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  • [资讯] 动力锂电池冷却技术进展
    摘要:锂离子电池具有单体电压高、能量密度大、无记忆效应、循环寿命长等优势,但动力锂离子电池在工作中发热严重,电池组冷却问题是制约动力电池发展的一个重要因素。由于布置空间有限,动力锂离子电池必须成组密排设计,电池组内部产生的热量容易积聚,造成电池组局部过热,进而导致电池组一致性变差、整体性能大幅衰减,甚至“热失控”。因此,设计合理的冷却系统维持电池组合适的工作温度是保障电池组稳定工作的必要条件。本文就动力锂电池冷却技术的现状及趋势进行介绍。 1 传统冷却技术 1. 1 风冷技术 风冷是最经济、简单的冷却方式。风源的引入有两种形式: ①自然风冷。将车辆行驶中产生的迎风风流通过导流管直接导入电池组冷却通道。这种方法不需要辅助电机设备,结构简单,但是气流不稳定,冷却效果受车速影响较大。②强制风冷。采用轴流风机抽吸外界空气为电池组提供冷却气流。这种方式能够提供稳定的冷却气流,但是结构相对复杂; 根据引入的气流类型,又可以分为环境风冷却和空调风冷却两种形式。 强制风冷的流道设计主要有串行和并行两种结构,如图1 所示。串行流通时,冷却空气从电池箱进风口流入,依次接触所有电池后从出风口流出。由于与电池接触传热,冷却空气在流动的过程中温度逐渐上升,导致越后排的电池散热效果越差,进而造成电池组的温度分布不均、一致性变差; 并行流通时,冷却空气从电池组底部流入上部流出,电池组受风均匀,各单体电池换热条件相近,有利于电池模块间快速均匀散热。 目前,对于放电倍率、进风口设置、进风风速等因素对电池箱整体温度分布及电池单体温度均一性的影响,行业内已经进行了大量的实验或模拟分析研究。主要结论概括如下: 1) 强制风冷对降低电池组最高温度效果显著,但由于空气较低的导热系数和电池组的密集排列,使得电池单体温度的均一性很难得到保障。此外,电池组温度分布受到空气流场的影响,进风口一侧整体温度较低,出风口一侧整体温度较高,并且中心点最高温度向出风口一侧电池偏移。 2) 中低放电倍率( 1 /3 C 和2 /3 C) 情况下,提高进风风速或者降低进风温度可以显著降低电池组整体温度并改善整体温差。 3) 较高放电倍率( 1 C) 情况下,仅提高进风风速或降低进风温度虽然可以显著降低电池组整体温度,但是电池组最高温度、电池组温差及电池单体温度分布已经难以满足电池安全运行的需求。 随着对风冷技术研究的不断深入,出现了较多具有良好散热能力的风冷箱体设计。通过改变电池模块排列方式和流道结构,增加空气与电池的接触面积和接触时间,如顺序排列、交错排列、梯形排列、梅花形排列、蛇形流道等,如图2 所示。另外,往复式空气冷却系统( 如图3 所示) 可以周期性改变空气流向,不同的空气流场在电池表面形成不同的边界层,增强换热能力,对降低电池组最高温度具有显著效果。风冷技术虽然结构简单,便于维护,但已无法满足日益苛刻的动力电池组冷却需求。 1. 2 液冷技术 液冷技术以其高导热系数、高热容及与固体间的高对流换热系数等特性,对降低电池组最高温度、改善温度均一性效果显著,正逐渐取代风冷成为主流的动力电池冷却技术。目前,国内已出现了大量关于动力电池系统液冷装置的专利设计方案。 按冷却液与电池接触方式,动力电池液冷技术可分为直接接触式与间接接触式两种。直接接触式冷却是冷却液直接接触单体电池表面,通过接触传热对电池组进行冷却,要求冷却液绝缘且导热系数较高( 比如硅基油、矿物油) ,并且冷却装置密封性要求较高。但是由于常用的冷却介质的粘度较大,使得介质流速受到限制,该种冷却方式的冷却效果不尽如人意。间接接触式冷却是在冷却液与电池间插入一层具有高导热率的导热材料,如图4 所示,通过导热材料传热进行冷却。间接接触式冷却可以根据实际情况调整导热材料的材质、形状、尺寸,并且可以采用绝缘性较低的水、乙二醇水溶液作为冷却液。但是该方法对管道的密封性要求较高,使得整个散热系统的结构比较复杂,维护不便,并且需要额外消耗大量能量来推动冷却液循环。 与空气风冷相比,液冷系统不仅换热效率显著提高,而且密封设计的电池箱能够满足车辆对涉水安全性的严苛要求。目前,商用液冷技术常采用冷却管与电池紧密接触的冷却方案: 第一种是在电池单体间直接插入“冷板”,呈类似于“三明治”的结构,可以将电池组温度控制在35 ℃以下; 第二种是将包含中空冷却管的圆弧形电池冷却带贴合在两列圆柱电池之间,特斯拉Roadster 电池组冷却方案是此种结构的代表,如图5( a) 所示; 图5( b) 为另一种液冷装置,电池冷却带呈波浪状,波谷处具有圆弧状凹陷部位,圆柱形电池安装于凹陷部位。 2 新型冷却技术 目前研究较多的新型冷却技术包括热管冷却、相变材料冷却以及基于热管和相变材料耦合冷却。 2. 1 热管冷却技术 热管是一种密封结构的空心管,两端分别为蒸发端和冷凝端。热管一般被抽成真空,里面注入低沸点的液体。通过管内液体吸热汽化时产生的压力差及毛细作用原理实现管内冷却液的循环流动,如图6( a) 所示。热管可以分为重力热管、脉动热管和烧结热管等种类。 最简单的热管冷却结构是将热管直接插入电池间将热量导出,但由于接触面积限制,其热端导热和冷端散热均较慢,冷却效果有限。改进的热管则分别将其热端、冷端与翅片相连以增加接触面积,加快传热与散热。热管冷却需根据电池组运行负荷的大小和外界环境温度的高低选择合适的冷却介质。低运行负荷的电池组可以选用水和正戊烷的混合物作为冷却介质,当环境温度高于40 ℃时,以甲醇作为冷却介质效果较好。 热管可进行有效的传热,但在长时间使用时仍然面临冷凝端散热不及时的问题,因此热管与其他冷却方式耦合使用的方法应运而生,如热管-空气冷却、热管-液体冷却等。一款类似的散热模组如图6( b) 所示,采用风冷与热管模组结合散热的方式,使得电池表面温度可降低到36 ℃,随着电池组的工作,在放电后期温度场达到稳态。 2. 2 相变材料冷却 相变材料( PCM) 冷却是利用相变过程中吸收大量的热,但材料本身温度变化不大,从而有效吸收动力电池工作过程中产生的热量,保证电池组工作温度稳定和单体电池温度均匀。PCM 需要满足以下要求: ①相转变温度在电池组工作温度范围内; ②高比热、高热传导; ③体积膨胀小,严寒环境下不结冰; ④安全、化学稳定性强; ⑤成本低。实际上能同时满足上述要求的PCM 基本不存在,因为大部分PCM 的热传导能力都比较低。常用的解决办法有: ①在PCM中添加高导热系数添加物,如碳纤维、铝粉、纳米材料; ②将PCM 吸收进多孔泡沫金属或膨胀石墨基体中形成复合材料; ③在PCM 中添加球形金属颗粒或针状金属。 PCM 冷却结构简单、节省空间、相变潜热大,可以有效控制电池组最高温度、降低温差,改善温度均一性,并且相变材料可以在低温环境下对电池进行加热,实现吸热、放热双向控制。但PCM 散热较慢,长时间高负荷运行后热量来不及散出,会导致PCM 完全融化,失去冷却能力。将相变材料与传统冷却技术进行耦合,可有效改善PCM 积热问题。基于PCM 耦合的冷却技术是利用PCM 介质吸收电池组工作产生的热量,然后通过传统冷却技术对PCM 进行散热,实现PCM 长时间高效率工作。例如将风冷、翅片、石蜡、热管等冷却技术进行耦合,设计了复合冷却模块,经测试在放电倍率为5 C、热管翅片侧向空气流速为1 m/s 时,可以始终保持电池工作温度在50 ℃以下,实现了大放电倍率下电池组安全高效的工作。 3 结束语 传统的风冷、液冷冷却技术方案较为成熟,但风冷技术难以保证电池组整体的温度均一性,并且风冷结构是开放式的,密封、防护性能不足; 而液冷技术结构相对复杂,存在漏液的风险,维护成本高。热管和PCM 等新型冷却技术能够很好地控制电池组的最高温度和温度均一性,但是目前只适用于小模块动力电池冷却,大规模成组应用还有待进一步研究。将热管和PCM 冷却技术与传统冷却技术进行耦合能够发挥各自所长,避免各自所短,是动力锂电池冷却技术发展的方向之一。
  • [资讯] 页岩气地质评价关键实验技术的进展与展望
    摘要:0 引言 页岩由于富集油气资源而突破了将其仅作为烃源岩和盖层的传统认识。页岩气具有自生自储、大面积连续聚集的特征,主要以吸附态和游离态赋存于孔隙和裂缝当中。作为一种典型的非常规油气资源,页岩气在我国已经初步实现工业化开发,2019 年我国页岩气产量达到153×108 m3。目前我国在页岩气地质理论、开发方式和工程技术等方面都取得了较多的创新和较大的发展,其中页岩气地质理论的创新为页岩气的勘探与评价奠定了重要的基础。 上述地质理论的创新建立在页岩气实验分析技术的进步与发展之上,实验分析技术为页岩气的地质“甜点”评价、地质选区、储量计算、水平井压裂层段优选及开发方案确定等提供了重要的数据基础与科学依据。从2005 年开始,我国科研人员围绕中国南方海相地层开展了大量的页岩气地质调查工作,2008 年开展了钻井评价工作。通过地质评价实验,对页岩的岩性、物性、含气性、储集性等进行了深入的分析,在页岩沉积环境、储层特征、富集高产主控因素等方面取得了较为丰富的认识。在页岩气地质评价中,页岩气实验测试技术具有重要的应用价值。由于页岩具有矿物组成复杂、微纳米孔隙发育、气体赋存状态多样等特点,常规的油气实验技术并不完全适用,因而需要采用更加先进和精确的实验技术对其样品进行测试。为了满足页岩气基础地质研究和生产的需求,相关地质评价实验技术一直都处于不断创新与发展之中。 页岩气地质评价中的关键参数(总有机碳含量、含气量、热演化成熟度、孔隙度、矿物组成等)均采用实验技术手段获取。美国的页岩气实验测试技术发展相对完善,如Weatherford、Corelab、Schlumberger 等公司将其实验体系主要分为气体评价、地球化学、常规岩心分析、岩石学等几大类。国内学者主要从页岩岩性、电性、物性、含气性、脆性和地化特征等6 个方面对页岩气储层进行评价。其中,在岩性、电性和脆性特征分析时,基本上沿用了常规油气分析测试的技术和方法。此外,页岩含气性和物性一直以来都是国内外实验测试技术研究的重点和发展的主要方向。特别需要指出的是,由于页岩中孔隙结构的复杂性,其储集性特征也应被纳入页岩气地质评价实验体系之中。 综上所述,笔者在此将重点讨论页岩微观孔隙结构、含气性、物性等3 类关键实验测试技术的进展,分析上述实验测试技术对于页岩气勘探开发产生的重大作用,并展望预测其未来的发展方向和趋势,以期为我国页岩气基础地质研究、实验室建设和相关标准制定提供参考和指导。 