电力生产环境成本计算方法的研究

对电力生产的环境成本进行了研究,建立了适合我国国情的包括9种发电方式的电力生产环境成本计算模型,并以贵阳电厂为例进行了分析。该模型可根据电厂的实际情况,采用常规数据计算电厂发电的环境成本。计算结果表明,在我国人口众多的东部地区,环境成本最大的是燃煤发电,为21.76分/(kW.h);环境成本最小的是风力发电,成本为0.60分/(kW.h)。     

国家进一步完善可再生能源和环保电价政策

近日,国家发改委发出通知,决定在保持现有销售电价总水平不变的情况下,主要利用电煤价格下降腾出的电价空间,适当提高可再生能源电价附加、脱硝电价标准,新增除尘电价,以支持可再生能源发展,鼓励燃煤发电企业进行脱硝、除尘改造,改善大气质量。
　　通知明确,自2013年9月25日起,将除居民生活和农业生产用电之外的其他用电可再生能源电价附加标准由0.8分/kW·h提高到1.5分/kW·h;将燃煤发电企业脱硝电价补偿标准由0.8分/kW·h提高到1分/kW·h;对烟尘排放浓度低于30 mg/m3（重点地区20 mg/m3）的燃煤发电企业实行0.2分/kW·h的电价补偿。     

燃煤电厂差异化脱硝电价方案研究

从外部性内部化及盈亏平衡理论出发,提出了基于固定成本、可变成本及减免排污费三者构成的燃煤电厂脱硝电价模型,并大规模调研了国内已安装脱硝设施机组（共103台、总装机容量4 300万kW）的脱硝设施投运情况,总结出影响机组NOx控制成本的主要因素,即装机容量、脱硝效率、建设时段及煤种,并计算了不同时段、不同装机容量的SCR与SNCR2种主要脱硝工艺的成本,提出了采用SCR脱硝技术的新建机组执行1.0分/（kW·h）、现役机组执行1.2分/（kW·h）、采用SNCR技术的机组统一执行0.6分/（kW·h）的差异化的燃煤电厂脱硝电价方案.所得结论对于完善目前的脱硝电价政策具有重要参考意义.     

燃煤发电超低排放烟气污染控制系统的?经济分析

为实现对燃煤发电超低排放烟气污染控制系统的物质消耗、能量利用、经济性能的评估,基于?经济理论,构建了适用于该系统的?经济分析模型,并以300 MW、350 MW和600 MW三个容量等级的超低排放燃煤发电系统为例,对烟气污染控制系统各单元进行了?经济分析。结果表明:容量等级的提高会降低系统单位供电?经济成本,三个容量电厂的单位供电?经济成本分别为0.223RMB/(kW·h)、0.214RMB/(kW·h)和0.204 RMB/(kW·h);三个容量电厂烟气污染控制各单元的?经济成本差中,FGD单元最大,SCR单元次之,分别占到烟气处理系统总成本差的50%与30%左右;对三个容量电厂系统投入成本的分析与?经济分析的结果一致。     

煤采样装置异常引发的发电煤耗波动分析及处理

1 日发电煤耗大幅波动原因分析在机组日发电量和负荷曲线基本相同,运行方式相对稳定的条件下,很多燃煤火电厂存在日发电煤耗大幅波动,日发电煤耗的加权累计值与按照入厂煤、月底盘煤结果计算的发电煤耗值相差较大等问题.如某350 MW超临界机组设计发电煤耗为287 g/(kW·h),2010年6月日发电煤耗最高值达到342.89 g/(kW·h),最低值264.06 g/(kW·h),累计值为301.38 g/(kW·h),最高值与最低值相差78.83 g/(kW·h)(图1).     

