Loading...
HomeMy WebLinkAboutBartlett Hospital Biomass Energy System Prelim Feasibility Report Final Fairbanks EconomicDevCorporation 08-27-2018-BIO Fairb                                         Ba B banks  Study artle Biom Prel Econo  Developed B ett R mass imina Da omic D By: Wilson & W Reg s En ary F June Vers ate: A Develo Wilson Engine gion nerg Feasib au, Alas ion: Fin August 2 opmen eering Service al H gy S bility ka nal 27, 2018 t Corp es Corporatio Hosp Syst Repo poratio on  pita tem ort on  l Preliminary Feasibility Report    Version: Final  Bartlett Regional Hospital      Date Modified: August 27, 2018  Juneau, Alaska    Fairbanks Economic Development Corporation        Table of Contents  1.0  Executive Summary ........................................................................................................................... 1  2.0  Introduction ...................................................................................................................................... 4  2.1  Fairbanks Economic Development Corporation ........................................................................... 4  2.2  Bartlett Regional Hospital Opportunity ........................................................................................ 4  3.0  Facilities Overview ............................................................................................................................ 4  3.1  Bartlett Central Plant .................................................................................................................... 4  3.2  Bartlett Facilities ........................................................................................................................... 5  3.3  Wildflower Court Facilities ............................................................................................................ 5  4.0  Energy Use and Cost ......................................................................................................................... 6  4.1  Historic Energy Use ....................................................................................................................... 6  4.2  Heating Demand Models .............................................................................................................. 8  5.0  Fuel Options, Costs, Requirements ................................................................................................. 11  5.1  Wood Fuel Specification and Processing Discussion .................................................................. 12  6.0  Evaluated Biomass System Options ................................................................................................ 14  6.1  Option 1 – Biomass Boiler Serving Hospital ................................................................................ 14  6.2  Alternative 1 – Connection to Wildflower Court ........................................................................ 16   6.3  Alternative 2 – Bartlett Central Plant Combined Heat & Power ................................................. 18  6.4  Alternative 3 – Biomass Boiler Plant Combined Heat & Power .................................................. 20  7.0  Grants and Incentives ..................................................................................................................... 21  7.1  USFS Wood Innovations Grant .................................................................................................... 21  7.2  USDA Rural Development Community Facilities Program .......................................................... 21  7.3  Opportunities with Third‐Party Ownership ................................................................................ 21  8.0  Economic Analysis ........................................................................................................................... 22  8.1  Project Costs ............................................................................................................................... 22  8.2  Project Benefits ........................................................................................................................... 23  8.3  Economic Summary .................................................................................................................... 24  9.0  Permitting and Emissions ................................................................................................................ 25  9.1  Air Permitting .............................................................................................................................. 25  9.2  Greenhouse Gas Emissions ......................................................................................................... 26  10.0  Conclusions and Recommendations ............................................................................................... 27  11.0  Assumptions .................................................................................................................................... 29  12.0  Forest Conditions & Fuel Availability .............................................................................................. 29  13.0  Biomass Technology ........................................................................................................................ 31  Preliminary Feasibility Report    Version: Final  Bartlett Regional Hospital      Date Modified: August 27, 2018  Juneau, Alaska    Fairbanks Economic Development Corporation        13.1  Biomass‐Fired Steam Boilers ....................................................................................................... 31  13.2  Backpressure Steam Turbines ..................................................................................................... 32  Appendix A – Site / Building Layouts and Connection Schematics  Appendix B – Capital Cost Estimates  Appendix C – Cash Flow and Fuel Sensitivity Analyses  Appendix D – Site Visit Photos Preliminary Feasibility Report    Version: Final  Bartlett Regional Hospital      Date Modified: August 27, 2018  Juneau, Alaska  Fairbanks Economic Development Corporation    1  1.0 EXECUTIVE SUMMARY  Fairbanks Economic Development Corporation has commissioned pre‐feasibility studies for community  heating projects that could utilize high‐efficiency, low‐emission, wood‐fired systems.  Bartlett Regional  Hospital has a steam heating system served by two large steam boilers, utilizing over 200,000 gallons of  fuel oil per year.  This study evaluates the potential to use local, renewable biomass energy to meet the  heating demands of the hospital, thereby offsetting fossil fuel consumption, reducing operating costs,  reducing net greenhouse gas emissions, and keeping resources spent on energy within the local  economy.  One main biomass system option with several alternates was evaluated in this study.  An overview of  the biomass option and each alternate is provided below.  Option 1 – Biomass Boiler Serving Hospital:  A 6.0 mmBtu/hr biomass steam boiler would be  installed in a new boiler plant.  Steam would be provided at 65 psig to the header in the existing  central plant via direct buried, pre‐insulated piping.  This system would cover approximately  90% of the hospital’s heating demands.  Alternative 1 – Connection to Wildflower Court:  A steam‐to‐hot water heat exchanger would  be installed in the hospital’s boiler room.  This would feed an underground hot water loop to  inject heat from the biomass system into the Wildflower Court hydronic system.  Adding this to  Option 1 would allow the biomass system to cover approximately 90% of the combined Hospital  and Wildflower Court heating demands.  Alternative 2 – Bartlett Central Plant Combined Heat & Power:  A 50 kW single‐stage  backpressure steam turbine would be installed in parallel with the existing PRVs in the central  plant.  The electric output of the system would be based on the low pressure steam demands of  the facility.  Alternative 3 – Biomass Plant Combined Heat & Power:  An 60 kW single‐stage backpressure  steam turbine would be installed in the biomass plant.  The biomass boiler for Option 1 would  be rated for 300 psig steam, and would provide 275 psig steam to the turbine and a parallel PRV  station.  The turbine would reduce the steam pressure in order to provide 65 psig to the existing  central plant steam header.  The electric output of the system would be based steam demands  of the facility.  A summary of the economic performance of each option is presented in Table ES 1.  Options presented  in this study were analyzed with inclusion of $250,000 in potential grant funding.  This level of grant  funding should be able to be achieved regardless of project ownership, and additional grant funding may  be available.  The 20‐year cash flow analyses were developed using energy price indices based on  Department of Energy forecasts.  Analyses use a real discount rate of 3%.  Table ES 1:  Economic Summary  Biomass Option  A‐Total  Estimated  Capital Cost  B‐Assumed  Grant  Funding  C‐First Year  Net  Operating  Savings  Simple  Payback  (A‐B)/C  20‐Year  Benefit/Cost  Ratio  20‐Year  Net  Present  Value  Option 1  $2,951,190  $250,000  $242,359  12.2  2.4  $3,768,707   Alternative 1  $3,153,487  $250,000  $275,044  11.5  2.5  $4,418,864   Alternative 2  $3,457,878  $250,000  $251,978  13.7  2.1  $3,417,480   Alternative 3  $3,519,285  $250,000  $252,662  13.9  2.0  $3,368,596   Note: Fuel pricing assumed is the 2018 average of $2.35/gallon for fuel oil and $60/ton wood chips.  See Section 4.  Preliminary Feasibility Report    Version: Final  Bartlett Regional Hospital      Date Modified: August 27, 2018  Juneau, Alaska  Fairbanks Economic Development Corporation    2  Conclusions and Recommendations:  The installation of a biomass system presents Bartlett Regional  Hospital with the opportunity to reduce energy costs, utilize a locally‐sourced renewable form of energy,  reduce net greenhouse gas emissions, help mitigate current forest residual handling issues, and keep  dollars spent on energy within the local economy.  There is one main biomass option that has been  evaluated in this study, and then three individual alternatives that have been considered.  Any or all of  the alternatives could be added to the main option.   The main option, Option 1, would include a 6.0 mmBtu/hr biomass steam boiler in a new boiler plant  near the existing central plant.  This system would replace 90% of the hospital’s heating demand with  locally sourced wood fuel.  This option is approximately $3,000,000 prior to any grant funding, and  would provide annual operating savings on the order of $240,000 at current fuel oil pricing, and  anticipated wood fuel costs.  When assuming a minimum of $250,000 in grant funding, this option  provides a simple payback on the order of 12‐13 years.  The largest driver of the economics for the  project is the cost of fuel oil, and it is recommended that Bartlett consider the sensitivity analysis in  Appendix C that shows how the savings will vary with changes in fuel oil and wood energy costs.  Alternative 1 would add a hot water loop to inject heat into Wildflower Court’s hydronic heating system.   Adding this Alternative does not require increasing the biomass boiler system size, and the biomass  system would cover 90% of the combined heating demand of the two facilities.  This Alternative  provides improved overall economics for the biomass system with a capital cost on the order of  $200,000, while increasing annual operating savings by approximately $30,000.    Alternative 2 involves adding a 50 kW backpressure steam turbine and generator at the Hospital’s  central plant in parallel with the existing PRVs.  This unit would generate electricity as steam pressure is  reduced to serve the majority of the Hospital’s heating demand.  This alternative could be considered  regardless of whether a biomass system was pursued.  This cost for this Alternative is on the order of  $500,000, and it provides on the order of $10,000 in operating savings by generating approximately 5%  of the annual electric demand for the Hospital.    Alternative 3 involves adding a 60 kW backpressure steam turbine and generator in the biomass plant.   This requires increasing the pressure rating of the biomass boiler to allow production of ~275 psig  saturated steam, and the turbine and a parallel PRV station would reduce this to distribution pressure.   This unit would generate electricity following the load served by the biomass plant.  This cost for this  Alternative is on the order of $500,000, and it provides on the order of $10,000 in operating savings by  generating approximately 6% of the annual electric demand for the Hospital.  Additional benefits provided through the use of renewable biomass energy at the hospital include:   Net reduction of greenhouse gas emissions by approximately 1,922 – 2,166 metric tonnes  annually,   Support of the local economy through the purchase of $187,000 – $213,000 of locally sourced,  renewable wood fuel,   Increased heating system redundancy,   A diversification in heating fuels to allow for mitigation of fossil fuel cost volatility,   Capacity to add additional facilities or future expansions while still covering the majority of  added thermal load,  o Even with a 50% increase in covered thermal demand, the same biomass system should  be able to cover approximately 80% of the added load,   Creating markets for low‐value woody biomass to provide outlets for local wood residuals and  opportunities for forest management activities to reduce pests and disease, prevent fires, and  manage for ecological diversity, soil health, and water quality.  The following are recommended considerations as Bartlett decides whether to pursue a biomass option.  Preliminary Feasibility Report    Version: Final  Bartlett Regional Hospital      Date Modified: August 27, 2018  Juneau, Alaska  Fairbanks Economic Development Corporation    3   It is strongly recommended that staff visit several modern biomass  boiler  installations  of  different vendors to develop a detailed understanding of the systems and their capabilities.     A  third‐party  owner  of  the  system  could  provide  access  to  increased options for incentive  funding, and may be attractive for the Hospital.  Depending on the potential owner, there are  options available that could fund nearly 50% of the project cost.   o Please note that any third‐party operator would need to profit from the project, and  thus, some of the overall benefits would accrue to the potential third‐party.    o There  may  be  an  opportunity  for  an  integrated  operation  that  both  processes  and  delivers the wood fuel, as well as operates the biomass system.     The largest driver of the economics for the project is the cost of fuel oil, and it is recommended  that Bartlett consider the sensitivity analysis in Appendix C that shows how the savings will vary  with changes in fuel oil and wood energy costs.   It is strongly recommended that a key next step for the hospital in pursuing a biomass option be  to verify the wood fuel availability and cost in detail.  Wood fuel availability is currently being  evaluated in detail by Alaska’s Division of Forestry.  The USFS has provided guidance for fuel  sources and pricing assumptions for use in this report, and the assumptions should be examined  in detail upon completion of the wood resource study by Alaska’s Division of Forestry.   Please note that there are some potential funding opportunities that may be enhanced for CHP  systems,  in  which  case,  addition  of  Alternative  2  or  3  to  the  overall  project  could  improve  incentive opportunities and project economics.   Capital  costs  in  this  report  are  based  on  competitive  bidding  of  the  project  and  receiving  multiple competitive bids.  This region of Alaska may have limited  bidders  for  this  project  depending  on  the  market  at  the  time  of  bidding,  and  this  should  be  understood  when  considering capital costs.  If the project is pursued, it is recommended that a suite of potential  bidders be identified and cultivated well in advance of any bidding.    The following are items for consideration that are unrelated to a biomass option.   The existing boilers are understood by the Hospital to be significantly larger than required for  their current loads, and the load modeling identified this as well.  The addition of steam or  feedwater metering and logging would provide useful information regarding overall seasonal  efficiency of the existing boilers to inform future decisions regarding investments in the central  plant infrastructure.  o Hospital staff does an excellent job of tracking boiler operations (daily fuel use, daily  make‐up water use, and key operating parameters), and tuning the boilers on a regular  basis.  An O2 trim system and updated boiler control from Cleaver Brooks are being  installed currently which will reduce boiler cycling to improve overall efficiency.     Sub‐metering of key electric loads could be a useful tool for identifying opportunities for energy  and cost savings.  Approximately 30% of the electric cost for the  Hospital  is  from  demand  charges,  and  sub‐metering  could  assist  with  identifying  opportunities  for  reducing  demand  charges.        Preliminary Feasibility Report    Version: Final  Bartlett Regional Hospital      Date Modified: August 27, 2018  Juneau, Alaska  Fairbanks Economic Development Corporation    4  2.0 INTRODUCTION  2.1 FAIRBANKS ECONOMIC DEVELOPMENT CORPORATION  Fairbanks Economic Development Corporation (FEDC) has commissioned pre‐feasibility studies for  community heating projects that could utilize high‐efficiency, low‐emission, wood‐fired systems.  Sites  to receive these studies were selected by the Alaska Wood Energy Development Task Group (AWEDTG)  based on submitted statements of interest.  Sites for consideration included schools, public facilities and  buildings, and buildings owned and operated by not‐for‐profit organizations, federally recognized tribes,  ANCSA corporations, commercial enterprises, and for‐profit entities.  AWEDTG has selected community  projects based on its goal to identify cost‐effective heating projects that will displace fossil fuels with  wood and wood residues.  