1 页岩微观孔隙结构测试技术 页岩岩性致密,主要发育纳米级孔隙。从一定程度上来讲,页岩中大量有机质纳米孔的发现对于我国南方海相页岩气的勘探发现起到了重要的推动作用。页岩储层微观孔隙结构是指页岩各类孔隙的形状大小和排列方向、孔缝连通情况以及孔隙与孔喉的配置关系等。这些重要参数的确定将直接影响着对页岩储层储集能力和渗流能力的判断,进而影响对页岩气储层的评价。为了准确评价页岩气储层的储集性,对页岩微观孔隙结构特征的研究就必不可少。随着对非常规储层特征研究的不断深入,页岩微观孔隙结构测试技术日益完善。国内外目前常用的实验技术和方法主要分为两类:扫描图像分析技术和流体注入分析技术,以下分述之。 1.1  扫描图像分析技术 扫描图像分析技术又分为图像获取技术和图像处理技术。目前主要是采用微米CT、纳米CT 和扫描电镜等高分辨率扫描技术进行页岩样品的扫描成像,不同实验技术所采用的样品大小和分辨率有所不同:微米CT 分辨率可达1 μm 左右;纳米CT分辨率可达50 nm 左右;扫描电镜分辨率最高可达1nm 左右。特别是结合了离子束的扫描电镜(FIBSEM),可以同时实现样品的切割和成像,将扫描电镜成像的范围从二维拓展到了三维。结合上述3种实验技术,可以较全面的定性认识页岩的微观孔隙结构(图1)。图像处理技术是采用相关图像处理软件,进行孔隙的识别、分割和重构,定量化地研究孔隙分布情况; 包括孔隙的类型(有机孔、无机孔)、孔隙的大小、孔径分布以及孔隙度(面孔率)。图像处理技术的发展将孔隙表征从定性识别拓展到了定量分析。 基于上述功能,大量研究成果表明:四川盆地下志留统龙马溪组页岩主要发育有机质纳米孔隙(图2)。有学者细致观察了不同形态、位置的有机质以及发育的有机质孔隙,认为有机质孔隙结构差异与有机质所处环境相关,原始堆积下来的块状有机质多发育不规则形态有机质孔隙,迁移有机质一般发育大量圆形有机质气泡孔。有机质赋存位置对有机质孔隙的发育有着很大的影响,与黏土矿物交互生长的有机质或充填在黄铁矿晶间孔中的有机质易发育大量有机质气泡孔隙。黄铁矿对有机质纳米孔隙的发育也具有促进作用,其中草莓状黄铁矿在不同水深环境的晶体粒径大小区别较大,平静缺氧的深水陆棚相水体发育粒径较小的草莓状黄铁矿集合体,含少量氧气的湖相水体发育粒径较大的草莓状黄铁矿集合体,浅水陆棚等动荡水体黄铁矿较少。草莓状黄铁矿发育大量晶间孔,为迁移有机质提供了空间,同时对迁移有机质裂解生成的有机质气泡孔起到了支撑作用,使其不易受到后期构造作用的影响而变形。邱振等研究发现,笔石体上发育大量网状结构的有机质,有机质内发育110 nm ~ 1.7 μm 的蜂窝状大孔,占到笔石体面积的20% ~ 50%,对页岩气储集空间具有重要的贡献,而且页岩中呈叠加堆积式或纹层状分布的笔石体能作为页岩气流动的优势通道。 随着海陆过渡相和陆相页岩气勘探开发工作的展开,部分学者进行了海相页岩、海陆过渡相页岩和陆相页岩孔隙结构的对比分析。研究认为:①海相页岩主要发育有机质纳米孔隙,陆相页岩大多发育狭缝状原生粒间孔和晶间孔,而部分海陆过渡相页岩则大多数发育无机矿物孔隙;②上述孔隙发育情况的差异性主要源于有机质类型的不同。尽管对于有机质纳米孔隙的成因一直都存在着争议,但是以下认识则比较一致:有机质纳米孔隙的发育情况受有机质母质来源的控制,热演化程度决定了孔隙的演化行为,构造作用是有机质纳米孔隙最终形状的重要影响因素。给场发射扫描电镜加配上热台装置后,可以研究不同热演化程度下有机质孔隙发育的过程。研究认为,有机质纳米孔隙形成与原油裂解产气有关,并且原油裂解残余沥青的固化对有机质气泡孔的保存起到了支撑作用。 利用图像分析软件对页岩扫描电镜图像进行图像处理,可以单独提取孔隙、微裂缝、有机质、黄铁矿和其他矿物,并可以获取孔隙数量、孔隙等效直径和面积、有机质和矿物颗粒面积等数据,进而计算面孔率、有机质面积百分比和矿物颗粒面积百分比,定量分析页岩孔隙结构特征。近年来,许多学者运用PerGeos、Avizo、ImageJ、MatLab、PCAS 和JMicroVision 等图像分析软件定量刻画了四川盆地不同地区的有机质微纳米孔隙结构及发育特征,也证明了有机质孔隙为其主要孔隙类型。结合上述方法,分析了该盆地龙马溪组龙一1 亚段内4 个小层页岩孔隙结构的发育差异(图3)。基于图像分析技术,从图3 可以看出其中龙一11 小层的面孔率为最高、气体保存条件较好,对于页岩气开发层位的优选具有一定的指示意义。 随着扫描图像获取设备和图像分析软件的不断进步,对页岩微观孔隙结构的研究也更加精细。但随着研究的持续深入,发现该技术方法仍存在着许多不足。二维图像层面上,无法在扫描电镜下直接识别有机质显微组分,确定有机质类型。此外,如何将二维图像获取的微观面孔率数据与宏观孔隙度建立起联系,目前仍然没有较好的解决办法。三维图像层面上,重建的三维数字岩心属于微米级别,三维切割需要大量时间,不能做到对一件样品选取大量区域进行切割。因此如何确保选取的切割区域更具有代表性,仍然是目前亟待解决的重要问题。 1.2  流体注入分析技术 流体注入分析技术是指在一定温度下对页岩样品注入流体,测量不同压力下流体注入量,通过不同的模型方法定量表征页岩的微观孔隙结构特征。目前主要采用高压压汞实验、低温N2 吸附实验和低温CO2 吸附实验分别表征宏孔(大于50 nm)、中孔(介于2 ~ 50 nm)和微孔(小于50 nm)的孔径分布特征(图4)。针对分别运用单种流体注入技术表征孔隙微观结构存在着孔径尺度不一致的问题,进一步联合上述3种流体注入分析技术,选取每一种技术可以表征的优势孔径范围,对页岩全孔径分布进行定量表征。 其中低温N2 吸附实验的应用范围为最广,可以根据吸附—脱附曲线形成的滞后环形状判断页岩孔隙的形状,通过BET 方程和BJHAD 方法获取比表面积和孔径分布,定量表征页岩的中孔孔隙结构特征。近年来有学者对BJH 方法获取孔径分布关系提出了质疑,认为基于中孔圆柱形孔隙模型的BJH 方法进行孔径分布关系计算时存在着误差,提出采用非定域函数理论(NLDFT)获取孔径分布数据。Liu 等比较了BJHAD、BJHDE、NLDFT这3 种方法获取的孔径分布数据,认为NLDFT 方法更加准确。但是NLDFT 方法同样受限于孔隙形状模型的选取以及孔隙被包裹物质的选取(有机碳和硅质矿物)。戴方尧认为运用相同的计算方法获取不同实验手段的孔隙结构数据更具有可对比性,利用低温N2 吸附法和低温CO2 吸附法获取的中孔和微孔的NLDFT 孔径分布数据,对比分析了川东—湘西地区龙马溪组页岩与下寒武统牛蹄塘组页岩的孔隙结构特征,其结果较好地证明了龙马溪组页岩的孔隙比牛蹄塘组页岩更发育、孔隙连通性也更好。 单独研究一个孔径区间范围内的孔隙结构特征比较片面,越来越多的学者联合运用上述3 种流体注入分析技术进行页岩全孔径分布特征分析(图5)。王哲等对川南龙马溪组页岩和下寒武统筇竹寺组页岩进行对比,两者孔容和比表面积的变化率均随孔径增大而减小,中孔和微孔提供主要的孔隙比表面积和孔体积,筇竹寺组页岩的总孔容和总比表面积均小于龙马溪组页岩。何庆等认为鄂西牛蹄塘组页岩孔隙体积和比表面积主要由微孔和介孔提供,孔径分布呈多峰型,介孔多分布在2 ~ 25 nm之间。赵迪斐等研究表明鄂尔多斯盆地下二叠统山西组过渡相页岩孔隙以中孔为主,孔隙形态多以平行板状和墨水瓶状孔隙为主。Zhou 等结合低温N2吸附和低温CO2 吸附实验,发现页岩与煤岩的微孔结构存在着很大的差别,页岩中微孔比表面积仅占总比表面积的40% 左右,而煤的微孔比表面积占到了总比表面积的99% 以上。这也是页岩吸附能力远低于煤岩的重要原因。 虽然联合上述3 种流体注入分析技术表征全孔径分布特征的方法已经得到了广泛的运用,但仍存在着部分问题尚未解决。主要包括:① 3 种流体注入分析技术能表征的孔径范围均有重合部分,孔径重合部分的孔隙如何选取?还没有比较明确的方法;②目前中孔孔径分布仍主要运用BJHAD 方法获取,有少量学者已经开始运用NLDFT 方法或其他方法进行对比,这些方法尚未规范统一;③流体注入分析技术大多以圆柱状孔隙为模板进行测试,而页岩中孔隙形状多样,测试结果的准确性还需进一步优化。 1.3 笔者评述 以扫描图像分析和流体注入分析两大类技术为代表的页岩微观孔隙结构测试技术,在近些年取得了较大的进展,对于发现含纳米孔隙的页岩气藏起到了重大的推动作用。对于扫描图像分析技术,样品大小和图像分辨率之间存在着无法解决的悖论关系,虽然在一定程度上可通过拼图等技术来扩大观测视域,但仅能从平面上进行观测,还无法解决样品代表性的问题。未来需更加关注并解决不同扫描尺度上孔隙分析结果有机结合的问题。对于基于流体注入的页岩全孔径分布测试技术,测试方法已经比较成熟;但在压汞和吸附两种实验所采用的颗粒大小以及孔径分布如何衔接等方面,目前的标准中还未明确指出。未来需进一步优化样品和数据处理方法,特别需要建立微孔(小于2 nm)孔径分布的处理方法。 2 页岩含气性测试技术 页岩的含气性特征与常规油气储层也有着较大的不同,前者赋存有一定比例的吸附气,我国南方海相页岩中吸附气的比例介于30% ~ 50%。为了定量确定页岩含气量的大小,需要对其吸附气量和游离气量两个部分都进行准确地测试。测试页岩含气量的方法主要可以分为:间接法和直接法。间接法是指通过实验分别测试吸附气量和游离气量,然后将两者相加得到页岩的总含气量。直接法是指通过现场取心及自然解析的方法,直接测试页岩中的甲烷含量,将现场测试得到的解析气、损失气和残余气量相加得到页岩的总含气量。目前在页岩气评价井测试中,国内采用了直接法与间接法相结合的方法,在完成现场含气量测试后,继续在室内开展等温吸附等相关实验,以便更加准确地分析页岩的含气性。 2.1 现场含气量测试技术 页岩现场含气量测试中的损失气量无法测定,只能通过数学方法来进行估算,损失气量的精确计算已成为确定页岩总含气量的重点和难点。目前常用的损失气量计算方法包括:USBM 直线法、多项式法、Amoco 曲线拟合方法等。为了确定上述方法的准确性与适用性,学者们已经进行了一些对比研究(图6)。Metcalfe 等进行煤岩含气量测试的对比研究,认为Amoco 曲线拟合方法估计的结果最为准确,而USBM 直线法和Smith-Williams 方法则会低估损失气量;Olszewski 等也得到了类似的结果;张群等进行的含气量模拟实验表明,损失气体的测量体积远高于USBM 直线法测量的体积。