多酸功能化储能材料的研究进展

与煤炭、石油等非再生能源不同,可再生能源(太阳能、风能)不能大规模直接储存,必须通过能量转化实现能源的储存,而储能技术是解决可再生能源发电非稳态特性的关键技术。开发高效、稳定的储能材料是突破储能技术瓶颈的有效途径之一。多酸具有较强的电子和质子转移及存储能力,因此多酸功能化储能材料引起越来越多的学者关注。该部分主要对多酸功能化储能材料的研究进行文献综述。     

考虑综合需求侧响应的多储能区域综合能源系统运行优化

为了对区域综合能源系统进行优化的发展,依次将蓄电池、蓄热电锅炉和电转气(power to gas,P2G)设备加入能源系统中,分析加入不同设备后对系统运行的不同影响,之后考虑电、热、气3种需求响应,以系统运行成本最小为目标函数,建立包含各种储能设备的区域综合能源系统经济运行模型.设置7种场景进行对比分析,结果表明:在含多种储能设备的区域综合能源系统中,考虑电、热、气需求侧响应,不仅使负荷达到削峰填谷的目的,而且降低了弃风、弃光现象;考虑电、热、气多负荷综合需求响应比考虑单一需求响应可有效提高能源利用率,实现系统环保运行,具有良好应用前景.     

用于配电网的飞轮储能系统设计

设计了用于电力系统配电网的飞轮储能(FES)系统,该系统主要包括储存能量的飞轮、支撑飞轮的轴承、进行机电能量转换的异步电动/发电机和微控制器控制的电能转换系统。研究了大惯性飞轮-电机的启动、加速储能和减速发电控制方法,进行了相应的试验研究,为飞轮储能技术在配电网中的应用奠定了基础。     

储能系统在配电网中的优化配置研究

从电网侧、新能源侧及用户侧3种不同的应用背景出发,对储能系统在配电网中的优化配置现状进行了研究.相比于单一储能而言,混合储能具有许多优越之处.结合现阶段主动配电网下储能技术的应用情况,分析了未来储能的推广应用所面临的问题.     

电池储能在多能互补工程中的应用研究

电池储能是目前最成熟可靠的储能技术,本文对目前大规模储能电站可能使用的钠硫电池、液流电池和锂离子电池进行介绍和比较,提出未来多能互补工程中适合应用的储能电池类型.并根据多能互补型电站的运行特点,经对比分析,提出一种电池储能以交流方式接入发电系统的方案供下一步工程设计中选用.     

国内首台多轴耦合转子动力学实验平台建成并投运

正中国科学院工程热物理研究所储能研发中心设计并建设的我国首台多轴耦合转子动力学实验平台在国家能源大规模物理储能技术(毕节)研发中心顺利完成调试,各项指标均达到或超过设计指标。工程热物理所储能研发中心设计并建设了高速转子动力学试验平台。该平台由动力系统、润滑系统、控制系统和测振系统等部分组成,传动比达30,最高输出转速可达45000rpm,可实现多转     

储能装置延缓配电网升级的探讨

研究储能装置在系统稳态时作为负荷平衡应用——延缓配电网升级——的可能性,量化储能技术收益,给出储能单元的功率和能量计算方法,并结合实际算例讨论储能装置安装地点的选择及其对线路损耗的影响.分析储能装置应用于配电网升级延缓时需要注意的几个重要问题,对于储能技术在电力系统中的应用具有重要的指导意义.     

脉冲放电等离子体甲烷氯化制氯代甲烷

采用脉冲电晕放电等离子体活化手段在线-筒式反应器中,进行甲烷氯化合成氯代甲烷反应.考察了原料气V(Cl2):V(CH4)值、电晕放电脉冲电压和电晕放电重复频率参数对甲烷转化率及氯代甲烷选择性的影响.反应物及各产物通过气相色谱法进行在线分析.实验结果表明:常温常压下,在脉冲电晕等离子体作用下,甲烷和氯气反应可以生成氯代甲烷.甲烷的转化率随加入能量强度的增加而提高.提高氯气/甲烷摩尔比,多氯甲烷的产率也提高.当反应气总流速为100 mL/min,V(Cl2)∶V(CH4)=1.2∶1,脉冲放电电压为17.5 kV,放电频率为80 Hz时,甲烷的转化率为10.5％,一氯甲烷、二氯甲烷、三氯甲烷和四氯甲烷的选择性分别为67.6％,17.7％,13.3％和1.4％.     