This study was developed under FEDC guidance by Wilson & Wilson  Engineering Services Corporation.  2.2 BARTLETT REGIONAL HOSPITAL OPPORTUNITY  Bartlett Regional Hospital (Bartlett) is a hospital serving a northern region of Southeast Alaska with  approximately 55,000 residents.  The hospital is licensed for 57 inpatient beds with an additional 16  residential beds in its substance‐abuse treatment facility.  The hospital’s current facility was primarily  built in 1965, and is approximately 139,000 square feet.  The facility has a steam heating system served  by two large steam boilers, utilizing over 200,000 gallons of fuel oil per year.  There is also an independent nursing care facility, Wildflower Court, adjacent to the hospital.   Wildflower Court is approximately 60,000 square feet and has 61 beds.  The facility has a hot water  heating system and used over 27,000 gallons of fuel oil in 2017.  This study evaluates the potential to use local, renewable biomass energy to meet the heating demands  of the hospital, thereby offsetting fossil fuel consumption, reducing operating costs, reducing net  greenhouse gas emissions, and keeping resources spent on energy within the local economy.  3.0 FACILITIES OVERVIEW  3.1 BARTLETT CENTRAL PLANT  The hospital’s central plant includes two Cleaver Brooks model CBI‐101‐500‐150 boilers, installed in  2004.  These boilers are each rated for 500 hp (16.7 mmBtu/hr) with a maximum working pressure of  150 psig.  The boilers operate in a lead‐lag configuration.  The lead boiler is set to maintain a pressure  range of 62 – 65 psig, while the lag boiler maintains a pressure range of 55 – 60 psig.  Anecdotal  information provided by plant staff indicated that the lead boiler rarely, if ever, leaves low‐fire, even  during the winter, and must cycle frequently to meet steam demand.  The boilers provide steam to a  common header, which serves the hospital.  The majority of steam passes through a set of parallel  pressure reducing valves (PRVs), dropping steam pressure to 7 psig.  Remaining steam is utilized at the  higher pressure.    There are two condensate receivers at the facility, one in the central plant and the other in a nearby  mechanical room.  Condensate is pumped from the receiver tanks to a deaerator tank in the central  plant.  Each of the condensate receivers is fed by gravity.  The receivers then pump condensate to the  deaerator (DA) tank in the central plant.  The DA tank is a Cleaver Brooks Spraymaster.  The DA tank is  fed with 7 psig steam from the low pressure header.  There are two Grundfos feedwater pumps driven  by 7.5 hp motors providing approximately 175 psig feedwater to the boilers.    Fuel oil for the boilers is stored in a single 20,000 gallon underground tank.  There is an OMNTEC  monitoring system on the tank.  The fuel level is read daily on this system, and recorded on the daily log  Preliminary Feasibility Report    Version: Final  Bartlett Regional Hospital      Date Modified: August 27, 2018  Juneau, Alaska  Fairbanks Economic Development Corporation    5  for Boiler 1.  This provides daily fuel use records that can be used to evaluate daily fuel use on days  when there aren’t any deliveries.    Detailed daily logs are kept in the central plant.  The daily log is filled out once per day with the time  noted.  The logs include records for testing of key safety devices, blowdown, chemical treatment, key  pressures, key temperatures, key boiler data, fuel tank level, and makeup water readings.  The central  plant does not have steam or feedwater metering.    The facility is implementing an upgrade to the Cleaver Brooks boilers, with installation this summer  season of the latest Hawk control system and O2 trim.  This new control system will allow the boilers to  have a wider range of firing rates, and should limit boiler cycling to improve overall system efficiency.   Daily records show that the lead boiler in the winter currently cycles around 36 times per day in the  winter and 110 times per day in the summer.  The lag boiler cycles about 21 times per day on average  year‐round.  These cycles have a significant impact on the overall efficiency of the central plant.  For the  purposes of this report, the boilers as configured during the period of fuel use records that were  provided is assumed to be 80% on a seasonal basis.  This is assumed to be a conservative value for the  purpose of estimating wood energy demand and project economics.  3.2 BARTLETT FACILITIES  Bartlett’s overall facility is 139,000 square feet, and includes operating rooms, beds, clinics, laundry,  kitchen, office, and utility spaces.  Steam loads on the central plant include space heating, domestic hot  water, snowmelt system for the helipad, humidification in critical areas, and sterilization.  Domestic hot  water is fed from exchange with steam through shell and tube heat exchangers.  The laundry and  kitchen are served with 180°F domestic hot water, and the remainder of the facility loads are fed at  120°F, blended down from 180°F.  The laundry utilizes domestic hot water fed from the steam plant for  washers, but its dryers are electric.    The majority of loads utilize steam at 7 psig, with higher pressure steam utilized for sterilization, two air  handler units, and a hydronic heating loop.  There are five sterilization units, ranging in maximum steam  demand between 158 and 310 pph.  These units are run during day shift only.  Plant staff have  estimated that about 80% of steam is utilized at the lower pressure.  All heating loads of for the main  facility are served by the central plant boilers, there are no other heat sources that are in use.  The  facility has an integrated BMS that allows staff to manage and monitor facility performance.  There is  web‐based login, and a central computer and monitoring station is located adjacent to the central plant.    The fuel oil tank for the central plant also serves the emergency generator.  The unit is powered by a  997 kW Caterpillar engine, and is rated to provide 900 kW, 480V 3ph.  Anecdotal information from  facility staff indicates the generator is very rarely needed for backup power.  The unit is tied to four  priority service areas through automatic transfer switches.  The main service to the overall facility enters  the facility in a room adjacent to the central plant.  The main metered service is 480V, 3ph, 4000A, and  this serves the overall facility.  3.3 WILDFLOWER COURT FACILITIES  Wildflower Court nursing care facility is adjacent to the hospital, with a central boiler room on the near  side to the hospital, approximately 375 feet from the Bartlett boiler room.  Wildflower Court is served  by two hot water boilers, firing on fuel oil.  A Buderus GE515/12 hot water boiler, rated for 1.8  mmBtu/hr, covers all of the facility’s demands.  The second boiler is an older Burnham boiler, rated for  1.7 mmBtu/hr, and serves solely as backup.  The hot water boiler system serves the space heating,  domestic hot water, and kitchen needs.  A small electric hot water heater provides higher temperature  water for the laundry.    Prelimina   Fairbanks 4.0 E 4.1 H 4.1.1 H Bartlett p addition B fuel tank  convenien depot afte 15,000 ga methods  there are  level read A chart sh chart, it is and dome Fuel oil de based on  degree da relatively  temperat demand, t ry Feasibility  s Economic De NERGY US HISTORIC ENE Heating Fuel  rovided mon Bartlett provi level.  Fuel oi nce of their su er serving oth allons, and wi of fuel delive no deliveries ding is not rec howing month s apparent th estic hot wate elivery record delivery for t ays were less  warm years.  ure relative t typically 65°F Report      evelopment C SE AND CO RGY USE  thly fuel oil d ded boiler log l deliveries to upplier.  Bart her customer ll also arrang ery, Bartlett w s, daily use ca corded at the  hly fuel oil de at there is sig er.   Fi ds encompass the hospital is than the hist  Heating deg o a theoretic F.  Ve Date Modif Corporation  OST  delivery recor gs for the tim o Bartlett are  lett will take  rs.  Bartlett ty e for a fuel de will often rece n be determi same time ev eliveries to th gnificant heat igure 1:  Mon sed two full y s presented in toric annual a gree days are  al base temp ersion: Final  ied: August 2   ds for the tim me period Janu made throug delivery whe ypically aims t elivery when  eive several de ined from obs very day, how e hospital is p ting demand d nthly Fuel Oil  years, 2015 an n Table 1.  Fo average by ab a measureme erature in wh 27, 2018  me period July uary 2015 to  gh two orderi n the fuel sup to keep a min the tank falls eliveries each serving the fu wever, creatin presented in  during the su Deliveries  nd 2016.  A su r both 2015 a bout 12%, ind ent of the dai hich a building Bartlett y 2014 to Apr June 2018, w ing methods.  pplier is retur nimum fuel le s below this le h week.  Betw uel tank level ng some unce Figure 1.  By  mmer for reh ummary of an and 2016, the icating that t ily mean outd g has no spac t Regional Ho Juneau, A il 2017.  In  which include   The first is a rning to the f vel of about  evel.  With th ween days in w .  The fuel tan ertainty.    observing thi heat, steriliza nnual fuel use e total heating hese were  door air  ce heating  ospital  Alaska  6  daily  at the  uel  hese  which  nk  is  tion,    e  g  Preliminary Feasibility Report    Version: Final  Bartlett Regional Hospital      Date Modified: August 27, 2018  Juneau, Alaska  Fairbanks Economic Development Corporation    7  Table 1:  Bartlett Heating Degree Day & Fuel Use Summary  Calendar  Year  Heating  Degree  Days1  Delivered  #2 Fuel Oil  (gallon)  Delivered  #1 Fuel Oil  (gallon)  Heat Input  (mmBtu)  Estimated  Heat  Output2  (mmBtu)  2015  7384  208,332  4,856  29,405  23,524  2016  7385  219,894  965  30,476  24,381  Average  214,113  2,910  29,940  23,952  Note 1:  The average annual heating degree days for Juneau for the time period 1981 – 2010 as  reported by the National Climatic Data Center was 8,351.  Note 2:  Heat output is estimated using a boiler efficiency of 80%.  Fuel use for Wildflower Court was provided for the calendar year 2017.  A summary of fuel use is  presented in Table 2.  Table 2:  Wildflower Court Heating Degree Day & Fuel Use Summary  Calendar  Year  Heating  Degree  Days1  Delivered  Fuel Oil #2  (gallon)  Delivered  Fuel Oil #1  (gallon)  Heat Input  (mmBtu)  Estimated  Heat  Output2  (mmBtu)  2017  8605  27,678  ‐  3,820  3,056  Note 1:  The average annual heating degree days for Juneau for the time period 1981 – 2010 as  reported by the National Climatic Data Center was 8,351.  Note 2:  Heat output is estimated using a boiler efficiency of 80%.  The average estimated heat output for 2015 and 2016 Bartlett, and the 2017 estimated heat output for  Wildflower Court are used in the economic analysis of this study.  4.1.2 Electric  Bartlett provided billing history for its electric service for the main facility meter, which includes the  boiler plant, for the time period August 2006 to September 2017.  Electric service is provided by Alaska  Electric Power and Light.  The meter for the main facility falls under the Large Commercial with Demand  rate schedule.  AELP provided its future rates as of August 1, 2018, which show a reduction from past  rates.  The rates as of August 1st will be $0.0592/kWh (peak) and $0.0555/kWh (off‐peak).  The demand  charges will be $13.85/kW (peak) and $8.82/kW (off‐peak).  The average energy charge based on actual  billings in 2017 is used for the economic analysis of this study since this is the value that was in place  upon publication of the 2018 NIST future projections.  The demand charge offset for turbine options was  also modeled based on 2017 demand charge peak and off‐peak rates to also match up with the 2018  NIST projections.  A chart of electric use and billed electric demand for calendar year 2016 is presented in Figure 2.   Electric use and demand is fairly consistent throughout the year, with monthly electric use ranging from  approximately 420,000 – 490,000 kWh and monthly billed demand ranging from approximately 820 –  915 kW.  Prelimina   Fairbanks 4.2 H Models of data prov observed  was applie The base  reported  the heatin Models of heating d heating d represent ry Feasibility  s Economic De Fig HEATING DEM f daily averag vided by Bartl to have a rel ed across the load is estima by the boiler  ng demands u f the daily ave emand was a emand was a t the daily ave Report      evelopment C gure 2:  Bartle MAND MODEL ge heating de ett and histo atively large a e year to repr ated based on logs, on days used to devel Table Calenda Year  2015  2016  Note 1:  Bas use records.  erage heating allocated prop allocated even erage demand Ve Date Modif Corporation  ett Main Faci LS  mand for the ric surface we a fuel usage d esent loads fo n ASHRAE dat s in which the op this mode e 3:  Bartlett H ar  Tota Heatin Deman (mmBt 23, 24, e heating dem g demand for portionately a nly across the d and do not  ersion: Final  ied: August 2   ility Electric U e hospital wer eather data fo during summ or sterilizatio ta for hospita ere was no th el are present Heating Dem l  ng  nd  tu)  Bas Heati Dema (mmB ,524 7 ,381 7 mand is assume r the hospital  across the yea e year.  It is im indicate peak 27, 2018  Use and Dem re developed  or Juneau.  B er months, a  on, reheat, an als, and obser eoretical hea ted in Table 3 and Summar e  ing  nd1  Btu)  Spa Heat Dema (mmB 7,200  1 7,200  1 ed based on AS are presente ar based on t mportant to n k or minimum Bartlett and – 2016  using the an ecause the ho constant bas d domestic h rved daily fue ating demand 3.  ry  ace  ting  and  Btu)  6,324  7,181  SHRAE data and ed in Figure 3 the heating de note that thes m demands se t Regional Ho Juneau, A nual fuel deliv ospital was  se heating loa ot water dem el usage, as  .  A summary d daily fuel  .  The space  egree days.  B se models  een intraday.  ospital  Alaska  8    very  ad  mand.   y of  Base     Prelimina   Fairbanks N flu The next f load dura level.  The coverage  N flu Wildflowe and dome ry Feasibility  s Economic De Note:  Estimated uctuates above figure provide tion curve sh e load duratio by the bioma Note:  Estimated uctuates above er Court prov estic hot wate Report      evelopment C Figure 3:  Ba d heating dem e and below th es a load dura ows the num on curve is us ass options.  Figure  d heating dem e and below th vided fuel use er.  Heating d Ve Date Modif Corporation  artlett Daily A and represents hroughout the  ation curve fo mber of days in eful for sizing 4:  Bartlett L and represents hroughout the   for 2017.  He emand for th ersion: Final  ied: August 2   Average Heat s the daily ave course of a 24‐ or the facility  n which the a g the biomass Load Duration s the daily ave course of a 24‐ eating deman he domestic w 27, 2018  ting Demand  rage.  Actual h ‐hour period.  based on the average heati s boiler system n Curve Mode rage.  Actual h ‐hour period.  nd for this fac water is based Bartlett Models  heating deman e model prese ng demand is m and estima els  heating deman cility consists  d on typical h t Regional Ho Juneau, A nd  ented above. s at or above  ating load  nd  of space heat ot water use  ospital  Alaska  9      The  given    ting  for  Prelimina   Fairbanks nursing ho summary  Heating d to provide Court dem compared models of average h N flu The load d ry Feasibility  s Economic De omes.  ASHRA of the heatin Note 1 Note 2 emand mode e for analysis  mand is based d to the total  f 2015 and 20 heating dema Figure  Note:  Estimated uctuates above duration curv Report      evelopment C AE estimates  ng demand fo Table 4:  W D ( :  Total heating :  Base heating els for the com of a biomass d on year 201 heating dem 016 gives a re nd models fo 5:  Bartlett & d heating dem e and below th ve models for Ve Date Modif Corporation  this figure at or Wildflower  Wildflower Co Total  Heating  Demand1  (mmBtu)  3,056  g demand is ba g demand is ba mbined hosp s system whic 17, it is not ex and of Bartle easonable pro or the combin & Wildflower  and represents hroughout the  r the combine ersion: Final  ied: August 2   t an average h Court is pres ourt Heating  Base  Heating  Demand2  (mmBtu)  305  ased on calend ased on estima ital and nursi ch might serve xpected that i ett.  Therefore ojection of the ned facilities a Court Averag s the daily ave course of a 24‐ ed facilities ar 27, 2018  hot water use sented in Tab Demand Sum Space  Heating  Demand  (mmBtu)  2,751  dar year 2017 f ted domestic h ng care facilit e both faciliti t would vary  e, combining  e combined h are presented ge Heating D rage.  Actual h ‐hour period.  re presented  Bartlett e of 18.4 gallo le 4.   mmary  fuel oil use.  hot water use.  ties were dev es.  Though t much year‐to it with the Ba heating dema d in Figure 5.   Demand Mode heating deman in the followi t Regional Ho Juneau, A ons per bed.   veloped in ord the Wildflowe o‐year when  artlett deman ands.  Daily    els  nd  ing Figure.  ospital  Alaska  10  A  der  er  nd    Prelimina   Fairbanks N flu 5.0 F The centr small amo oil costs a 2017, and over the p Given the are the m average p envisione low‐value #2 F #2 F #2 F #2 F Woo Gree   ry Feasibility  s Economic De Figu Note:  Estimated uctuates above UEL OPTIO al plant curre ount of #1 fue as seen by Bar d is $2.07 per  previous four e loads at the  most viable wo price of #2 fue d that a boile e wood residu uel Oil, gallon  uel Oil, gallon  uel Oil, gallon  uel Oil, gallon  od Pellets  en Wood Chips Report      evelopment C ure 6:  Bartlet d heating dem e and below th ONS, COST ently uses #2  el oil used in t rtlett in recen gallon.  This   years have r facility, and t ould include c el oil, wood p er system for  uals.    Tab Fuel, units  (April 2017 Pri (Peak July 201 (Avg July 2014 (Low July 2014 s, ton  Ve Date Modif Corporation  tt & Wildflow and represents hroughout the  TS, REQUIR fuel oil for fir the coldest m nt years.  The figure is used anged from a the anticipate chipped or gro ellets do not  the facility sh ble 5:  Fuel Pr ice)  14‐April 2017)  4‐April 2017)  4‐April 2017)  ersion: Final  ied: August 2   wer Court Loa s the daily ave course of a 24‐ REMENTS  ring the existi months of the  most recent  d in the analys a low of $1.33 ed size of a bi ound wood re currently off hould target p icing and Cos Cost per  Unit  $2.07  $3.42  $1.33  $2.13  $250‐300  $60  27, 2018  d Duration C rage.  