中电联发布2008年1月-6月份全国电力工业生产简况

2008年1月～6月份,全国规模以上电厂发电量16803．19亿kW·h．比2007年同期增长12．9％。其中,水电2148．74亿kW·h,同比增长18．5％;火电14149．83亿kW·h,同比增长11．7％;核电329．19亿kW·h,同比增长25．9％。全国主要电网统调发电量14566．01亿kW·h,最高发电负荷合计45603万kW,与2007年同期相比分别增长13．68％和12．37％。     

锅炉烟气预干燥褐煤发电系统热经济性计算分析

对褐煤进行预干燥可以明显地提高直接燃褐煤电站发电效率,滚筒烟气干燥是应用最早的干燥方法。为此,文中建立了锅炉烟气预干燥燃褐煤发电系统的热经济性分析模型,并且利用该模型对某600 MW机组采用锅炉烟气干燥对发电系统热效率的影响因素进行了计算分析。计算结果表明采用锅炉烟气预干燥,在文中所述的基准工况下可以降低发电煤耗3.18 g(kW·h)1;烟气温度每变化10℃,节煤量变化1.1 g(kW·h)1;从1 kg褐煤中每多干燥出0.1 kg的水分,节煤量增加0.6g(kW·h)1左右;只有在烟气干燥机具备较高的热效率时,发电系统增加烟气干燥机后才能起到节能效果,烟气干燥机热效率每提高1%,在干燥程度分别为0.1、0.2、0.3 kg·kg1时,可分别增加节煤量0.1、0.16、0.23g(kW·h)1。     

高效褐煤发电系统研究

褐煤属低质煤,其水分含量高、灰分高,直接燃烧发电效率低。为提高褐煤发电系统效率,该文介绍了高效褐煤发电系统,并且利用等效热降法对该系统进行理论分析和计算,同时对某600MW超临界工程案例进行技术经济对比分析。在该文所述的基准工况下,通过理论计算,该系统可以降低发电煤耗12g／（kW．h）,经过技术经济性分析,该系统可以降低厂用电率0．56％,降低发电煤耗15g／（kw·h）以上,同时该系统还可以降低污染物排放、减少工程投资等。研究发现燃用高水分褐煤的火力发电厂,采用高效褐煤发电系统具有极大的优越性,其节能、节水、减排,是值得大力推广的“绿色”发电事业。     

2009年前2月火电发电量同比降7.8%水电增25.5%

由于下游需求不足,从电力工业本身来看,火电生产情况不理想。中电联数据显示,2009年1至2月份,全国规模以上电厂发电量4 882.94亿kW.h,同比下降3.7%。其中,水电610.52亿kW.h,同比增25．5％;火电4082．61亿kW·h,同比降7．8％;核电98亿kW·h,同比增13．5％。全国主要电网统调发电量4301．05亿kW·h,最高发电负荷合计42444万kW,同比分别下降4．57％和0．49％。     

国内首个三维数字化火电厂

莱州电厂项目是华电集团公司“十一五”规划的重点项目,规划容量8×100MW,一期工程将建设2台100MW国产超超临界燃煤机组,工程投资额约为72亿元。该项目具有节能、节水、节地、环保等特点,设计煤耗仅为268．5g／kW·h,是国内首家设计煤耗低于270g／kW·h的发电企业,同时也是我国首个三维数字化火电厂。     

中国煤电生命周期二氧化碳和大气污染物排放相互影响建模分析

煤电在中国电力供应结构中占据主导地位,其环境影响是研究热点之一.建立中国煤电生命周期二氧化碳和大气污染物排放分析模型,基于文献调研构建参数数据库,测算中国煤电的单位发电量排放.结果表明,近年来中国煤电生命周期单位发电量的CO2、SO2、NOx和PM2.5排放分别为838.6 g/(kW·h)、0.34 g/(kW·h)...     

