 44.99- Electricity sales - - - O&M CHP - 57.769 57.769 Total operational result 893.74 653.686 239.388- Warmtevernietiging 15.39 Heat coverage COGEN Electricity Coverage COGEN CHP Boiler Wasted Demand CHP Import Export Demand 1.2 1. 1. 9 8 8 7 6 6 5 4 4 3 2 2 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 Month 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 Month Engine Data CHP1 CHP2 CHP3 CHP4 CHP5 Total Electrical Power [kwhe] - - 6.738.184 - - 6.738.184 Thermal Power [kwhth] - - 7.46.191 - - 7.46.191 Fuel consumption [m3] - - 1.926.59 - - 1.926.59 Running hours full load [Hours] - - 2.56 - - 2.56 Running hours part load [Hours] - - 2.975 - - 2.975 Number of Engine Starts - - 349 - - 349 Bijlagen pagina 3
Electricity Demand CHP Import Export High [kwh] 6.42.694 5.692.712 349.982 - Low [kwh] 4.521.457 1.45.472 3.475.985 - Total [kwh] 1.564.151 6.738.184 3.825.967 - Demand Coverage by CHP 94% 23% 64% Heat Demand CHP Boiler Wasted Heat [kwhth] 9.475.658 7.46.191 3.39.932 1.321.465 Heat in m3 n.g.e. [m3] 1.77.8 842.41 385.698 15.39 * natural gas equivalent Demand Coverage by CHP 78% 78% Load Curve Heat (after simulation) From buffer CHP Boiler Demand 25 2 15 1 5 1 2 3 4 5 6 7 8 Hours Load Curve Electricity (after simulation) CHP Demand 25 2 15 1 5 1 2 3 4 5 6 7 8 Hours E.4 Gevoeligheden ziekenhuizen Ziekenhuizen blijken in deze studie niet erg aantrekkelijk als sector voor de ORC. De oorzaak hiervoor is dat de bestaande WK in de referentiesituatie al een groot aandeel heeft in de energiehuishouding. Hierdoor wordt de referentiesituatie (de bestaande WK) al zeer goed. De mogelijkheden voor naschakeling van de ORC zijn hierdoor niet zo groot, en daardoor blijft het voordeel van de ORC beperkt. Wat opvalt, is dat de HT uitvoering van de ORC een beter resultaat geeft dan de LT uitvoering. Dit komt doordat de beter aansluit op de elektriciteitshuishouding, en effectiever gebruik maakt van de geproduceerde warmte. Bij de LT uitvoering stijgen de kosten voor gasinkoop sterk doordat de ORC veel effectieve warmte uit de WK consumeert. De hier gegeven resultaten zijn zonder aftrek van EIA, tenzij anders vermeld Bijlagen pagina 31
Overzicht resultaten basiscase en gevoeligheid energiebehoefte Hieronder is het resultaat van de basiscase gegeven. De van de ORC bij ziekenhuizen is redelijk lang. Dit komt doordat de gebruikte WK al goed draait. De referentiesituatie voor ORC is hier dus bijzonder scherp. Dit blijkt ook uit de gevoeligheid voor de energiebehoefte.bij een afname van de energiebehoefte wordt het extra voordeel van de ORC in deze studie negatief. De bestaande WK biedt hier dus weinig tot geen ruimte voor uitbreiding met een ORC. Ziekenhuis energiebehoefte (jaar) (jaar) Ziekenhuis 1% 4.453 54,6 25.224 9,6 Ziekenhuis 75% -2.974 - -6.649 - Ziekenhuis 125% 11.934 2,4 34.237 7,1 Looptijd van het project De looptijd van het project kan een belangrijke invloedsfactor zijn op de rentabiliteit van de ORC. De gevoeligheid voor een looptijd van 1 en 15 jaar is hier bepaald. De volgende gegevens zijn weergegeven: TvT: Terugverdientijd NA belastingen. In tegenstelling tot de, die voor de andere gevoeligheden gebruikt