Actual h ‐hour period.  ing 500 hp ste  winter.  Tabl price provide sis of this stu 3 per gallon to omass boiler esiduals and  er significant providing the st of Heating  Heating  Value  (mmBtu  /unit)  A S Ef 0.138  0.138  0.138  0.138  16.4  10.0  Bartlett Curve Models heating deman eam boilers, a le 5 presents  ed by Bartlett dy.  However o a high of $3 r, the biomass wood pellets  savings, and   flexibility to  Assumed  easonal  fficiency  Ou ( 80%  80%  80%  80%  75% $ 70%  t Regional Ho Juneau, A s  nd  and there is a the range of  t is from Apri r, fuel oil price 3.42 per gallo s fuel options .  With the re thus, it is  use a variety utput Cost of  Heat  ($/mmBtu)  $18.75  $30.99  $12.05  $19.29  $20.32 ‐ 24.39  $8.57  ospital  Alaska  11    a very  fuel  l  es  n.   s that  ecent   of  Preliminary Feasibility Report    Version: Final  Bartlett Regional Hospital      Date Modified: August 27, 2018  Juneau, Alaska  Fairbanks Economic Development Corporation    12  The market for wood residuals for fuel in Juneau is not yet well developed, but wood resources exist  that are currently under‐utilized or treated as waste materials.  Alaska Department of Natural  Resources, Division of Forestry, is currently completing a study of the wood resource availability for  energy in Juneau, AK.  The evaluation has focused on three main sources, which include:   residuals currently being disposed of as a waste product in Juneau   resources sustainably available for harvest from lands in and around Juneau that are both  accessible and available   residuals from ongoing or future logging, forest products, or fuel processing efforts in nearby  communities or areas (i.e. Hoonah, Haines, etc.)    Fuel availability and forest conditions are discussed further in Section 12.0.  A representative cost of $60  per ton for green wood chips is used in this study.  Evaluation of potential wood fuel costs should be  revisited once the wood study is available from the Division of Forestry.  Please note that the Division of  Forestry study is not examining pricing.  Appendix C includes a sensitivity analysis for each option that  shows how varying fuel prices impact project economics.  5.1 WOOD FUEL SPECIFICATION AND PROCESSING DISCUSSION  Modern biomass combustion systems can utilize a variety of wood fuels with a wide range of moisture  content.  Systems of the sizes considered in this study are typically capable of using wood residuals with  moisture content of 10‐55% (wet basis), depending on a number of factors including species.  The  recommendation for this facility is that the biomass boiler system be setup to be fuel flexible, and able  to handle as wide of a variety of fuel as possible.  The following discussion identifies some key  considerations for fuel flexibility, and a recommended range of fuels that should be able to be accepted  by the system.  The following are the basic recommended specifications/requirements for the biomass energy system to  ensure fuel flexibility for this project:   Moisture content: ~8 ‐ 55% moisture content wet basis  o Green chipped wood is perfectly acceptable for the type of recommended system  o This range is intended to include pellets or low moisture content wood residuals  (pallets, etc.) as acceptable options   The vendors should employ flue gas recirculation or grate construction that can  allow for the boiler to be operated on lower moisture content fuel without  overheating of grates or refractory.   Sizing: 2.5” minus, ground or chipped  o Over sized pieces are unavoidable in processing of wood residuals, particularly low‐ value residuals.  Overs removal should be a requirement of the system, and there are  relatively simple systems available to ensure overs are removed.  Please note that it is  highly recommended that the fuel provider have their own fuel screening system (either  secondary screening of material, or as part of the initial chipping/grinding process.  The  intent with overs removal at the facility is that a small percentage of the fuel would be  overs, and this is in place to prevent jamming.  Large percentages of overs will result in  significant labor onsite, and should be avoided.   Delivery vehicle options:  The facility should be setup to accept deliveries from both walking  floor trailers and dump trucks.  The design of the building and fuel receiving area should ensure  that the facility staff does not have to move chips around onsite.  This requires access that  allows a walking floor trailers or dump trucks to empty directly into storage with automated  reclaim.  Below‐grade storage with adequate overhang of the storage/reclaim area, and suitably  high overhead doors to allow dump truck access is recommended at this level of evaluation.  Preliminary Feasibility Report    Version: Final  Bartlett Regional Hospital      Date Modified: August 27, 2018  Juneau, Alaska  Fairbanks Economic Development Corporation    13   Fuel processing:  Wood fuel from low‐value residuals is manufactured in different ways and  from a variety of feed stocks resulting in a wide range of potentially  available  products.   Typically, wood residuals are either processed by a wood chipper or grinder. Chips are produced  by equipment with knives which cleanly slice or shear through wood.  Options include drum or  disc chippers.  Ground fuel is produced by pulverizing wood using hammers or blunt force.  Options  include  horizontal  grinders,  hammermills,  and  tub  grinders.  Chips are sometimes  preferred  to  grindings  for  smaller  systems  because  chips  are  smoother  and  flow  better.   Grindings tend to be stringy and “fuzzy” which increases the chances of bridging.  Chipped fuel is  generally more consistent in size, however both fuels can be screened to help eliminate over‐ sized pieces. With the proper handling system, either fuel will work well.   o The fuel handling and biomass combustion system envisioned for this project will handle  a wide variety of material, and the following are recommendations for what to look for  when setting up or evaluating the fuel supply:   Ground or chipped material should be stored under cover to avoid extremely  high moisture content material.   Wood stored in round form and then chipped or ground into covered storage or  directly into a delivery vehicle is a model that has been demonstrated to be  successful for this scale of wood boiler in Europe, the US, and AK.  Figure 7  shows the operations of the Saint Benedict Center in Massachusetts where the  facility accepts and stores roundwood (logs) from local land clearing operations.   The facility purchased and refurbished a used grinder for $90,000, and grinds  their fuel into a covered storage area on a monthly basis.  The unit shown has a  throughput rate of approximately 40 tons per hour, which is more than  adequate to serve the potential demand for Bartlett Hospital.  Galena, AK is  another example of an operation that chips roundwood for boiler fuel.      Figure 7:  Roundwood Processing for Boiler Fuel  Preliminary Feasibility Report    Version: Final  Bartlett Regional Hospital      Date Modified: August 27, 2018  Juneau, Alaska  Fairbanks Economic Development Corporation    14  6.0 EVALUATED BIOMASS SYSTEM OPTIONS  One main biomass system option with several alternates was evaluated in this study.  An overview of  each option is provided below.  The biomass systems were sized and evaluated based on the heating  demand models described in Section 4.0.  Option 1 – Biomass Boiler Serving Hospital:  A 6.0 mmBtu/hr biomass steam boiler would be  installed in a new boiler plant.  Steam would be provided at 65 psig to the header in the existing  central plant via direct buried, pre‐insulated piping.  This system would cover approximately  90% of the hospital’s heating demands.  Alternative 1 – Connection to Wildflower Court:  A steam‐to‐hot water heat exchanger would  be installed in the hospital’s boiler room.  This would feed an underground hot water loop to  inject heat from the biomass system into the Wildflower Court hydronic system.  Adding this to  Option 1 would allow the biomass system to cover approximately 90% of the combined Hospital  and Wildflower Court heating demands.  Alternative 2 – Bartlett Central Plant Combined Heat & Power:  A 50 kW single‐stage  backpressure steam turbine would be installed in parallel with the existing PRVs in the central  plant.  The electric output of the system would be based on the low pressure steam demands of  the facility.  Alternative 3 – Biomass Plant Combined Heat & Power:  An 60 kW single‐stage backpressure  steam turbine would be installed in the biomass plant.  The biomass boiler for Option 1 would  be rated for 300 psig steam, and would provide 275 psig steam to the turbine and a parallel PRV  station.  The turbine would reduce the steam pressure in order to provide 65 psig to the existing  central plant steam header.  The electric output of the system would be based steam demands  of the facility.  6.1 OPTION 1 – BIOMASS BOILER SERVING HOSPITAL  An advanced combustion biomass steam boiler firing wood chips rated at 6.0 mmBtu/hr and 150 psig  would be installed in a new boiler plant on the hospital property.  The biomass boiler would operate as  the lead boiler for Bartlett directly offsetting fuel oil use by the two central plant boilers.    The biomass boiler would provide steam at 65 psig to the header in the existing boiler plant via direct  buried, pre‐insulated underground piping.  A general connection schematic for Option 1 is provided in  Appendix A.  The biomass boiler would operate year‐round as the lead boiler.  One fuel oil boiler would  be kept on standby, operating in the same manner as the lag boiler in the current lead‐lag sequence by  maintaining a pressure range of 55 – 60 psig.  The second fuel oil boiler would be taken offline.  Should  the biomass boiler be taken offline or fail to meet the steam demands of the facility, steam demand  would be met by the standby fuel oil boiler.  The existing deaerator tank would be utilized to provide  feed water to the biomass boiler as well as the fuel oil boilers.  A small condensate receiver tank and  pump in the biomass boiler plant would send any condensate back to the existing condensate return  system in the central plant.  Feed water, steam supply, and condensate return would be connected to  the central plant from the biomass plant via underground pre‐insulated piping.  Thermal losses from the  insulated piping to the ground add a small increase in heating demand to the biomass system.  These  additional losses are presented in Table 6.  Preliminary Feasibility Report    Version: Final  Bartlett Regional Hospital      Date Modified: August 27, 2018  Juneau, Alaska  Fairbanks Economic Development Corporation    15  Table 6:  Option 1 – Underground Piping Summary  Description Biomass‐ Hospital Units  Total length of pipe (one‐way)  225  ft  Annual days of operation  365  days  Heat loss  11,670  Btu/hr  Annual heat loss  102  mmBtu  Note:  Heat loss is based on a steam temperature of 312°F and a boiler feed water  temperature of 220°F.  A new 2,925 ft2 biomass boiler plant would be constructed along the southern edge of the hospital’s  property, as shown in Appendix A.  The boiler plant would be constructed at grade, with a below grade  wood storage bunker.  The new boiler plant would house the new biomass boiler system, wood storage  and handling equipment, emission control technology, condensate return and other ancillary steam  equipment.    Please note that several site options were reviewed with the hospital, and this potential site was  identified as the preferred one to carry for the study at this time.  Should a project move forward,  further consideration of the most advantageous location is recommended.  It is worth noting that there  are some adjacent property owners, AELP and a private land owner, that have property that is able to be  accessed directly from Egan Drive, and is in reasonably close proximity to the existing hospital central  plant.  Should site constraints be a driving factor for consideration of a project, it may be worth  discussing options with one or more of the adjacent landowners.    Wood fuel would be fed to the boiler by an automated wood reclaim and handling system.  There are a  multiple styles of reclaim systems.  Examples include a system consisting of a series of hydraulically  powered rakes installed at the bottom of the bunker which pull chips onto a belt or vibrating conveyor,  or a traversing screw conveyor which travels the length of the storage bunker, pulling chips to a belt  conveyor.  The system will have the ability to removed oversized material prior to reaching the metering  bin of the biomass boiler.  The storage bunker would be approximately 600 ft2.  During a peak winter  week, this would be expected to provide three days of storage.  During a typical winter week this would  be approximately four to five days of storage.  The storage bunker should be designed to accept delivery  of wood chips via walking floor trailers and dump trucks.  Overhead doors would provide access to the  bunker for the trailers and dumps.  It is recommended that an overhang be provided to allow the  delivery vehicle to access more of the below‐grade storage.  A site plan and conceptual boiler plant  layouts are provided in Appendix A.  This report assumes that the boiler system would include a fixed‐grate combustion system, requiring ash  to be raked to a collection system for automated removal on a regular basis.  With anticipated fuel and  ambient levels of particulate matter (PM) in Juneau, an electrostatic precipitator (ESP) is assumed to be  included for control of PM emissions for conservatism.  Stack modeling is recommended, and would  allow Bartlett to determine whether an ESP is required to meet National Ambient Air Quality Standards  (NAAQS) under worst‐case conditions.  Please note that neither modeling nor an ESP would be required  by the state, since an air quality permit would not be needed.  Air permitting is discussed further in  Section 9.0.  Advanced wood chip combustion systems should be sized to ensure that the majority of the runtime is  within the unit’s most efficient operating range, typically 20% to 100% of the rated capacity.  Heating  demand coverage for the biomass unit is evaluated based on the models developed in Section 4.0.   Heating demand coverage by the biomass boiler is presented in Figure 8 and Figure 9.  These figures  show the biomass boiler covering approximately 99% and 98% of annual heating demand of the  hospital, respectively.  In order to account for uncertainties in the load models, peak hourly demands,  Prelimina   Fairbanks and poten Option 1 b N flu Es ab 6.2 A The biom connected the system ry Feasibility  s Economic De ntial down tim biomass unit  Note:  Estimated uctuates above stimated heati bove and below ALTERNATIVE  ass boiler sys d just with th m’s peak load Report      evelopment C me for the bio is used for pu Figure 8:   d heating dem e and below th Figure 9:   ing demand rep w throughout t 1 – CONNECT stem identifie e existing Ba d, and thus, a Ve Date Modif Corporation  omass system urposes of ec Option 1 – 20 and represents hroughout the  Option 1 – 20 presents the da the course of a TION TO WIL ed in Option 1 rtlett Hospita s more therm ersion: Final  ied: August 2   m, a value of 9 conomic analy 015 LDC and  s the daily ave course of a 24‐ 016 LDC and  aily average.  A a 24‐hour perio DFLOWER CO 1 has the abili al steam dem mal demand is 27, 2018  90% coverage ysis in this stu Biomass Cov rage.  Actual h ‐hour period.  Biomass Cov Actual heating od.  OURT  ity to cover fa ands.  The bo s added to th Bartlett e of the heatin udy.  verage  heating deman verage  g demand fluctu ar more load  oiler is not de e load curve,  t Regional Ho Juneau, A ng demand b nd  uates  than would b signed to cov the biomass  ospital  Alaska  16  y the      be  ver  Preliminary Feasibility Report    Version: Final  Bartlett Regional Hospital      Date Modified: August 27, 2018  Juneau, Alaska  Fairbanks Economic Development Corporation    17  boiler is able to cover the vast majority of the added thermal demand.  Wildflower Court is the largest  adjacent thermal energy user to the Hospital, and is fed from a central hot water system, making it a  prime target for connection.    In order to feed Wildflower Court, a steam‐to‐hot water heat exchanger would be installed in the  existing Bartlett central plant.  This would feed an underground hot water loop to inject heat from the  biomass system into the Wildflower Court hydronic system.  The heat exchanger heat to the hot water  loop to 200°F (adjustable).  A variable speed pump would circulate water through 4” supply and return  pre‐insulated direct buried piping to the Wildflower Court boiler room, where it would be injected into  the hydronic system through closely‐spaced tees and a primary secondary piping arrangement.  The  primary boiler at Wildflower court would be operated in standby mode, and would fire if supply water  temperature fell below the set point temperature.  A connection schematic for Alternative 1 is provided  in Appendix A.  An agreement and system would need to be worked out in order to bill Wildflower Court for energy  provided from the biomass system.  Wildflower Court is a private, non‐profit corporation that is  separately owned and operated from the Bartlett Regional Hospital.  The two entities have an  established working relationship with a history of leasing agreements for mutual benefit.  Given that the  hospital would be providing hot water, not steam, and Wildflower Court has its own boiler system, this  arrangement would likely be able to avoid regulation as a utility.  A thermal energy metering system  consisting of a flow meter and two temperature sensors with a totalizer that tracks the delivered  thermal energy on a rolling basis would be a low‐cost way to track the energy provided.  The flow meter  should be placed on the return heating water line coming back from Wildflower Court, and the  temperature sensors would measure the supply and return temperatures to Wildflower Court.  This type  of metering system could be integrated into the existing BMS system, or, simply have a totalizer display  that can be manually logged daily or on a recurring basis.  