这些对比分析成果均表明,目前对于究竟哪一种方法的准确性和适用性更高还尚未有定论。国内目前通常采用直线法与二项式法这两种方法相结合来进行页岩损失气量的估算,但究竟哪一种方法更准确还需要进一步研究。 因此,对于现场含气量测试技术,目前其测量误差主要来源于损失气量的计算。这是由于取心速度、计算方法、损失时间等多方面的因素所造成的。根据我国目前的页岩气井取心技术和水平,岩心钻取的时间周期较长,不可避免地导致了损失气量的增大,损失气的比例可以占到总含气量的40% ~ 80%。这也是目前业内对这一结果争议较大的原因之所在。虽然不少学者提出了相应的改进和优化办法,但仍然难以解决目前损失气量无法准确获取的问题。为了进一步增加含气量测试结果的准确性,建议在损失时间和计算模型两个方面加以深入研究。对于损失时间的确定,应综合分析孔隙压力和钻井液压力的平衡条件,确定天然气开始逸出的真正时间。此外,目前常用的损失气量计算模型的理论基础均是“单孔”扩散模型,但页岩的孔隙结构更为复杂,孔径分布范围广,“单孔”介质的假设不成立。因此,应综合考虑页岩的非均质性和变边界条件,建立更加适用的气体扩散方程以及简洁的损失气量计算模型。 为了解决目前损失气量无法准确计量的问题,可通过保压取心方式尽量减小误差。保压取心过程中,地层压力可得以较好的保存,页岩中的气体不会散失,损失气量可以忽略。结合保压取心技术和现场含气量测试技术,可以直接测试页岩中的总含气量。2019 年,中国石油非常规油气重点实验室采用基于保压取心研发的含气量测试仪,进行了云南昭通地区首口页岩气保压取心井(YS151 井)的含气量测试,测试的总含气量介于1.46 ~ 5.36 m3/t,其中游离气量介于2.21~3.27 m3/t。与邻井YS138井( 常规取心)现场测试结果的对比表明,两者一致性较好;同时也证明了,对于常规取心方式而言,目前采用的二项式法计算损失气含量是基本可信的。 2.2  高压等温吸附测试技术 由于我国南方海相页岩储层地层压力普遍较高,为了更加精确地模拟地层条件下页岩的吸附能力,目前主要采用高压等温吸附技术进行实验测试。根据实验原理的不同,等温吸附实验方法可分为体积法和重量法。体积法通过精确计量吸附平衡过程中压力的变化来计算吸附量,是一种间接测量方法,测试精度依赖于压力传感器的精度、自由空间体积的标定以及气体状态方程的选取等。而重量法则通过直接测量吸附平衡过程中样品质量的变化来计算吸附量,测试精度仅依赖于磁悬浮天平的精度。周尚文等指出,为了满足页岩这种低吸附量测试的要求,对于体积法吸附仪,应配置更高精度的压力传感器,以便于更准确的计量容器内压力的变化;而对于重量法吸附仪,则应配置更高精度的磁悬浮天平,以便于更准确的测量吸附过程中样品重量的变化。 此外,地层条件下的页岩气为超临界气体,超临界吸附的等温吸附曲线特征与亚临界吸附相比有所不同,在高压下吸附量会出现下降的现象。这种现象已在大量学者的实验中得到了证实(图7)。Tian 等、俞凌杰等、王玉普等采用体积法或重量法进行页岩等温吸附实验,均发现甲烷的吸附量会在10 MPa 左右达到最大值,之后随着压力的增高,吸附量会出现下降。这主要是因为测试的吸附量为过剩吸附量,过剩吸附量反映的是甲烷吸附相密度与气相密度之差。随着压力的增加,吸附相密度与气相密度均增加,但吸附相密度增加较快。在一定压力时,两者密度之差会得到最大值,之后吸附相密度增加速度变慢,两者密度之差会减小。这个过程在等温吸附曲线上反映出来的就是甲烷在页岩中的等温吸附曲线并不会随压力的增加不断上升直至稳定在一个最大值,而是会在某一压力下达到最大值。所以,若只是在低压条件下开展等温吸附实验,则难以观察到页岩真实的等温吸附曲线,因而会低估页岩的吸附量。 为了进行地层条件下页岩的吸附气量计算,吸附模型的选取也是其中重要的一环。目前主要采用经典Langmuir 方程进行页岩吸附气量计算,但部分学者认为该模型是基于单层吸附建立的,对于页岩这种复杂的多孔介质并不适合。因此,大量学者开展了页岩吸附模型的对比和优选,并对于页岩气的吸附机理提出了相关认识。Chareonsuppanimit等、盛茂等、熊健等、刘圣鑫等改进了现有的SLD 模型、Dubinin-Radushkevich(D-R)模型和Dubinin-Astakhov(D-A)模型,对实验数据做出了较好的拟合。侯晓伟等针对微孔和中孔吸附机理的差异性,建立了页岩气吸附新模型,认为在低压阶段,甲烷主要以微孔充填形式吸附于微孔内;而在高压阶段,甲烷则主要以单层吸附形式赋存于中孔表面(图8)。可以看出,大量学者已发现常用的Langmuir 模型不适用于表征页岩的等温吸附曲线,并建立了多种模型来表征页岩中甲烷的高压吸附特征、过程与机理。但这些模型与Langmuir 吸附模型相比都更为复杂、使用困难,目前行业内在页岩气开发方案编制和储量计算等方面依然采用的是更为简洁的Langmuir 方程。因此未来需要建立一种适用性更广的页岩气吸附模型,以满足页岩气行业发展的需要。 2.3 笔者评述 页岩含气性测试对于认识页岩气储层具有非常重要的作用,含气性的高低是判断储层好坏的一个基本标准。对于现场含气量测试技术,解析气的测试方法已经比较成熟,但对于损失气量的计算目前业内还未建立一种考虑页岩取心过程中温压变化的计算方法,目前采用的直线法或二项式法还需要进一步优化。特别是对于深层页岩气储层,取心时间进一步加长,更加需要解决损失气量计算方法优化的问题。对于等温吸附技术,已针对体积法和重量法分别建立了相应的标准,但两个标准中对于数据处理的方法有所不同。未来需重点关注并解决两种方法的可对比性和含水条件下吸附气量测试的问题。 3 页岩物性测试技术 页岩的物性(孔隙度、渗透率)是评价页岩气储量和产能的关键参数,直接影响到页岩气储层勘探层位的选取、资源潜力评价、可采储量计算及有利区预测,因而精准获取相关参数对于页岩气的规模高效勘探开发至关重要。页岩气储层孔隙度和渗透率双低的特性致使其获得精准测定的难度大,如何优化页岩孔隙度和渗透率测试方法一直都是近年来研究的热点、难点和重点。 3.1 页岩孔隙度测试技术 页岩孔隙度测试方法较多,主要包括气测法(GasInjection Porosimetry,缩写为GIP)、液测法(WaterImmersion Porosimetry,缩写为WIP)和核磁共振法(Nuclear Magnetic Resonance,缩写为NMR)。目前主要采用GRI(Gas Research Institute)法来测试页岩的总孔隙度,采用气测柱塞样的方法来测试页岩的有效孔隙度。Sun 等讨论了孔压、扩散时间和颗粒大小对总孔隙度测量的影响,并给出了对应的最优测试条件。孙建孟等利用核磁共振方法研究了颗粒粒径对页岩样品孔隙度的影响,认为60 目范围内的页岩碎样依然能准确表征页岩储层本身的孔隙度。姜柏材等探讨了平衡时间对页岩孔隙度测试结果的影响,建议柱状样品分析时间不低于4 000 s。杨巍等对比认为柱体测定有效孔隙度方法优于碎样方法。蒋裕强等也对比指出,不同实验室或不同测量方法对同一样品的孔隙度测量结果差异可达3 倍,给储层评价带来了很大的困难。付永红等探讨了干燥温度、注入压力和不同测试方法对孔隙度测量的影响,认为干燥温度为110 ℃能有效去除游离水和束缚水,不会破坏孔隙结构,氦气法测量页岩孔隙度的最佳注入压力为2.0 MPa,同时氦气法测量的孔隙度最为精确。综上可以看出,目前国内外不同实验室测试页岩时采用的方法和流程均有差异,已有学者进行了不同孔隙度测试方法的参数优化和对比(图9),但国内目前还未建立统一的测试标准,导致了在页岩气地质储量计算时出现采用的方法不同和可比性较差等问题。 此外,基于本文1.1 节所述的电镜图像分析技术,亦可进行页岩孔隙度的分析。王依诚、贾宁洪和薛华庆等联合CT、FIB-SEM 与图像处理软件等方法构建了基于三维数字岩心的计算孔隙度精确测量方法。该方法得到的样品孔隙度普遍大于氦气法测量的孔隙度;但该方法也存在着样品观测区域是否具有代表性,以及如何将该孔隙度与柱塞孔隙度进行对比等问题,还需要做进一步的研究。 3.2 页岩渗透率测试技术 页岩渗透率测试技术包括脉冲衰减法(PDP)、压力衰减法和核磁共振法(NMR)。压力衰减法可以测量柱塞样和颗粒样品,柱状样品在制作过程中极易产生人工微裂缝,对渗透率测量影响显著;岩屑样品虽然消除了人工微裂缝的影响,但无法施加围压,不能测量页岩在原位压力下的渗透率。脉冲衰减法因理论完善,渗透率的测量范围广,近年来在国内外页岩气储层渗透率测量中得到了较广泛的应用。曹成等选用甲烷为脉冲衰减法测渗透率的气体,对鄂尔多斯盆地上三叠统延长组7 段(简称长7 段)各种页岩进行测试分析,认为甲烷测试渗透率低于氦气测试渗透率,高于氮气测试渗透率,但甲烷测试渗透率更能反映真实的渗流规律。任建华等提出了一种改进的压力衰减法,只需测量衰减压差即可计算孔隙度和渗透率,并研究了不同温度和围压对渗透率测试结果的影响,发现温度和围压的升高会使渗透率测量值降低。核磁共振法是一种可以快速无损地测量页岩渗透率的方法,但依赖于对计算模型的选取。周尚文等以脉冲渗透率为参考标准,对比了4 种核磁渗透率模型的相对误差,认为扩展后的SDR 模型更适用于页岩核磁渗透率的计算,同时在SDR 模型基础上建立了单参数“T2g”模型。该模型能更准确计算页岩的核磁渗透率。 上述研究均运用同一种渗透率测试技术,分析页岩样品或实验测量参数和计算模型对实验结果的影响,寻找适合该渗透率测试技术的实验参数标准和计算模型,而对不同页岩渗透率测试技术之间的对比研究则较少。不同的页岩渗透率测试技术对样品的选择和实验测试环境的要求不一,难以统一标准,还需要进行深入的对比分析研究。 3.3 笔者评述 由于页岩岩石特征的特殊性,页岩物性测试技术与常规储层物性测试技术之间存在着较大的不同。不同的孔隙度测试方法,其测试结果差异较大,应在标准中明确各种页岩孔隙度测试方法的样品处理和测试条件。在推荐孔隙度标准的基础上,还需要明确页岩气地质储量计算中应采用的孔隙度测试方法。页岩的渗透率测试严重依赖于样品的钻取及其方向,未来可试验采用正方体进行渗透率测试,同时还可以评价层理对渗透率的影响。 4 结论与展望 随着我国页岩气储量和产量的不断增加,对页岩气藏的地质评价工作也在不断地深入。只有通过不断地优化页岩气地质评价实验技术,才能够满足科研与生产的需求。