wordt, is hier rekening gehouden met een vennootschapsbelasting van 35%. IRR: Internal Rate of Return on investment Voor de bepaling van de TvT en de IRR is er vanuit gegaan dat de tijd van afschrijving van de investering gelijk is aan de looptijd van het project. De terugverdientijden blijven hier gelijk omdat er geen vennootschapsbelasting wordt geheven. Daardoor verandert de cashflow niet. Looptijd (jaar) Ziekenhuis looptijd project TvT IRR (jaar) TvT (jaar) IRR 1 jaar 4.453 - - % 25.224 9,63,68% 15 jaar 4.453 - - % 25.224 9,63 6,12% EIA regeling Omdat ziekenhuizen als non-profit instelling geen vennootschapsbelasting betalen, heeft de EIA regeling geen effect. De gevoeligheid voor de EIA regeling is behoorlijk groot, aangezien deze ca. 18% scheelt op een investeringssom. Bij wel toepassen van EIA, door bijvoorbeeld een sale&leaseback constructie, kan de aanzienlijk verbeteren. Ziekenhuis EIA regeling (jaar) (jaar) Wel EIA 4.453 44,8 25.224 7,9 Geen EIA 4.453 54,6 25.224 9,6 Bijlagen pagina 32
Hoogte investering De investeringsraming voor de ORC is nog onduidelijk. In de presentatie van de uitkomsten is uitgegaan van 15 /kwe. Dit is de verwachte kostprijs van de ORC wanneer er voldoende aantallen geproduceerd kunnen worden. De prijs voor de eerste units zal hoger liggen dan deze aangenomen prijs. De gevoeligheid van de investering per kwe op de is hoog. Bij een daling van de investeringslast zal de ook sterk dalen. Ziekenhuis hoogte investering Investering ORC ( /kwe) (jaar) (jaar) 25 /kwe 4.453 91, 25.224 16,1 2 /kwe 4.453 72,8 25.224 12,8 15 /kwe 4.453 44,8 25.224 9,6 1 /kwe 4.453 36,4 25.224 6,4 Elektrisch vermogen ORC Voor het geval dat de prestaties van de ORC afwijken ten opzichte van de ontwerpgegevens is de gevoeligheid van de uitkomsten bepaald voor een hoger elektrisch vermogen en een lager elektrisch vermogen van de ORC. De gevoeligheid voor de afwijking in het vermogen is relatief hoog. Dit effect is terug te voeren op het voordeel van extra vermeden inkoop van elektriciteit. Doordat het hoge eigen verbruik van een universiteit wordt alle elektriciteit zelf gebruikt. Ziekenhuis Elektrisch vermogen ORC Vermogen ORC (kwe) (jaar) (jaar) 162 kwe 4.453 44,8 25.224 9,6 182 kwe 7.357 33, 29.54 8,2 142 kwe 1.375 176,7 21.73 11,2 Gasprijs De gasprijs is een belangrijke invloedsfactor voor de waarde van eventuele warmtevernietiging, of voor omzetten van warmte voor elektriciteit. De gevoeligheid voor de gasprijs is hoog. Met name bij voor de LT uitvoering blijkt dat de kosten voor gaasinkoop een belangrijke rol spelen in de rentabiliteit van de ORC. Bij een stijging van de gasprijs daalt het voordeel van de ORC. Voor de HT uitvoering is de gevoeligheid beduidend lager. Dit komt doordat de warmte uit de ORC effectiever ingezet wordt. Ziekenhuis gasprijs Gasprijs ( ct/m³) (jaar) (jaar) 12,5 4.453 44,8 25.224 9,6 15,6-8.514-25.585 9,5 1 14.645 16,6 24.94 9,7 Elektriciteitsprijs Als de prijs voor elektriciteit stijgt, neemt het voordeel van de ORC toe omdat het eigen gebruik van elektriciteit dan een extra voordeel oplevert ten opzichte van inkoop uit het net. Dit is gunstig voor de ORC. Bij de LT uitvoering is er een zeer sterke gevoeligheid te zien. Bijlagen pagina 33
