两翼对角式通风系统费用现值法优化

为分析矿井通风系统在运营周期内的经济性,建立通风系统技术经济指标体系,分析单条回风井在固定风量下的技术经济特征和两翼对角式通风系统在不同风量分配方案下的技术经济特征.结果表明:通风系统阻力、风机功率、回风井风速、风机购置费和年运营电费随回风井断面面积增加而线性减小,基建费、年检修费随回风井断面面积增加而线性增加;回风井前期投入随回风井断面面积增加而增加,后期运营成本随回风井断面面积增加而减小;回风井费用现值随回风井巷道断面面积增加依次存在递减区间和递增区间,存在最小值;回风井应以经济断面和经济风速作为回风井建设方案;根据通风系统中回风井风量分配方案不同时费用现值不同,将风量合理分配到两翼回风井再确定回风井经济断面等参数,有利于提高通风系统经济性.

Modeling the Prospects of Plug-In Electric Buses to Reduce GHG Emissions and Cost While Meeting Route Demands: A Case Study of the “Unitrans” Bus Fleet Serving the Davis, California Urbanized Area

As university campuses look to decrease their greenhouse gas emissions, plug-in electric buses may provide a low carbon alternative to conventionally fossil-powered buses. This study investigates the viability for Unitrans, the bus service for the greater Davis area and the university campus, to replace current compressed natural gas buses with plug-in electric versions. This study presents an inventory of market available electric buses, their associated costs, incentives, and infrastructure concerns, and compares projected energy use, net present cost, and greenhouse gas emissions with their CNG counterparts. ADVISOR vehicle simulation software is used to estimate the energy use of a typical electric bus (New Flyer Xcelsior XE40 300 kW) and compare to the current CNG model (Orion V) along an actual Unitrans route. The model estimates that the selected bus can travel 146 miles on a single charge, with a fuel economy of 1.75 kWh per mile, which meets the service requirements. Results for bus replacement schedules between 5 and 49 in the 12-year analysis period indicate that between 1600 and 22,000 MT of carbon can be avoided. The net present cost analysis indicates that the potential savings from the replacement of a single CNG bus with an electric bus (with available incentives) ranges from $146,000 - $211,000 per bus over its lifetime, depending on infrastructure costs.

Economic Viability of Smallholder Agroforestry and Beekeeping Projects in Uluguru Mountains, Tanzania: A Cost Benefit Analysis

Agroforestry and beekeeping are widely promoted as prospective Nature- Based Income Generating Activities (NIGAs) to improve livelihoods while at the same time enhancing biodiversity conservation in degrading agro-ecologies. These activities can diversify and increase famers’ incomes and support instinctive biota and fauna resilience. However, evidence to showcase and compare their long-term benefits is scant. We use the case of Uluguru Mountains in Tanzania to evaluate and compare viability of agroforestry and beekeeping projects using the Cost Benefit Analysis (CBA) approach. The results of analysis yielded positive NPVs for both agroforestry and beekeeping projects at discount rates not higher than 8.2% and 8.5% respectively. Overall, the comparison of economic viability between agroforestry and beekeeping projects revealed that the former was relatively more profitable than the later in terms of both the NPV and Benefit Cost Ratio (BCR) criteria. However, the Internal Rate of Return (IRR) for beekeeping was slightly higher than that of agroforestry. Yet, we underscore the fact that these two projects can jointly be implemented to enhance livelihoods of farmers and support biodiversity conservation in the study area and other parts with similar agro-ecologies in developing countries. However, farmers in these agro-ecologies need to be supported by governments and non-government development partners in terms of training and inspiration to shift from orthodox farming to sustainable NIGAs.

