新型光煤互补发电系统热力性能及技术经济性研究

为了减弱太阳能波动对光煤互补发电系统性能的影响,提出了新型光煤互补发电系统,建立了关键设备模型及子系统模型并进行验证,对新型光煤互补发电系统的热力性能及技术经济性进行了研究。结果表明:系统热力性能随运行负荷的下降而下降,随太阳辐照强度增加而先升高后下降;系统年均输出功率为699 MW,年均节煤率为7.506 g/(kW·h),年均光电效率为10.82%;储热时长为10 h时系统技术经济性最优,此时全寿命周期内净现值为4.18×10^(4)万元,内部收益率为11.81%,动态投资回收期为12.6 a,平均度电成本为0.402元/(kW·h),盈利能力较强。

氢经济展望与电解水制氢技术经济性分析

绿氢被视为最有前景的清洁能源载体,在可再生清洁能源存储与利用环节中起到关键性作用。但绿氢制取的技术多元化特征导致“氢经济”发展过程中存在资源分散、重复建设等隐患,不利于相关产业的高效发展。通过系统性的总结与对比不同电解水制氢技术路线的优缺点及其技术经济性,以及该领域目前的产业化发展水平,为电解水制氢领域的技术走向与市场化布局提供参考。

综合能源生产单元的全生命周期碳足迹评价与技术经济性评估

综合能源生产单元(integrated energy production unit,IEPU)通过耦合可再生能源制氢与火电碳捕集技术,制备易于储运的绿色燃料,在协调解决可再生能源消纳、碳利用及氢能储运等问题方面具有良好的应用前景。为定量评价IEPU的技术经济性与降碳潜力,该文通过构建IEPU工艺流程的仿真模型,模拟风电制氢、甲醇合成及压缩提纯等关键过程,建立多能流与物料流数据的全生命周期清单,进行碳足迹评价,并指出进一步碳减排的可行路径;通过对能量效率、电流密度等技术参数及风电价格、碳税等经济参数进行灵敏度分析,开展不同技术经济性背景下的经济性评估,探究IEPU的盈利条件。碳足迹评价表明,年产39万t绿色甲醇IEPU的全生命周期净碳减排量达5.88万t。技术经济性评估表明,在良好的技术经济性背景下,当风电售价降低至0.21元/(kW×h),基于IEPU生产的绿色甲醇成本可与传统甲醇生产工艺相当。

制氢与掺混一体化系统全生命周期碳足迹评价与技术经济性评估

通过构建制氢与掺混一体化系统仿真模型,建立多能流、物料流数据的全生命周期清单,定量评价其技术经济与降碳潜力。基于平准化掺氢天然气成本和净现值分析模型,探讨能量效率、电流密度等关键技术参数及风电价格、原材料价格等经济参数对经济评价指标的影响,并进行技术经济性评估;基于全生命周期碳足迹评价模型,分析系统的降碳潜力。研究表明:原材料价格和电价是影响平准化成本的主要因素,风电交易电价平均每下降0.10元/(kW·h),平准化成本可下降149元/t;年产1.57万t绿色氢气和50.28万t天然气掺混的新改扩建项目净碳排放量为27816 t,与所掺氢气等热值的天然气总CO_(2)排放量为1334175 t/a。故此项目在经济技术和环境友好方面是可行的。

废旧硅酸铝资源化回收利用技术经济性研究

目前对废旧硅酸铝纤维制品处理较为粗放,环境污染及资源浪费较为严重。经研究,将废旧硅酸铝纤维制品通过工业化生产得到再生陶瓷纳米纤维管壳,在某炼化企业催化装置一条DN400中压蒸汽管线进行工业化应用。结果表明:利用废旧硅酸铝纤维制品制备陶瓷纳米纤维管壳,利用率为90%;将其安装于原中压蒸汽管线,保温效果大幅提升,每年减少散热损失折天然气约12.6×10^(4) m^(3),减少二氧化碳排放量267.17吨,为企业降低生产成本58.74万元。该技术实现废旧硅酸铝纤维制品再生利用,具备良好的经济效益及社会效益。

182型和210型光伏组件在平原地区地面光伏电站应用的技术经济性分析

“十四五”时期,中国光伏行业得到快速发展,在目前的光伏组件市场情况下,现阶段投资者对采用182型和210型光伏组件的地面光伏电站的平准化度电成本(LCOE)存在一定争议。以山东省青岛市某地面光伏电站为例,选取其中1个3.2 MW光伏方阵为分析对象,利用PVsyst软件建立仿真模型,对其分别采用182型光伏组件和210型光伏组件时设计方案的差异性进行了分析;然后仿真模拟计算了不同设计方案下的光伏方阵首年发电小时数,并从光伏组件投资成本、光伏支架用钢量及投资成本、电缆用量及投资成本等方面,对其LCOE进行了对比分析。研究结果表明:1)采用210型光伏组件时光伏方阵的工程量清单(BOS)成本比采用182型光伏组件时的低0.03018元/W,即单个光伏方阵的投资成本节省了9.7万元;2)采用182型光伏组件的光伏方阵的25年年均发电量比采用210型光伏组件时的高0.5%,二者的发电量差异较小;3)在平原地区地面光伏电站中,同样条件下,采用210型光伏组件时的项目LCOE比采用182型光伏组件时的更优,但两者相差较少。