Ziekenhuis elektriciteitsprijs E prijs ( ct/kwh) (jaar) (jaar) 5,2/2,5 4.453 44,8 25.224 9,6 6,24/2,5 8.225 29,5 28.173 8,6 6,24/3 15.2 6,2 29.188 8,3 Verkoopprijs elektriciteit De verkoopprijs van elektriciteit heeft geen invloed op de, want er wordt geen elektriciteit aan het net geleverd. Tuinbouw verkoopprijs elektriciteit Verkoopprijs E ( ct/kwh) (jaar) (jaar) 4,16/2 4.453 44,8 25.224 9,6 5,2/2,5 4.453 44,8 25.224 9,6 Hoogte MEP subsidie en CO 2 index De hoogte van de MEP subsidie heeft geen invloed, want er wordt geen MEP over eigen verbruik uitgekeerd (Hiervoor is te weinig inkoop uit het net). Er wordt ook geen elektriciteit geëxporteerd naar het net. Ziekenhuis hoogte MEP subsidie MEP ( ct/kwh) (jaar) (jaar) 2,6 4.453 44,8 25.224 9,6 3,9 4.453 44,8 25.224 9,6 1,3 4.453 44,8 25.224 9,6 Ziekenhuis CO 2 index CO 2 index (jaar) (jaar) 25% 4.453 44,8 25.224 9,6 27,5% 4.453 44,8 25.224 9,6 Nieuwbouw Ter vergelijking zijn hieronder de verschillende s gegeven voor een grotere nieuwbouw WK en de combinatie van een kleinere WK met de ORC. Beide installaties leveren bij benadering hetzelfde elektrisch vermogen. Het blijkt de van de WK sec beter is dan die van de combinatie van de ORC met de WK. Er is hier geen rekening gehouden met randapparatuur zoals eventuele aanpassingen in een netaansluiting of aanpassingen in het warmtenet. Hier worden alleen de WK en de WK/ORC vergeleken, te meer omdat ze in dezelfde omgeving zullen moeten functioneren. Bijlagen pagina 34
De combinatie van de ORC en de WK is hier maar weinig langer dan die van de WK. Dit komt voor een belangrijk deel omdat de investering van de ORC gedragen wordt door de WK. Ziekenhuizen Nieuwbouw ( ) Totaal (jaar) investering geen EIA ( ) WK (1615 kwe) 262.496 55. 2,1 WK/ 296.92 738. 2,5 WK/ 287.4 738. 2,6 Bijlagen pagina 35
F Resultaten en gevoeligheden voor casus universiteiten F.1 Universiteiten - WK sec Management summary Case: universiteit Patroon: Universiteit - ORC Engines used: UNI-MAN 2/13 Control Strategy During Low Tariff On Heat During High Tariff On Heat There is NO heat buffer! Comparison No CHP versus CHP No CHP CHP delta Gas purchase 1.4.28 1.534.567 134.538 Electricity purchase 3.452.56 2.977.536 474.52- Electricity sales - 63.151-63.151- O&M CHP - 41.226 41.226 Total operational result 4.852.84 4.49.178 361.96- Warmtevernietiging - Heat coverage COGEN CHP Boiler Wasted Demand Electricity Coverage COGEN CHP Import Export Demand 12. 6. 1. 5. 8. 4. 6. 3. 4. 2. 2. 1. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 Month 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 Month Engine Data CHP1 CHP2 CHP3 CHP4 CHP5 Total Electrical Power [kwhe] 9.715.476 - - - - 9.715.476 Thermal Power [kwhth] 15.978.47 - - - - 15.978.47 Fuel consumption [m3] 3.245.128 - - - - 3.245.128 Running hours full load [Hours] 6.482 - - - - 6.482 Running hours part load [Hours] 435 - - - - 435 Number of Engine Starts 96 - - - - 96 Bijlagen pagina 36