基于合成事件技术的项目群甲供非商品化资源的配置优化

甲供非商品化资源(the Non-Commercial Resource Provided by Employer, NCRPE)是项目群建设的瓶颈资源,它对业主投资和进度具有重要影响。首先,基于传统的资源优化理论与方法,综合考虑因非关键合同项目的时差使用所致的工期延误风险,研究并构建了以NCRPE的风险型费用现值最小为目标的优化模型,并引入了用于计算风险的合成事件技术;其次,设计了混合粒子群算法求解此模型;最后,开展X项目群的案例分析,计算得到最优解,并对比了最优资金费用现值方案、最早时间开工方案、最晚时间开工方案与传统资源均衡方案的结果。研究结果表明:最优费用现值方案不仅能够实现费用现值最小,同时还能在一定程度上确保项目群较高的完工概率和较低的工期延误风险。研究成果为业主制定项目群NCRPE的配置计划提供了一种新思路。

Capacity Optimization Configuration of Hydrogen Production System for Offshore Surplus Wind Power

To solve the problem of residual wind power in offshore wind farms,a hydrogen production system with a reasonable capacity was configured to enhance the local load of wind farms and promote the local consumption of residual wind power.By studying the mathematical model of wind power output and calculating surplus wind power,as well as considering the hydrogen production/storage characteristics of the electrolyzer and hydrogen storage tank,an innovative capacity optimization allocation model was established.The objective of the model was to achieve the lowest total net present value over the entire life cycle.The model took into account the cost-benefit breakdown of equipment end-of-life cost,replacement cost,residual value gain,wind abandonment penalty,hydrogen transportation,and environmental value.The MATLAB-based platform invoked the CPLEX commercial solver to solve the model.Combined with the analysis of the annual average wind speed data from an offshore wind farm in Guangdong Province,the optimal capacity configuration results and the actual operation of the hydrogen production system were obtained.Under the calculation scenario,this hydrogen production system could consume 3,800 MWh of residual electricity from offshore wind power each year.It could achieve complete consumption of residual electricity from wind power without incurring the penalty cost of wind power.Additionally,it could produce 66,500 kg of green hydrogen from wind power,resulting in hydrogen sales revenue of 3.63 million RMB.It would also reduce pollutant emissions from coal-based hydrogen production by 1.5 tons and realize an environmental value of 4.83 million RMB.The annual net operating income exceeded 6 million RMB and the whole life cycle NPV income exceeded 50 million RMB.These results verified the feasibility and rationality of the established capacity optimization allocation model.The model could help advance power system planning and operation research and assist offshore wind farm operators in improving economic and environmental benefits.

引射器回收页岩气井口压力能应用研究

页岩气井生产前期高压天然气需要节流后才能进入管网,压力能存在较大程度的浪费。引射器可将高压气体的压力能直接传递给低压气体,达到中间压力,并进入管网。本文基于现场试验的设计工况,分析了工况小幅变化时,引射器均能的引射效果。结合试验现场情况,对平台增压、副线+集气站增压和引射器+集气站增压三种增压方案的投资和能耗关系进行计算对比,结果表明:采用引射器后较新敷设副线的方案成本明显降低,而与平台单点增压相比,减少了平台动设备的设置,降低了维护管理难度。

二氧化碳加氢制甲醇与电解制甲醇系统技术经济性分析

新能源电力驱动下的二氧化碳(CO_(2))捕集与资源化利用是促进新能源消纳和实现工业碳循环的重要举措。CO_(2)还原制甲醇作为CO_(2)利用的重要途径之一,受到了广泛关注。通过建立系统技术经济模型,以系统终了净现值(NPV)以及甲醇平准化成本(LCOM)为经济性指标,对比了CO_(2)加氢制甲醇以及CO_(2)电解制甲醇两种系统的经济性。在目前的技术经济条件下,CO_(2)加氢制甲醇系统经济性优于CO_(2)电解制甲醇系统,但在同等电解池性能下,CO_(2)电解制甲醇系统的应用潜力高于CO_(2)加氢制甲醇系统,CO_(2)电解制甲醇系统的NPV是CO_(2)加氢制甲醇系统的5.5倍。此外,通过敏感性分析发现产物价格与电解池性能是影响系统经济性的关键外部与内部技术参数,对于CO_(2)电解制甲醇系统,电流密度、甲醇法拉第效率以及产物浓度(体积分数)是保障型技术参数,超过对应阈值后对经济性影响较小。