特大桥深水基础以及钢围堰方案技术经济性比选和分析

钢围堰结构类型多样,几何形状多种,以益常高速资水特大桥为例,对钢围堰与承台的几何形状以及桩基础布设方式的组合进行技术经济性比选。在桥梁深水基础中,相较于矩形承台配矩形围堰以及矩形承台配圆形围堰,圆形承台配圆形围堰在技术和经济两方面均具有较大优势。

老旧风电场提质增效策略的技术经济性分析

早期投资和规划建设的风电场项目在选择方案时通常受制于多种因素,导致随着项目运行周期不断增长,原有的方案与技术进步的速度不相匹配,本文以通过实际运行数据及实际风资源条件,进行项目运行的现状分析,同时通过提质增效后的方案进行产量分析、造价估算及财务可行性分析,从技术经济性方面分析已运行风电场项目提质增效的可行性。

钠离子电池应用场景及储能技术经济性分析

钠离子电池以较低的材料成本、较高的循环稳定性和良好的温度适应性,在大规模储能领域展现出独特优势。介绍了钠离子电池的技术原理及其相较于传统锂离子电池的优势,并结合已有研究和相关案例给出钠离子电池储能系统建设运行的经济性计算模型,分析多种电池的适用性和经济效益。

计及碳交易和碳税的碳捕集技术经济性研究

采用经济学成本分析法对集成碳捕集封存技术(CCS)的1000 MW超超临界燃煤机组进行技术经济性分析,以供电成本、净现值、动态回收期及内部收益率为评价指标,探究了煤炭价格、碳配额交易价格、碳税、通货膨胀率及CO_(2)售卖价格的影响。结果表明:CCS碳捕集装置建设成本较高,较常规机组总投资增加约24.54%,CCS系统能效惩罚较大,厂用电率增加19.31百分点;常规机组供电成本为0.3075元/(kW·h),CCS机组的供电成本增加35.87%;CO_(2)减排成本为171.47元/t;CCS机组净现值为138.06亿元,为常规机组的2.23倍;CCS机组的动态回收期为4.15 a,较常规机组提前1.94 a;综合考虑碳税、碳配额交易及CO_(2)售卖时,CCS机组的供电成本为0.1964元/(kW·h),较常规机组低43.17%;在碳交易、碳税政策和CO_(2)循环再利用市场完善建立后,CCS机组具有更强的盈利能力。

耦合火电机组的新型压缩空气储能系统技术经济性评估研究

随着双碳目标的推进,电网对于调峰调频需求快速增加。为充分发挥压缩空气储能(compressed air energy storage,CAES)重要作用,该文提出一种与火电耦合的压缩空气储能多能联供系统,基于所构建的热力分析及经济性分析模型,对其热力性能和技术经济性进行评估,在此基础上重点分析关键参数对经济性指标的影响规律,从而为未来的工程应用提供参考。结果表明,典型工况下新系统效率可提升16.21%,单次循环可节煤5.39t。此外,系统的动态投资回报期可缩短11.8年,内部收益率能够提升5.72%,说明与火电集成后的CAES系统在热经济性及技术经济性方面均有显著提升。参数敏感性研究发现,系统的技术经济性受年循环次数以及调峰补贴区间影响较大,当年循环次数少于190次、调峰补贴边界低于35.5%负荷率或度电补贴金额小于0.14元时将不具备可投资性。研究结果可为CAES大规模商业推广应用提供新的发展思路,并为投资者提供一定参考及依据。

集成煤泥干燥的掺烧发电系统热力学-技术经济性分析

为了提高煤泥的综合利用效率,在煤泥掺烧发电系统的基础上耦合煤泥干燥技术,分别构建了集成煤泥蒸汽/空气干燥的掺烧发电系统,基于热力学基本定律和技术经济基本理论,建立了系统热经济性和技术经济性分析模型,以某660 MW燃煤机组为例开展了系统能量分析、㶲分析及技术经济性分析。结果表明:集成煤泥蒸汽/空气干燥的掺烧发电系统在煤泥掺混比为25%~90%时的节煤量分别为2.07~9.44 g/(kW·h)和1.19~5.43 g/(kW·h),其节能本质为煤泥炉前脱水过程中低品位能量代替高品位能量作为热源,降低了燃烧过程㶲耗散和排烟㶲损失;系统投资回收期分别为5.0 a和3.1 a, 20 a内净现值最大分别为694.1万元和540.5万元;从热力学/技术经济性角度(电站剩余寿命小于8.9 a)来看,集成煤泥蒸汽/空气干燥的掺烧发电系统性能更优。

1000 MW机组引风机汽电双驱改造项目技术经济性分析

以江苏某电厂1 030 MW机组为研究对象,分析1 000 MW机组引风机汽电双驱改造项目的技术经济性。结果显示:与背压式汽动引风机方案相比,采用汽电双驱引风机方案的投资增加899万,但每年可增加收益768万,银行贷款利率按照5%计算,约6.25年收回投资,投资回收期小于10年,项目可行,汽电双驱引风机方案技术经济性优于背压式汽动引风机方案。