在页岩岩性、电性和脆性特征方面,基本沿用了常规油气分析测试技术和方法,不需要针对性地去制定相应的页岩气行业标准。但是在页岩微观孔隙结构、含气性和物性测试这3 个方面,国内一直在努力发展更适用和更精确的实验技术,国内外差距正不断缩小。 1)对于页岩微纳米孔隙结构测试,目前已初步实现了由静态表征向动态表征的转化。通过改变温度,在电镜下可实现对不同热演化程度下的页岩孔隙结构进行动态观测。这对于研究页岩中孔隙的形成和演化机制具有重要的意义。但因为电镜需保持高真空等原因,目前还无法实现地层压力条件下的动态表征。此外,对于页岩纳米孔隙中的含水和含油状态,目前还无法直接观测,需要进一步结合透射电镜和冷冻电镜等技术对纳米孔隙内流体的原位赋存状态进行精确表征。 2)对于页岩含气性测试,目前已初步建立了现场和室内相结合的含气性定量表征系列技术。通过对不同地区不同层位评价井的现场测试,明确了含气性较好的有利区和有利层段。但对于如何确定损失气量,业内一直都存在着较大的争议。特别是对于深层页岩气井,其取心时间更长、损失气量准确计算的难度更大,如何建立更适用的损失气量计算方法是未来需要关注的重点问题。对于页岩的吸附机理(单层或多层吸附)已提出一些认识和模型,但并未达成统一的认识。此外,还需重点关注页岩在含水条件下吸附量减少的问题,进一步明确地层条件下页岩的真实吸附能力。这对于页岩气储量评价具有重要的意义。 3)对于页岩物性测试,初步实现了多种方法结合的孔隙度和渗透率的测定。但不同实验室采用的方法各异,导致测试结果的可比性较差。对于页岩孔隙度的测试,需要进一步明确和统一测试方法、流程和条件,特别是在页岩气储量计算中应明确采用何种方法和条件进行孔隙度参数的获取。 4)页岩微观孔隙结构测试技术的发展方向为结合温度、压力、水分等条件的动态性综合表征。页岩含气性测试技术的发展方向为结合现场和室内测试的高精度含气量测试。页岩物性测试技术的发展方向为高压力条件下的原位测试。 5)为了推动上述关键地质评价技术的发展,建议在页岩大尺度高分辨率三维可视化表征、深层页岩损失气计算方法以及孔隙度测试方法优化等方面开展深入研究,形成具有自主知识产权的技术和装备,并制定或修订相应的实验技术标准。 6)随着实验仪器和分析技术在未来的进一步发展,上述关键实验测试技术的发展将从静态走向动态、从二维走向三维、从低压走向高压,最终将推动我国页岩气地质评价实验技术从借鉴走向引领,形成成熟的系列测试技术,为我国页岩气的勘探开发提供支撑。
  • [资讯] 中国大型石油企业光伏发电发展路径建议
    摘要:太阳能作为绿色清洁能源,资源量大且分布广泛,太阳辐射到达地球表面的功率约1.73亿吉瓦,相当于每秒燃烧500万吨煤释放的热量。中国太阳能资源丰富,全国总面积2/3以上地区的年日照时数超过2000小时,陆上太阳能理论储量达到186万吉瓦。光伏发电是利用太阳能级半导体电子器件有效地吸收太阳光辐射能,并使之转变成电能的直接发电方式,是利用太阳光发电的主流。在经历了高速发展、低迷整合、规范成长等不同阶段之后,随着技术进步和成本下降,光伏发电在很多国家已成为清洁、低碳且具备价格优势的能源形式,光伏发电开始进入全面平价期,将逐步成为重要的能源供应方式,全球光伏发电产业即将进入新一轮的稳定增长期。 1 中国光伏发电产业发展现状 根据国际可再生能源机构(IRENA)数据,2019年,全球光伏发电累计装机容量为5.80亿千瓦。进入“十三五”以来,中国光伏发电产业快速发展。2019年,中国光伏发电累计并网装机容量为2.05亿千瓦,占全球的35%,比上年增长17.1%,占全国发电装机容量的10%左右;光伏发电量达2243亿千瓦时,比上年增长26.3%,占全国发电总量的3%左右,占比提高0.5个百分点;光伏利用小时数为1169小时,比上年增长54小时。 “十四五”期间,中国光伏发电产业仍将保持快速发展。为全面贯彻习近平总书记提出的“四个革命、一个合作”的能源安全新战略,在绿色低碳能源政策扶持和能源技术进步的双重驱动下,预计2025年,中国光伏发电装机容量将从2020年的2.48亿千瓦增至4.34亿千瓦。根据中国光伏行业协会(CPIA)的数据,2019年,中国光伏发电系统成本降至4.55元/瓦左右,度电成本降至0.28~0.5元/千瓦时,分别比2010年降低62%和72%;预计2020年中国光伏发电系统成本可降至4.35元/瓦左右,2025年降至3.7元/瓦左右,光伏度电成本降至0.23~0.4元/千瓦时左右,达到甚至低于平均燃煤标杆电价。国家发改委能源研究所预测,到2035、2050年,中国光伏发电累计装机规模将分别达到30亿千瓦、50亿千瓦,届时分别占全国总装机容量的49%和59%,光伏发电占全社会用电量的比例分别达到29%和39%。 2019年,中国光伏电站交易规模加权后为420万千瓦,交易金额达到140亿元。与2018年交易量220万千瓦相比,2019年交易规模上升了90%。出售电站的大多是民营企业,买方则以中央企业、地方国有企业、基金公司、投资公司以及上市公司为主,国有资本、相关投资机构开始布局光伏发电产业的态势明显。与国内光伏发电产业发展之初由民营企业主导市场开发不同,“十四五”时期,中国光伏发电产业由国有资本主导、民营企业配合、外资等其他资本参与的格局将日趋明显。 2 中国石油企业光伏发电发展现状 根据现有资料,按现有消费水平评价,虽然全球常规与非常规石油可采资源量还可供人类使用200年左右,“资源枯竭”还远未来临,但是,随着电力在众多能源领域对油气的替代以及光伏等可再生能源成本的降低,石油作为燃料的经济性会迅速下降,可再生能源会以超乎人们想象的速度冲击石油公司的核心业务。与此同时,人类社会正面临着能源需求上升和气候变化两大重要挑战,需要在生产更多能源的同时,更少地排放二氧化碳,人类会越来越多地使用清洁、可再生能源来替代化石燃料。中国石油企业需要在化石燃料市场开始萎缩之前,用化石能源的利润投资光伏等清洁能源领域,以应对未来能源供应格局的变化,避免变成单一的工业原材料提供商。 截至2020年3月底,全球光伏发电装机容量排名居前三位的企业都是中国公司,分别是国家电力投资集团(1588万千瓦)、保利协鑫(649万千瓦)、中国广核集团(522万千瓦)。相比而言,中国石油企业在光伏发电领域的布局相对滞后,装机容量普遍较小。中国石化光伏发电业务起步于2016年,主要为企业内部利用闲置土地或加油站屋顶开展的“自发自用”分布式光伏发电项目,以及外部市场集中式光伏发电项目。中国石化“十三五”规划目标装机容量为500兆瓦,实际只完成了22%,目前已建成投产的有陕西白水集中式农光互补项目(20兆瓦)以及35个加油站屋顶分布式光伏项目,累计建成光伏发电装机规模85兆瓦,年发电量近1亿千瓦时。中国石油2017年开始试点加油站屋顶分布式光伏项目,目前累计建成光伏发电装机规模35兆瓦,计划从2020年开始全面布局光伏产业。中国海油自2012年开始介入光伏产业,但进展缓慢。 与国内石油企业相比,国际大型石油公司探索布局光伏发电全产业链普遍较早,且装机规模较大。在20世纪原始发明积累的基础上,BP于1981年成立了BP太阳能公司进军光伏发电制造领域并引领产业发展,2017年收购了光伏项目开发商Lightsource的43%股权,进一步强化了在光伏制造板块的实力。目前,BP公司光伏发电权益装机容量约为0.8吉瓦,正在澳大利亚研究开发的风光互补绿色制氢厂,总装机容量预计达到1.5吉瓦。壳牌从2001年开始在全球布局光伏发电产业,先后收购了德国电池储能系统制造商Sonnen公司以及美国太阳能公司SiliconRanch的44%股份、新加坡Cleantech Solar公司的49%股份等,2020年初,壳牌在澳大利亚的120兆瓦光伏电站开始建设。2018年,壳牌中国公司在河北、山东两省的5个加油站完成了屋顶分布式光伏发电项目试点工作。2011年5月,道达尔以13.7亿美元的价格收购美国Sun Power公司的60%股份,以此为标志开始布局光伏发电产业,并已成为大型综合性太阳能运营商。2015年,道达尔在美国加利福尼亚州的Solar Star 项目落成,成为世界上最大的光伏发电站,拥有160万块太阳能电池板,总装机容量为750兆瓦。2019年,道达尔在中国成立合资公司——道达尔远景,主要业务是为企业客户提供基于分布式光伏发电的能源服务解决方案,已为中天钢铁公司提供了基于屋顶光伏的智慧绿色能源解决方案。该分布式光伏项目容量为9.63兆瓦,利用闲置屋顶面积约9.5万平方米,预计年发电量超过1000万千瓦时。 3 中国石油企业发展光伏发电产业的优劣势 3.1 优势 首先,随着中国电力体制改革进程加快,石油企业成为电力供应商已经具备了条件。石油企业往往拥有大规模的自备发电机组,也是用电大户,通过成立电力服务公司进行内部企业电力交易并开展增量配电业务,可有效降低电力使用成本,消纳新能源发电,有效解决“弃光”问题。 其次,石油企业具有发展光伏产业的空间资源禀赋。大型石油企业在全国分布广泛,可结合当地日照资源条件,利用系统内闲置场地、加油站屋顶等资源,建设集中式或分布式光伏项目,大幅度降低土地使用成本,成为光伏电站运营商。 再次,石油企业可发挥产业链协同优势,在晶硅制备与提纯所需各类材料、组件封装所需乙烯-醋酸乙烯共聚物(EVA)以及各类成套设备解决方案等方面发挥自身优势,成为太阳能电池板制造商或原材料供应商。 3.2 劣势 首先,化石能源与以光伏发电为代表的新能源是截然不同的两种能源供给方式。石油企业往往具有深厚的历史积淀,同时拥有固有的思维模式,加之现阶段油气勘探开发与炼油化工业务利润率高于光伏发电产业,因此石油企业从化石能源到光伏发电等新能源的目光转向、决策转向、投资转向异常艰难。在中国石油企业的现有组织架构中,普遍未单独设置新能源业务板块,新能源业务往往同上游油气资源勘探业务放在一起,光伏发电产业无法得到快速布局。 其次,中国石油企业在光伏发电领域的行业研究基础薄弱,相关理论研究和技术储备缺乏,无论是常用的晶硅还是薄膜太阳能电池,都缺乏原始技术积累,更缺乏相关的专业人才,企业对光伏发电领域的发展态势不敏感,对近年太阳能电池发电成本大幅度降低及其对未来能源供应的影响估计不足。 再次,目前国际原油价格大幅度降低,石油企业面对能源替代威胁的紧迫感降低。但是,由于技术进步等因素,全球光伏发电产业的发展进程在加速,国际石油公司、国内能源企业和投资机构纷纷开始在光伏发电全产业链投资布局,希望能在未来的能源供应格局中占据一席之地,石油企业若对此缺乏重视,可能再次错失布局光伏发电领域的窗口期。 