上海地区晶硅光伏发电项目的可行性及发展前景

以100 kW的光伏发电系统为例,对上海地区晶硅太阳电池发电技术的可行性及发展前景进行了分析.分析结果表明,从动态投资回收期的角度来看,由于设备的投资成本较高导致发电成本较高,目前上海地区的晶硅光伏发电系统要完全商业化运行还不具备条件.分析结果还表明,晶硅组件及逆变器价格如果能够如果能够降到3.5元/W以下,按照目前的...     

太阳能中高温热利用技术及其经济性分析

设计了一种太阳能中高温热利用系统,并对系统的经济性进行了分析。同时,以槽式太阳能热发电成本为依据,对系统的投资成本和投资回收期进行了计算和分析。结果表明,太阳能中高温热利用系统的建设投资成本有望降低到650美元/kW,总投资成本有望降低到750美元/kW。对于年日照时间在2000 h以上地区,随着系统规模的扩大,投资回收期5.6～12.5 a。综合显示,太阳能中高温热利用技术具有较好的经济性。     

光伏发电成本的数学模型分析

光伏发电从2005年进入产业化以来,成本不断降低.目前,我国发改委制定了1元/kWh的光伏发电上网标杆电价.但许多投资者对于光伏发电的成本却感到难以分析,不敢贸然投资.本文给出了光伏发电成本的数学分析模型,讨论了影响光伏成本电价的因素,如装机成本、日照时间、贷款状况、预期的投资回收期以及运营费用等.并根据该模型对现阶段光伏发电的投资效益进行了投资分析.计算结果表明,在我国西北地区,按照1元/kWh的上网电价,目前投资光伏电站的投资回收期为10年.     

加快启动国内光伏市场,应对国际光伏形势新变化(下)

六"平价上网"指日可待1光伏发电成本下降趋势按照中国光伏产业目前的发展趋势,随着技术进一步提升和装备的全面国产化,到2015年,初投资达到1.5万元/kW,发电成本小于1元/kWh,首先在配电侧达到平价上网是完全有把握实现的;经过努力,2020年初投资达到1万元/kW,发电成本达到O.6元/kWh,在发电侧达到平价上网也是完全有可能的。     

生物质气化发电项目经济性分析

对2MW和6MW生物质气化发电站项目的经济性进行了分析和比较.在目前的经济环境下,生物质气化发电的设备成本为5000～6500$/kW,上网电价在0.60～0.65$/kWh的条件下,项目投资回收期在6～8a之间.6MW规模电站的投资成本虽然比2MW的高,但采用了更先进的技术,系统效率提高、技术经济性较优.生物质单价和税率是影响生物质气化发电经济性的两个重要因素,发电成本、投资回收期和内部收益率等对这些因素非常敏感.生物质单价或税率提高,都会导致项目经济性降低,表现为发电成本增加、投资回收期增长和内部收益率下降.     

天然气热电冷联供系统经济模型的建立与分析

本文通过对燃机配余热制冷机组的天然气热电冷三联产系统能量模型和经济模型的建立,分析了系统发电效率、热电综合效率、电价、天然气价格、单位千瓦燃机造价对系统年净收益和静态投资回收期的影响.得出当发电效率在24%～30%,热电综合效率在60%～77%,电价在0.6～0.87元/kWh之间,天然气价格小于2元/m3,单位千瓦燃机造价不大于800元/kW时,项目投资可在4.5年内回收,经济效益良好.     

生物质气化与废弃物焚烧联合发电的技术经济分析

介绍了生物质气化与废弃物焚烧联合发电技术项目，确定了该项目经济效益的评价指标，定量计算了项目的投资回收期、净现值和内部收益率。同时还对燃料费用、上网电价和固定资产变化引起的敏感性进行分析。结果表明，该联合发电技术的动态投资回收期为9．05a，净现值为2770万元，内部收益率为15．82％，三个经济指标均符合行业标准。从经济角度看是完全可行的。     

300 MW富氧燃烧电站锅炉的经济性分析

以300 MW亚临界燃煤锅炉为研究对象,对加入能量回收系统的富氧燃烧脱碳技术进行了技术经济性分析,并与空气燃烧+单乙醇胺(MEA)脱碳技术和常规富氧燃烧脱碳技术进行了对比分析.结果表明:空气燃烧+MEA技术导致电厂效率降低最多,而能量回收系统的加入可使在富氧燃烧方式下电厂的净效率提高2.59%;脱碳工艺的加入使得发电成本有不同程度的提高,发电成本增幅最大的是空气燃烧+MEA燃烧方式,其发电成本较参照电厂(0.270 0元/(kW·h))增至0.397 5元/(kW·h),而加入能量回收系统的富氧燃烧方式可使发电成本降为0.346 4元/(kW·h);采用MEA化学吸附法的脱碳费用(154.841元/t)远高于富氧燃烧电厂(30.365元/t),而能量回收系统的加入可使富氧燃烧电厂的CO2脱除费用进一步降低至23.322元/t.     

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、■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■耗散和排烟■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。     

低温余热有机朗肯循环发电系统热经济性分析

针对工业中排放的低温烟气,建立有机朗肯循环发电系统的热经济分析模型,分析蒸发压力、热源温度及蒸发器最小传热温差对系统经济性能的影响。分析结果表明:热源温度为140℃,循环采用R123的经济性最佳,相应的发电成本与动态投资回收期分别为0.142元(/kW.h)与3.68年。余热发电系统存在一个经济性最高的蒸发压力,不同工质对应的最佳蒸发压力也不同。蒸发器内最小传热温差为15℃时,系统的经济性较好。烟气温度在100～180℃时,系统采用R123的投资回收期最短,而烟气温度高于180℃时,R141b的经济性更高;不宜采用有机朗肯循环发电技术回收温度低于100℃的低温烟气。