强制列报研发费用对公司债务融资成本的影响研究

以财会[2018]15号文强制要求公司在年报中单独列报研发费用这一外生冲击为契机,采用2013-2019年A股上市公司数据实证检验了强制列报研发费用对公司债务融资成本的影响,发现研发费用及其明细项的列报,显著降低了公司的债务融资成本,并且上述影响在分析师跟踪数量较低或当期无资本化研发支出的公司中更为明显。以上结果说明强制公司列报研发费用及其明细项,有助于降低公司内外部信息不对称程度,使债权人可以更好的了解公司研发活动情况,从而降低债务融资成本。相关结论可以为如何进一步缓解企业“融资难”、“融资贵”问题提供理论参考。

农光互补项目不同运营模式经济性对比研究

为解决“双碳”目标下农光互补项目快速增长而存在的“重电轻农”问题,建立了农光互补项目全寿命周期成本/效益模型,建立了自主运营模式、合作运营模式、租赁运营模式三种模式下的经济效益评估模型,并通过敏感性分析确定了农光互补项目的最优运营策略。研究结果表明,技术因素和农业经济因素同时影响着农光互补项目的经济性,考虑碳排放约束下的农光互补项目最优运营模式为自主运营模式,降低农业运营成本,提高农业运营收益,能够显著地提高农光互补项目总体收益。

多利益主体下具有多个禁止时间窗口的项目群业主计划费用现值优化模型——以新沂河整治项目群为例

首先,界定问题,详细分析项目群业主计划费用现值优化原理,并将合同项目进行了分类。其次,考虑具有多个特殊合同项目的特殊性,构建项目群业主计划费用现值优化模型。第三,当优化工期小于项目群合理工期时,研究并构建项目群不同工期下业主计划费用现值优化模型。第四,结合新沂河整治项目群(Y)开展案例分析,验证模型的可行性和有效性。最后,提出管理启示。研究结果表明,当项目群工期压缩幅度保持在一定范围内时,业主计划费用现值(或收益)与工期之间是一种累积关系,即两者可以得到同时优化;但是项目群工期压缩幅度超过某一个范围时,业主计划费用现值(或收益)与项目群工期之间是一种权衡关系,两者不能同时得到优化,即一个目标的优化要以牺牲另一个目标为代价,业主需要在两者之间作出取舍。研究结论为业主科学、合理开展业主计划费用现值的优化提供参考。

费用现值法在矿山开拓运输方案选择中的应用

建设方案比选是项目前期决策分析和评价阶段的重要内容。对于矿山项目,开拓运输方案是建设方案中至关重要的一部分。矿山开拓运输方案的选择受到多种因素的影响,在方案比选时既需要考虑技术的可行性,也要考虑经济上的合理性。技术上可行的方案在建设投资和经营费用比较的基础上,运用费用现值法能够将技术可行方案的经济效果定量化,更为直接的反映出方案的经济效果差异,为最终方案的确定提供理论依据。

基于遗传算法的工程进度款支付策略比选

针对建筑工程工期-成本优化问题,考虑资金时间价值,结合施工费用与进度款的支付时间,以财务净现值作为最终评价指标,建立基于遗传算法的计算模型并开发相应程序。算例表明,在考虑与不考虑资金时间价值的不同情况下,得到的最优方案不一定一致,而在考虑资金时间价值的情况下采取的最优方案其财务净现值更大,可在实际工程中推广运用。

医用耗材应用现状及其规范管理

从医用耗材用量、使用、质量控制及微机管理等方面介绍医用耗材的应用现状，并从质量保证、完善管理制度、降低成本 等方面提出规范管理的具体内容。

电力行业二氧化硫排放控制现状、费用及对策分析

系统地研究了国家级层面上的30多个法规、政策、规划和文件对火电厂二氧化硫排放的控制要求及存在问题,提出了现行政策还不完善之处。通过对典型石灰石-石膏湿法烟气脱硫费用的研究,提出了4个费用估算预测公式。研究表明,煤的含硫量对脱除每kg二氧化硫的费用影响最为敏感。提出清理修订现行法规及政策,加快实施二氧化硫在电力行业内的排放总量平衡和排放权交易政策,鼓励发电企业依法自主选择治理措施;出台火电厂二氧化硫治理优惠经济政策,规范脱硫产业化发展等的建议。