4 中国石油企业光伏发电产业发展路径建议 4.1 将光伏纳入主业,切实加大投入,降低产业培育阶段的回报要求 系统研究光伏发电产业的发展趋势,深刻认识未来能源供应的格局变化,将光伏新能源纳入主业范围,并成立单独的业务板块,打造适合光伏发电产业发展的决策体系,切实加大投入,并适当降低在培育阶段对光伏发电新能源板块的投资回报率要求。近年来,大型国际石油公司在新能源领域的投资比重平均已达2%,部分公司对低碳清洁能源业务的投资上限已达10%,而中国石油企业在新能源领域的投资比重均不足1%,光伏发电领域的投资比重不足1‰。未来,中国石油企业需要大幅提高光伏发电领域的投资比重,对已有的自备机组和内部用电市场进行有效整合,利用低效使用场地、废弃油气井场、加油站屋顶、水面等空间场所,新增光伏发电装机容量,收购或建设若干个吉瓦级的光伏发电站,逐步成为清洁电力供应企业。 4.2 择机收购或参股优质的太阳能电池板制造商 光伏发电的核心产业链包括硅料、硅片、电池片、组件等多个环节,光伏发电整体产业链的利润主要集中在中上游,组件端盈利能力较弱,目前单一组件环节难以实现盈利,组件厂商多向上游一体化布局产业。在光伏发电生产规模方面,中国已经在全球占据绝对领先地位。硅料、硅片、电池片、组件分别占全球产量的67%、98%、83%和77%;产能达到吉瓦级的光伏电池制造商有通威、韩华、阿特斯等企业。2019年,全球光伏发电组件出货量居前三位的企业为晶科(1420万千瓦)、晶澳(1030万千瓦)、天合光能(970万千瓦)。目前,除主流的硅材料光伏发电外,还有薄膜光伏发电,代表企业是汉能集团,其产品特点是效率高、柔性好,但相对成本较高。石油企业在光伏发电领域的关键技术和管理方面积累较少,缺少竞争优势,需要加强合资合作,未来可在电池制造和组件制备领域择机布局。 4.3 组建专业研究院,聚焦关键技术攻关 组建以光伏发电为主体的新能源研究院,加快科技研发力量培养,对光伏发电产业链不同环节,有针对性地进行技术储备。通过专业研究院的组建,加快掌握核心技术,强化对光伏发电产业大势和国家相关政策的预研预判,进而引领行业发展。与此同时,随着光伏发电装机容量不断提高,与之相关的化工产品也将面临巨大的市场需求,光伏关键配套辅料乙烯-醋酸乙烯共聚物(EVA)、背板、线切割液、工程塑料等产品的需求量会逐渐增大。石油企业可发挥自身产业优势,聚焦关键技术攻关,做光伏发电产业的材料供应商。 4.4 用光伏+制氢提供稳定“绿氢”生产,引领氢能产业发展 由于光伏发电具有间歇性和不稳定性,大规模高比例上网需要配套建设储能或转化设施,未来,光伏+储能+“绿氢”将在一定程度上重构围绕电力的能源体系。通过储电、制氢及整个系统的优化,不仅可以平抑光伏发电的波动性和不稳定性,使光伏发电更好地融入电力系统,而且可以构建以可再生能源为主的“绿氢”制备,促进氢能产业的发展。石油企业可结合自身产业优势以及加油站网络,打造涵盖氢能生产、氢能移动、氢能科技、氢能投资在内的氢能一体化运营模式,引领氢能行业发展。2018年,中国石油第一座加氢站建成投用;截至目前,中国石化已建成4座加氢站,下一步需要加快建设布局。 5 结语 党的十九大提出推进绿色发展和生态文明建设,做出了发展清洁能源产业的战略部署。光伏发电由于其可获得性和可再生性,未来必定是能源供应的重要组成部分。光伏发电产业是中国为数不多达到国际领先水平的战略性新兴产业,成为推动中国能源变革的重要引擎。随着光伏发电成本平价时代的到来,其大规模应用具备了可行性。未来,在光伏发电领域必将产生万亿元级别的国际化大型企业,中国石油企业需要增强紧迫感,全面加快布局,这样才能在未来的能源供应格局中继续占有一席之地。
  • [资讯] 国家利益——石油市场的关键力量
    摘要:2020年以来,世界石油市场经历了“至暗时刻”,国际原油计价基准——布伦特原油期货价格从2020年初近70美元/桶跌至最低不到20美元/桶,美国原油计价基准——WTI原油期货4月20日创下了史上第一次负油价。4月底以来,国际油价又出现了一定程度的回升。国际油价大起大落的背后,究竟是谁在把握着油价的控制权? 1 影响国际油价的“两只手”——“无形之手”和“有形之手” 1.1 “无形之手”——石油供需 石油是世界上交易规模最大的商品,在这个市场中有无数的参与者,包括生产商、炼厂、消费者、贸易商及金融投资者。在石油供需变化的影响下,这些参与者共同完成了石油现货和期货等衍生品的定价——这是亚当·斯密1776年提出的市场“无形之手”的充分体现。 1.2 “有形之手”——国家力量干预 石油的政治属性使它成为一种特殊商品。对于传统石油资源国来说,它是主要的收入来源,石油价格关系到这些国家的经济安全、社会稳定和政治地位;对于石油消费国来说,它是驱动国家机器运转的燃料,影响着能源安全、经济发展和人民福祉。正是由于石油如此重要,使得它成为大国博弈背后重要的政治筹码,国家力量干预形成了石油市场之外“有形之手”。这只手贯穿在石油工业发展的历史长河中,曾多次在石油危机中干预和稳定市场。特朗普2017年任美国总统后,实行“推特治国”,将美国影响市场的“手”放在了聚光灯下,这使得我们更加清楚地看到国家力量如何超越市场机制,对油价走势产生了至关重要的影响。 2 石油供应国与消费国联盟争夺市场主导权 2.1 产油国对国际油价长期发挥着主导作用 从“石油七姐妹”到石油输出国组织(欧佩克),长期以来供应方对石油市场发挥着主导作用。1960年,产油国联盟——欧佩克成立,开启了其控制世界石油供应、定价和话语权的新篇章。这些以沙特阿拉伯为首的中东-北非等产油国占据了世界70%左右的石油储量,主要依靠石油收入积累财富。2018年,沙特阿拉伯油气出口额占其GDP的26%、出口收入的69%、财政收入的85%。俄罗斯曾长期是世界第一大产油国(目前是居美国之后的世界第二大产油国),2018年油气出口额占其GDP的13%、出口收入的48%、财政收入的71%。对于这些“以油为生”的国家,当然希望油价越高越好,一旦油价过低,它们就会采取行动,通过控制产量来干预油价。历史上,欧佩克曾多次采用减产策略扭转了国际油价跌势。俄罗斯相对势单力薄,2016年底加入到泛欧佩克的“减产联盟”,开始联合影响石油市场。 回顾1980年以来的国际油价走势(见图1),不难发现在某些特定时段其与欧佩克减产存在密切关系。1)1986年,国际油价从30美元/桶大跌至10美元/桶之后,欧佩克组织督促成员国将产量从当时接近2000万桶/日的实际水平降至配额要求的1600万桶/日,并在1987年进一步下调产量目标70万桶/日,支撑油价回升至20美元/桶;2)1998年,亚洲金融危机导致国际油价大幅下降,欧佩克三次加码减产,累计下调产量配额330万桶/日,促使油价从10美元/桶底部回升;3)2001-2002年,欧佩克连续四次下调产量配额,累计下调产量配额500万桶/日,使得国际油价在最低触及18美元/桶后回升;4)2006-2007年,欧佩克累计减产170万桶/日,国际油价在触及52美元/桶后回升;5)2008年,金融危机导致国际油价大幅下跌后,欧佩克半年内三次减产,累计减产422万桶/日,油价在最低跌至37美元/桶后回升;6)2016年,在国际油价跌破30美元/桶后,欧佩克与俄罗斯等非欧佩克产油国联合,从前期的增产策略转为减产,支撑了油价回升;7)2020年,在坚持了一个月的价格战后,国际油价跌至接近20美元/桶,“减产联盟”决定重新减产,促使油价开始触底回升。 2.2 石油消费国心有余而力不足 为了抗衡石油生产国联盟的力量,1974年,发达国家成立了国际能源署(IEA),致力于联合石油消费国建立石油储备体系、进行节能降耗等合作以减少石油需求,从而影响油价、增强话语权。国际能源署及其成员国通过释放石油储备发挥了一定的稳定市场、平抑油价的作用,但行动相对谨慎,仅在爆发战争、突发自然灾害、出现重大技术故障时发挥短期作用,例如1991年海湾战争、2005年美国卡特里拉飓风、2011年利比亚供应中断,而不作为日常影响油价的手段。新世纪以来,发展中国家成为世界石油需求增长的主力,这使得发达国家及国际能源署的市场影响力进一步弱化。在2008年国际油价上涨超过140美元/桶以及2011-2013年国际油价维持在100美元/桶高位期间,石油消费国或消费国组织均有意愿但却没有能力平抑油价。 3 兼具石油消费大国和生产大国双重身份,美国对油价的诉求较为复杂 21世纪初,发展中国家需求增长大幅拉高国际油价,产油国赚得盆满钵溢,但同时也对自身的长期发展带来了副作用。高油价一方面刺激了替代能源的发展,另一方面促进了石油勘探开发技术进步,增加了来自新兴产油国的竞争。美国就是在这期间实现了页岩油气技术的突破,于2009年扭转了产量长期下行的趋势,并在2014年一跃成为世界第一大产油国(包括原油和凝析油),2019年底又实现了石油净出口。于是,美国加入沙特阿拉伯、俄罗斯产油大国阵营,形成了“三国鼎立”的世界石油供应新格局。目前,美国作为全球霸主国家,在成为世界第一大产油国和石油净出口国后,其影响市场的能力比以往任何时候都要强,也比俄罗斯与沙特阿拉伯具有更多的优势。但是,与传统产油国不同,美国对油价的诉求是多方面的,符合美国战略利益的油价水平既不能过高,又不能过低。 3.1 油价过高抬升美国经济社会运行成本,而且促进了主要对手的经济发展 美国是世界第一大石油消费国,也是石油消费强度最高的国家。美国被称为“车轮上的国家”,居民驾车出行早已成为习惯,导致石油消费在美国人民的生活消费中占有相当比例,因而油价变化对美国经济活动和人民生活有显著影响。特别是在大选年,为了争取选民支持,美国政府一般不会允许油价过高。另外,从国际政治层面来看,美国的主要对手俄罗斯、伊朗、委内瑞拉等国都是依赖石油收入的资源型国家,2000年以来的高油价培养了这些国家和美国叫板的基础,所以美国有动机抑制过高油价来限制这些国家的发展。基于此,当2018年国际油价冲高时,美国开始极力施压沙特阿拉伯增产,以控制油价。 3.2 油价过低亦将对美国经济和社会产生较大影响 作为油气消费大国,美国的油气产业体系非常完善;而作为油气生产大国,油气产业为美国创造了更多的发展和就业机会,以及更大的政治空间。油气产业已经成为美国重要的支柱型产业。