热电联产项目供热、供电成本的研究

热电联产项目的热价、电价主要与其成本有很大关系。通过调研分析，对成本分摊方式、燃料成本应占的比例提出了看法；同时应根据实际情况，灵活实施多种热价，为防止供热亏损，建议考虑收取一定的供热容量占用费。     

热电厂供热成本与热价确定方法的评估

热电联产是节约能源，减小环境污染的重要途径，具有很高的社会和经济效益，然而，我们目前普遍存在的供热亏损问题严重阻碍着热电联产事故的发展，制订合理的热价休体系已迫在眉，造成供热亏损的原因很多，本文就现行热价存在的问题进行了不同层次的概括性分析，热电厂的成本构成比较复杂，其核心是能量价值的评估和热电成本的分摊问题，就目前国内外主要的热电成本分摊方法作了简要的阐述和评估，还就如何制订合理的热价体系作了初步的理论探讨，认为应以Yong参数作为能量定价标准并结合热经济分析法来解决热价制订问题。     

热电厂供热成本与热价确定方法的评估

热电联产是节约能源、减小环境污染的重要途径,具有很高的社会和经济效益。然而,我国目前普遍存在的供热亏损问题严重阻碍着热电联产事业的发展,制订合理的热价体系已迫在眉睫。造成供热亏损的原因很多,本文就现行热价存在的问题进行了不同层次的概括性分析,热屯厂的成本构成比较复杂,其核心是能量价值的评估和热电成本的分摊问题;就目前国内外主要的热电成本分摊方法作了简要的阐述和评估;还就如何制订合理的热价体系作了初步的理论探讨,认为应以(火用)参数作为能量定价标准并结合热经济学分析法来解决热价制订问题.     

热电联严机组燃料成本分摊和节能效益评价方法探讨

燃料成本分摊是热电联产项目热、电定价的重要依据，对原有计算方法进行适当改进，以适应新的条件。就热电联产项目燃料成本分摊的基本原则和方法，提出一项新的热电联产指标——节能收益率，并说明其对节能效益评价的意义，目的是使热电燃料成本分摊和节能效益评价方法更科学、完善。     

热电供需矛盾下考虑用户用热方式满意度的峰谷热价决策模型

新能源优先发电环境下,热电联产机组被迫低负荷参与电网调峰,因其热电耦合关系,则会出现低负荷供电导致供热不足的热电供需矛盾。为有效缓解热电供需矛盾,借鉴电力需求侧分时电价方法,提出一种计及热用户用热方式满意度的多目标分时热价决策模型。首先对热负荷曲线聚类,划出峰谷平时段;其次定义了用户用热方式满意度并对价格弹性矩阵进行修正;最后以峰谷差率最小、负荷率最大、用热消耗一次能源成本最小为目标,运用模糊隶属度将多目标转为单目标求解。算例表明,合理制定热价能有效激励用户侧有序用热,降低系统的供热成本,同时考虑不同用热方式满意度能为不同用户实际制定最佳热价时提供理论参考。     

热电联产机组燃料成本分摊和节能效益评价方法探讨

燃料成本分摊是热电联产项目热、电定价的重要依据,对原有计算方法进行适当改进,以适应新的条件。就热电联产项目燃料成本分摊的基本原则和方法,提出一项新的热电联产指标———节能收益率,并说明其对节能效益评价的意义,目的是使热电燃料成本分摊和节能效益评价方法更科学、完善。     

热电联产火电厂“以热定电”可行性研究

介绍了热电联产机组的原理及在煤价不断攀升的情况下热电联产火电厂改变以往"以电定热"运行方式的必要性。以北票发电有限责任公司为例,根据其特点运用理论计算的方法将热电联产火电厂多发电、多供热的"以电定热"和经济供热、少发电的"以热定电"的运行方式进行了对比分析,通过实践证明"以热定电"运行方式的可行性。提出了"以热定电"运行方式的具体操作原则,即根据外界温度合理调整热负荷、根据供热需求调整机组发电负荷、合理调整进汽和抽汽方式使运行的经济性最佳,当电价、煤价、热价发生变化时重新测算其合理性。     

黑龙江省中小城市建设背压机组实现的热电联产

针对黑龙江省推广背压机组实现热电联产中存在的问题,介绍了黑龙江省冬季采暖现状,阐述了黑龙江省热负荷预测.通过典型案例,分析了不同城市人口、面积实现采暖集中供热的方式及造成背压机组投资效益差的原因,提出了采用背压机组实现热电联产的边界条件作为解决办法,即在北方高寒地区中小城市冬季采暖采用背压机组配区域热水锅炉调峰的供热方案,并获取国家合理的上网电价、热价、燃料价格、投资补贴以及税收优惠等政策支持.     