1000 MW机组脱硝热解系统热源改造项目技术经济性分析

为了分析1 000 MW机组脱硝热解系统改造项目的技术经济性,以安徽某电厂二期扩建工程2×1 000 MW机组中的4#机组为研究对象,对尿素热解稀释风加热方式进行改造,综合分析几种方案的技术节能性。结果显示,推荐采用烟气加热方案,增设高温烟气换热器,与电加热器实质串联,现有电加热器备用,项目静态总投资为945万元,改造后每年可节省电耗643.2万kWh,节省费用237.7万元。按静态投资回收法,约4年可收回成本,回收期小于10年,项目可行。

某陆上风电机组选型、布置及技术经济性研究

随着风电机组容量的持续增长及主流机型容量的不断提高,如何进行风电机组合理选型,已成为风电领域关注的重点。现以某风电场为研究对象,综合考虑风场特性、交通运输、地形地貌等因素,对比分析了4种风电机型(WTG1、WTG2、WTG3、WTG4)的技术经济性,最终推荐选取布置33台单机容量为1 500 kW的WTG1型风电机型作为风电场的代表机型。根据风电场风向和风能分布情况,充分考虑地形地貌条件、送变电方案及运输和安装条件,以风电场发电量较大、机组相互尾流影响较小为原则进行风机的优化布置。在此基础上,采用WT软件模拟了尾流影响与发电量情况。综合考虑风电机组利用率与各类损耗等的折减,最终在安装33台单机容量1 500 kW风力发电机组的情况下,预计年上网电量105 298 MW·h,年等效满负荷小时数2 127 h,容量系数0.243,能够实现较好的技术经济性。

发电厂流化床的技术经济性分析

流化床燃烧作为一种高效绿色的燃烧技术,目前已被广泛应用于发电厂、矿物冶金等工业领域。本文介绍了发电厂循环流化床相关组成结构、工作特点,对其工作原理、技术经济性能作了深入分析,该技术燃烧效率高、燃料预处理流程简单、炉内传热能力强,有效节约人力物力,提升企业经济利益。

输电线路综合防雷措施技术经济性评估

有效的防雷措施改造可以提高输电线路的防雷性能,防雷措施的技术经济性评估是提高输电线路防雷改造投入产出比的基础。为此,根据初选-精选-优化的评估流程,提出了综合考虑技术经济性指标的输电线路防雷措施评估方法。基于线路的杆塔地形地貌特征、结构特征和绝缘配置,已安装防雷措施,跳闸率超标百分比,以及绕击电流入射点位置分布等因素进行筛选得到备选措施;综合考虑跳闸率降低效果、工程费用、改造目标、改造难易度、维护难易度、运行寿命的影响及其相对重要程度,确定最优防雷改造措施;在此基础上进行防雷改造预期治理效果评估,针对未达标杆塔进行措施优化,确定最终防雷改造措施。采用该评估方法对复杂地形条件下的典型220 kV输电线路进行综合防雷措施改造,预期治理效果评价结果表明线路防雷性能满足改造要求。

地源热泵的技术经济性评价

针对地源热泵钻井费昂贵、初投资比普通供暖空调高的问题 ,利用经济评价方法 ,以哈尔滨地区供暖面积 10 0 0 0m2 为计算对象 ,分析比较了地源热泵 3种驱动源 (电动机、燃气机、柴油机 )、3种辅助热源 (电锅炉、油锅炉、燃气锅炉 )、共计 9种系统组合的经济参数 (初投资、年经营成本、年总成本、净现值 ,净现值率及投资回收期 ) ,分析计算得出燃气机驱动。

电站锅炉尾部烟气余热利用系统技术经济性比较

以某600MW超超临界燃烟煤机组为对比机组,对常规低温省煤器、低温省煤器前移和旁通烟道3种锅炉尾部烟气余热利用系统进行了热经济性与技术经济性比较.结果表明:回收锅炉排烟由122℃降温至90℃的余热,3种系统可使机组供电标准煤耗分别减小1.51g/(kW·h)、1.71g/(kW·h)和2.81g/(kW·h),需分别投资1 125万元、1 940万元和1 685万元,动态投资回收期分别为4.42a、8.66a和3.29a;低温省煤器前移对机组供电效率的提高不明显,但因应用水媒式空气预热器,受热面投资显著增大,因而技术经济性欠佳;由于节能效果显著,旁通烟道表现出最优的热经济性和技术经济性,建议对其进一步研究和推广应用.

热能驱动与电能驱动空调系统技术经济性比较方法

针对不同型式的热能驱动和电能驱动空调系统 ,提出了一种定量的技术经济性比较分析方法 ,使得热能驱动和电能驱动空调系统可以进行“当量”比较。根据所定义的“基础能源消耗量”、“当量电能性能系数”和“年均空调节电量”、“年均空调费用” ,可对热能驱动的吸收式空调系统、除湿冷却型空调系统、电能驱动的蒸汽压缩式空调系统进行对比分析。