简介:对广西近百年平均气温及降水量变化进行了多时间尺度的层次结构研究,并与Nino3区的海温距平进行奇异交叉谱分析。结果表明:平均气温有较强上升趋势并伴有明显的准两年周期振荡;降水则呈下降趋势,主要周期为32a左右及准两年振荡。1884至1910年代初,广西处于干冷期;1910年代初至1930年前后,处于湿冷期;1930年前后至1950年代后期,处于湿暖期;1950年代后期至1990年代前期,处于干暖期。ENSO事件3-7a的周期对广西平均气温及降水影响显著,赤道太平洋海温变化对广西气温的影响主要表现在年代际变化上,对降水的影响主要体现在年际变化上。
简介:利用1960~2011年广西西北部16个气象观测站逐月降水资料、NCEP/NCAR再分析月平均资料、NOAA向外长波辐射资料和国家气候中心提供的环流特征量资料,分析了广西西北部地区以往盛夏干旱年的中高纬环流、西太平洋副热带高压和水汽输送特征,重点探讨了2011年盛夏(7~8月)广西西北部特大干旱大气环流的异常特征。结果表明,2011年是1960年以来广西西北部盛夏降水最少的年份。广西西北部2011年盛夏大气环流与以往盛夏干旱年明显不同的是,西太平洋副热带高压较常年异常偏弱偏东,脊线位置明显偏北,中高纬环流平直,乌拉尔山地区和东北亚区域没有明显阻塞高压形势,冷空气活动比常年弱;印缅槽活动较常年偏弱,由南向北的水汽输送明显偏弱,广西西北部上空存在有弱的水汽通量辐散,垂直运动和对流活动均较常年偏弱,这些环流特征均不利于产生降水,造成2011年盛夏广西西北部地区出现特大干旱。
简介:利用NCEP再分析资料和常规观测资料,对2016年8月广西地区一次东风波暴雨过程成因进行分析,并基于多种物理量分析东风波及其诱生低涡的动力、热力特征。结果表明,东风波及其诱生低涡是此次暴雨过程的主要影响系统,对流层高层强辐散、低层强辐合的散度场垂直结构,低层强烈的水汽输送和积聚,以及中低层暖湿的大气状态是东风波及其诱生低涡西移加强,并造成相应区域强降水的重要原因。另外,利用重新定义的热力螺旋度物理量,分析其高值区与强降水落区在出现时间和空间上的对应关系,发现两者具有较好的协调性和一致性。因此,热力螺旋度的分布与演变情况对于暴雨预报和研究具有一定的指示意义。
简介:以清浩发展机制(CDM)广西珠江流域治理再造林项目为例,对项目及其5种造林模式临时核证减排量(temporarycertifiedemissionreduction,缩写为tCER)和长期核证减排量(long—termcertifiedemissionreduction,缩写为1CER)成本的动态变化进行了初步研究。结果表明:从项目期初到期末,整个项目及5种造林模式人工林的tCER成本均逐渐降低,其中项目成本由第一承诺期末的40.33¥/tCO2降至最后承诺期末的13,34¥/tCO2;1CER成本先降低后升高,在第一承诺期末均降至最小值,项目成本由第一承诺期末的40.33¥/tCO2增加至最后承诺期末的105.27¥/tCO2;各造林模式tCER和1CER成本均以枫香+杉木、枫香十马尾松较高,马尾松+荷木、马尾松+栎类较低,桉树最低;贴现率对项目tCER和1CER、桉树tCER、枫香+杉木1CER成本影响均较大,而对马尾松+栎类tCER和1CER成本影响均较小;对桉树一个轮伐期内的tCER成本进行了敏感性分析,单位面积碳贮量的变化对其影响较大;考虑木材收益时,项目期末tCER净现值为13.11¥/tCO2,从中反映了该CDM项目实施是可行的。
简介:为了探索夏季(6~8月)日气象负荷的最佳分离方式和引起日最大电力负荷波动的主要因子,以及建立预报模型最佳个数,基于北京市2005~2010年逐日最大电力负荷和间期的气象资料,分析了北京地区日最大电力负荷的变化规律,采用不同方法将气象负荷从夏季日最大电力负荷中分离出来,分析北京夏季气象负荷与气温、相对湿度、降水及炎热指数、高温持续日数、炎热日数持续时间、前一日气象负荷等因子之间的关系,并基于2005--2009年夏季逐日气象负荷和其主要影响因子采用逐步回归方法建立日最大电力负荷的预报模型,将2010年夏季北京日最大电力负荷作为预报效果的独立样本检验。结果显示:2005~2010年,北京逐日最大电力负荷具有明显的线性增长趋坍,夏季日最大电力负荷具有显著的星期效应;与去掉逐年夏季日最大电力负荷趋势和夏季平均日最大电力负苘趋势相比,去掉全年逐日最大电力负荷变化趋势的夏季日气象负荷预报模型的拟合能力更优;北京夏季日气象负荷与当日气温的相关系数最高,与前一日气象负荷也关系密切;利用前一日相对气象负荷和当日气缘要素一周逐日分别建立预报模型的拟合和预测效果较好。
简介:采用《国家温室气体清单指南》推荐方法,估算了1990—2014年中国各省份电力行业的温室气体排放水平。研究时期内,中国电力行业排放增长6.2倍,达到38.0(95%信度区间为31.3~46.0)亿tCO2当量(CO2-eq),而各省排放水平及其变化趋势呈现出显著的差异,排放重心向西部省份转移,内蒙古成为全国电力行业排放最大的省份。同时基于未来电源结构的发展方案,预测了2015—2050年不同电力需求情景下电力行业温室气体排放的变化趋势和达到排放峰值情况。电力需求高增速情景下2034年达到排放峰值59.5(49.3~71.8)亿tCO2-eq,而低增速情景可以提前至2031年达到排放峰值,且峰值水平下降7.7(6.3~9.3)亿tCO2-eq。
简介:以欧盟碳市场的实践以及中国碳市场的发展现状为背景,调研分析了碳成本传递原理,重点以电力行业为例分析碳成本传递率的主要影响因素。结果显示影响电力行业碳成本传递率的主要因素包括碳排放权交易的配额分配方式以及电力市场结构。分配方式对传递率的影响主要包括配额是否免费发放、是否实时更新免费配额的发放额度、关闭的发电设备是否获得免费配额和新进入者是否发放免费配额等因素。电力市场结构对传递率的影响主要体现在市场竞争程度、市场需求与供给条件。最后,基于当前国内碳市场试点的碳配额分配方式,给出了循序渐进地改变碳排放额初始分配的方法、减少一次性发放未来相对长时期的免费配额、选择基于发电量发放免费配额而非装机容量发放免费配额等相关政策建议。