For the purposes of this report, this  Alternative is simply considered based on its initial costs and the savings provided.    Additional losses for underground piping between the hospital and Wildflower Court are presented in  Table 7.  Table 7:  Alternative 1 – Underground Piping Summary  Description  Hospital‐ Nursing  Care  Units  Total length of pipe (one‐way)  375  ft  Annual days of operation  365  days  Heat loss  14,805  Btu/hr  Annual heat loss  130  mmBtu  Note:  Heat loss for the Hospital‐Nursing Care loop is calculated based on a hot water supply  temperature of 200°F and a return temperature of 180°F.  Depending on the operating  performance of Wildflower Court, the temperature delta may be able to be increased, and  lower temperature supply water may also be able to be used.  Heating demand coverage by the biomass boiler is presented in Figure 10 and Figure 11.  These figures  show the biomass boiler covering approximately 99% and 99% of the combined annual heating demand  of the hospital and nursing care facility, respectively.  The assumed coverage of the combined load for  the purposes of this analysis is 90%.    Prelimina   Fairbanks Es ab Es ab 6.3 A There are facility, an size of the following   Si ry Feasibility  s Economic De stimated heati bove and below stimated heati bove and below ALTERNATIVE  e two points a nd these are c e thermal dem are constrain ingle stage tu Report      evelopment C Figure 10:  A ing demand rep w throughout t Figure 11:  A ing demand rep w throughout t 2 – BARTLET at which back considered se mands at the  nts used by th urbines are th Ve Date Modif Corporation  Alternative 1 – presents the da the course of a Alternative 1 – presents the da the course of a TT CENTRAL P pressure stea eparately for  hospital whe his analysis:  he technology ersion: Final  ied: August 2   – 2015 LDC an aily average.  A a 24‐hour perio – 2016 LDC an aily average.  A a 24‐hour perio PLANT COMBI am turbine sy the purposes en considering y considered  27, 2018  nd Biomass C Actual heating od.  nd Biomass C Actual heating od.  NED HEAT & ystems could  s of this analy g backpressu Bartlett Coverage  g demand fluctu Coverage  g demand fluctu & POWER  be considere ysis.  Given th re steam turb t Regional Ho Juneau, A uates  uates  ed at the Bart he relatively s bine options,  ospital  Alaska  18      lett  mall  the  Preliminary Feasibility Report    Version: Final  Bartlett Regional Hospital      Date Modified: August 27, 2018  Juneau, Alaska  Fairbanks Economic Development Corporation    19  o Note that steam engines could also be considered with reasonably similar performance  characteristics.   All options considered are thermally‐led (no dumping of heat to the atmosphere)   The turn‐down of the turbine is assumed to be 25%.  Below this level of turn‐down (steam flow)  the turbine will trip out and require a manual restart.  o This constraint may lead to feasibility‐level turbine sizing that is some value less than  the maximum steam flow or maximum boiler steam output.  The first potential point of power generation is in the existing central plant, where there is a PRV station  that anecdotally sees approximately 80% of the load at the hospital.  There, the steam is reduced from  65 psig to 7 psig for subsequent distribution to the hospital demands.  A backpressure steam turbine  could be installed in parallel with the pressure reduction infrastructure.  The shaft power provided by  this steam pressure reduction through a single‐stage turbine could be on the order of 14 kW/1,000 lbs  steam.  This is a project that could be considered regardless of the consideration of a biomass boiler  system.  Based on the thermal loads for the system, and typical losses, this system could be expected to  generate on the order of 245,000 kWh/yr using a single stage backpressure steam turbine sized at 50  kW.    For this alternative, a 50 kW backpressure steam turbine and generator would be installed at the central  plant in parallel with the PRVs.  The backpressure steam turbine acts like a pressure reducing valve,  reducing the steam pressure as it is expanded through a turbine, generating electricity in the process.   Electricity is generated proportionally to the steam flow.  Sizing of the backpressure steam turbine is  dependent upon the range of steam flows expected.  A backpressure steam turbine will generally  operate down to 25% of its rating.  When steam flow is less than 25% of the rated input, the turbine will  automatically shut down and steam would be bypassed through the PRV station.  Typically a manual  restart of the turbine would be required after a shutdown.  Floor space in the central boiler plant is  limited making the siting of the turbine and generator within the central plant difficult.  It is anticipated  that the system could be installed in a mechanical room on the roof of the central plant.  The skid, which  includes the turbine and generator, for this type of unit would be on the order of 8’ x 4’.  The existing  electrical infrastructure at the facility is located adjacent to the central plant, and could accommodate  this system.  A general steam connection schematic for Alternative 2 is provided in Appendix A.    The system would be setup to ensure that all electricity was used onsite to maximize the value of the  electric generated.  AELP is not able to purchase power back from the system.  An application to AELP  with a small nominal fee would be required, and would need to include a one‐line electrical diagram  showing the relays and shutoffs for isolating the unit from the grid.    Models of the turbine‐generator electric output based on the heating demands developed in Section 4.0  are presented in Figure 12.  Based on these models, the turbine‐generator would provide approximately  245,000 kWh.  A small percentage of steam passing through the turbine would be condensed, increasing  steam load on the boiler system.  With a 50 kW turbine, wood use would increase by approximately 66  tons, annually.  The model was also used to estimate the demand charges that could be avoided over  the course of a year.  This value was reduced by 25% for the purposes of developing economics for this  report since it is not possible to accurately predict what the turbine output will be for this thermal load  following system when the peak 15 minute demand hits in a given month.  Prelimina   Fairbanks F El flo 6.4 A The secon plant.  Th that could the steam system, 2 stage bac The turbin Alternativ loads for t 315,000 k The turbin this altern system: in higher pre The syste electric ge with a sm showing t Models of are prese 315,000 k steam loa tons, ann the course ry Feasibility  s Economic De Figure 12:  Al lectric output r ow throughout ALTERNATIVE  nd point at w e biomass bo d be reduced  m header in th 75 psig steam kpressure ste ne in Alternat ve would see  the system, a kWh/yr using  ne/generator native would  ncrease of the essure boiler, m would be s enerated.  AE mall nominal fe the relays and f the turbine‐ nted in Figure kWh.  A small  ad on the boil ually.  The mo e of a year.  T Report      evelopment C lternative 2 – represents the  t the course of  3 – BIOMASS hich a backpr oiler could gen to distributio he existing ho m could be pr eam turbine w tive 2 would s a larger porti and typical los a single stage r skid for this  include the fo e biomass bo , a parallel PR setup to ensu ELP is not able ee would be r d shutoffs for ‐generator ele e 13.  Based o percentage o er system.  W odel was also This value wa Ve Date Modif Corporation  – Daily Averag daily average. f a 24‐hour per S BOILER PLA ressure steam nerate steam on pressure o ospital centra oduced.  Dro would provide see approxim ion of the ste sses, this syst e backpressu Alternative w ollowing item iler pressure  RV station, an ure that all ele e to purchase required, and r isolating the ectric output  on these mod of steam pass With a 60 kW  o used to estim s reduced by  ersion: Final  ied: August 2   ge Electric Ou   Actual outpu riod.  ANT COMBINE m turbine cou  at a higher p of approximat l plant.  Assum pping this to  e shaft powe mately 80% of  eam going thr tem could be  re steam turb would be loca ms to be adde rating, additi d interconne ectricity was u e power back  d would need e unit from th based on the dels, the turbi sing through t turbine, woo mate the dem 25% for the p 27, 2018  utput of 50 k t fluctuates pro ED HEAT & P ld be conside pressure than tely 65 psig, o ming a 300 ps approximate r on the orde the steam flo rough the turb expected to g bine sized at 6 ted in the bio d to Option 1 on of feedwa ection to the B used onsite to from the syst  to include a  e grid.    e heating dem ine‐generato the turbine w d use would  mand charges purposes of d Bartlett W Turbine‐G oportionally to OWER  ered is in the  n needed for d or just over to sig rated biom ely 65 psig thr er of 15 kW/1, ow for the ce bine.  Based o generate on t 60 kW.    omass boiler  1 beyond the  ater pumping Bartlett electr o maximize th tem.  An appl one‐line elec mands develo r would provi would be cond increase by a s that could b developing ec t Regional Ho Juneau, A Generator  o steam  biomass stea distribution, a o ensure 65 ps mass boiler  rough a single ,000 lbs steam ntral plant.  T on the therm the order of  plant.  The co turbine gene g to feed the  rical system.   he value of th lication to AE ctrical diagram oped in Sectio ide approxim densed, incre approximately e avoided ov conomics for  ospital  Alaska  20    m  and  sig at  e‐ m.   This  al  ost of  erator    he  LP  m  on 4.0  mately  easing  y 66  er  this  Prelimina   Fairbanks report sin following  F El flo 7.0 G 7.1 U The progr and efficie opportun requireme Funding f and const 7.2 U The progr communit nonprofit  40 years.  household 7.3 O There are able to be a third‐pa specific fe on eligible there are  economic ry Feasibility  s Economic De nce it is not po system when Figure 13:  Al lectric output r ow throughout GRANTS AN USFS WOOD  ram, administ ent use of wo ity provides u ent of $1 of n rom this prog truction costs USDA RURAL ram, administ ty facilities in  corporations Grant fundin d income rela OPPORTUNITI e a number of e leveraged fo arty.  If the Ho ederal funding e property.  If a number of  c developmen Report      evelopment C ossible to acc n the peak 15 lternative 3 – represents the  t the course of  ND INCENT INNOVATION tered by the U oody biomass up to $250,00 non‐federal fu gram is only a s are not eligi L DEVELOPME tered by the U n rural commu s. The program g awards are ative to state  ES WITH THIR f opportunitie or this project ospital were t g opportuniti f the Hospital funding sour nt grants thro Ve Date Modif Corporation  curately predi 5 minute dem – Daily Averag daily average. f a 24‐hour per TIVES  NS GRANT  USFS, provide s for energy a 00 grant fund unding (in‐kin applicable tow ble.   ENT COMMUN USDA, provid unities. The p m is primarily  determined  medians.   RD‐PARTY OW es that are av t if the Hospit to partner wit ies available,  l were to part rces that coul ough program ersion: Final  ied: August 2   ict what the t mand hits in a  ge Electric Ou   Actual outpu riod.  es funding in  nd other mar ing for woody nd or cash) to wards design  NITY FACILITI es funding in program is op y geared towa with preferen WNERSHIP  vailable to for tal were to pu th a for‐profit as well as tax tner with a Tr d potentially  ms such as ANA 27, 2018  turbine outpu given month utput of 60 k t fluctuates pro the form of g rkets.  The en y biomass en  every $2 of f and professio ES PROGRAM  the form of l en to public b ards loans, w nce for smalle ‐profit busine ursue owners t business on x benefits suc ribe on fuel s be sought.  T A SEDS, HUD  Bartlett ut will be for t .  W Turbine‐G oportionally to grants to enco nergy portion  ergy projects federal fundin onal services  M   loans and gra bodies, and c hich can have er communiti esses and Trib ship of the bio  the project,  ch as accelera upply or proj These include ICDBG, and o t Regional Ho Juneau, A this thermal l Generator  o steam  ourage the cle of this fundin s with a match ng provided.   costs.  Equip ants to develo ommunity‐ba e terms of up ies with lowe bes that may  omass system there are som ated deprecia ect ownershi e avenues suc others.  The  ospital  Alaska  21  oad    ean  ng  hing  ment  op  ased  p to  er  be  m by  me  tion  p,  h as  Preliminary Feasibility Report    Version: Final  Bartlett Regional Hospital      Date Modified: August 27, 2018  Juneau, Alaska  Fairbanks Economic Development Corporation    22  following are some examples of grants specifically available for non‐profits and/or Tribes that could be  directly applicable to this project.  7.3.1 Rural Energy for America Program (REAP)  REAP is administered by the USDA and provides grant and/or loan funding to for‐profit businesses for  energy projects in rural areas. Grant funding of up to $500,000 per project can be used to cover up to  25% of total project costs. Because Bartlett Hospital is not a for‐profit business, it would not qualify  directly for this grant, but the potential exists for a creative ownership model for a biomass plant which  could allow the project to qualify for this program.    7.3.2 DOE Tribal Energy Grant Program  The DOE Tribal Energy Grant Program provides up to $1,000,000 for renewable energy projects, and has  funded biomass thermal and combined heat and power (CHP) projects in the past.  Bartlett Hospital  would not qualify for this opportunity, but the potential exists for a creative ownership model with a  Tribal partner to allow the project to qualify for this program.  7.3.3 Value Added Producer Grant  This provides up to $250,000 for working capital expenses related to producing a value‐added  agricultural product.  This program can fund working capital expenses including processing costs,  marketing and advertising costs, and some inventory and salary expenses.  This grant could be targeted  by a potential fuel supplier for the project that is also a landowner sustainably harvesting their own  forest land.  This program may be able to fund the initial years of roundwood inventory and processing  costs for the project as well as staff costs for initial years. The funds cannot be used to purchase  equipment or for construction activities.  8.0 ECONOMIC ANALYSIS  Project capital costs, operating costs, and economic benefits are discussed in this section.  The biomass  option and alternates are compared to the existing systems of Bartlett Hospital.  Operating and  maintenance cost presented for each option represent the estimated incremental increase in cost  compared to the existing system, not the absolute cost.  8.1 PROJECT COSTS  8.1.1 Capital Cost Estimates  Estimated capital costs for each option are presented in Table 8.  Capital cost estimates include all  equipment, labor, material, and professional services associated with the installation of each option.   Cost estimates were established using budget quotes from manufacturers and service providers, and bid  results from similar projects.  A detailed capital cost estimate for each option is provided in Appendix B.  Table 8:  Estimated Capital Cost Summary  Biomass Option Additional Cost  with Alternate  Total Estimated  Capital Cost  Option 1  ‐  $2,951,190  Option 1 / Alternative 1  $202,297  $3,153,487  Option 1 / Alternative 2  $506,688  $3,457,878  Option 1/ Alternative 3  $568,095  $3,519,285    Preliminary Feasibility Report    Version: Final  Bartlett Regional Hospital      Date Modified: August 27, 2018  Juneau, Alaska  Fairbanks Economic Development Corporation    23  8.1.2 Operating and Maintenance Costs  Estimated operating and maintenance costs for the system options are presented in Table 9.  These are  estimated O&M costs that are over and above the cost to run the existing fuel oil‐fired systems.  Biomass combustions systems use more electricity than comparably sized fuel oil boilers primarily due  to a relatively higher amount of air required for combustion, the need for backend emission controls for  particulate matter, and for motor use associated with fuel handling.  The electric cost listed in the table  is the estimated electric use for the biomass system that is over and above the use of the existing  system.  The combustion of wood fuel produces ash which must be removed from the boiler room.  The amount  of ash produced is dependent upon the wood fuel chosen.  Wood with high bark content could have ash  contents as high as 6%, however, wood fuels sourced from large diameter wood and mill residuals are  typically in the range of 0.5 – 1.5%.  An ash content of 1.0% is used in this study.  The biomass system  options considered in this study would be expected to produce 31 – 35 tons of ash on an annual basis.  It  is anticipated that ash from the boiler would be landfilled, and a cost of $70 per ton is carried to cover  cost of disposal.  As an alternative to landfilling, wood ash can be used as a liming agent and soil  amendment.  The wood ash is an ideal component for mixing with compost, and incorporating this  resource with composting businesses such as Juneau Composts could provide a sustainable alternative  for at least a portion of the wood ash produced.  The values identified for the annual cost for maintenance and wear parts are for the newly implemented  biomass options.  These include sensor eyes, chains, belts, and other parts that customarily wear or  require occasional replacement, as well as routine maintenance items.  Costs are carried for increased staff time for managing the biomass system that are over and above  current maintenance.  This study has included 7 hours per week for staff time to cover tasks such as:  daily walkthrough of the boiler plant, monitoring biomass fuel storage, changing filters, blowing down  the system, ash raking as required, and other types of routine maintenance.  Biomass system options  would not require around‐the‐clock monitoring.  Systems would include diagnostic and alarm systems to  notify operators of any system problems.   Table 9:  Estimated Operating and Maintenance Costs  Biomass Option  Additional  Electric  Cost  Ash  Removal  Cost  Maintenance  & Staff Time  Total O&M  Cost  Option 1  $4,090  $2,170  $24,600  $30,860  Option 1 / Alternative 1  $4,980  $2,450  $24,600  $32,030  Option 1 / Alternative 2  $4,090  $2,250  $27,100  $33,440  Option 1/ Alternative 3  $4,090  $2,300  $27,100  $33,490  8.2 PROJECT BENEFITS  An annual energy use profile for each biomass option is compared against the energy use of the existing  systems.  