2019年,与油气相关的化工品生产、石油和天然气开采、塑料和橡胶生产、石油和煤制品生产等产业在美国工业产值中的占比分别达到13%、10.4%、3.5%和3.3%,合计达到30%。根据美国达拉斯联储的数据,2010—2015年美国油气行业对美国的GDP增长贡献率高达10%。另外,根据美国石油协会的统计,2019年油气行业为美国直接和间接提供了1090万个就业岗位,占美国非农业就业总人数1.3亿的8.4%。因此,油价过低对美国经济和社会均将有较大影响。 3.3 新冠疫情冲击叠加油价大幅下跌,已对美国经济社会整体稳定性产生重要影响 2020年以来,新冠疫情已经对美国经济构成重大影响,而油价大幅下跌则使刚刚实现净出口的美国油气产业暴露在很大的风险之中,将可能成为引爆美国金融系统性风险的导火索。当下美国页岩油井口盈亏平衡油价大多数在30~40美元/桶,近期过低的油价已使生产商难以承受,停止了2/3的钻井活动。4月份以来,美国至少有5家大型油气公司申请破产。惠誉国际评级警告称,2020年能源行业逾430亿美元的高收益债券和杠杆贷款面临违约,几乎是该行业过去12年平均违约水平的5倍。因此,在国际油价跌至20美元/桶时,美国已不断敦促产油国进行减产,并间接加入了全球减产行动。 4 当前油价的运行区间分析 4.1 “减产联盟”和美国共同“治理”油价 分析国际油价走势需要综合考虑“无形之手”和“有形之手”。在当前美国、沙特阿拉伯、俄罗斯“三国鼎立”的石油市场格局下,油价大概率会维持在符合美国、欧佩克、俄罗斯整体利益的交集区间。在交集区间内,“无形之手”继续发挥作用,而一旦油价超出一定范围,“有形之手”将按照自己的能力和利益发挥作用。从对近几年石油市场的观察来看,美国、欧佩克、俄罗斯三方的行动对油价几个关键的趋势反转起到了决定性作用,成功限定了国际油价运行区间。 1)传统产油国的油价底线在40美元/桶左右。在2014年国际油价大幅下跌初期,产油国并未采取任何减产措施,反而增加了产量。甚至在国际油价跌至40美元/桶左右时,沙特阿拉伯仍重申不会限制其原油生产;但是,当国际油价在30多美元/桶的水平徘徊,特别是2016年1月15日跌破30美元/桶之后10天,沙特阿拉伯和俄罗斯等才放出消息,称产油国有望达成联合减产协议,以阻止油价持续暴跌。在减产预期的提振下,4月份回升至40美元/桶以上。2016年底,欧佩克终于与以俄罗斯为首的11个非欧佩克产油国组成了“减产联盟”,共同干预石油市场。 2)美国可接受的低油价在30美元/桶左右。2020年3月16日,国际油价跌破30美元/桶并维持低油价;4月2日,特朗普以撤军为威胁,要求沙特阿拉伯削减石油产量;同时,美俄首脑也就稳定能源市场进行了对话;4月12日,欧佩克与非欧佩克产油国召开紧急会议,达成了970万桶/日的减产协议,但由于减产幅度不及预期,油价仍在低位徘徊;4月27日,油价甚至跌破20美元/桶。5月7日,美国放出消息,称正从沙特阿拉伯撤出“爱国者”导弹防御系统,并考虑减少在该国的其他军事能力;5月8日,特朗普又一次与沙特阿拉伯国王就新冠病毒、全球经济以及能源市场问题通电话;5月11日,沙特阿拉伯宣布在已达成的减产协议基础上,将石油产量再额外减产100万桶/日。此后,油价开始回升,截至5月12日,国际油价已上升至30美元/桶左右。 3)美国能接受的油价上限在75美元/桶左右。2018年4月,因美国主张恢复对伊朗石油禁运、委内瑞拉因遭遇制裁导致石油产量大幅下降,加之叙利亚局势紧张,国际油价突破70美元/桶;5-6月油价平均水平达到77美元/桶;6月30日,特朗普总统要求沙特阿拉伯增加石油产量,可能最多达到200万桶/日,沙特阿拉伯国王表示同意,但并未付诸实际行动,油价继续高位上升,10月3日达到86美元/桶。随后美国利用沙特阿拉伯因“卡舒吉事件”面对强大国际舆论和道德压力的机会,终于迫使沙特阿拉伯采取实质行动;10月22日,沙特阿拉伯承诺,将产量从1070万桶/日增至1100万桶/日,并表示有增产至1200万桶/日的能力。自此,油价上涨势头被扭转,出现一波明显的下跌,当年年底回落至50美元/桶。 2014年以来国际油价走势及扭转趋势的关键事件见图2。 4.2 国际油价大概率会运行在符合美国、沙特阿拉伯和俄罗斯共同利益的区间内 美国石油生产成本及其对油价的干预时机显示,其“能承受”的油价底线为30美元/桶左右,高线为75美元/桶左右;沙特阿拉伯和俄罗斯虽然石油生产成本不到10美元/桶,但它们的财政平衡预算油价较高。2020年,沙特阿拉伯财政收支平衡油价为76美元/桶,俄罗斯的财政收支平衡油价为42.5美元/桶,因而它们对油价的诉求起码在40美元/桶以上,高于美国的底线水平。在市场出现新的重量级玩家之前,美国、沙特阿拉伯、俄罗斯将形成均势,将国际油价限定在40~75美元/桶的共同利益区间。这一结论的前提是全球宏观经济正常运行,且无大幅度影响供应的战争或其他重大突发事件发生,否则,在“不可抗力”情景下,三国影响石油市场的能力将大幅受限。 5 近期国际油价走势判断 2020年以来的新冠疫情致使全球大部分地区采取了隔离措施,使得占全部石油消费63%的交通燃料——汽油、柴油和煤油的需求一度大幅下降超过20%,这是导致国际油价大跌的直接原因。3月份,产油国一度恶性降价以竞争市场,但随着油价跌破其底线,4月初,美国、沙特阿拉伯、俄罗斯已经采取行动,达成了史上最大规模的联合限产协议。从5月份起,随着各国因疫情采取的隔离措施加快解除、“减产联盟”开始执行减产协议以及美国大幅减产,国际油价已经回升至30美元/桶以上。在基准情景下,新冠疫情及其对宏观经济和石油市场的极端冲击都是短期现象,随着疫情高峰过去,全球经济活动和出行将逐渐恢复正常,预期油价将继续回升。考虑石油市场三大玩家的利益一致,后疫情时代国际油价大概率维持在40~75美元/桶的区间,这一水平同时能满足石油行业的正常发展。在极端情景下,若疫情导致全球经济出现较长时期的衰退,则将影响大多数行业包括油气行业,在较长时期处于低迷状态。
  • [资讯] 天然气增压开采工艺技术在气田开发后期的应用研究
    摘要:0 引言 我国经济的发展直接导致了能源需求的飞速上涨,为了缓解能源紧张,保障人民的生产、生活需求,国家加大了对清洁能源的开发,而天然气作为世界一次能源中最为清洁环保的能源,其开发利用成为中国能源发展的战略重点之一。然而,在天然气开采后期,气井进入长时间的低压生产阶段后,其递减率越来越高,所以为了提高气井的可采储量,降低气井的递减率,增压开采是气田开发的必经阶段,利用增压开采工艺促进气田的进一步开发因此而成为天然气开发的研究重点,该研究对于提高天然气的采收率有重大的意义。 1 天然气增压开采工艺技术现状 目前天然气增压开采工艺技术已相对成熟,但其在气田开发后期的应用中,仍然存在一些问题影响着应用效果,制约着气田开发效率。比如有些气井出水量大,增压困难,有些气井增压效果不理想;再比如由于增压站地址选择的不合理,导致部分增压气井距离增压站较远,长距离管道输送导致天然气损耗增加,同时无法降低气井井口压力,从而导致增压无明显效果;还比如有些气田增压机选择的不合理导致需要增压的气井无法实现增压,或者气井全部增压后气量仍无法满足压缩机的最低气量标准……这些问题都不利于天然气开采过程中经济效益的提高。因此,本文针对这些问题对增压开采工艺技术的应用对策展开了分析。 2 天然气增压开采工艺技术在气田开发后期的应用对策 2.1 气井区的合理选择 气井区的选择对于增压开采工艺技术的应用效果有着很大的影响,因此在气井开发后期,必须要将气井区的选择纳入考虑范围。气井区的选择需综合考虑气井区的资源储量、管网配备情况及应用增压开采工艺技术后的效果。在选择气井区时,首先要考虑气井区的资源储量,气井区合适的资源储量是保证增压开采效果良好的基础,对于资源储量较好,生产情况较好的气井过早地介入增压开采将浪费成本,对于于资源储量低,生产压力过低的气井,介入增压开采后效果较差,将造成产出与投入不成正比,所以在选择增压开采工艺前需要对气田和气井的资源量进行评价。其次增压气井之间应当相对集中,尽可能减少因长距离管道输送而导致的天然气损耗的增加,同时减少因增开开采工艺的应用而增加的投资,保证技术应用后的收益与相应的投资是成正比的。最后,在增压气井选择时,要分析气井增压后的效果,保证气井井内增压状况良好,以确保增压开采工艺技术能够延长气井或气田的开采时间。 2.2 合理选址 增压站位置的合理选择也是保证增压开采工艺技术应用效果良好的关键因素之一,增压站站址是保证增压输送的重要因素,在选择增压站站址时需要考虑以下几方面的影响:第一,增压站站址与气井井口的距离。增压站站址选择在气井周边效果会更好,这样有利于降低气井井口压力,保证增压效果,同时减少因管道输送而导致的天然气损耗。第二,气井产水情况。对于纯气单井,可以根据具体的情况而进行适当调整增压站站址,增压站的位置可选在气井的不远处,这样更有利于减少了因管道输送而导致的天然气损耗,当然,也可设置在集气站,这样设施的安排也更加的完善,同时也方便管理。对于中高产水气井,其管网易产生积液,为了保证增压开采工艺技术的应用效果,应当将增压站建立在井场。第三,输气管网敷设情况。有些气井井场与集气站距离较远,其输气管道由于地形坡度的原因,管网内容易产生积液,应当将增压站建立在井场距离增压气井较近的地方,以保证气井的增压效果,同时保证足够的气量带出管网中的积液,保证气井生产的顺利进行。 2.3 增压设备的选择 在选择增压设备时,需要考虑气井区的增压气量、天然气的品质、井场温度以及井场的设施情况。不同型号的增压设备所能容纳的最大气量不同,有些增压设备最多只能处理5万方天然气、有些最多能处理10万方天然气、有些最多能处理20万方天然气,所以在选择设备时应考虑集气站的气井生产情况,并对其增压后的生产情况进行评估,从而保证增压效果的最优化。增压设备在选择时应考虑天然气的品质,有些气田所产的天然气可能含有腐蚀性物质,在这种特殊气田的开采中,需要对开采设备进行严格的筛选。同时天然气的开采也会受到温度的影响,在天然气的增压开采中,为了增压设备能够稳定的运转,在一些特殊的环境下,还要求增压设备有着高效的分离器以应对温度对天然气开采产生的影响,因此设备的选择也应当考虑气候因素。有些气井由于地理位置较为偏远,无法连接电源、水源,对这些气井实施增压开采需要考虑对外来电源、水源要求较低或能够不依靠外来电源、水源,安装、维修简单的增压设备。