建筑外墙最佳保温厚度及环境影响研究

建筑外墙保温能有效地减少建筑能耗,从而减少因能源消耗而引起的环境污染问题.本文用多层墙体非稳态传热模型进行能耗计算,并用P1-P2经济性模型分析居住建筑外墙的生命周期成本,预测4个朝向2种常用保温材料的最佳保温层厚度和节能效益.同时,提出等价燃煤量方法,分别计算最佳保温层厚度和不保温情况下的CO_2和SO_2排放量,并分析应用最佳保温层厚度的减排潜力.以长沙地区为例,结果表明,保温层最佳厚度范围为0.08~0.13m,生命周期最大净现值为116.26~133.45元/m^2,投资回收年限为3.1~3.5年.根据性价指标,膨胀聚苯乙烯比挤塑聚苯乙烯更具经济优越性.当采用最佳保温层厚度时,CO_2的排放量减少了17.4~19.51kg/(m^2 a),SO_2的排放量减少了0.036~0.04kg/(m^2 a),污染气体的排放量能减少了75.8%~78.6%.

大用户直购电试点现行转运定价机制

大用户直购电作为单一购买者模式的补充,是在发电侧开放的基础上开展售电侧竞争的有益尝试,而转运定价机制是大用户直购电的核心。结合我国区域电力市场的运营实际,比较发电商、大用户和电网公司在直购电模式下的收益变化,建立数学模型。通过模型,分析各市场主体之间的利益博弈行为,提出"转运风险收益"的概念,并推导出购售双方达成直购电交易的必要条件。最后结合简单算例,对大用户直购电试点现行转运定价机制的优越性与存在问题进行深入探讨,为我国电价机制改革提供参考。

措施产量、成本与效益优化配置方法研究

油田进入高含水开发后期 ,要继续保持稳产 ,势必采取一系列挖潜增产措施弥补递减的产量。不同挖潜措施的增产效果相差悬殊 ,同一区块不同措施及不同区块同一措施投入成本都不相同。通过对影响油田挖潜措施因素的分析 ,应用等边际成本理论及现值法研究建立了不同区块挖潜措施合理分配模型 ,并对不同区块的措施产量进行了合理分配。合理分配后的措施不仅符合油田开发生产实际 ,同时可大大提高经济效益 ,为油田开发部署提供决策依据。

计及政策激励的退役动力电池储能系统梯次应用研究

针对退役动力电池在电网中的梯次应用问题,阐述了退役动力电池梯次利用的背景、研究进展、商业化运作水平,总结了国内外梯次利用项目及示范工程概况;分析了退役动力电池梯次利用的流程及其成本构成;基于退役电池二次循环测试数据,拟合了容量保持率与循环次数间的关系,提出了等效益折算的梯次利用电池储能系统成本竞争力评估方法,以3种典型应用场合为例进行了算例分析;在分析国内外储能系统直接补贴政策基础上,深入分析了补贴政策对退役动力电池储能系统成本竞争力的影响。结果表明:退役动力电池容量保持率>0.6时,与常规电池储能系统相比,在削峰填谷、平抑分布式电源出力波动等场合具有成本竞争优势,而在备用电源领域,容量保持率接近0.8时具有成本竞争优势。

电力设备管理中的寿命周期费用分析

简要介绍了电力设备管理的概念。从设备寿命周期费用的角度 ,结合 Weibull寿命分布 ,用 Monte- Carlo方法模拟设备运行中的故障情况 ,在此基础上分析了设备在寿命周期内的现金流问题 ,为选择电力设备维修方案提供了经济依据 ,并为设备管理的效益和风险分析打下了良好的基础。

垃圾焚烧电站的全寿命周期成本研究

针对垃圾电站评价机制尚不完善的现状,引入全寿命周期成本(LCC)理论对其进行成本分析,在考虑费用时间价值的基础上,建立了垃圾电站的LCC模型,并采用基于LCC的效能指标、借款偿还期与动态投资回收期对项目进行评价。基于所建模型,针对某2×300 T/d+1/12 MW垃圾电站,计算了以现值表示的各项费用,在设计运行工时下,其LCC为54 435万元,总收益为65 927万元,项目利润为15 477万元,效能指标为1.211,项目借款偿还期为7年,动态投资回收期为13年。此外,考虑到垃圾产量和成分随季节改变和社会发展的变化,给出了运行工时变化对垃圾电站成本管理以及各项成本和指标的影响。