A summary of the energy use profile is presented in Table 10.  Preliminary Feasibility Report    Version: Final  Bartlett Regional Hospital      Date Modified: August 27, 2018  Juneau, Alaska  Fairbanks Economic Development Corporation    24  Table 10:  Annual Energy Profile  Biomass Option  Existing System  Biomass System  Fuel Oil Use  (gallon)  Biomass  Coverage  Wood Chip  Use  (ton)  Fuel Oil Use  (gallon)  Electric  Generation  (kWh)  Option 1  216,960  90%  3,094  21,696  ‐  Option 1 / Alternative 1  244,638  90%  3,506  24,464  ‐  Option 1 / Alternative 2  216,960  90%  3,214  21,696  245,000  Option 1/ Alternative 3  216,960  90%  3,284  21,696  315,000    A summary of the estimated first year net operating savings for each option as compared to the existing  system is presented in Table 11.  Net operating savings are based on the O&M costs presented in Table  9 and the annual energy profile presented in Table 10.  Sensitivity analyses showing how the net  operating savings is affected by varying fuel prices is provided in Appendix C.  Net operating savings for  Alternative 1 includes savings from offsetting fuel at Wildflower Court.  For purposes of this study, all of  the fuel savings generated for Wildflower Court are contributed to the project.  Table 11:  First Year Net Operating Savings Summary  Biomass Option  Existing  System Biomass System First Year  Net  Operating  Savings  Fuel Oil  Cost  Wood Chip  Cost  Fuel Oil  Cost  Additional  O&M Cost  Electric  Generation  Value  Option 1  $509,856  $185,652  $50,986  $30,860  ‐  $242,359  Alternative 1  $574,899  $210,336  $57,490  $32,030  ‐  $275,044  Alternative 2  $509,856  $192,834  $50,986  $33,440  $19,381  $251,978  Alternative 3  $509,856  $197,023  $50,986  $33,490  $24,305  $252,662  Note: The estimated annual values of demand charge offsets for Alternatives 2 and 3 are $3,824/yr and $4,302/yr,  respectively.  8.3 ECONOMIC SUMMARY  A summary of the economic performance of each option is presented in Table 12.  Options presented in  this study were analyzed with inclusion of $250,000 in potential grant funding.  This level of grant  funding should be able to be achieved regardless of project ownership, and additional grant funding may  be available.  All options show a benefit/cost ratio greater than 1.0 and a positive net present value,  indicating the options would generate enough discounted cash flow to repay the investment over a 20‐ year period.  The 20‐year cash flow analyses were developed using energy price indices based on Department of  Energy forecasts, and provided in the National Institute of Standards and Technology’s (NIST) 2018  Annual Supplement to NIST Handbook 135.  Pro‐forma cash flow analyses and escalation rates are  provided in Appendix C.  Analyses use a real discount rate of 3%.       Preliminary Feasibility Report    Version: Final  Bartlett Regional Hospital      Date Modified: August 27, 2018  Juneau, Alaska  Fairbanks Economic Development Corporation    25    Table 12:  Economic Summary  Biomass Option  A‐Total  Estimated  Capital Cost  B‐Assumed  Grant  Funding  C‐First Year  Net  Operating  Savings  Simple  Payback  (A‐B)/C  20‐Year  Benefit/Cost  Ratio  20‐Year  Net  Present  Value  Option 1  $2,951,190  $250,000  $242,359  12.2  2.4  $3,768,707   Alternative 1  $3,153,487  $250,000  $275,044  11.5  2.5  $4,418,864   Alternative 2  $3,457,878  $250,000  $251,978  13.7  2.1  $3,417,480   Alternative 3  $3,519,285  $250,000  $252,662  13.9  2.0  $3,368,596   Note: Fuel pricing assumed is the 2018 average of $2.35/gallon for fuel oil and $60/ton wood chips.  See Section 4.  9.0 PERMITTING AND EMISSIONS  9.1 AIR PERMITTING  Air quality permitting is regulated by the Alaska Department of Environmental Conservation (DEC).  DEC  regulation section 18 AAC 50 pertains to Air Quality Control.  Per these regulations, a minor air quality  permit is required if a wood boiler’s potential to emit (PTE) of any of the pollutants listed in Table 13 is  exceeded.  The estimated PTE of a 6.0 mmBtu/hr biomass unit is also presented in this table with two  approaches to boiler emission controls.  A boiler of this size would not exceed any of the limits, and  therefore a minor air quality permit would not be required.  While air quality modeling is not required,  this report strongly recommends that air quality modeling be completed during project design.  This way  the system is specifically designed to ensure it will not result in National Ambient Air Quality Standards  (NAAQS) being exceeded, even under worst‐case conditions.  If the modeling determines that backend  control is needed in order to meet NAAQS under worst‐case conditions, then it is recommended that a  dry electrostatic precipitator (ESP) be added to the system regardless of state or federal regulations to  provide the needed emission rate as determined by modeling.  The cost of an ESP is carried in this report  given the proximity of the system to a vulnerable population and for conservatism.  An ESP is identified  in Table 13 as providing an emission rate of 0.07 lb/mmBtu of particulate matter, which is the federal  limit required for systems over 10 mmBtu/hr of fuel input.  It is worth noting that detailed stack  modeling of biomass systems with cyclones will often show that NAAQS are not exceeded under worst‐ case conditions for sensitive receptors, depending on local ambient air quality and conditions, stack  design, and site topography.       Preliminary Feasibility Report    Version: Final  Bartlett Regional Hospital      Date Modified: August 27, 2018  Juneau, Alaska  Fairbanks Economic Development Corporation    26  Table 13:  Potential to Emit Limits  Criteria  Pollutant  Typical  Emissions  Factors  with  Cyclone  (lb/mmBtu)  Typical  Emissions  Factors  with ESP  (lb/mmBtu)  Potential to  Emit (PTE)  Limit for  Permitting  (ton/yr)  Estimated  PTE of 6.0  mmBtu/hr  Boiler  (ton/yr)  Estimated  PTE of 6.0  mmBtu/hr  Boiler with  ESP  (ton/yr)  PM‐10  0.2  0.07  15  7.5  2.6  NOX  0.22  0.22  40  8.3  8.3  SO2  0.025  0.025  40  0.9  0.9  Lead  4.80E‐05  4.80E‐05  0.6  0.0  0.0  CO  0.25  0.25  100  9.4  9.4  PM‐2.5  0.04  0.014  10  1.5  0.5  Note 1:  Emissions factors for pollutants are based on a mix of the EPA’s AP‐42 factors for  wet wood and past experience with stack testing.  The typical values are provided for  systems with mechanical collectors and systems with an ESP with an established total  filterable PM limit of 0.07 lb/mmBtu input.  Please note that PM 2.5 values are based on  experience with testing showing that the PM 2.5 fraction of the total PM is significantly  lower than shown by standard AP‐42 numbers.  A value of 20% of PM 10 is used here to  identify the PM 2.5 fraction.  9.2 GREENHOUSE GAS EMISSIONS   By displacing fuel oil used for heating, installation of the biomass system options presented in this study  would result in a reduction of Bartlett’s (and Wildflower Court’s) annual net Scope 1 and Scope 2  greenhouse gas (GHG) emissions by 1,923 – 2,166 metric tonnes of CO2 equivalent.  A summary of net  greenhouse gas emissions for each biomass option is presented in Table 14.  Although combustion of  wood releases CO2, the use of wood fuel ultimately provides a net reduction in GHG emissions  compared to fossil fuel as long as the fuel is sourced in a sustainable manner.  The accounting in this  report directly follows that used by the voluntary carbon markets for sale of carbon credits and  reporting of Scope 1, Scope 2, and Scope 3 GHG emissions.  Please see the Climate Registry for details.   Factors for CO2 equivalent values presented in this report are obtained from the Climate Registry and  include CO2, as well as CH4 and N2O adjusted for their 100‐year global warming potentials relative to  CO2.  These values are listed in Table 16.  Table 14:  Greenhouse Gas (CO2 equivalent) Emission Summary  Biomass Option  Existing System  Biomass System Total  Reduction in  Scope 1 & 2  CO2  Equivalent  Emissions  (tonnes/year)  Scope 1 Fuel Oil  CO2 Equivalent  Emissions  (tonnes/year)  Scope 1  Biomass CO2   Equivalent  Emissions  (tonnes/year)  Scope 1 Fuel  Oil CO2  Equivalent  Emissions  (tonnes/year)  Scope 2  Electric CO2  Equivalent  Emissions  (tonnes/year)  Option 1  2,222  62  222  16  1,923  Option 1 / Alternative 1  2,505  70  251  19  2,166  Option 1 / Alternative 2  2,222  64  222  (44)  1,980  Option 1/ Alternative 3  2,222  65  222  (61)  1,995  Note:  Table 16 contains the assumptions used to develop the values in this table.  1 tonne = 1,000  kg.  Preliminary Feasibility Report    Version: Final  Bartlett Regional Hospital      Date Modified: August 27, 2018  Juneau, Alaska  Fairbanks Economic Development Corporation    27  10.0 CONCLUSIONS AND RECOMMENDATIONS  The installation of a biomass system presents Bartlett Regional Hospital with the opportunity to reduce  energy costs, utilize a locally‐sourced renewable form of energy, reduce net greenhouse gas emissions,  help mitigate current forest residual handling issues, and keep dollars spent on energy within the local  economy.  There is one main biomass option that has been evaluated in this study, and then three  individual alternatives that have been considered.  Any or all of the alternatives could be added to the  main option.   The main option, Option 1, would include a 6.0 mmBtu/hr biomass steam boiler in a new boiler plant  near the existing central plant.  This system would replace 90% of the hospital’s heating demand with  locally sourced wood fuel.  This option is approximately $3,000,000 prior to any grant funding, and  would provide annual operating savings on the order of $240,000 at current fuel oil pricing, and  anticipated wood fuel costs.  When assuming a minimum of $250,000 in grant funding, this option  provides a simple payback on the order of 12‐13 years.  The largest driver of the economics for the  project is the cost of fuel oil, and it is recommended that Bartlett consider the sensitivity analysis in  Appendix C that shows how the savings will vary with changes in fuel oil and wood energy costs.  Alternative 1 would add a hot water loop to inject heat into Wildflower Court’s hydronic heating system.   Adding this Alternative does not require increasing the biomass boiler system size, and the biomass  system would cover 90% of the combined heating demand of the two facilities.  This Alternative  provides improved overall economics for the biomass system with a capital cost on the order of  $200,000, while increasing annual operating savings by approximately $30,000.    Alternative 2 involves adding a 50 kW backpressure steam turbine and generator at the Hospital’s  central plant in parallel with the existing PRVs.  This unit would generate electricity as steam pressure is  reduced to serve the majority of the Hospital’s heating demand.  This alternative could be considered  regardless of whether a biomass system was pursued.  This cost for this Alternative is on the order of  $500,000, and it provides on the order of $10,000 in operating savings by generating approximately 5%  of the annual electric demand for the Hospital.    Alternative 3 involves adding a 60 kW backpressure steam turbine and generator in the biomass plant.   This requires increasing the pressure rating of the biomass boiler to allow production of ~275 psig  saturated steam, and the turbine and a parallel PRV station would reduce this to distribution pressure.   This unit would generate electricity following the load served by the biomass plant.  This cost for this  Alternative is on the order of $500,000, and it provides on the order of $10,000 in operating savings by  generating approximately 6% of the annual electric demand for the Hospital.  Additional benefits provided through the use of renewable biomass energy at the hospital include:   Net reduction of greenhouse gas emissions by approximately 1,922 – 2,166 metric tonnes  annually,   Support of the local economy through the purchase of $187,000 – $213,000 of locally sourced,  renewable wood fuel,   Increased heating system redundancy,   A diversification in heating fuels to allow for mitigation of fossil fuel cost volatility,   Capacity to add additional facilities or future expansions while still covering the majority of  added thermal load,  o Even with a 50% increase in covered thermal demand, the same biomass system should  be able to cover approximately 80% of the added load,  Preliminary Feasibility Report    Version: Final  Bartlett Regional Hospital      Date Modified: August 27, 2018  Juneau, Alaska  Fairbanks Economic Development Corporation    28   Creating markets for low‐value woody biomass to provide outlets for local wood residuals and  opportunities for forest management activities to reduce pests and disease, prevent fires, and  manage for ecological diversity, soil health, and water quality.  The following are recommended considerations as Bartlett decides whether to pursue a biomass option.   It is strongly recommended that staff visit several modern biomass  boiler  installations  of  different vendors to develop a detailed understanding of the systems and their capabilities.     A  third‐party  owner  of  the  system  could  provide  access  to  increased options for incentive  funding, and may be attractive for the Hospital.  Depending on the potential owner, there are  options available that could fund nearly 50% of the project cost.   o Please note that any third‐party operator would need to profit from the project, and  thus, some of the overall benefits would accrue to the potential third‐party.    o There  may  be  an  opportunity  for  an  integrated  operation  that  both  processes  and  delivers the wood fuel, as well as operates the biomass system.     The largest driver of the economics for the project is the cost of fuel oil, and it is recommended  that Bartlett consider the sensitivity analysis in Appendix C that shows how the savings will vary  with changes in fuel oil and wood energy costs.   It is strongly recommended that a key next step for the hospital in pursuing a biomass option be  to verify the wood fuel availability and cost in detail.  Wood fuel availability is currently being  evaluated in detail by Alaska’s Division of Forestry.  The USFS has provided guidance for fuel  sources and pricing assumptions for use in this report, and the assumptions should be examined  in detail upon completion of the wood resource study by Alaska’s Division of Forestry.   Please note that there are some potential funding opportunities that may be enhanced for CHP  systems,  in  which  case,  addition  of  Alternative  2  or  3  to  the  overall  project  could  improve  incentive opportunities and project economics.   Capital  costs  in  this  report  are  based  on  competitive  bidding  of  the  project  and  receiving  multiple competitive bids.  This region of Alaska may have limited  bidders  for  this  project  depending  on  the  market  at  the  time  of  bidding,  and  this  should  be  understood  when  considering capital costs.  If the project is pursued, it is recommended that a suite of potential  bidders be identified and cultivated well in advance of any bidding.    The following are items for consideration that are unrelated to a biomass option.   The existing boilers are understood by the Hospital to be significantly larger than required for  their current loads, and the load modeling identified this as well.  The addition of steam or  feedwater metering and logging would provide useful information regarding overall seasonal  efficiency of the existing boilers to inform future decisions regarding investments in the central  plant infrastructure.  o Hospital staff does an excellent job of tracking boiler operations (daily fuel use, daily  make‐up water use, and key operating parameters), and tuning the boilers on a regular  basis.  An O2 trim system and updated boiler control from Cleaver Brooks are being  installed currently which will reduce boiler cycling to improve overall efficiency.     Sub‐metering of key electric loads could be a useful tool for identifying opportunities for energy  and cost savings.  Approximately 30% of the electric cost for the  Hospital  is  from  demand  charges,  and  sub‐metering  could  assist  with  identifying  opportunities  for  reducing  demand  charges.   Preliminary Feasibility Report    Version: Final  Bartlett Regional Hospital      Date Modified: August 27, 2018  Juneau, Alaska  Fairbanks Economic Development Corporation    29  11.0 ASSUMPTIONS  The key assumptions and values used in this study are presented in Table 15 and Table 16.      Table 15:  Key Assumptions and Values  Assumption  Value  Unit  Source  #1 fuel oil higher heating value  135,000  Btu/gal   Assumption  #2 fuel oil higher heating value  138,000  Btu/gal   Assumption  Fuel oil boiler efficiency  80%  percent   Assumption  Wood chip moisture content  40%  percent   Assumption  Wood chip higher heating value  10.0  mmBtu/ton   Assumption  Biomass boiler efficiency 70%  percent   Assumption  Saturated steam enthalpy, 7 psig  1,158  Btu/lb   Assumption  Saturated steam enthalpy, 65 psig  1,183  Btu/lb   Assumption  Saturated steam enthalpy, 275 psig  1,203  Btu/lb   Assumption  Water enthalpy, 212F  180  Btu/lb   Assumption  Average 2018 fuel oil cost  $2.35  $/gal   Records  Average wood chip cost  $60  $/ton   Assumption  Average electric energy charge 2017 – prior to 8/1/18  $0.0635  $/kWh   Records  General inflation rate  2.7%  percent   Assumption  Real discount rate  3%  percent   Assumption  Note: The electric rates as of August 1st are $0.0592/kWh (peak) and $0.0555/kWh (off‐peak).  The demand  charges are $13.85/kW (peak) and $8.82/kW (off‐peak).  NIST 2018 shows a 5% reduction in electric costs by 2019  compared to baseline years, and thus, for the purposes of this report, the year 1 value for electric energy charge  was carried.  