因此在选择增压设备时,必须根据天然气气田增压开采的特点来进行,在某些特殊情况下,为了保证增压气井生产的稳定性,需要对井内增压、输送过程的增压设备等进行合理的选择与改造。 2.4 气田与压缩机工况的协调性 对气井实施增压开采需要根据气井的实际生产情况来进行,由于气井进口的压力值、井内的实际情况、天然气的运输状况都不是固定不变的,面对这种动态的变化,对压缩机的型号、数量等的要求也存在差别。因此在压缩机的选择上,需要根据具体的情况做出调整,保证压缩机工况能够与气田的开采状况相协调,以此来保证增产效果。尤其是一些生产变化较大的气田中,可以对转速、压缩缸余隙等部件的调整来调整工况,来满足气田集输采气的变化情况。比如当气田的气水率相对较高时,需要通过备用机组来预防气田的变化。对开采过程实时监控,是为了对增压开采情况进行及时的调整,能够确保压缩机工况与开采工艺相适应。只有增压开采工艺的应用达到最优值,才能够保证气田开采的经济效益达到最高。 2.5 应用优化 对于天然气增压开采工艺的应用效果,可以通过一定的方法进行优化,保证后续作业的顺利进行。如在页岩气气田的开采中,可以通过计算非线性方程的方式来将增压开采技术进一步优化,保证各个目标值的组合解能够达到最优值,从而保证气井开发后期开采效果的最大化。在天然气增压开采工艺技术的具体应用中,应当在工艺的应用基础上,根据气井的特点来进行应用优化,使其更适应天然气开采的具体情况。 3 结语 天然气能源的需求量在不断上涨,但随着气田开采的不断进行,气井资源量将逐渐降低至最低可采储量,为了进一步提高气井的采收率,必须要通过增压开采设备的应用来使气田的工况重新满足开采标准。通过对增压开采工艺的应用进行研究,对如何达到应用的最优值进行分析,可以有效提高相应气田的采收率,保证我国清洁能源的供应。
  • [资讯] 汽车新能源与节能技术应用研究
    摘要:我国传统汽车燃料主要来自于石油产品,包括汽油、柴油和液化气,以石油产品作为燃料的主要弊端在于燃料燃烧后产生碳氧化合物和醛类,不仅给人体带来危害,也会给大气环境带来污染。近年来,我国加大了环境治理力度,社会各界对汽车新能源和节能技术应用给予了高度关注,加强汽车新能源与节能技术研究必然能够促进我国汽车产业的发展。 一、汽车新能源与节能技术应用的重要意义 ( 一) 降低石油产品消耗 我国传统汽车燃料以汽油和柴油为主,这些燃料都利用石油经过加工和提炼而成。我国是能源消耗大国,工业生产中对石油产品依赖性较高,而且,我国也是最大的石油进口国,石油对外依存度达到67%以上,仅从2017 年我国石油进口量来看,就已经达到了3.96 亿吨。而且,近年来随着汽车产业的不断扩大,汽车保有量的不断增加,这个数据也在不断增加。预计2020 年,我国石油需求总量将超过6.1 亿吨。汽车新能源与节能技术研究和应用,将降低我国汽车行业对石油产品的依赖,降低石油燃料的消耗。因此,汽车新能源与节能技术能够有效缓解我国石油产品进口压力,延长能源使用时间,从而促进我国社会发展。 ( 二) 适应社会发展需求 汽车的普及加大了汽车尾气的排放,给我国自然环境保护带来了较大压力。近年来,我国空气质量受到汽车尾气排放影响较大,很多地区频繁出现雾霾天气,温室效应也较为严重。环境污染问题不仅受到社会各界的高度重视,同样也受到世界的关注。加强汽车新能源和节能技术研究与应用,将会降低环境污染,改善空气质量,从而提高人们生活质量,发展新能源和节能汽车产业已经成为社会发展的必然趋势。 二、汽车新能源与节能技术的应用 ( 一) 汽车节能技术 1.汽车混合动力技术 近年来,汽车产业的发展加快了汽车节能技术的优化和创新,混合动力技术已经成为当前汽车产业较为先进的节能技术。混合动力技术是利用发动机与电动机的有效组合,实现能量的转换,从而达到节能的目的。混合动力分为增程式混合动力、并联式混合动力和混联式混合动力。 ( 1) 增程式混合动力技术。增程式混合动力主要表现特点为发动机只具有发电功能,不参与直接驱动,增程式混合动力技术又被称为串联式混合动力技术。目前,此类技术已经在雪佛兰车系的个别车型上得到应用,取得了良好的应用效果。增程式混合动力技术具有三大优点,首先,应用此类技术只要车内存在燃料就能够让电动机工作,解决了人们对电池电量问题的担忧; 其次,应用此类技术的车型,电池可以直接通过充电方式进行电力补偿; 另外,通过增程式混合动力技术在汽车生产中的应用,能够确保发动机在最佳状态中工作,从而降低汽车使用中的油耗。增程式混合动力也存在较为明显的弊端,一方面,此类技术需要经过两次能源转换,降低了工作效率; 另一方面,此类技术只有电动机对车辆进行驱动,需要较大功率的电动机,而且,发动机的输出功率以及电池都需要达到相应的标准和规范,才能有效确保续航里程,因此,对发动机和电池的要求相对较高。 ( 2) 并联式混合动力技术。并联式混合动力在比亚迪系列部分车型中得到应用,此类技术发动机既有发电功能又有驱动作用,车体内部的发动机和电动机都能够驱动车轮工作。并联式混合动力技术具有成本低和扭矩大的优点,车辆在驾驶中能够产生强烈的推背感。但是,并联式混合动力技术也存在较大缺点,此类技术发动机和电动机同时工作时间不会保持太长,影响到车辆的工作效率,此外,在车辆行驶中,只有发动机在运行,相比传统的车辆节能效果不十分明显。 ( 3) 混联式混合动力技术。混联式混合动力技术,发动机不但起到发电功能又起到驱动功能。目前,这种技术在凯美瑞个别车型中得到了应用。混联式混合动力技术将并联式混合动力技术和增程式混合动力技术有效结合,利用动力分割机对发动机的动力进行有效分割,其中一部分作用于车轮驱动,另一部分用于发电,实现能量的转换,用于对电动机进行驱动。混联式混合动力技术在车体上的应用,可以摆脱充电条件的限制,能够实现电动机和发动机同时运转。混联式混合动力技术的应用提高了车辆生产成本,同时也增加了车辆自身重量。 2.蓝驱技术 蓝驱技术以经过优化改进的TDI 发动机技术作为核心技术,利用能量回收技术提高汽车的驾驶性能,减少燃油消耗,降低车辆排放。目前,这种技术被大众汽车所运用,蓝驱POLO成为此类技术的典型车型,通过蓝驱技术的应用,能够让车辆驾驶效果得到充分体现,燃油消耗实现最低化,成为领先世界的先进发动机技术。 3.压燃技术 传统的汽车生产中,通常采用火花塞点火或者活塞压燃点火两种方式,汽车压燃技术将火花塞点火与活塞压燃点火两种方式有效结合,能够让汽车燃料同时燃烧,使燃油的使用率大幅度增加。此外,利用这种技术能够让发动机燃烧温度下降,燃烧周期缩短,降低辐射热传导,实现车辆的节能效果。 4.汽车节能设计 汽车自身设计对能源消耗也具有较大影响。随着汽车生产技术的不断提升,一些新理念应用到汽车节能设计中,其中可变排量设计已经在卡迪拉克车型上得到应用,能够在车辆不同的驾驶状态下调节车辆排量和发动机功率,实现节能效果;另外,通过车辆自重和车体外形设计,也可以在一定程度上发挥节能减排的效果。 ( 二) 汽车新能源 1.氢动力燃料技术 氢动力燃料技术在当前一些高端车型中有所应用,宝马车系和本田车系具有典型应用案例。氢动力燃料是绿色环保而且高效的新型燃料,受到当前技术限制,现阶段采用的大多为汽油与氢气作为双燃料动力系统,相较于传统燃料系统,这种技术让车辆生产成本得到有效控制,此类技术还处于不断优化阶段。 2.电力驱动系统 电力驱动系统在新能源汽车生产中使用较为广泛,电力驱动系统的应用改变了传统的燃料作为车辆驱动能源,电力的使用让车辆更加清洁、环保; 电力驱动增加了输出扭矩,使车辆的工作效率和运行质量有所提高。另外,采用电力驱动,降低了车辆对能源的消耗,提高了车辆使用的经济效益。但是,从目前电力驱动系统发展来看,车辆续航能力和动力充电还需要进一步提高,需要在安全性和可靠性方面加大研发力度。 3.燃料电池系统 燃料电池技术在丰田系列和福特系列车型中应用较多,这种技术将氢气和甲醇作为主要燃料,通过化学反应转变为电能,为车辆行驶提供能源和动力。这种技术具有高效和清洁的特点。但是这种技术产生的动力有限,需要与其他技术联合应用才能发挥出良好的应用效果。 三、结语 汽车行业发展不仅提高人们生活质量,还带动了更多产业的共同进步。在当前环保理念下,新能源和节能技术在汽车产业中的应用必然将带来重大的社会变革,促进社会发展和汽车科技进步。
  • [资讯] 动力电池技术参数与运行经济效益的研究
    摘要:0 引言 本文中提到的动力电池是指为电动汽车和电动摩托车等运输工具提供动力的化学电源,电池供电的运输已成为许多国家发展的关键产业。其中,以美国,德国和日本为首的发达国家起步较早并保持一定优势,中国的电动汽车起步较晚,但近年来取得了惊人的进步。2018 年,它占全球市场份额增长到了49%,并已成为全球最大的电动汽车市场。从技术的角度来看,中国在动力电池、电动机和电子控制等关键技术上取得了重大进展,并已成为高职汽车知识教育中值得提及的领域。本文讨论了汽车动力电池的类型,技术参数,运行成本和其他问题,以便为化学电源的应用提供教学背景和技术数据。 首先介绍了几种常用的动力电池,铅酸电池是使用铅和氧化铅作为电极并使用硫酸作为电解质的二次电池,它是150多年来开发的首个大型储能电池,它的优点是储能成本低,安全性好,效率高,技术成熟,因此在运输,国防等方面得到了广泛的应用。自1970年以来,镍金属氢化物电池就已开发出来,1990 年,新型金属氢化物镍电池在大规模生产和应用中占有重要地位。镍氢电池不仅用于电子设备,还经常用于电动汽车和混合动力汽车,例如第二代通用EV。锂离子电池目前具有高能量密度和高功率充放电功能的优点,逐渐成为电动汽车的首选。电动汽车中的锂离子电池可分为锂锰氧化物电池、锂钴氧化物电池、磷酸铁锂电池和锂离子电池。燃料电池已有170 年的历史,但发展缓慢,1970 年左右,随着制氢技术的发展,它开始迅速发展。燃料电池和其他动力电池领域区别在于,蓄能器是存储电能的蓄能器,而燃料电池将化学能直接转换为电能,即发电机。 在应用领域中,为了安全起见,必须充分考虑上述各种类型的动力电池。电动汽车的爆炸常常引起社会关注,这些事故大多数与电池系统有关,通常是由机械冲击,过充电,短路等引起的。当电池温度过高时,当温度达到阈值时,电池内部隔板直接在电极材料和电解质之间进行氧化还原反应,释放出大量的热量和气体,并导致热失控,在严重的情况下,会引起爆炸。 铅酸电池具有安全性能高,储能成本低和应用技术成熟等特点,是市场上短程电动汽车动力电池的主要产品。2012 年,全球电动自行车销量约为3100 万辆。