燃煤机组烟气余热及水回收系统变工况特性和调控策略

针对燃煤机组烟气余热及水回收系统展开研究,基于物质、能量平衡以及等效热降法分析了系统的节水节煤能力,进而建立了系统变工况分析模型,研究了环境温度和调控策略对系统性能及状态参数的影响规律。结果表明,设计工况下系统节水潜力为15.34 kg/s,节能潜力为2.75 g/(kW·h)。环境温度变化时,系统的部分状态点温度会随着环境温度降低而降低,环境温度为−20℃时,低温省煤器节煤量降至1.44 g/(kW·h)。为避免系统发生低温腐蚀,提出了运行调控策略,使进入电除尘器烟气温度提升至90℃以上,以保证系统的安全运行,但低温省煤器的节煤量相比于未调整时降低了0.2 g/(kW·h)。     

中国燃煤电厂超低排放和节能改造的实践与启示

与推行超低排放前的2013年相比,2019年中国火电装机容量、发电量分别增长36.7％和19.5％,但烟尘、SO2、NOx排放量却分别下降87.3％、88.6％、88.8％.同期,全国火力发电行业厂用电率维持在6.01％,供电煤耗从321 g/(kW·h)下降到306.4 g/(kW·h),相当于2019年减排CO2约...     

配煤掺烧电站的热经济性分析

为提高案例机组热经济性,以单位燃煤成本为目标函数,入炉煤质特性为约束条件,建立了配煤后电站整体热力性能的变化模型,求得最佳配煤比;对配煤后煤质变化对锅炉效率及主要辅机电耗的影响进行分析计算;最终获得了配煤掺烧的供电燃料成本。结果表明：案例机组配煤掺烧各单煤的最佳配比为0：2：5：3,单位质量配煤价格较设计煤种低43元/t;燃用配煤后,锅炉效率下降了0.5个百分点,辅机设备电耗增加了1 123.8 kW,厂用电率增加了0.2个百分点,最终机组供电标煤煤耗率增加了2.4 g/（kW·h）;综合来看,配煤掺烧电站单位供电燃料成本降低了约3%,每年可节约燃料成本约1 800万元。提出的建模方法可为配煤掺烧电站热经济性综合评估提供参考。     

发电企业环境成本研究

在电力市场环境下，是否将环境成本纳入发电总成本中，将影响发电商在市场中的竞争力，同时也决定了电力系统能否真正实现资源的优化配置.基于环境经济学理论，针对不同地区的排污收费标准相对于环境污染损失的补偿度不同，提出一种新的燃煤发电环境成本估算方法，并通过电厂湿法烟气脱硫的算例验证了该算法的有效性，论证了在当前的排污收费制度下燃煤电厂安装环保设备能增加环境效益，即由电厂安装环保设备减少排污比由政府环保部门来治理环境和补偿外部经济损失具有更好的环境效益，从而有利于实现环境资源的可持续发展。     

基于CO2减排效益的风力发电经济性评价

环境的恶化迫使政策制定者们寻求可再生能源发电替代传统能源发电的新途径,但是高额的发电成本限制了可再生能源发电行业的发展。在考虑CO₂减排效益的情况下,利用2012年中国部分火力发电厂和风力发电场发电情况的有关数据,基于全生命周期法和年限平均法计算了火力发电和风力发电的综合成本。计算结果表明,在考虑CO₂减排效益的情况下,2012年风力发电的综合成本只比火力发电的综合成本高出0.027元/（kW·h）。当风力发电年度利用小时数达到并维持在2 200 h及以上时,风力发电的综合成本将低于火力发电的综合成本。     

锅炉烟气余热深度利用及减排技术的研究与应用

国内某大型燃煤电厂烟气余热深度利用系统实际应用后,通过实验研究发现,节能减排效果显著。在600 MW负荷工况下,机组供电标准煤耗率降低了4.9 g/（kW·h）,电除尘器出口烟尘排放质量浓度降低了7.8 mg/m3,明显减少了脱硫工艺水耗量,并且系统调节灵活,运行安全可靠。机组经济效益和环境效益十分明显。