Electricity Demand CHP Import Export High [kwh] 35.46. 4.58.686 3.879.314 - Low [kwh] 23.64. 5.134.79 18.55.21 - Total [kwh] 59.1. 9.715.476 49.384.524 - Demand Coverage by CHP 13% 22% 16% Heat Demand CHP Boiler Wasted Heat [kwhth] 58.895.375 15.978.47 42.916.95 - Heat in m3 n.g.e. [m3] 6.699. 1.817.456 4.881.544 - * natural gas equivalent Demand Coverage by CHP 27% 27% Load Curve Heat (after simulation) From buffer CHP Boiler Demand 25 2 15 1 5 1 2 3 4 5 6 7 8 Hours Load Curve Electricity (after simulation) CHP Demand 14 12 1 8 6 4 2 1 2 3 4 5 6 7 8 Hours Bijlagen pagina 37
F.2 Universiteiten - Management summary Case: universiteit Patroon: Universiteit - ORC Engines used: UNI-LT-MAN 2/13+ORC Control Strategy During Low Tariff On Heat During High Tariff On Heat There is NO heat buffer! Comparison No CHP versus CHP No CHP CHP delta Gas purchase 1.4.28 1.552.149 152.121 Electricity purchase 3.452.56 2.915.999 536.57- Electricity sales - 71.211-71.211- O&M CHP - 47.582 47.582 Total operational result 4.852.84 4.444.519 47.565- Warmtevernietiging - Heat coverage COGEN CHP Boiler Wasted Demand Electricity Coverage COGEN CHP Import Export Demand 12. 6. 1. 5. 8. 4. 6. 3. 4. 2. 2. 1. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 Month 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 Month Engine Data CHP1 CHP2 CHP3 CHP4 CHP5 Total Electrical Power [kwhe] - 1.955.489 - - - 1.955.489 Thermal Power [kwhth] - 15.31.95 - - - 15.31.95 Fuel consumption [m3] - 3.28.97 - - - 3.28.97 Running hours full load [Hours] - 6.534 - - - 6.534 Running hours part load [Hours] - 446 - - - 446 Number of Engine Starts - 96 - - - 96 Bijlagen pagina 38
Electricity Demand CHP Import Export High [kwh] 35.46. 5.28.984 3.251.16 - Low [kwh] 23.64. 5.746.55 17.893.495 - Total [kwh] 59.1. 1.955.489 48.144.511 - Demand Coverage by CHP 15% 24% 19% Heat Demand CHP Boiler Wasted Heat [kwhth] 58.895.375 15.31.95 43.593.47 - Heat in m3 n.g.e. [m3] 6.699. 1.74.51 4.958.499 - * natural gas equivalent Demand Coverage by CHP 26% 26% Load Curve Heat (after simulation) From buffer CHP Boiler Demand 25 2 15 1 5 1 2 3 4 5 6 7 8 Hours Load Curve Electricity (after simulation) CHP Demand 14 12 1 8 6 4 2 1 2 3 4 5 6 7 8 Hours Bijlagen pagina 39
F.3 Universiteiten - Management summary Case: universiteit Patroon: Universiteit - ORC Engines used: UNI-HT-MAN 2/13+ORC Control Strategy During Low Tariff On Heat During High Tariff On Heat There is NO heat buffer! Comparison No CHP versus CHP No CHP CHP delta Gas purchase 1.4.28 1.545.26 145.232 Electricity purchase 3.452.56 2.932.263 519.793- Electricity sales - 69.92-69.92- O&M CHP - 47.398 47.398 Total operational result 4.852.84 4.455.829 396.255- Warmtevernietiging - Heat coverage COGEN CHP Boiler Wasted Demand Electricity Coverage COGEN CHP Import Export Demand 12. 6. 1. 5. 8. 4. 6. 3. 4. 2. 2. 1. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 Month 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 Month Engine Data CHP1 CHP2 CHP3 CHP4 CHP5 Total Electrical Power [kwhe] - - 1.629.491 - - 1.629.491 Thermal Power [kwhth] - - 15.576.497 - - 15.576.497 Fuel consumption [m3] - - 3.267.684 - - 3.267.684 Running hours full load [Hours] - - 6.525 - - 6.525 Running hours part load [Hours] - - 434 - - 434 Number of Engine Starts - - 96 - - 96 Bijlagen pagina 4