联产电厂中考虑机会成本的热电成本计算

对联产电厂的成本进行经济学上的分摊，不但考虑了燃料消耗、设备折旧及维护费用，还引入了联产电厂机会成本的概念，并按照产品地位系数将机会成本合理地分摊到供热和发电方面，从而改变了热经济学成本只考虑会计成本的计算方法。运用这种方法计算的热、电成本更适合商业运行实际。     

燃气-蒸汽联合循环热电联产机组热电分摊方法

目前热电联产机组比较典型的热电分摊方法有热量法、焓降法和烟方法.但对于燃气-蒸汽联合循环机组,蒸汽系统通过回收利用燃气系统相对低品位的排气热量(约占总输入热量的55％～65％),可提高联合循环机组的效率,因此在分摊蒸汽系统的燃料消耗时,不能用热量法按排气热量比例进行分摊.而应通过引入汽轮机供热抽汽率β和抽汽焓降不足系数λ来实现对节能效益的合理分配.     

热电厂煤耗成本分摊的新方法——热电联合法

制定合理的热价格需要确定热电厂合理的热分摊比,传统的分摊方法存在着或多或少不足,热电联合方法能够集各家之所长给出合理的热电分摊比。基于热电联合的方法推导出的热价函数关系式,在当前的市场情况下具有一定的现实意义。     

热、电负荷分配的经济效益分析

为客观评价热电厂作为市场经济主体的热经济性,以供热机组燃料输入与产品输出为研究对象,在综合考虑热电联产机组供热量与发电电量经济价值的基础上,提出了热电厂经济效益系数的概念,并建立了该概念的计算模型。该模型从宏观经济性的角度出发,提出以单位燃料消耗量产生的经济价值来考核热电厂能量利用效率的方法,弥补了传统方法以能量数量和品质分析热电联产机组成本分摊方法的不足,具有一定的市场经济学意义。通过对某国产300 MW抽凝式机组进行实例计算表明,该计算方法简单实用,可以为制定合理的热电市场价格和热电负荷调度提供有效的解决方案。     

基于不确定价格的供电模式优化决策模型研究

提出关于不确定燃料价格和电价条件下供电企业供电模式投资决策问题的解释经济模型,即在分布式发电并网供电模式投资以及主网自主供电模式投资之间作出决策。在模型中,对投资决策过程中的主要不确定影响因素进行了分析,在对两种供电模式的单位成本进行建模的基础上,建立动态规划优化决策模型。提出能够同时确定优化供电模式决策以及优化投资时机的动态随机模型,并对电价波动等不确定性因素进行了分析。     

微燃机冷热电联产系统的经济优化

微型燃气轮机(简称微燃机)冷热电联产系统(combined cooling,heating and power,CCHP)具有极高的能源利用效率,其经济效益明显。首先建立了基于微燃机的冷热电联产系统的仿真模型及经济优化模型,分别分析了冷热电负荷比例、燃料价格、剩余电力上网政策、购电电价等对系统经济性的影响。在分析电价的影响时,分别按固定电价和实时电价进行了分析。算例分析表明微燃机CCHP系统的运行成本不仅跟冷热电负荷的需求有关,还与电网电价、微燃机燃料价格和锅炉燃料的价格有关。     

风电供热价格机制研究及经济性分析

研究了影响风电供热经济性的主要因素和风电供热的价格机制,并结合案例对风电供热的经济性进行了分析。研究结果表明,对于目前的单位面积售热价格、售热量、热力站投资,核算热力站与风电场整体经济性比单独核算热力站经济性更为合适。在单位面积售热价格、售热量、项目投资一定的情况下,要保证热力站与风电场整体经济性,热力站可承受的购电电价不能高于一定值,可通过补贴热力站投资等方式保证风电供热项目的经济性。     

