home *** CD-ROM | disk | FTP | other *** search
/ NetNews Usenet Archive 1992 #31 / NN_1992_31.iso / spool / sci / energy / 6562 < prev    next >
Encoding:
Internet Message Format  |  1993-01-01  |  3.9 KB
  1. Path: sparky!uunet!think.com!ames!sgi!cdp!ei
  2. From: Essential Information <ei@igc.apc.org>
  3. Newsgroups: sci.energy
  4. Date: 31 Dec 92 13:54 PST
  5. Subject: Re: Energy Ideas - HVAC-2
  6. Sender: Notesfile to Usenet Gateway <notes@igc.apc.org>
  7. Message-ID: <1466300140@igc.apc.org>
  8. References: <1466300134@igc.apc.org>
  9. Nf-ID: #R:cdp:1466300134:cdp:1466300140:000:3582
  10. Nf-From: cdp.UUCP!ei    Dec 31 13:54:00 1992
  11. Lines: 76
  12.  
  13.  
  14.  
  15. LIFE-CYCLE COST ANALYSIS
  16.  
  17. While the calculation of the life-cycle cost of an electric
  18. vapor-compression or a natural gas absorption air conditioning
  19. system is highly site-specific, the following generalized
  20. calculation demonstrates the issues surrounding a selection. As
  21. shown below, economics weigh heavily against absorption systems.
  22. Even considering a very low purchase price for natural gas, the
  23. payback period for an absorption chiller is over 15 years.
  24. However, a Demand-Side Management rebate, such as the $70,000
  25. rebate given to the State University of New York at Buffalo for
  26. 300 tons of gas cooling (see p. 5), can drastically reduce this
  27. payback period; that rebate cuts the payback perit over
  28. one year. 
  29.  
  30. This calculation probably underestimates the cost of electricity
  31. for a chiller. Many electric utilities charge a high rate for
  32. electricity to facilities with a high demand, especially during
  33. the day when demand is highest.
  34.  
  35. Life-cycle cost analysis should, where possible, include
  36. so-called "external"costs, including environmental and social
  37. costs. A few states have estimated the cost of reducing carbon
  38. dioxide and sulfur dioxide emissions and have used these figures
  39. as the costs of pollution in least-cost planning for utilities. 
  40.  
  41. In this calculation, the low coeffecient of performance (COP) of
  42. the absorption chiller as compared to the electric chiller
  43. minimizes the difference between burning natural gas and burning
  44. coal to generate electricity. Including the reduction of
  45. pollution does not enhance the economic attractiveness of an
  46. absorption cooler. Other factors which do not have estimated
  47. costs, such as the elimination of the use of CFCs and HCFCs,
  48. would give absorption cooling a stronger advantage.
  49.  
  50.                                         Electric       Nat. Gas
  51. Size (tons) [1]                         300            300
  52. Purchase Price [2]                      $75,000        $150,000
  53. Site COP [2]2                           5              1
  54. Heat Removed Annually (therms) [3]      20,000         20,000
  55. Energy Consumed Annually                4,000          20,000
  56.   (Heat Removed/COP (therms))
  57. Cost of Energy ($/therm) [4]            2.05           0.17
  58. Annual Energy Cost                      $8,200         $3,400
  59.   (Consumption * Cost)
  60. 20-Yr. Economic LCC                     $239,000       $218,000
  61.  
  62. Source Energy Consumption (therm) [5]   11,425         20,000
  63. Annual CO2 Emissions [6]                120            116
  64. Annual SO2 Emissions [7]                1,400          0
  65. Cost of CO2 ($/ton) [8]                 23             23
  66. Cost of SO2 ($/ton) [9]                 1,500          1,500
  67. Total Annual Pollution Cost             $3,180         $2,668
  68.  
  69. Total 20-Year LCC                       $315,200       $271,360
  70.  
  71. 1 - Same size as gas-engine-driven chiller described on p. 5.
  72. 2 - Mike Byars, Trane Company
  73. 3 - Estimated from performance data for chiller described on p.5.
  74. 4 - Electric price = average listed in Energy User News
  75.   Gas price = district purchase price as described on p. 6.
  76. 5 - Assuming 35 percent efficiency for electricity generation and
  77. transmission; site and source energy for natural gas are equal.
  78. 6 - According to U.S. EPA, coal combustion emits about 210 lbs.
  79. CO2 per MMBtu and natural gas combustion emits about 116 lbs. CO2
  80. per MMBtu.
  81. 7 - According to U.S. EPA, coal combustion emits about 1.2 lbs.
  82. SO2 per MMBtu and natural gas does not emit sulfur dioxide.
  83. 8 - Cost as determined for State of Massachusetts by Tellus
  84. Institute.
  85. 9 - Cost as determined for State of Massachusetts by Tellus
  86. Institute.
  87.  
  88.  
  89.