小型热电联产系统能耗分析

针对部分地区小型热电联产系统运行不合理、冷源损失大、节能效果不理想的问题,通过对某小型热电联产系统全年运行状况的调查,计算了热电机组的发电效率、热效率及汽机冷源能量损失,分析了小型热电联产系统能耗大的主要原因,提出了提高热电联产系统能源利用效率、改进热电联产集中供热形式的措施,为热电联产系统改造和扩建工作提供参考。     

热电冷联产系统的热经济性分析

从能分析和火用分析两方面对热电冷联产系统的热经济性进行计算和分析,采用等效发电效率、等效发电火用效率与发电煤耗三种评价方法,以找出能量利用的薄弱环节,提高能源利用效率。     

12MW生物质直燃发电的热电联产系统节能经济性分析

以山东阳信市某企业生物质直燃发电的热电联产系统为研究对象,以其热、电负荷计算为基础,进行了主要设备的选型匹配。同时从标准煤耗量、年均总热效率和成本节约三个方面对系统进行节能经济性分析,指出了热电厂梯级利用能量的意义。分析结果表明：实施热电联产后系统年均总热效率达到60.9%,较中小型纯凝机组的提高约25.9%;在企业年生产总量不变的条件下,年节约标准煤约35352t,极大地节约了生产成本,具有可观的经济效益。     

基于等价煤耗法的热电联产机组热经济性分析

热电联产机组热经济性代表了热电厂能量利用水平、热功转换技术的先进水平和运行的经济水平,因而准确地分析热电联产机组热经济性显得尤为重要.等价煤耗法是把电厂实际发电效益和供热效益通过热、电等价转换,得到等价发电量,进而得到等价煤耗率.结合300 MW机组,首先分别用热量法、实际焓降法和等价煤耗法对热电联产机组煤耗率进行计算,并通过分析比较,证明了等价煤耗法在评价热电联产机组方面的可行性和准确性;其次比较了同一热电联产机组在供热期和非供热期的煤耗率——供热期煤耗率比非供热期煤耗率低,从而证明了热电联产机组在节能方面优于纯凝机组.     

小型热电联产蒸汽供热系统的能耗分析

目前,有些小型热电联产系统运行不合理、冷源损失大、节能效果不理想.通过对某小型热电联产系统全年运行状况的凋查,计算了热电机组的发电效率、热效率及汽机冷源能量损失,分析了小型热电联产系统能耗大的主要原因,提出了提高热电联产系统能源利用效率、改进热电联产集中供热形式等措施,为热电联产系统改造和扩建工作提供参考.     

燃气轮机与汽轮机功热联产基本参数的分析研究

本文在文献[1]的基础上探讨了:(1)简单循环燃气轮机利用余热功热联产或汽轮机动热联产的评价准则及主要参数的影响;(2)燃用不同燃料“以热定功”功热联产时最佳功热比与经济拥系数的关系.以此可大致定量地分析各设计参数的优化匹配.     

混合分布式供能系统联产与分产的经济性分析

为了研究分布式供能系统方案选择是否经济合理,提出由联产与分产组成的混合分布式供能系统模型,将其应用于某医院的分布式供能系统,分析了燃气轮机有无回热、联产与分产供能配比、制冷机性能系数(Coefficiency of Performance,COP)、设备价格和能源价格对年总成本的影响。结果表明:燃气轮机有回热和制冷机COP变化对冷热电联产和分产系统方案的选择影响很大,而能源与设备价格变化对方案的选择影响很小;混合分布式供能系统模型可以有效地对联产和分产供能方案进行选择,且在一定条件下混合分布式供能系统优于联产和分产独立的系统。     

基于火用效率的玉米秸秆厌氧发酵单产和联产氢烷性能分析

玉米秸秆厌氧发酵产氢、产甲烷,联产氢烷是秸秆能源化利用的3种重要的生化转化模式。为了筛选出玉米秸秆高效的生化转化模式,在玉米秸秆基质浓度分别为20,30,40,50,60 g/L的条件下进行了光发酵产氢、厌氧发酵产甲烷和光发酵产氢-厌氧发酵产甲烷两阶段联产氢烷的试验,从热力学火用效率和生态火用效率的角度对玉米秸秆单产或联产氢气和甲烷的性能进行了分析和评价。研究结果表明,光发酵产氢时,底物浓度为40 g/L的累积产氢量和累积收益火用最大,分别为323.67 mL和3.41 kJ,最大热力学火用效率为1.58%。厌氧发酵产甲烷时,底物浓度为60 g/L的累积产甲烷量和累积收益火用最大,分别为1 546.46 mL和57.38 kJ,最大热力学火用效率为31.01%。氢烷联产时,底物浓度为60 g/L的氢气和甲烷联产的累积产甲烷量和累积收益火用最大,分别为1 554..83 mL和60.83 kJ,最大热力学火用效率为22.20%。3种模式相比,玉米秸秆厌氧发酵单产甲烷转化具有最高的火用效率,且热力学火用效率和生态火用效率的评价结果是一致的。     

基于煤炭-CO2/O2部分气化的SNG、电力多联产系统的技术经济性分析

我国正在大力发展基于煤炭的天然气生产技术,用以缓解目前天然气供需不平衡的矛盾及扭转天然气严重依赖进口的态势.然而目前的煤制天然气(synthetic natural gas,SNG)仍然存在耗能大、生产成本高昂等问题.提出了基于煤炭部分气化实现SNG、电力多联产的技术路线,从系统能量集成的角度出发,利用化工流程模拟软件...     