Layouts of trigeneration plants for centralized power supply

One of the possible and, under certain conditions, sufficiently effective methods for reducing consumption of fuel and energy resources is the development of plants for combined generation of different kinds of energy. In the power industry of Russia, the facilities have become widespread in which the cogeneration technology, i.e., simultaneous generation of electric energy and heat, is implemented. Such facilities can use different plants, viz., gas- and steam-turbine plants and gas-reciprocating units. Cogeneration power supply can be further developed by simultaneously supplying the users not only with electricity and heat but also with cold. Such a technology is referred to as trigeneration. To produce electricity and heat, trigeneration plants can use the same facilities that are used in cogeneration, namely, gas-turbine plants, steam-turbine plants, and gas-reciprocating units. Cold can be produced in trigeneration plants using thermotransformers of various kinds, such as vaporcompression thermotransformers, air thermotransformers, and absorption thermotransformers, that operate as chilling machines. The thermotransformers can also be used in the trigeneration plants to generate heat. The main advantage of trigeneration plants based on gas-turbine plants or gas-reciprocating units over cogeneration plants is the increased thermodynamic power supply efficiency owing to utilization of the waste-gas heat not only in winter but also in summer. In the steam-turbine-based trigeneration plants equipped with absorption thermotransformers, the enhancement of the thermodynamic power supply efficiency is determined by the increase in the heat extraction load during the nonheating season. The article presents calculated results that demonstrate higher thermodynamic efficiency of a gas-turbine-based plant with an absorption thermotransformer that operates in the trigeneration mode compared with a cogeneration gas-turbine plant. The structural arrangements of trigeneration plants designed to supply electricity, heat, and cold to the users are shown and the principles of their operation are described. The article presents results of qualitative analysis of different engineering solutions applied to select one combination of power- and heat-generating equipment and thermotransformers or another.     

基于MOABC 算法的冷热电联供系统优化调度研究

综合能源系统包含多种分布式能源,各能源相互补充,能有效提高能源的利用率,在经济、环保等方面具有显著优势。冷热电联供系统作为综合能源系统的重要补充,具有灵活可靠、高效清洁等优点,现已得到广泛的发展和重视。综合考虑各微源的发电特性和冷热电负荷需求,建立了包含燃料电池、微燃机、余热锅炉、吸收式制冷机和蓄能装置的多目标冷热电联供系统模型。该模型考虑分时电价对冷热电联供系统的影响,以经济成本和环境成本作为目标函数,提出基于Pareto理论的多目标蜂群算法作为模型的求解算法。以实际冷热电联供系统为算例进行仿真,验证了所提模型的有效性,并与多目标粒子群算法进行对比,结果表明,采用基于Pareto理论的多目标蜂群算法能更有效地降低经济成本和环境成本。     

关于地方热电厂供热与电采暖供热的探讨

根据电采暖与地方热电厂供热分析、一次性投资和供热费用比较,以及地方热电厂对城市经济、环境的影响和经济效益测算,认为电采暖比地方热电厂一次性投资偏大,但供热费用低,对城市环境没有污染。     

A method for optimal pricing of electric supply including transmission system considerations

Determining real-time electricity rate structures is currently receiving a great deal of attention. In this paper, a strategy for pricing electricity supply is formulated and evaluated. Unlike other methods which use only the variation of fuel cost for generation to estimate the rate structures, the proposed pricing algorithm incorporates the optimal allocation of transmission system operating costs based on time-of-use pricing. The transmission costs are obtained by assigning a price k to each unit of power flow in the network. The assignment does not discriminate between participants located at differing parts of the network. The real-time pricing reflects the instantaneous cost of production and functions as a load management tool because this interacts with consumer behavior. The demand for power flows and transmission on an electricity supply system, like the demand for any bundle of economic goods depends upon the assigned transmission prices, together with the economic benefit to the consumer. It is assumed that there are no privately owned generating plants and that all plants and transmission lines are operated by the utility. The modeling scheme is applied to the IEEE standard 5, 14, 30 and 57 bus power systems and involves solving a modified optimal power flow problem (OPF) iteratively using the MINOS package. It is concluded that the method has a wide potential application in electricity supply pricing.