Table 16:  GHG Assumptions and Values  Assumption  Value  Unit  Source  CO2 emitted during combustion of #2 Oil  73.96  kg/mmBtu  EPA  CH4 emitted during combustion of #2 Oil  0.003  kg/mmBtu  EPA  N2O emitted during combustion of #2 Oil  0.0006  kg/mmBtu  EPA  CO2 emitted during combustion of Wood  93.8  kg/mmBtu  The Climate Registry  CH4 emitted during combustion of Wood  0.0093  kg/mmBtu  The Climate Registry  N2O emitted during combustion of Wood  0.0059  kg/mmBtu  The Climate Registry  CO2 emitted due to use of Electricity (includes line losses)  0.24 kg/kWh  EPA  CH4 emitted due to use of Electricity (includes line losses)  0.000011  kg/kWh  EPA  N2O emitted due to use of Electricity (includes line losses)  0.000002  kg/kWh  EPA  CH4 100‐year Global Warming Potential  25  * CO2  IPCC  N2O 100‐year Global Warming Potential  298  * CO2  IPCC    12.0 FOREST CONDITIONS & FUEL AVAILABILITY  The Alaska Department of Natural Resources, Division of Forestry, is completing a study of the wood  resource availability for energy in Juneau, AK.  The evaluation has focused on three main sources.  These  include:   residuals currently being disposed of as a waste product in Juneau  Preliminary Feasibility Report    Version: Final  Bartlett Regional Hospital      Date Modified: August 27, 2018  Juneau, Alaska  Fairbanks Economic Development Corporation    30   resources sustainably available for harvest from lands in and around Juneau that are both  accessible and available   residuals from ongoing or future logging, forest products, or fuel processing efforts in nearby  communities or areas (i.e. Hoonah, Haines, etc.)  The following provides a basic summary of the initial results of the analysis.  Please refer to the final  report from Mr. Nudelman for full details of the analysis.  The Bartlett Hospital could use on the order of  3,200 green tons of wood residuals annually.    Wood Residuals Disposed of in Juneau: There are several main sources of residuals that are currently  generated in Juneau that are potentially available for wood energy.  These include power line  maintenance, general road and public infrastructure maintenance, and land clearing.  The general  finding from the study to date is that there are approximately 2,000 green tons (gross) of wood residuals  generated annually in the form of chips or grindings in the Juneau area.  These are either given away,  disposed of at the “Stump Dump”, left onsite, or burned onsite.  The major sources of these chips are  identified as Carlos Tree Service and Clark’s Tree Service.  There are non‐chipped land clearing and other  infrastructure maintenance residuals that are taken to the Stump Dump.  It is reported that there are  20,000 cy per year of wood residuals disposed of there in total.  There may also be a significant amount  of roundwood or logs that are decked or left on development sites.  This volume is difficult to quantify,  but could be accessed if there was an operation that had a chipper or grinder that could handle up to  24” logs.  Land clearing for development has been occurring at a reasonably consistent pace according  to sources surveyed.    Sustainable Harvest of Local Wood Energy: There are three main land owners in the Juneau area that  have accessible and available areas that could potentially be sustainably harvested for the purposes of  wood energy on an ongoing basis.  These are Goldbelt Corporation, Alaska Mental Health Trust, and the  City and Borough of Juneau.  The lands of each were analyzed to determine what was accessible and  available for sustainable harvesting.  Accessible and available refers to sites not restricted from  harvesting (i.e. not in a trust or easement restricting use), and accessible only when considering use of  conventional ground logging and skidding methods (i.e. road accessible, not over 35% slope, and not  requiring cabling).  The three land owners have approximately 4,200 acres of available and accessible  forest land, with CBJ having the highest total of about 3,100 acres.  If no other sources were considered,  selective and sustainable harvesting would need to be performed on approximately 50 acres annually to  serve the hospital need of 3,200 green tons per year.  There is currently limited logging activity in  Juneau, and the cost or feasibility of this type of sustainable harvesting operation has not yet been  evaluated.  Residuals from the Southeast Region: There are small forest products operations in nearby  communities in Southeast.  Icy Straits Lumber in Hoonah produces green chips as a byproduct of their  operations.  The annual volume available is on the order of 400,000 board feet or approximately 750  green tons.  Haines Borough is currently pursuing purchase of a grinder or chipper that will handle up to  24” logs in order to process roundwood for use in boilers for heating.  There is also a large 10‐year  timber sale by the U of A under consideration near Haines.  If this comes to fruition, new access to the  Haines State Forest will be inevitable, resulting in new State sales. This combination of processing  infrastructure, and the potential to procure roundwood as a by‐product of a timber sale offers  significant potential for obtaining wood residuals for energy.    It is strongly recommended that a key next step for the hospital in pursuing a biomass option be to  verify the wood fuel availability and cost in detail.  As identified, wood fuel availability is currently being  evaluated in detail by Alaska’s Division of Forestry, and the final results of this effort should be reviewed  in detail.  The USFS has provided guidance for fuel sources and pricing assumptions for use in this report,  Preliminary Feasibility Report    Version: Final  Bartlett Regional Hospital      Date Modified: August 27, 2018  Juneau, Alaska  Fairbanks Economic Development Corporation    31  and pricing assumptions should be examined in detail upon completion of the wood resource study by  Alaska’s Division of Forestry.  13.0 BIOMASS TECHNOLOGY  This section describes the basic technologies available for the type of facility analyzed in this report.  13.1 BIOMASS‐FIRED STEAM BOILERS  Biomass steam boilers of the style presented in this study are package or modular style boilers, typically  sized in the range of 3 – 25 mmBtu/hr.  Systems at this size range are well suited for medium to large  scale operations, like hospitals, schools, and industrial applications.  These systems are designed to  handle a wide range of wood fuels, with acceptable moisture contents generally ranging from 10 – 55%.   Acceptable wood sources could be either bole or whole tree chips, trimmings, mill residuals, or even  bark.  Biomass boiler sizing is vital to optimal performance.  Typical systems will turn down to 20% or  25% of the rated output capacity.  Below this point, boiler efficiency and emissions can suffer  significantly.  Biomass boilers do not need to be sized to cover intermittent peak demands to maximize  their benefit, provided there is additional heating capacity available.  Over‐sizing biomass boilers relative  to steam loads should be avoided.    The general layout of modern systems consists of a wood storage and handling/metering system,  combustion chamber, boiler, and an emissions control system.  Wood fuels are stored in an at‐grade or  below‐grade bunker with an automated reclaim system, which extracts wood from the floor of the  bunker to a conveyor system.  Conveyance systems can be equipped with screening capabilities, which  remove oversized piece from the wood fuel stream.  The wood fuel is supplied to the metering bin, from  which wood is fed into the combustion chamber by a stoker auger.  The system meters wood  proportionally to the steam load to maintain performance.  The stoker and metering system is equipped  with fire suppression equipment, which activate upon detection of elevated temperatures within the  metering system.  The combustion chamber consists of heat retaining refractory walls and roof, and a perforated grate  system, which allows for air flow through the fuel bed.  Grate systems can be fixed, requiring ash to be  raked to the collection system on a regular basis, or a reciprocating, stepped system which automatically  push ash to the ash collection system for removal.  Once the wood fuel enters the combustion chamber,  it goes through a multi‐stage combustion process.  The first major step is the evaporation of any  moisture content within the wood fuel.  The solid wood fuel is then converted to combustible gases  through a pyrolysis and gasification process.  Finally, the combustible gases and remaining carbon are  oxidized, or combusted, converting the potential energy into usable heat.  Sufficient oxygen or air flow,  residence time, and temperature are critical for complete conversion of wood energy and minimization  of emissions.  Modern combustion systems provide staged air flow and sufficiently large combustion  zones to create optimal conditions for efficient and low‐emission conversion of wood energy to heat.    Hot combusted gases pass through a fire‐tube or water‐tube boiler, transferring heat to the pressurized  water section and generating steam for use in the facility.  The flue gases exit the boiler and pass  through an emissions control system, where heavy particulate is removed from the flue, before exiting  the stack.    The most common emission control technologies used at this scale are cyclones or multi‐clones,  baghouses, and electrostatic precipitators (ESPs).  Cyclones and multi‐clones use centrifugal force to  separate particulate from the flue gases.  The flue stream enters the cyclone body at high velocity, and  heavier particulate drops out of the bottom of the cyclone while the cleaned gases exit through the top,  removing 60 – 90% of all particulate.  Baghouses utilize a fabric filter to remove particulate, and can  Preliminary Feasibility Report    Version: Final  Bartlett Regional Hospital      Date Modified: August 27, 2018  Juneau, Alaska  Fairbanks Economic Development Corporation    32  remove up to 99% of particulate matter.  Baghouses are often staged after a cyclone unit, which  removes larger particles first and lessens fire hazard potential.  ESPs utilize electric fields to remove  particulate from the flue gas to collector plates.  ESPs operate by first imparting a positive charge on  particulate matter and then passing the stream by a series of negatively charged plates, collecting the  particles.  ESPs can remove up to 99% of particulate matter.  13.2 BACKPRESSURE STEAM TURBINES  A backpressure steam turbine converts the thermal energy of steam into mechanical energy through the  use of a rotary turbine.  High pressure steam enters the turbine through a nozzle where it is expanded  (pressure reduced) and exits at high velocity against the turbine blades, turning the rotor.  Exhaust  steam pressure is controlled to satisfy the requirements of downstream demands.  In the case of  saturated steam, a small percentage condenses in the process, and is returned to the boiler.  Steam  turbines can be used for several applications, including driving an electric generator to produce  electricity.  For combined heat and power (CHP) applications with biomass energy of the scale considered here, it is  important that the use of backpressure steam turbine be thermally‐led.  This means that the steam flow  through the turbine is proportional to the steam demand for thermal applications.  This allows for all of  the thermal energy in the exhaust steam to be utilized, improving overall efficiency of the CHP system,  and generating electricity economically.  For electrically‐led systems, steam in excess of the thermal  demand must be condensed, and the thermal energy is wasted.  Operating a steam turbine‐generator in  this manner does not make sense economically in the vast majority of cases at the scale considered  here.    A common application of backpressure steam turbines is as a substitute for pressure reducing valves or  stations (PRVs).  PRVs are used to reduce steam pressure in cases where it is produced at a higher  pressure than that required by its end user.  This is often the case in situations where there are multiple  end uses that require steam at different pressures.  A backpressure steam turbine and generator can be  used to perform the same function as the PRVs while producing some electrical power.      Preliminary Feasibility Report    Version: Final  Bartlett Regional Hospital      Date Modified: August 27, 2018  Juneau, Alaska  Fairbanks Economic Development Corporation               Appendix A  Site / Building Layouts and Connection Schematics   A.1:  Site Plan   A.2:  Boiler Plant Elevation View   A.3:  Boiler Plant Layout   A.4:  Option 1 – Connection Schematic   A.5:  Alternative 1 – Connection Schematic   A.6:  Alternative 2 – Connection Schematic   A.7:  Alternative 3 – Connection Schematic      SCALE Feet 50 0 25 50 For Reference: WB-65 20-yd Dump Wilson & Wilson Engineering Services, Corp.Date:Site LayoutBartlett Regional HospitalA.1 7/24/2018Note: Identified site layout shows one potential option for accommodating a central plant that is approximately 2,900 ft2.  This specific location would require relocation of a small bulk commodity storage area and a storage shed, as well as coordination with any future renovations to the neighboring facility.  Other options exist in and around the Bartlett site, and the most beneficial option should be identified through additional coordination with hospital stakeholders. The access is adequate for the larger possible trucks that could be used for delivery.  A WB-65 truck (50' trailer) is able to make the turns shown to access the site.  Access will also be adequate for standard dump trucks. 26' 33'-6" Note: Building height is needed to accommodate delivery by dump trucks as well as walking floor trailers. This drawing is a conceptual drawing for the purposes of showing a general biomass system arrangement. Equipment selection, sizing, and arrangement will vary depending on the engineer, manufacturer and contractor installing the biomass system.Wilson & Wilson Engineering Services, Corp.Date:Biomass Plant Elevation ViewBartlett Regional HospitalA.2 7/24/2018 ElectrostaticPrecipitatorBiomassBoilerStackAncillaryEquipmentOversBin65' 45' Elev: -10'-0" Elev: 0'-0"SteamTurbine(Alt 3)Elev: -14'-0" Elev: 0'-0" Elev: 0'-0" Note: This drawing is a conceptual drawing for the purposes of showing a general biomass system arrangement. Equipment selection, sizing, and arrangement will vary depending on the engineer, manufacturer and contractor installing the biomass system. Please note that other automated wood reclaim equipment could also be installed with this type of building arrangement such as a traveling auger.Wilson & Wilson Engineering Services, Corp.Date:Biomass Plant LayoutBartlett Regional HospitalA.3 7/24/2018 Notes: 1.This drawing is a conceptual layout for the purposes of showing biomass system options. 2.Final design and layout will change based on equipment selected, designer, and site conditions. Option 1 - Connection Schematic Sequence of Operations: 1.The 6.0 mmBtu/hr biomass boiler will be controlled to provide a 65 psig supply steam to the main header in the central plant. 2.One of the existing fuel oil boilers will be operated in standby mode, maintaining a pressure range of 55 - 60 psig. The second fuel oil boiler would be disabled. CB-2 16.7 mmBtu/hr Fuel Oil Boiler CB-1 16.7 mmBtu/hr Fuel Oil Boiler Condensate Return Tank Deaerator Tank PRV PRV 65 psig Steam 7 psig Steam to Higher Pressure Steam Loads to Lower Pressure Steam Loads 65 psig Steam from Biomass Boiler Plant Low Pressure Steam 6.0 mmBtu/hr Biomass Boiler Condensate Return Tank Condensate Return to Central Plant Condensate Return Feed Water from Central Plant Deaerator Tank 65 psig Steam to Central Plant Steam Header 65 psig Steam Boiler Feed Pump Existing Central Plant Condensate Return from Biomass Plant to Biomass Boiler Plant Existing Condensate Return Biomass Boiler Plant Wilson & Wilson Engineering Services, Corp.Date:Option 1 - Connection SchematicBartlett Regional HospitalA.4 7/24/2018 Alternative 1 - Connection Schematic Notes: 1.This drawing is a conceptual layout for the purposes of showing biomass system options. 2.Final design and layout will change based on equipment selected, designer, and site conditions. Sequence of Operations: 1.The 6.0 mmBtu/hr biomass boiler will be controlled to provide a 65 psig supply steam to the main header in the central plant. 2.One of the existing fuel oil boilers will be operated in standby mode, maintaining a pressure range of 55 - 60 psig. The second fuel oil boiler would be disabled. 3.Control valve V1 will open to allow steam to flow to the heat exchanger to maintain the supply temperature set point when flow is present. P1 will be sited in and provide hot water to the Wildflower Court boiler room. The pump's VFD will vary the flow to maintain the set point temperature for Wildflower Court. CB-2 16.7 mmBtu/hr Fuel Oil Boiler CB-1 16.7 mmBtu/hr Fuel Oil Boiler Deaerator Tank P1 PRV PRV Steam-to-Hot Water Heat Exchanger 65 psig Steam 7 psig Steam to Condensate Return Tank to Higher Pressure Steam Loads to Lower Pressure Steam Loads Low Pressure Steam 65 psig Steam Hot Water Return from Nursing Care Facility VFDV1Condensate Return Tank Existing Central Plant 6.0 mmBtu/hr Biomass Boiler Condensate Return Tank Condensate Return to Central Plant Condensate Return Feed Water from Central Plant Deaerator Tank 65 psig Steam to Central Plant Steam Header to Biomass Boiler Plant 65 psig Steam from Biomass Boiler Plant Condensate Return from Biomass Plant Existing Condensate Return T1Hot Water Supply to Nursing Care Facility Biomass Boiler Plant Wilson & Wilson Engineering Services, Corp.Date:Alternative 1 - Connection SchematicBartlett Regional HospitalA.5 7/24/2018 Option 3 - Connection Schematic Notes: 1. This drawing is a conceptual layout for the purposes of showing biomass system options. 2. Final design and layout will change based on equipment selected, designer, and site conditions. Sequence of Operations: 1. The 6.0 mmBtu/hr biomass boiler will be controlled to provide a 65 psig supply steam to the main header in the central plant. 2. One of the existing fuel oil boilers will be operated in standby mode, maintaining a pressure range of 55 - 60 psig. The second fuel oil boiler would be disabled. 