计及源荷不确定性和多类储能响应的园区IES多目标优化调度模型

考虑综合能源系统形态与运行特点的变化,提出一种计及源荷不确定性和多类储能需求响应的综合能源系统多目标调度模型.首先,建立综合能源系统分布式风电和电热气负荷不确定模型以及确定电、气、热多类储能激励和价格需求响应模型;其次,以电、气能源购买、弃风和环境污染成本等多目标函数优化,在源荷侧不确定性和多类储能需求响应下,考虑多类能源功率平衡、冷热电系统之间转化耦合等约束条件,建立综合能源系统源荷储多目标优化调度模型,并采用多目标粒子群优化算法(PSO)对所构建模型优化求解;最后,采用园区能源系统算例对文中模型进行仿真,结果表明其正确有效,该模型可为园区综合能源源荷储需求互济服务提供新的策略.     

储能系统在电力系统中的应用综述

介绍了抽水蓄能、压缩空气储能、超导储能、超级电容器储能、电池储能等储能技术的发展现状、成熟度、适用范围及示范工程,分析了储能系统的经济性评价及电池储能系统在可再生能源开发中的应用。     

广州市污泥处理处置技术路线及其经济性分析

详细介绍了广州市城市污泥的产生、危害及处理现状.结合我国污泥处理规范化路线,对5种处理工艺进行了重点讨论.根据降低成本、节能降耗的原则对广州市目前的组合技术及各路线的经济性进行比较,得出广州市污泥处理处置的组合技术路线为“浓缩+机械脱水+热干化→异地或就地处置”,其中污泥干化单位投资总成本为190万元/tDS,运行总成本为19 660元.该技术路线有望成为缓解广州市污泥处理处置的规范化路线.     

燃煤电厂分离CO2的经济性分析

选择装机容量为1000MW的超超临界燃煤电厂和IGCC电厂作为参考电厂，分析了4种脱碳系统对电厂性能的影响．其中，化学吸收法、膜吸收法脱碳系统和富氧燃烧技术应用于超超临界电厂，IGCC电厂则采用物理吸收法中的Selexol法脱碳．对2种电厂4种工艺的经济性进行了比较，结果显示，超超临界电厂采用化学吸收法或膜吸收法的脱碳费用最高，但是其电厂单位投资最少，厂用电率也最低；而采用富氧燃烧技术虽然脱碳费用较低，但是单位投资较高，脱碳对电厂用电影响最大；IGCC电厂的脱碳费用最低，但是单位投资最高．在超超临界电厂采用的两种吸收法中，膜吸收法的单位投资高于化学吸收法，但运行费用却低于化学吸收法．     

煤制天然气气化单元的数值模拟

为生产煤制天然气,本文采用HSC化学热力学计算软件进行了煤气化单元的数值模拟。通过改变反应温度、压力及气化剂水蒸气的供入量,分析煤气化产物可用于甲烷化的有效组分(CO,H2,CO2,CH4)摩尔分数的变化规律,同时结合相应的能源转化效率优化工况参数,降低甲烷化的氢气补充并提高转化效率。结果表明,煤制天然气煤气化单元中的运行参数最优选择为1.5 MPa,900℃;煤及气化剂输入量为n(煤)∶n(水)=1∶2;煤气化产物中有效气摩尔分数达96.97%,n(CO)∶n(H2)生成速率为1.5~1.8。该结果可以用于指导煤制天然气的实验研究。     

热管换热器用于木纤维干燥余热回收的可行性分析

采用热管换热器回收木纤维干燥排气余热为实例,分析计算了回收纤维干燥排废气余热的经济效益。当排气温度为90℃,相对湿度为50%,流量为20 000 m3/h的废气流过热管换热器后,它可使纤维干燥的排气热损失每h减少541.53 kW,实际节能率10.32%。排气余热回收设备总投资预计约204万元,每年可节省标准煤1 152 t,减少煤耗费约92万元,扣除设备折旧费,维修费及运行费用等,投资回收期约3年,从而在理论上论证了采用此节能方案的可行性。     