冷热电联产系统两级调峰方案(火用)分析

本文针对某用户确定了冷热电联产系统两级调峰方案,并对系统及其内部进行能耗分析。将冷热电联产系统分为三个层级:系统、三大设备和可调回热燃气轮机,对该系统两级调峰方案的各个层级进行■指标计算和分析。结果表明:在两级调峰方案中,随着年均回热器关闭度的逐渐减小,系统的■损系数越来越小,同时可调回热燃气轮机■损系数逐渐增大,烟气型双效溴冷机和烟水换热器的■损系数逐渐减小。可调回热燃气轮机是■损失最大设备,其中燃烧室为■损失最大部件。故减小年均回热器关闭度能使两级调峰系统减少■损失。     

燃气轮机冷热电联产系统技术与经济性分析

分析了现有商业燃气轮机用于热电联产系统和冷热电联产系统时的性能。与常规分产系统相比,两系统在热力学性能上均有较大优势,绝大多数节能率超过20％。功率较小的燃气轮机单位造价偏高,用于冷热电联产系统时经济性较差;随着功率的增加经济性不断改善,冷热电联产系统的经济性受到很多因素的影响,其中运行时间和电价的影响最明显,其次为燃料价格的影响,热价和冷价的影响相对最小;这些因素在燃气轮机功率较小时影响较大,随功率的增加影响逐渐减小。     

上海不同产业用电效率的分析及节能降耗的建议

以能源消费中的电力消费为切入口,引入产业单位产值电耗比这一指标,以上海在九五、十五期间的产值增长和用电的数据为基础,对不同产业的用电效率和节能的成效进行了客观的评价,以便于掌握节能降耗的重点,并有的放矢的挖掘节能潜力,以期实现上海建设资源节约型城市的目标。     

热电(冷)联产系统的优化性能

依据有限时间热力学原理导出了不可逆热电联产和热电(冷)联产系统在系统最大火用输出时的基本优化关系,确定了热电(冷)联产系统优化参数和优化构形选取范围,得到了供热(制冷)和发电间的匹配优化特性,通过数值算例得出不同参数对系统性能影响的规律。所得结论可为热电(冷)联产系统的优化设计和最佳工况选择等提供理论依据。     

影响冷热电联产系统经济性因素的灰关联分析

1引言发展天然气冷热电联产项目,对于削减电网的高峰负荷、缓解能源供需矛盾、提高能源综合利用效率、减轻污染,改善环境、降低因燃料调整带来的成本增加十分有利。燃气轮机冷热电联产运行的经济性是系统应用研究的一个重要内容。而影响系统运行经济性的因素是多方面的。如燃气     

镇海炼化80×10~4t/a汽柴油加氢装置能耗现状与对策

镇海炼化Ⅱ套加氢装置,系处理30×104t/a焦化汽油与50×104t/a直馏煤油的混合装置,加工能力达80×104t/a。近期,装置反应炉消耗燃料上升,催化剂活性下降,换热器换热效果变差,电耗增加,装置综合能耗已接近13kg标油/t。分析显示,装置综合能耗构成中,燃料气占50%,蒸汽占19%,电耗占23%。通过实施更换反应器上部催化剂,稳定催化剂活性,适当提高加工量以降低单耗,对换热器进行抽芯清洗堵漏,改变加氢反应的混氢点,停用反应加热炉,加强管理和优化操作等节能措施,装置能耗由2008年1~5月份的月均12.88kg标油/t,下降到9.434kg标油/t。但长远来看,装置仍存在能源的不合理利用因素,主要表现为:由于实际工况与设计有很大偏离,反应器后的换热器E201、E202/ABC换热面积不能满足换热要求,反应器出口温度升高,尚有部分热能浪费;汽提塔进料换热器E204/ABCD总换热面积为840m2,但在当前工况下,冷、热料温度均在165℃上下,二者温差很小,换热效果不理想。     

Internalisation of external cost in the power generation sector: Analysis with Global Multi-regional MARKAL model

The Global MARKAL-Model (GMM), a multi-regional “bottom-up” partial equilibrium model of the global energy system with endogenous technological learning, is used to address impacts of internalisation of external costs from power production. This modelling approach imposes additional charges on electricity generation, which reflect the costs of environmental and health damages from local pollutants (SO₂, NO_x) and climate change, wastes, occupational health, risk of accidents, noise and other burdens. Technologies allowing abatement of pollutants emitted from power plants are rapidly introduced into the energy system, for example, desulphurisation, NO_x removal, and CO₂ scrubbers. The modelling results indicate substantial changes in the electricity production system in favour of natural gas combined cycle, nuclear power and renewables induced by internalisation of external costs and also efficiency loss due to the use of scrubbers. Structural changes and fuel switching in the electricity sector result in significant reduction of emissions of both local pollution and CO₂ over the modelled time period. Strong decarbonisation impact of internalising local externalities suggests that ancillary benefits can be expected from policies directly addressing other issues then CO₂ mitigation. Finally, the detailed analysis of the total generation cost of different technologies points out that inclusion of external cost in the price of electricity increases competitiveness of non-fossil generation sources and fossil power plants with emission control.