3. Steam will be supplied from the header to a 50 kW backpressure steam turbine. The turbine will maintain an exhaust steam pressure of 7 psig. A valve will be operated to allow steam to bypass the turbine to a pressure reducing valve when steam loads are not sufficient to operate the turbine. CB-2 16.7 mmBtu/hr Fuel Oil Boiler CB-1 16.7 mmBtu/hr Fuel Oil Boiler Deaerator Tank 50 kW Backpressure Turbine Low Flow Bypass PRV PRV 65 psig Steam 7 psig Steam 65 psig Steam 7 psig Steam to Higher Pressure Steam Loads to Lower Pressure Steam Loads Low Pressure Steam 65 psig Steam Condensate Return Tank Existing Central Plant Biomass Boiler Plant 6.0 mmBtu/hr Biomass Boiler Condensate Return Tank Condensate Return to Central Plant Condensate Return Feed Water from Central Plant Deaerator Tank 70 psig Steam to Central Plant Steam Header to Biomass Boiler Plant 65 psig Steam from Biomass Boiler Plant Condensate Return from Biomass Plant Existing Condensate Return Wilson & Wilson Engineering Services, Corp.Date:Option 3 - Connection SchematicBartlett Regional HospitalA.6 7/24/2018 Alternative 3 - Connection Schematic Notes: 1.This drawing is a conceptual layout for the purposes of showing biomass system options. 2.Final design and layout will change based on equipment selected, designer, and site conditions. Sequence of Operations: 1.The 6.0 mmBtu/hr biomass boiler will be controlled to provide a 275 psig supply steam to a backpressure steam turbine. The turbine will maintain an exhaust steam pressure of 65 psig, supplied to the main header in the central plant. A valve will be operated to allow steam to bypass the turbine to a pressure reducing valve when steam loads are not sufficient to operate the turbine. 2.One of the existing fuel oil boilers will be operated in standby mode, maintaining a pressure range of 55 - 60 psig. The second fuel oil boiler would be disabled. CB-2 16.7 mmBtu/hr Fuel Oil Boiler CB-1 16.7 mmBtu/hr Fuel Oil Boiler Deaerator Tank PRV PRV 65 psig Steam 7 psig Steam to Higher Pressure Steam Loads to Lower Pressure Steam Loads Low Pressure Steam to Biomass Boiler Plant 65 psig Steam Condensate Return Tank Existing Central Plant 6.0 mmBtu/hr Biomass Boiler Condensate Return Tank Condensate Return to Central Plant Condensate Return Feed Water from Central Plant Deaerator Tank 65 psig Steam from Biomass Boiler Plant Condensate Return from Biomass Plant Existing Condensate Return Biomass Boiler Plant 50 kW Backpressure Turbine PRV 65 psig Steam to Central Plant Steam Header Wilson & Wilson Engineering Services, Corp.Date:Alternative 3 - Connection SchematicBartlett Regional HospitalA.7 7/24/2018 Preliminary Feasibility Report    Version: Final  Bartlett Regional Hospital      Date Modified: August 27, 2018  Juneau, Alaska  Fairbanks Economic Development Corporation             Appendix B  Capital Cost Estimates   B.1:  Option 1 – Capital Cost Estimate   B.2:  Alternative 1 – Capital Cost Estimate   B.3:  Alternative 2 – Capital Cost Estimate   B.4:  Alternative 3 – Capital Cost Estimate        Appendix B Bartlett Regional Hospital Juneau, Alaska Line Item Cost 6.0 mmBtu/hr biomass biomass steam boiler, 150 psig trim, wood handling equipment, electrostatic precipitator stack, installed 1,050,000$ Sub-Total 1,050,000$ Boiler Manufacturer Bid Bond and Insurance 3% 31,500$ Total Boiler Manufacturer Contract 1,081,500$ Line Item Cost Site work for biomass plant 120,000$ 2,925 ft2 pre-engineered building, including, foundation, slab ($200/sf)585,000$ Concrete walls for wood chip bunkers (65 cy) 42,250$ Balance of plant (mechanical, insulation, controls, electrical, etc.) 260,000$ Underground piping to central plant ($350/lf) 78,750$ Sub-Total 1,086,000$ Contractor bond, insurance, overhead, and profit 25% 271,500$ Total General Contract 1,357,500$ Line Item Cost Project Sub-Total (Boiler and General Contract) 2,439,000$ Professional Services 3 10% 243,900$ Contingency 10% 268,290$ Total Project Cost 2,951,190$ Notes: 2 - Costs are approximate. Estimate is based on competitive bidding. 3 - Professional Services includes engineering, permitting, legal, and project management. 1 - Assumes that biomass boiler system and general contract are bid separately. Assumes the biomass boiler is a fixed-grate stoker system. Including project contingencies, ADD approximately $300,000 - $400,000 for a moving-grate system with fully-automated ash removal. Capital Cost Estimate Option 1 - Biomass Boiler Serving Hospital Biomass Boiler Contract1 General Contract Total Project Cost2 B.1 Appendix B Bartlett Regional Hospital Juneau, Alaska Line Item Cost 6.0 mmBtu/hr biomass biomass steam boiler, 150 psig trim, wood handling equipment, electrostatic precipitator stack, installed 1,050,000$ Sub-Total 1,050,000$ Boiler Manufacturer Bid Bond and Insurance 3% 31,500$ Total Boiler Manufacturer Contract 1,081,500$ Line Item Cost Site work for biomass plant 120,000$ 2,925 ft2 pre-engineered building, including, foundation, slab ($200/sf)585,000$ Concrete walls for wood chip bunkers (65 cy) 42,250$ Balance of plant (mechanical, insulation, controls, electrical, etc.) 280,000$ Underground piping to central plant ($350/lf) 78,750$ Underground piping to Wildflower Court ($250/lf) 93,750$ Connection costs at Wildflower Court boiler room 20,000$ Sub-Total 1,219,750$ Contractor bond, insurance, overhead, and profit 25% 304,938$ Total General Contract 1,524,688$ Line Item Cost Project Sub-Total (Boiler and General Contract) 2,606,188$ Professional Services 3 10% 260,619$ Contingency 10% 286,681$ Total Project Cost 3,153,487$ Notes: 2 - Costs are approximate. Estimate is based on competitive bidding. 3 - Professional Services includes engineering, permitting, legal, and project management. 1 - Assumes that biomass boiler system and general contract are bid separately. Assumes the biomass boiler is a fixed-grate stoker system. Including project contingencies, ADD approximately $300,000 - $400,000 for a moving-grate system with fully-automated ash removal. Capital Cost Estimate Alternative 1 - Connection to Wildflower Court Biomass Boiler Contract1 General Contract Total Project Cost2 B.2 Appendix B Bartlett Regional Hospital Juneau, Alaska Line Item Cost 6.0 mmBtu/hr biomass biomass steam boiler, 150 psig trim, wood handling equipment, electrostatic precipitator stack, installed 1,050,000$ Sub-Total 1,050,000$ Boiler Manufacturer Bid Bond and Insurance 3% 31,500$ Total Boiler Manufacturer Contract 1,081,500$ Line Item Cost Site work for biomass plant 120,000$ 2,925 ft2 pre-engineered building, including, foundation, slab ($200/sf)585,000$ Concrete walls for wood chip bunkers (65 cy) 42,250$ Balance of plant (mechanical, insulation, controls, electrical, etc.) 260,000$ Underground piping to central plant ($350/lf) 78,750$ 50 kW backpressure steam turbine and generator (installed) 175,000$ Turbine plumbing, controls, electrical interconnection, mechanical room 160,000$ Sub-Total 1,421,000$ Contractor bond, insurance, overhead, and profit 25% 355,250$ Total General Contract 1,776,250$ Line Item Cost Project Sub-Total (Boiler and General Contract) 2,857,750$ Professional Services 3 10% 285,775$ Contingency 10% 314,353$ Total Project Cost 3,457,878$ Notes: 2 - Costs are approximate. Estimate is based on competitive bidding. 3 - Professional Services includes engineering, permitting, legal, and project management. 1 - Assumes that biomass boiler system and general contract are bid separately. Assumes the biomass boiler is a fixed-grate stoker system. Including project contingencies, ADD approximately $300,000 - $400,000 for a moving-grate system with fully-automated ash removal. Capital Cost Estimate Alternative 2 - Bartlett Central Plant Combined Heat & Power Biomass Boiler Contract1 General Contract Total Project Cost2 B.3 Appendix B Bartlett Regional Hospital Juneau, Alaska Line Item Cost 6.0 mmBtu/hr biomass biomass steam boiler, 300 psig trim, wood handling equipment, electrostatic precipitator stack, installed 1,075,000$ Sub-Total 1,075,000$ Boiler Manufacturer Bid Bond and Insurance 3% 32,250$ Total Boiler Manufacturer Contract 1,107,250$ Line Item Cost Site work for biomass plant 120,000$ 2,925 ft2 pre-engineered building, including, foundation, slab ($200/sf)585,000$ Concrete walls for wood chip bunkers (65 cy) 42,250$ Balance of plant (mechanical, insulation, controls, electrical, etc.) 260,000$ Underground piping to central plant ($350/lf) 78,750$ 60 kW backpressure steam turbine and generator (installed) 185,000$ Turbine plumbing, controls, electrical interconnection, parallel PRV station 170,000$ Sub-Total 1,441,000$ Contractor bond, insurance, overhead, and profit 25% 360,250$ Total General Contract 1,801,250$ Line Item Cost Project Sub-Total (Boiler and General Contract) 2,908,500$ Professional Services 3 10% 290,850$ Contingency 10% 319,935$ Total Project Cost 3,519,285$ Notes: 2 - Costs are approximate. Estimate is based on competitive bidding. 3 - Professional Services includes engineering, permitting, legal, and project management. 1 - Assumes that biomass boiler system and general contract are bid separately. Assumes the biomass boiler is a fixed-grate stoker system. Including project contingencies, ADD approximately $300,000 - $400,000 for a moving-grate system with fully-automated ash removal. Capital Cost Estimate Alternative 3 - Biomass Boiler Plant Combined Heat & Power Biomass Boiler Contract1 General Contract Total Project Cost2 B.4 Preliminary Feasibility Report    Version: Final  Bartlett Regional Hospital      Date Modified: August 27, 2018  Juneau, Alaska  Fairbanks Economic Development Corporation             Appendix C  Cash Flow and Sensitivity Analyses   C.1:  Option 1 – Fuel Cost Sensitivity Analysis   C.2:  Alternative 1 – Fuel Cost Sensitivity Analysis   C.3:  Alternative 2 – Fuel Cost Sensitivity Analysis   C.4:  Alternative 3 – Fuel Cost Sensitivity Analysis   C.5:  Option 1 – 20‐Year Cash Flow Analysis   C.6:  Alternative 1 – 20‐Year Cash Flow Analysis   C.7:  Alternative 2 – 20‐Year Cash Flow Analysis   C.8:  Alternative 3 – 20‐Year Cash Flow Analysis   C.9:  Annual Supplement to NIST Handbook 135 – Table Ca‐4:  Projected fuel price  indices (excluding general inflation), by end‐use sector and fuel type.  Census Region  4     Appendix CSensitivity AnalysesOption 1 - Biomass Boiler Serving HospitalBartlett Regional HospitalJuneau, Alaska242,359$ $1.00 $1.50 $2.00 $2.35 $2.50 $3.00 $3.50 $4.00$30$71,578 $169,210 $266,842 $335,185 $364,474 $462,106 $559,738$657,370$40$40,636 $138,268 $235,900 $304,243 $333,532 $431,164 $528,796$626,428$50$9,694 $107,326 $204,958 $273,301 $302,590 $400,222 $497,854$595,486$60($21,248) $76,384 $174,016 $242,359 $271,648 $369,280 $466,912$564,544$70($52,190) $45,442 $143,074 $211,417 $240,706 $338,338 $435,970$533,603$80($83,132) $14,500 $112,132 $180,475 $209,764 $307,396 $405,028$502,661$90($114,074) ($16,442) $81,190 $149,533 $178,822 $276,454 $374,087$471,719$100($145,016) ($47,384) $50,248 $118,591 $147,880 $245,513 $343,145$440,777$110($175,958) ($78,326) $19,306 $87,649 $116,939 $214,571 $312,203$409,835$120($206,900) ($109,268) ($11,635) $56,707 $85,997 $183,629 $281,261$378,893$130($237,842) ($140,209) ($42,577) $25,765 $55,055 $152,687 $250,319$347,951$140($268,784) ($171,151) ($73,519) ($5,177) $24,113 $121,745 $219,377$317,009$150($299,725) ($202,093) ($104,461) ($36,119) ($6,829) $90,803 $188,435$286,0673,768,707$ $1.00 $1.50 $2.00 $2.35 $2.50 $3.00 $3.50 $4.00$30($431,557) $1,650,928 $3,733,413 $5,191,153 $5,815,898 $7,898,384 $9,980,869$12,063,354$40($905,706) $1,176,779 $3,259,265 $4,717,004 $5,341,750 $7,424,235 $9,506,720$11,589,206$50($1,379,855) $702,631 $2,785,116 $4,242,856 $4,867,601 $6,950,087 $9,032,572$11,115,057$60($1,854,003) $228,482 $2,310,968 $3,768,707 $4,393,453 $6,475,938 $8,558,423$10,640,909$70($2,328,152) ($245,666) $1,836,819 $3,294,559 $3,919,304 $6,001,790 $8,084,275$10,166,760$80($2,802,300) ($719,815) $1,362,670 $2,820,410 $3,445,156 $5,527,641 $7,610,126$9,692,612$90($3,276,449) ($1,193,963) $888,522 $2,346,262 $2,971,007 $5,053,493 $7,135,978$9,218,463$100($3,750,597) ($1,668,112) $414,373 $1,872,113 $2,496,859 $4,579,344 $6,661,829$8,744,315$110($4,224,746) ($2,142,260) ($59,775) $1,397,965 $2,022,710 $4,105,195$6,187,681$8,270,166$120($4,698,894) ($2,616,409) ($533,924) $923,816 $1,548,562 $3,631,047 $5,713,532$7,796,018$130($5,173,043) ($3,090,557) ($1,008,072) $449,668 $1,074,413 $3,156,898 $5,239,384$7,321,869$140($5,647,191) ($3,564,706) ($1,482,221) ($24,481) $600,265 $2,682,750$4,765,235$6,847,720$150($6,121,340) ($4,038,854) ($1,956,369) ($498,630) $126,116 $2,208,601 $4,291,087$6,373,572Price of Fuel Oil ($/gallon)Price of Wood Chips ($/ton)First Year Net Operating Savings Sensitivity Analysis20-Year Net Present Value Sensitivity AnalysisPrice of Fuel Oil ($/gallon)Price of Wood Chips ($/ton)C.1 Appendix CSensitivity AnalysesAlternative 1 - Connection to Wildflower CourtBartlett Regional HospitalJuneau, Alaska275,044$ $1.00 $1.50 $2.00 $2.35 $2.50 $3.00 $3.50 $4.00$30$82,976 $193,064 $303,151 $380,212 $413,238 $523,325 $633,412$743,499$40$47,920 $158,008 $268,095 $345,156 $378,182 $488,269 $598,356$708,443$50$12,865 $122,952 $233,039 $310,100 $343,126 $453,213 $563,300$673,387$60($22,191) $87,896 $197,983 $275,044 $308,070 $418,157 $528,244$638,331$70($57,247) $52,840 $162,927 $239,988 $273,014 $383,101 $493,188$603,275$80($92,303) $17,784 $127,871 $204,932 $237,958 $348,045 $458,132$568,220$90($127,359) ($17,272) $92,815 $169,876 $202,902 $312,989 $423,076$533,164$100($162,415) ($52,328) $57,759 $134,820 $167,846 $277,933 $388,021$498,108$110($197,471) ($87,384) $22,703 $99,764 $132,790 $242,877 $352,965$463,052$120($232,527) ($122,440) ($12,353) $64,708 $97,734 $207,821 $317,909$427,996$130($267,583) ($157,496) ($47,409) $29,652 $62,678 $172,766 $282,853$392,940$140($302,639) ($192,552) ($82,465) ($5,404) $27,622 $137,710 $247,797$357,884$150($337,695) ($227,608) ($117,521) ($40,460) ($7,433) $102,654$212,741$322,8284,418,864$ $1.00 $1.50 $2.00 $2.35 $2.50 $3.00 $3.50 $4.00$30($309,575) $2,038,577 $4,386,728 $6,030,435 $6,734,880 $9,083,032 $11,431,184$13,779,336$40($846,766) $1,501,386 $3,849,538 $5,493,244 $6,197,690 $8,545,842 $10,893,993$13,242,145$50($1,383,956) $964,196 $3,312,348 $4,956,054 $5,660,500 $8,008,651 $10,356,803$12,704,955$60($1,921,146) $427,006 $2,775,158 $4,418,864 $5,123,309 $7,471,461 $9,819,613$12,167,765$70($2,458,336) ($110,184) $2,237,967 $3,881,674 $4,586,119 $6,934,271 $9,282,423$11,630,575$80($2,995,526) ($647,375) $1,700,777 $3,344,483 $4,048,929 $6,397,081 $8,745,233$11,093,384$90($3,532,717) ($1,184,565) $1,163,587 $2,807,293 $3,511,739 $5,859,890 $8,208,042$10,556,194$100($4,069,907) ($1,721,755) $626,397 $2,270,103 $2,974,548 $5,322,700 $7,670,852$10,019,004$110($4,607,097) ($2,258,945) $89,206 $1,732,913 $2,437,358 $4,785,510 $7,133,662$9,481,814$120($5,144,287) ($2,796,136) ($447,984) $1,195,722 $1,900,168 $4,248,320 $6,596,472$8,944,623$130($5,681,478) ($3,333,326) ($985,174) $658,532 $1,362,978 $3,711,130 $6,059,281$8,407,433$140($6,218,668) ($3,870,516) ($1,522,364) $121,342 $825,787 $3,173,939 $5,522,091$7,870,243$150($6,755,858) ($4,407,706) ($2,059,555) ($415,848) $288,597 $2,636,749 $4,984,901$7,333,05320-Year Net Present Value Sensitivity AnalysisPrice of Fuel Oil ($/gallon)Price of Wood Chips ($/ton)First Year Net Operating Savings Sensitivity AnalysisPrice of Fuel Oil ($/gallon)Price of Wood Chips ($/ton)C.2 Appendix CSensitivity AnalysesAlternative 2 - Bartlett Central Plant Combined Heat PowerBartlett Regional HospitalJuneau, Alaska251,978$ $1.00 $1.50 $2.00 $2.35 $2.50 $3.00 $3.50 $4.00$30$84,788 $182,420 $280,052 $348,395 $377,684 $475,317 $572,949$670,581$40$52,649 $150,281 $247,913 $316,256 $345,546 $443,178 $540,810$638,442$50$20,510 $118,142 $215,775 $284,117 $313,407 $411,039 $508,671$606,303$60($11,629) $86,003 $183,636 $251,978 $281,268 $378,900 $476,532$574,164$70($43,768) $53,865 $151,497 $219,839 $249,129 $346,761 $444,393$542,025$80($75,906) $21,726 $119,358 $187,700 $216,990 $314,622 $412,254$509,886$90($108,045) ($10,413) $87,219 $155,561 $184,851 $282,483 $380,115$477,747$100($140,184) ($42,552) $55,080 $123,422 $152,712 $250,344 $347,976$445,608$110($172,323) ($74,691) $22,941 $91,283 $120,573 $218,205 $315,837$413,469$120($204,462) ($106,830) ($9,198) $59,144 $88,434 $186,066 $283,698$381,330$130($236,601) ($138,969) ($41,337) $27,005 $56,295 $153,927 $251,559$349,191$140($268,740) ($171,108) ($73,476) ($5,134) $24,156 $121,788 $219,420$317,052$150($300,879) ($203,247) ($105,615) ($37,273) ($7,983) $89,649 $187,281$284,9133,417,480$ $1.00 $1.50 $2.00 $2.35 $2.50 $3.00 $3.50 $4.00$30($727,757) $1,354,728 $3,437,213 $4,894,953 $5,519,698 $7,602,184 $9,684,669$11,767,154$40($1,220,249) $862,237 $2,944,722 $4,402,462 $5,027,207 $7,109,693 $9,192,178$11,274,663$50($1,712,740) $369,746 $2,452,231 $3,909,971 $4,534,716 $6,617,202 $8,699,687$10,782,172$60($2,205,231) ($122,745) $1,959,740 $3,417,480 $4,042,225 $6,124,710 $8,207,196$10,289,681$70($2,697,722) ($615,237) $1,467,249 $2,924,988 $3,549,734 $5,632,219 $7,714,705$9,797,190$80($3,190,213) ($1,107,728) $974,758 $2,432,497 $3,057,243 $5,139,728 $7,222,213$9,304,699$90($3,682,704) ($1,600,219) $482,266 $1,940,006 $2,564,752 $4,647,237 $6,729,722$8,812,208$100($4,175,195) ($2,092,710) ($10,225) $1,447,515 $2,072,261 $4,154,746$6,237,231$8,319,717$110($4,667,686) ($2,585,201) ($502,716) $955,024 $1,579,770 $3,662,255 $5,744,740$7,827,225$120($5,160,177) ($3,077,692) ($995,207) $462,533 $1,087,278 $3,169,764 $5,252,249$7,334,734$130($5,652,669) ($3,570,183) ($1,487,698) ($29,958) $594,787 $2,677,273$4,759,758$6,842,243$140($6,145,160) ($4,062,674) ($1,980,189) ($522,449) $102,296 $2,184,781 $4,267,267$6,349,752$150($6,637,651) ($4,555,166) ($2,472,680) ($1,014,941) ($390,195) $1,692,290 $3,774,776$5,857,26120-Year Net Present Value Sensitivity AnalysisPrice of Fuel Oil ($/gallon)Price of Wood Chips ($/ton)First Year Net Operating Savings Sensitivity AnalysisPrice of Fuel Oil ($/gallon)Price of Wood Chips ($/ton)C.3 Appendix CSensitivity AnalysesAlternative 3 - Biomass Boiler Plant Combined Heat PowerBartlett Regional HospitalJuneau, Alaska252,662$ $1.00 $1.50 $2.00 $2.35 $2.50 $3.00 $3.50 $4.00$30$87,567 $185,199 $282,831 $351,173 $380,463 $478,095 $575,727$673,359$40$54,730 $152,362 $249,994 $318,336 $347,626 $445,258 $542,890$640,522$50$21,892 $119,524 $217,156 $285,499 $314,789 $412,421 $510,053$607,685$60($10,945) $86,687 $184,319 $252,662 $281,951 $379,583 $477,215$574,847$70($43,782) $53,850 $151,482 $219,824 $249,114 $346,746 $444,378$542,010$80($76,619) $21,013 $118,645 $186,987 $216,277 $313,909 $411,541$509,173$90($109,457) ($11,825) $85,807 $154,150 $183,440 $281,072 $378,704$476,336$100($142,294) ($44,662) $52,970 $121,313 $150,602 $248,234 $345,866$443,498$110($175,131) ($77,499) $20,133 $88,475 $117,765 $215,397 $313,029$410,661$120($207,968) ($110,336) ($12,704) $55,638 $84,928 $182,560 $280,192$377,824$130($240,806) ($143,174) ($45,541) $22,801 $52,091 $149,723 $247,355$344,987$140($273,643) ($176,011) ($78,379) ($10,036) $19,253 $116,885 $214,517$312,149$150($306,480) ($208,848) ($111,216) ($42,874) ($13,584) $84,048 $181,680$279,3123,368,596$ $1.00 $1.50 $2.00 $2.35 $2.50 $3.00 $3.50 $4.00$30($744,540) $1,337,945 $3,420,430 $4,878,170 $5,502,916 $7,585,401 $9,667,886$11,750,372$40($1,247,732) $834,754 $2,917,239 $4,374,979 $4,999,724 $7,082,210 $9,164,695$11,247,180$50($1,750,923) $331,562 $2,414,048 $3,871,787 $4,496,533 $6,579,018 $8,661,503$10,743,989$60($2,254,114) ($171,629) $1,910,856 $3,368,596 $3,993,341 $6,075,827 $8,158,312$10,240,797$70($2,757,306) ($674,821) $1,407,665 $2,865,404 $3,490,150 $5,572,635 $7,655,121$9,737,606$80($3,260,497) ($1,178,012) $904,473 $2,362,213 $2,986,959 $5,069,444 $7,151,929$9,234,414$90($3,763,689) ($1,681,203) $401,282 $1,859,022 $2,483,767 $4,566,252 $6,648,738$8,731,223$100($4,266,880) ($2,184,395) ($101,910) $1,355,830 $1,980,576 $4,063,061 $6,145,546$8,228,032$110($4,770,072) ($2,687,586) ($605,101) $852,639 $1,477,384 $3,559,870 $5,642,355$7,724,840$120($5,273,263) ($3,190,778) ($1,108,292) $349,447 $974,193 $3,056,678 $5,139,164$7,221,649$130($5,776,454) ($3,693,969) ($1,611,484) ($153,744) $471,002 $2,553,487 $4,635,972$6,718,457$140($6,279,646) ($4,197,160) ($2,114,675) ($656,935) ($32,190) $2,050,295 $4,132,781$6,215,266$150($6,782,837) ($4,700,352) ($2,617,867) ($1,160,127) ($535,381) $1,547,104 $3,629,589$5,712,07520-Year Net Present Value Sensitivity AnalysisPrice of Fuel Oil ($/gallon)Price of Wood Chips ($/ton)First Year Net Operating Savings Sensitivity AnalysisPrice of Fuel Oil ($/gallon)Price of Wood Chips ($/ton)C.4 Appendix CCash Flow AnalysisOption 1 - Biomass Boiler Serving HospitalBartlett Regional HospitalJuneau, AlaskaExisting System Annual Fuel Oil Cost Annual Wood Chip Cost Annual Fuel Oil Cost Added O&M Cost Value of Electric Generated Project Cost $2,951,190 $1509,856$ 185,652$ 50,986$ 30,860$ -$ 242,359$ (2,701,190)$ (2,458,831)$ Grants Received $250,000 $ 2 525,152$ 185,652$ 52,515$ 30,860$ -$ 256,125$ -$ 248,665$ Project Costs Incurred $2,701,190 $3591,433$ 185,652$ 59,143$ 30,860$ -$ 315,778$ -$ 297,651$ Existing System: Fuel Oil Use216,960 gal/yr 4 642,419$ 185,652$ 64,242$ 30,860$ -$ 361,665$ -$ 330,975$ Biomass System: Wood Chip Use 3,094 ton/yr5662,813$ 185,652$ 66,281$ 30,860$ -$ 380,020$ -$ 337,643$ Biomass System: Fuel Oil Use 21,696 gal/yr 6 678,109$ 185,652$ 67,811$ 30,860$ -$ 393,786$ -$ 339,683$ Biomass System: Added O&M Cost $30,860 $/yr7713,799$ 185,652$ 71,380$ 30,860$ -$ 425,907$ -$ 356,690$ Biomass System: Electric Generation 0 kWh/yr 8 734,193$ 185,652$ 73,419$ 30,860$ -$ 444,262$ -$ 361,226$ 2018 Fuel Oil Price $2.35 $/gal9739,291$ 185,652$ 73,929$ 30,860$ -$ 448,851$ -$ 354,327$ Wood Chip Price $60 $/ton 10 744,390$ 185,652$ 74,439$ 30,860$ -$ 453,439$ -$ 347,523$ 2018 Electricity Price - prior to August 1 $0.06350 $/kWh11754,587$ 185,652$ 75,459$ 30,860$ -$ 462,617$ -$ 344,230$ Modeled Demand Charge Offset Value (2018) 0 $/yr 12 769,883$ 185,652$ 76,988$ 30,860$ -$ 476,383$ -$ 344,149$ Wood Chip Escalation Rate 0.0% percent13774,981$ 185,652$ 77,498$ 30,860$ -$ 480,971$ -$ 337,344$ Real Discount Rate 3.0% percent 14 785,179$ 185,652$ 78,518$ 30,860$ -$ 490,149$ -$ 333,768$ 15795,376$ 185,652$ 79,538$ 30,860$ -$ 499,326$ -$ 330,113$ 16 800,474$ 185,652$ 80,047$ 30,860$ -$ 503,915$ -$ 323,444$ 17810,671$ 185,652$ 81,067$ 30,860$ -$ 513,092$ -$ 319,742$ 18 815,770$ 185,652$ 81,577$ 30,860$ -$ 517,681$ -$ 313,206$ 19815,770$ 185,652$ 81,577$ 30,860$ -$ 517,681$ -$ 304,083$ 20 831,066$ 185,652$ 83,107$ 30,860$ -$ 531,447$ -$ 303,077$ 20-Yr Net Present Value 3,768,707$ Notes:1. All prices are presented in real terms (inflation adjusted).2. Fuel oil and electric costs are escalated based on energy price indices presented in the 2018 Annual Supplement to NIST Handbook 135 - Table Ca-4.3. Wood chip costs are not escalated above the rate of inflation.4. Depreciated value of capital expenditures at end of 20-year period are not considered. Net Operating Savings Capital Expenditures / Avoided Costs Present Value of Cash Flow Input Variables Value Units YearBiomass SystemC.5 Appendix CCash Flow AnalysisAlternative 1 - Connection to Wildflower CourtBartlett Regional HospitalJuneau, AlaskaExisting System Annual Fuel Oil Cost Annual Wood Chip Cost Annual Fuel Oil Cost Added O&M Cost Value of Electric Generated Project Cost $3,153,487 $1574,899$ 210,336$ 57,490$ 32,030$ -$ 275,044$ (2,903,487)$ (2,628,443)$ Grants Received $250,000 $ 2 592,146$ 210,336$ 59,215$ 32,030$ -$ 290,566$ -$ 282,103$ Project Costs Incurred $2,903,487 $3666,883$ 210,336$ 66,688$ 32,030$ -$ 357,829$ -$ 337,289$ Existing System: Fuel Oil Use244,638 gal/yr 4 724,373$ 210,336$ 72,437$ 32,030$ -$ 409,570$ -$ 374,815$ Biomass System: Wood Chip Use 3,506 ton/yr5747,369$ 210,336$ 74,737$ 32,030$ -$ 430,267$ -$ 382,286$ Biomass System: Fuel Oil Use 24,464 gal/yr 6 764,616$ 210,336$ 76,462$ 32,030$ -$ 445,789$ -$ 384,542$ Biomass System: Added O&M Cost $32,030 $/yr7804,859$ 210,336$ 80,486$ 32,030$ -$ 482,008$ -$ 403,674$ Biomass System: Electric Generation 0 kWh/yr 8 827,855$ 210,336$ 82,786$ 32,030$ -$ 502,704$ -$ 408,744$ 2018 Fuel Oil Price $2.35 $/gal9833,604$ 210,336$ 83,360$ 32,030$ -$ 507,878$ -$ 400,924$ Wood Chip Price $60 $/ton 10 839,353$ 210,336$ 83,935$ 32,030$ -$ 513,052$ -$ 393,212$ 2018 Electricity Price - prior to August 1 $0.06350 $/kWh11850,851$ 210,336$ 85,085$ 32,030$ -$ 523,400$ -$ 389,459$ Modeled Demand Charge Offset Value (2018) 0 $/yr 12 868,098$ 210,336$ 86,810$ 32,030$ -$ 538,923$ -$ 389,329$ Wood Chip Escalation Rate 0.0% percent13873,847$ 210,336$ 87,385$ 32,030$ -$ 544,097$ -$ 381,619$ Real Discount Rate 3.0% percent 14 885,345$ 210,336$ 88,535$ 32,030$ -$ 554,445$ -$ 377,550$ 15896,843$ 210,336$ 89,684$ 32,030$ -$ 564,793$ -$ 373,395$ 16 902,592$ 210,336$ 90,259$ 32,030$ -$ 569,967$ -$ 365,840$ 17914,090$ 210,336$ 91,409$ 32,030$ -$ 580,316$ -$ 361,633$ 18 919,839$ 210,336$ 91,984$ 32,030$ -$ 585,490$ -$ 354,231$ 19919,839$ 210,336$ 91,984$ 32,030$ -$ 585,490$ -$ 343,913$ 20 937,086$ 210,336$ 93,709$ 32,030$ -$ 601,012$ -$ 342,749$ 20-Yr Net Present Value 4,418,864$ Notes:1. All prices are presented in real terms (inflation adjusted).2. Fuel oil and electric costs are escalated based on energy price indices presented in the 2018 Annual Supplement to NIST Handbook 135 - Table Ca-4.3. Wood chip costs are not escalated above the rate of inflation.4. Depreciated value of capital expenditures at end of 20-year period are not considered.Input Variables Value Units YearBiomass System Net Operating Savings Capital Expenditures / Avoided Costs Present Value of Cash Flow C.6 Appendix CCash Flow AnalysisAlternative 2 - Bartlett Central Plant Combined Heat PowerBartlett Regional HospitalJuneau, AlaskaExisting System Annual Fuel Oil Cost Annual Wood Chip Cost Annual Fuel Oil Cost Added O&M Cost Value of Electric Generated Project Cost $3,457,878 $1509,856$ 192,834$ 50,986$ 33,440$ 19,381$ 251,978$ (3,207,878)$ (2,955,900)$ Grants Received $250,000 $ 2 525,152$ 192,834$ 52,515$ 33,440$ 18,800$ 265,163$ -$ 257,439$ Project Costs Incurred $3,207,878 $3591,433$ 192,834$ 59,143$ 33,440$ 18,412$ 324,428$ -$ 305,805$ Existing System: Fuel Oil Use216,960 gal/yr 4 642,419$ 192,834$ 64,242$ 33,440$ 18,412$ 370,315$ -$ 338,891$ Biomass System: Wood Chip Use 3,214 ton/yr5662,813$ 192,834$ 66,281$ 33,440$ 18,994$ 389,252$ -$ 345,845$ Biomass System: Fuel Oil Use 21,696 gal/yr 6 678,109$ 192,834$ 67,811$ 33,440$ 19,381$ 403,405$ -$ 347,981$ Biomass System: Added O&M Cost $33,440 $/yr7713,799$ 192,834$ 71,380$ 33,440$ 19,575$ 435,720$ -$ 364,909$ Biomass System: Electric Generation 245,000 kWh/yr 8 734,193$ 192,834$ 73,419$ 33,440$ 19,963$ 454,462$ -$ 369,520$ 2018 Fuel Oil Price $2.35 $/gal9739,291$ 192,834$ 73,929$ 33,440$ 20,350$ 459,439$ -$ 362,685$ Wood Chip Price $60 $/ton 10 744,390$ 192,834$ 74,439$ 33,440$ 20,544$ 464,221$ -$ 355,787$ 2018 Electricity Price - prior to August 1 $0.06350 $/kWh11754,587$ 192,834$ 75,459$ 33,440$ 20,544$ 473,399$ -$ 352,253$ Modeled Demand Charge Offset Value (2018) $3,824 $/yr 12 769,883$ 192,834$ 76,988$ 33,440$ 20,544$ 487,165$ -$ 351,938$ Wood Chip Escalation Rate 0.0% percent13774,981$ 192,834$ 77,498$ 33,440$ 20,738$ 491,947$ -$ 345,042$ Real Discount Rate 3.0% percent 14 785,179$ 192,834$ 78,518$ 33,440$ 20,738$ 501,125$ -$ 341,242$ 15795,376$ 192,834$ 79,538$ 33,440$ 20,738$ 510,302$ -$ 337,370$ 16 800,474$ 192,834$ 80,047$ 33,440$ 20,738$ 514,891$ -$ 330,489$ 17810,671$ 192,834$ 81,067$ 33,440$ 20,738$ 524,068$ -$ 326,582$ 18 815,770$ 192,834$ 81,577$ 33,440$ 20,738$ 528,657$ -$ 319,846$ 19815,770$ 192,834$ 81,577$ 33,440$ 20,738$ 528,657$ -$ 310,530$ 20 831,066$ 192,834$ 83,107$ 33,440$ 20,544$ 542,229$ -$ 309,226$ 20-Yr Net Present Value 3,417,480$ Notes:1. All prices are presented in real terms (inflation adjusted).2. Fuel oil and electric costs are escalated based on energy price indices presented in the 2018 Annual Supplement to NIST Handbook 135 - Table Ca-4.3. Wood chip costs are not escalated above the rate of inflation.4. Depreciated value of capital expenditures at end of 20-year period are not considered.Input Variables Value Units YearBiomass System Net Operating Savings Capital Expenditures / Avoided Costs Present Value of Cash Flow C.7 Appendix CCash Flow AnalysisAlternative 3 - Biomass Boiler Plant Combined Heat PowerBartlett Regional HospitalJuneau, AlaskaExisting System Annual Fuel Oil Cost Annual Wood Chip Cost Annual Fuel Oil Cost Added O&M Cost Value of Electric Generated Project Cost $3,519,285 $1509,856$ 197,023$ 50,986$ 33,490$ 24,305$ 252,662$ (3,269,285)$ (3,016,623)$ Grants Received $250,000 $ 2 525,152$ 197,023$ 52,515$ 33,490$ 23,575$ 265,699$ -$ 257,960$ Project Costs Incurred $3,269,285 $3591,433$ 197,023$ 59,143$ 33,490$ 23,089$ 324,866$ -$ 306,217$ Existing System: Fuel Oil Use216,960 gal/yr 4 642,419$ 197,023$ 64,242$ 33,490$ 23,089$ 370,753$ -$ 339,291$ Biomass System: Wood Chip Use 3,284 ton/yr5662,813$ 197,023$ 66,281$ 33,490$ 23,819$ 389,837$ -$ 346,365$ Biomass System: Fuel Oil Use 21,696 gal/yr 6 678,109$ 197,023$ 67,811$ 33,490$ 24,305$ 404,089$ -$ 348,571$ Biomass System: Added O&M Cost $33,490 $/yr7713,799$ 197,023$ 71,380$ 33,490$ 24,548$ 436,453$ -$ 365,522$ Biomass System: Electric Generation 315,000 kWh/yr 8 734,193$ 197,023$ 73,419$ 33,490$ 25,034$ 455,294$ -$ 370,196$ 2018 Fuel Oil Price $2.35 $/gal9739,291$ 197,023$ 73,929$ 33,490$ 25,520$ 460,369$ -$ 363,419$ Wood Chip Price $60 $/ton 10 744,390$ 197,023$ 74,439$ 33,490$ 25,763$ 465,200$ -$ 356,537$ 2018 Electricity Price - prior to August 1 $0.06350 $/kWh11754,587$ 197,023$ 75,459$ 33,490$ 25,763$ 474,378$ -$ 352,982$ Modeled Demand Charge Offset Value (2018) $4,302 $/yr 12 769,883$ 197,023$ 76,988$ 33,490$ 25,763$ 488,144$ -$ 352,646$ Wood Chip Escalation Rate 0.0% percent13774,981$ 197,023$ 77,498$ 33,490$ 26,006$ 492,976$ -$ 345,763$ Real Discount Rate 3.0% percent 14 785,179$ 197,023$ 78,518$ 33,490$ 26,006$ 502,153$ -$ 341,942$ 15795,376$ 197,023$ 79,538$ 33,490$ 26,006$ 511,331$ -$ 338,050$ 16 800,474$ 197,023$ 80,047$ 33,490$ 26,006$ 515,919$ -$ 331,149$ 17810,671$ 197,023$ 81,067$ 33,490$ 26,006$ 525,097$ -$ 327,223$ 18 815,770$ 197,023$ 81,577$ 33,490$ 26,006$ 529,685$ -$ 320,468$ 19815,770$ 197,023$ 81,577$ 33,490$ 26,006$ 529,685$ -$ 311,134$ 20 831,066$ 197,023$ 83,107$ 33,490$ 25,763$ 543,208$ -$ 309,784$ 20-Yr Net Present Value 3,368,596$ Notes:1. All prices are presented in real terms (inflation adjusted).2. Fuel oil and electric costs are escalated based on energy price indices presented in the 2018 Annual Supplement to NIST Handbook 135 - Table Ca-4.3. Wood chip costs are not escalated above the rate of inflation.4. Depreciated value of capital expenditures at end of 20-year period are not considered.Input Variables Value Units YearBiomass System Net Operating Savings Capital Expenditures / Avoided Costs Present Value of Cash Flow C.8 _____________________________________________________________________________________________ This publication is available free of charge from https://doi.org/10.6028/NIST.IR.85-3273-33Table Ca4. Projected fuel price indices (excluding general inflation), by enduse sector and fuel type.Census Region 4Alaska, Arizona, California, Colorado, Hawaii, Idaho, Montana, Nevada, New Mexico, Oregon, Utah, Washington, WyomingProjected April 1 Fuel Price Indices (April 1, 2018 = 1.00)Sector and Fuel2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033ResidentialElectricity 0.99 0.97 0.98 1.00 1.02 1.04 1.06 1.08 1.10 1.11 1.12 1.13 1.14 1.15 1.16Distillate Oil 1.05 1.20 1.31 1.37 1.40 1.42 1.42 1.43 1.44 1.46 1.47 1.49 1.50 1.52 1.53LPG 1.00 1.03 1.06 1.08 1.09 1.15 1.17 1.17 1.17 1.18 1.20 1.21 1.22 1.23 1.24Natural Gas 1.01 1.02 1.02 1.01 1.01 1.10 1.15 1.15 1.16 1.16 1.18 1.19 1.19 1.19 1.19CommercialElectricity 0.97 0.95 0.95 0.98 1.00 1.01 1.03 1.05 1.06 1.06 1.06 1.07 1.07 1.07 1.07Distillate Oil 1.03 1.16 1.26 1.30 1.33 1.40 1.44 1.45 1.46 1.48 1.51 1.52 1.54 1.56 1.57Residual Oil 1.02 1.21 1.40 1.52 1.56 1.57 1.57 1.60 1.62 1.65 1.68 1.71 1.74 1.77 1.79Natural Gas 1.03 1.07 1.09 1.11 1.13 1.26 1.31 1.32 1.33 1.33 1.35 1.36 1.36 1.37 1.37Coal 0.98 0.96 0.95 0.94 0.93 0.91 0.91 0.89 0.88 0.87 0.85 0.97 1.02 1.01 1.02IndustrialElectricity 0.93 0.90 0.90 0.92 0.94 0.95 0.98 0.99 1.00 1.00 1.00 1.01 1.02 1.02 1.02Distillate Oil 1.04 1.17 1.28 1.33 1.37 1.39 1.41 1.42 1.43 1.45 1.47 1.49 1.50 1.52 1.53Residual Oil 0.99 1.14 1.22 1.21 1.17 1.17 1.17 1.19 1.21 1.22 1.25 1.27 1.29 1.31 1.33Natural Gas 1.06 1.12 1.13 1.14 1.16 1.18 1.21 1.23 1.24 1.24 1.25 1.26 1.26 1.26 1.26Coal 1.00 1.00 1.00 1.00 0.99 0.99 0.99 0.99 0.98 0.98 0.98 0.98 0.98 0.98 0.98TransportationMotorGasoline 1.01 1.11 1.19 1.23 1.25 1.32 1.34 1.34 1.35 1.36 1.38 1.38 1.40 1.40 1.4139 _____________________________________________________________________________________________ This publication is available free of charge from https://doi.org/10.6028/NIST.IR.85-3273-33Table Ca4, continued. Projected fuel price indices (excluding general inflation), by enduse sector and fuel type.Census Region 4Alaska, Arizona, California, Colorado, Hawaii, Idaho, Montana, Nevada, New Mexico, Oregon, Utah, Washington, WyomingProjected April 1 Fuel Price Indices (April 1, 2018 = 1.00)Sector and Fuel2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048ResidentialElectricity 1.17 1.18 1.18 1.18 1.19 1.20 1.20 1.21 1.21 1.22 1.22 1.23 1.23 1.24 1.24Distillate Oil 1.55 1.56 1.56 1.59 1.60 1.61 1.62 1.63 1.64 1.64 1.65 1.65 1.65 1.66 1.67LPG 1.25 1.27 1.28 1.29 1.30 1.31 1.32 1.33 1.34 1.35 1.36 1.37 1.38 1.38 1.40Natural Gas 1.20 1.20 1.21 1.21 1.22 1.22 1.23 1.23 1.24 1.24 1.25 1.25 1.26 1.27 1.27CommercialElectricity 1.07 1.07 1.07 1.06 1.06 1.06 1.05 1.05 1.05 1.04 1.04 1.03 1.03 1.02 1.02Distillate Oil 1.59 1.60 1.60 1.63 1.64 1.65 1.66 1.67 1.68 1.68 1.68 1.69 1.68 1.69 1.69Residual Oil 1.81 1.84 1.85 1.89 1.91 1.94 1.96 1.98 1.99 2.00 2.00 2.01 2.00 2.00 2.01Natural Gas 1.37 1.38 1.39 1.39 1.40 1.41 1.41 1.42 1.43 1.43 1.44 1.45 1.46 1.47 1.48Coal 1.00 1.01 1.01 1.02 1.02 1.02 1.02 1.02 1.03 1.04 1.04 1.03 1.03 1.03 1.03IndustrialElectricity 1.02 1.02 1.02 1.01 1.01 1.01 1.00 1.00 1.00 0.99 0.99 0.99 0.98 0.98 0.97Distillate Oil 1.55 1.56 1.57 1.59 1.60 1.61 1.62 1.64 1.64 1.64 1.64 1.65 1.65 1.65 1.66Residual Oil 1.35 1.37 1.38 1.40 1.42 1.44 1.46 1.47 1.48 1.49 1.49 1.49 1.49 1.49 1.50Natural Gas 1.27 1.27 1.29 1.29 1.31 1.32 1.33 1.34 1.35 1.36 1.38 1.39 1.40 1.42 1.43Coal 0.97 0.97 0.96 0.96 0.96 0.95 0.95 0.95 0.95 0.96 0.95 0.96 0.96 0.96 0.96TransportationMotorGasoline 1.41 1.42 1.42 1.44 1.44 1.45 1.46 1.47 1.48 1.48 1.48 1.49 1.49 1.49 1.5040 Preliminary Feasibility Report    Version: Final  Bartlett Regional Hospital      Date Modified: August 27, 2018  Juneau, Alaska  Fairbanks Economic Development Corporation             Appendix D  Site Visit Photos    Appendix D – Site Visit Photos      Bartlett Regional Hospital        Juneau, Alaska  1      Figure 1 ‐ East Elevation of Hospital      Figure 2 – Central Boiler Plant and Stacks    Appendix D – Site Visit Photos      Bartlett Regional Hospital        Juneau, Alaska  2    Figure 3 – Boilers 1 & 2      Figure 4 – Boiler 1 Nameplate      Appendix D – Site Visit Photos      Bartlett Regional Hospital        Juneau, Alaska  3    Figure 5 – Boiler 2 Nameplate        Figure 6 – Central Plant BMS Station      Appendix D – Site Visit Photos      Bartlett Regional Hospital        Juneau, Alaska  4    Figure 7 – Condensate Receiver Adjacent to Maintenance Room        Figure 8 – Condensate Receiver in Central Plant    Appendix D – Site Visit Photos      Bartlett Regional Hospital        Juneau, Alaska  5    Figure 9 – Feedwater Pumps from DA Tank            Figure 10 – Fuel Oil Tank Monitoring System      Appendix D – Site Visit Photos      Bartlett Regional Hospital        Juneau, Alaska  6    Figure 11 – Electrical One‐Line Diagram        Figure 12 – Main Service Adjacent to Central Plant  Appendix D – Site Visit Photos      Bartlett Regional Hospital        Juneau, Alaska  7        Figure 13 – Emergency Generator Motor Nameplate      Figure 13 – Wildflower Court Boiler Room Proximity to Central Plant (and Access to Potential Biomass  Boiler Plant Site)  Appendix D – Site Visit Photos      Bartlett Regional Hospital        Juneau, Alaska  8        Figure 14 – Wildflower Court Boiler Main Boiler (New)        Figure 15 – Wildflower Court Backup Boiler      Appendix D – Site Visit Photos      Bartlett Regional Hospital        Juneau, Alaska  9    Figure 16 – Southern Access to East Portion of Campus        Figure 17 – Access and View of Central Plant from Potential Biomass Boiler Plant Site (Facing  Northwest)      Appendix D – Site Visit Photos      Bartlett Regional Hospital        Juneau, Alaska  10      Figure 17 – Potential Biomass Boiler Plant Site (Facing Southwest)        Figure 18 – Potential Biomass Boiler Plant Site (Facing Southeast)