某地源热泵工程案例的技术经济性分析研究

通过南京地区某项目地源热泵空调系统工程,对地埋管地源热泵系统的技术合理性和经济可行性进行评估,并与水冷机组+锅炉系统进行比较,从经济学的角度研究地埋管地源热泵的技术,分别在初投资费用、经济性评价指标和能耗分析3个方面研究其经济效益,最后提出相关结论和建议,得出地埋管地源热泵技术系统的能源综合利用率较高,在经济性和运行费用上优于水冷机组+锅炉系统的结论.     

百万千瓦等级燃煤机组二次再热与一次再热技术选型经济性对比分析

在百万千瓦等级燃煤机组技术选型中,采用二次再热技术方案比一次再热技术方案更能有效降低发电煤耗,但同时也需要承担更大投资,二者的经济性对比取决于投资项目选址区域煤价。通过分析一、二次再热机型的主流技术方案,发现二次再热技术方案比一次再热技术方案标准煤耗降低约6.5 kg/MWh,厂用电率降低约0.1%,投资增加约47 190万元。采用增量内部收益法,以税前项目投资内部收益率8%为基准点,测算选择二次再热机组所要求的标准煤价平衡点约为911元/t。     

稀土电解槽的电场计算与槽电压分析

氧化物电解法是目前生产金属钕及其它稀土合金的主要方法，其中电耗在整个生产费用中占有相当大的比例，因此，槽体电压成为一个非常重要的经济技术指标，针对3kA金属钕电解槽进行了电流场计算，用MATLAB建立了二维柱坐标系下的电场计算数学模型，并在此基础上分析了实际槽体的电压组成，为实际生产过程中的节能降耗提供理论依据。     

基于金属氢化物的太阳能热电站高温蓄热系统经济性分析

高温蓄热系统是太阳能热电站的关键子系统。基于金属氢化物的高温蓄热系统具有能量储存密度大、腐蚀性低和反应易于控制等优点,是很有发展潜力的蓄热技术。建立了金属氢化物高温蓄热系统的经济性分析模型,分析了不同类型的太阳能高温蓄热系统的成本,并计算得到了能量平均成本。初步估计,"蓄热反应器+储氢罐"金属氢化物蓄热系统的单位蓄热成本只有两熔盐罐蓄热系统的四分之一左右。大汉电站采用此种蓄热装置后,其能量平均成本降低了0.25元/kW.h。     

660 MW直接空冷机组主轴驱动给水泵项目的技术经济性比较

为了研究直接空冷机组主轴驱动给水泵项目的技术经济性,以内蒙古某厂扩建2×660 MW直接空冷机组为例,先拟定了主轴驱动给水泵项目方案,通过投资回收期法,综合比较了1×100%容量主轴驱动给水泵方案、传统3×35%容量电泵方案、1×100%容量汽泵方案的技术经济性.经过论证,主轴驱动给水泵虽然每台机组增加初投资2 960万元,但每年运行净收入可增加5 367.7万元,不到0.6年就可收回成本,技术经济性优良.     

风光互补抽水蓄能电站系统配置研究

风光互补抽水蓄能电站是集合了传统水能与风、光新能源各自优势的一种新的多能互补开发方式。针对西藏阿里地区独特的自然地理条件,提出了这种开发方式的能量、水量平衡和抽水系统容量的计算模型,按成本电价和单位千瓦投资最低建立了风光互补抽水蓄能电站系统配置的优化模型。对阿里地区风光互补抽水蓄能电站进行了系统配置实例分析研究,得到了水能、光能和风能容量的最佳配比和相应容量配置要求。研究成果表明,这种多能互补开发方式可克服目前火电站及光伏电站成本电价高和运行维护技术要求高的缺点,具有独特的技术、经济优势,是解决阿里地区能源供应问题的有效途径之一。