Techno-economic Feasibility of CHP Plants Equipped With Thermal Storage in Ontario, Canada and their Conversion to Trigeneration Plants Using Absorption Chillers
Author
Bryant, Sean M.
Term
4. Term
Publication year
2011
Submitted on
2011-06-10
Pages
54
Abstract
Denne afhandling vurderer den teknisk‑økonomiske gennemførlighed af gasfyrede kraft-varmeanlæg (CHP) med termisk lager i Ontarios liberaliserede elmarked og undersøger deres konvertering til trigeneration ved hjælp af absorptionskølere. Ved brug af modelleringsværktøjet energyPRO simuleres timesdrift og optimeringsstrategier, der samtidig koordinerer elproduktion/salg og varmeforsyning i Ontarios realtidsmarked og i fjernvarmekontekster. Der opbygges to scenariegrupper: (1) kun fjernvarme og (2) kombineret varme og køling, hvor referencesystemer (gasfyrede kedler og elektriske kølemaskiner) sammenlignes med alternativer med CHP-motorer, termisk lager og – for trigeneration – absorptionskølere. Nettoværdien (NPV) beregnes for flere anlægsstørrelser og lagerkapaciteter, og følsomhedsanalyser udføres for kalkulationsrente, brændsels- og elpriser samt ændringer i spotprisen; Torontos fjernenergisystem og provinsens markeds- og politikrammer danner kontekst. Resultaterne, struktureret på tværs af reference- og alternativscenarier, belyser hvordan driftsstrategier og markedsforhold påvirker projektøkonomien; diskussionen adresserer blandt andet prisdynamik i det timelige marked, mulig underudnyttelse af termisk lager og metodiske begrænsninger ved konvertering af foruddefinerede CHP‑anlæg til trigeneration. Afhandlingen giver et beslutningsgrundlag for planlæggere og beslutningstagere om, under hvilke betingelser små og mellemstore CHP‑anlæg med lager samt deres konvertering til trigeneration kan være levedygtige i Ontario.
This thesis assesses the techno-economic feasibility of gas-fired combined heat and power (CHP) plants equipped with thermal storage in Ontario’s liberalized electricity market and examines their conversion to trigeneration using absorption chillers. Using the energyPRO modeling tool, it simulates hourly operation and optimization strategies that co-ordinate electricity production/sales and heat supply within Ontario’s real-time market and district energy contexts. Two scenario groups are built: (1) district heating only and (2) combined heating and cooling, comparing reference systems (gas boilers and electric chillers) with alternatives featuring CHP engines, thermal storage, and—for trigeneration—absorption chillers. Net present value (NPV) is calculated for multiple plant sizes and storage capacities, and sensitivity analyses are performed for discount rate, fuel and electricity prices, and spot price changes; Toronto’s district energy system and provincial market and policy frameworks provide context. The results, organized across reference and alternative cases, illustrate how operating strategies and market conditions influence project economics; the discussion addresses issues such as hourly price dynamics, potential underutilization of thermal storage, and methodological limitations when converting predefined CHP plants to trigeneration. The thesis informs planners and policymakers about the conditions under which small- and medium-scale CHP with storage, and their conversion to trigeneration, can be viable in Ontario.
[This summary has been generated with the help of AI directly from the project (PDF)]
Documents