由于铅酸电池的比能量和循环寿命不足,它们仅用于电动汽车应用中的短距离通勤,因此它们通常用于公共汽车和电动摩托车。磷酸铁锂电池具有较高的热失控阈值,并且由于安全性和价格优势,它们是小型电动汽车和PHEV(插电式混合动力电动汽车)动力电池的主要选择,但磷酸锂锂电池与钴酸锂和锰酸相比,由于锂电池具有低电压和比能量,因此大型纯电动汽车倾向于选择钴酸锂和锰酸锂作为动力电池。在资源方面,2010年全球锂电池负极灰分消耗量约为53,000 吨,分别占钴酸锂54%,三元材料27%,锰酸锂11%和磷酸铁锂4%。由于世界上缺乏锂和钴资源(中国锂资源相对丰富),动力电池的成本通常很高。与纯电动汽车相比,氢燃料汽车在环境保护和行驶里程方面更具优势,但由于尚未解决生产和技术成本问题,其使用和普及程度仍不及其他动力电池汽车。 1 技术参数 1.1 电池容量 电池容量,也称为单位容量,是指电池在特定条件下(例如放电速率,终止电压,温度)放电的电量,通常单位为Ah(安培小时)或mAh(毫安小时),电池容量直接影响电池放电时间和最大工作电流。电池容量分为理论容量,实际容量和额定容量,理论容量是指电池内部活性物质的容量,实际容量表示在特定温度,放电电压和放电电流等条件下电池的实际放电容量。实际容量值低于理论容量值,额定容量是指电池在指定温度和放电速率下放电的容量,并且电池末端的电压下降到端电压。 1.2 电池的能量密度 电池能量密度是指通过平均体积或质量存储在材料中的电能。通常,能量密度具有两个表达式:能量体积密度和比能,单位为(Wh)/L 或(Wh)/kg(瓦/小时/升或瓦特/小时/千克)和能量密度。例如,像普通锂电池一样,电池性能的主要指标是比铅电池更高的能量密度。当两个电池具有相同的电池容量时,锂电池的体积和质量较小,这对于日常使用是有利的。 1.3 电池电压 电池电压包括终端电压、工作电压和开路电压。终端电压表示电池放电时的最低工作电压极限,工作电压代表工作过程中电池两极之间的电势差,即工作过程中电池的实际输出电压,开路电压是指电路处于开路状态时的电压。 1.4 电池的循环寿命 在某些工作条件下,电池容量达到一定值之前的电池工作时间称为电池寿命。电池寿命通常用充放电循环次数来表示,并且受温度、制造工艺、充放电系统等许多因素的影响。因此,电池的寿命是不同的,但是通常根据国际标准进行测试。 1.5 电池的浮充充电 浮动充电是恒压和小电流充电。为了平衡由于电池的自放电引起的容量损失,需要对电池进行恒定和长期的恒定电压充电,此填充模式为浮动填充。浮充电压略高于小电流充电电压,足以补偿电池的自放电损失,并且可以在电池放电后迅速将电池恢复到接近完全充电的状态。浮动充电(也称为连续充电)旨在防止电池自放电并增加充电深度,这种充电方法主要用于电话交换机,不间断电源(UPS)和各种备用电源。 2 电池快、慢充技术的讨论 电池快速充电的问题是电动汽车发展中要讨论的重要因素。除了提高电动汽车的使用效率外,它还直接影响充电时间,安全性能和循环寿命。以锂电池为例,锂离子电池的快速充电技术是增加充电器的充电电压和电流,以缩短电池的充电时间。锂电池的工作原理如图1所示。如果锂离子在充电和放电期间的迁移速率相同,则可以对电池进行定期充电。然而,由于充电期间的电化学反应速率小于电子传递速率,因此负极板上的离子逐渐增加电荷,导致负极颗粒表面的实际电势偏离平衡电势,引起极化,并且充电电流越大,电池极化越大。极化的存在对电极造成不可逆的损害,从而影响循环寿命。 另外,随着充电电流的增加,电池的内阻逐渐增加,导致在充电周期中对电极材料的损坏,这增加了电池可以接受的最大充电电流。此外,大多数锂电池都使用石墨作为阴极,低温下快速充电会沉淀出活性锂金属,缩短电池寿命并容易引起电池短路(这可能导致事故)。在低速充电过程中,电压和电流较低,可以缓解上述各种缺点,降低危机安全程度,延长循环寿命,但同时降低充电效率。因此,开发快速充电技术的关键是降低电池的内部电阻并降低其极性。同时,它要求电池材料具有很高的稳定性,从而提高了安全性和循环寿命。 目前,中国快速充电的锂离子电池主要用于电动客车。磷酸铁锂/快速充电石墨电池可达到10-15 分钟的充电效率。尽管它便宜且具有高安全性能,但仍然存在磷酸铁锂体系。诸如低温性能差和抽头密度小等缺陷,三元材料/多孔硬碳电池系统可实现10-15 分钟的充电效率,但成本高,高电压下负电压更高。快速充电技术具有广泛的应用范围,但是快速充电的锂离子电池的大规模应用仍需要技术创新。 3 运行成本 决定锂电池价格的因素是什么?第一,电池的主要材料,例如阴极材料(主要是碳酸锂),阳极材料(主要是石墨),电解质(六氟磷酸锂,溶剂和添加剂)和隔板(主要是聚烯烃基石油化工产品);第二,其他辅助材料,例如:粘合剂、溶剂、铝带和用于搭扣的镍带;第三,制造过程的成本,如人工成本,生产线维护成本等;第四,环保费用。 在日常生活中,人们认为电动摩托车是最经济的交通工具,但是很少有证据证实这一点。其中,电价为0.5 元/度,油价为7 元/升。比较发现,传统汽油车的价格远远高于纯电动车的价格, 对于在城市附近上班的上班族来说,电动摩托车的成本是最便宜的,并且便利性和时间控制性相对较高,最大的优势还可以减少空气污染程度并保护环境。电动汽车价格相对昂贵,例如TeslaModelS 基本的70kWh 电池。扣除美国政府补贴后,价格为7.12 万美元,电池为2 个占了2.2 万左右的美元的成本,由此可以看出,纯电动汽车仍由电池成本主导。 随着电动汽车数量的迅速增加,将来将产生寿命越来越长的电池组。如果不能正确解决回收问题,则主要可能会遇到环境问题。这些废弃电池的内部化学组成保持不变,只是化学活性降低。尽管充电和放电性能无法满足汽车的需求,但它作为能量存储设备是一个很好的解决方案。例如,戴姆勒和德国的几家相关公司已经建立了一家合资企业,以购买动力电池来处理所有戴姆勒的电动汽车,并试图建立世界上最大的废电池储能发电厂以平衡电力压力,安装在储能电厂中的废电池可以继续运行10 年,从而大大延长了电池寿命。 4 结论 作为电动汽车发展的最重要支柱,动力电池的发展引起了广泛的关注。即使在燃料汽车开发的早期,我们也面临诸如发动机和燃料存储之类的问题。动力电池科技的进步解决了这个问题,因此,我们有理由相信随着技术的发展,动力电池中存在的各种问题将最终得到解决。
  • [资讯] 中国城镇燃气企业发展现状与形势分析
    摘要:城镇燃气是中国市政公用事业的重要组成部分,是居民生活、工商业、交通、供热等领域不可或缺的重要能源。近年来,随着中国新型城镇化建设、大气污染治理、能源转型升级的推进,城镇燃气行业实现了高速发展,城镇天然气消费量逐年快速增长,城镇用气人口由2015年的3.5亿上升至2019年的4.7亿,城镇燃气企业已多达2700余家,形成了多元投资主体共存的市场格局。2020年是“十三五”收官之年,也是“十四五”规划编制之年,在油气体制改革进一步推进、“煤改气”环保政策更加稳健、行业监管全面收紧的形势下,城镇燃气企业需要提前筹划好“十四五”期间的发展策略,以适应国内外天然气市场新变化,促进中国城镇燃气行业健康发展,实现企业经营业绩持续增长。 1 中国城镇燃气企业发展现状 目前,中国城镇燃气企业众多,企业类型复杂多样,企业规模大小不一,企业经营表现各异,本文重点以昆仑能源有限公司、华润燃气(集团)有限公司、港华燃气有限公司、新奥能源控股有限公司和中国燃气控股有限公司这5家全国性的大型城镇燃气企业(以下简称“大型城镇燃气企业”)为研究对象,分析中国城镇燃气企业的发展现状。 1.1 天然气销售量稳步增长,2019年增速明显下降 结合国家住房和城乡建设部《城乡建设统计年鉴》及专业机构公布的数据,2016-2019年,全国城镇天然气消费量呈持续增长态势,年均增长率为11%。估计2019年中国城镇天然气消费总量达1736亿立方米,比上年增长7.5%,但为近5年最低增速(2018年增速最高,达到15.2%),说明经过2017-2018年天然气市场快速增长,市场供需关系逐渐平衡,消费侧更趋理性。2016-2019年,大型城镇燃气企业零售气量年均增长率为18.9%,明显高于全国平均水平;2019年零售气量合计为950亿立方米,比上年增长17.5%,约占全国城镇天然气消费总量的54%。 2016-2019年,大型城镇燃气企业零售气量年均增长率均超过14%,中国燃气控股有限公司(简称“中国燃气”)的零售气量年均增长率为25.1%,位列第一。2019年,大型城镇燃气企业年零售气量均超过100亿立方米,华润燃气的年零售气量位列第一,高达280.1亿立方米(见图1)。不过,除昆仑能源的零售气量年增长率保持上升外,其他大型城镇燃气企业的增长率均出现大幅下滑(见图2)。在中国石油天然气股份有限公司优化调整天然气销售体制的助推下,昆仑能源聚焦天然气零售业务、优化市场布局所取得的成效已初步显现。 1.2 用气结构以工商业为主,交通用气占比逐年下降 按照国家住房和城乡建设部《城乡建设统计年鉴》对全国城镇天然气消费领域的划分,主要领域为居民、供热、交通和工商业。从消费结构比例看,2016-2019年用气量占比最大的是工商业领域,所占比例维持在53%~56%,居民用气领域所占比例为24%~26%,供热用气所占比例为10%~11%,交通用气所占比例为9%~11%。从消费结构比例变化来看,受益于冬季供暖“煤改气”,供热用气所占比例逐年增加;居民和工商业用气所占比例上下略有浮动,基本维持在一定区间内;由于近几年气/油比价相对较高,削弱了天然气汽车的经济优势,加之新能源汽车在各地政策的大力推动下,对压缩天然气(CNG)汽车发展影响较大,交通领域用气所占比重逐年下降。 大型城镇燃气企业零售气量主要划分为居民、商业、工业和交通4个领域。2016-2019年,大型城镇燃气企业工业用气年均增长率超过22%,用气量占比不断扩大,从49%增至56%,工业用气是城镇燃气领域天然气消费量保持快速增长的主要动力;商业和居民用气年均增长率分别为18%和17%,用气量占比变化不大,商业用气占比为17%~18%,居民用气占比为22%~23%;交通用气量出现负增长,用气量占比不断缩小,与全国情况一致(见图3、图4)。 1.3 优化业务布局,持续完善天然气产业链 近几年,伴随着中国天然气产业体制改革,各大型城镇燃气企业立足自身优势,巩固下游终端利用领域,加强中游储运领域,积极进军上游供应领域,已在天然气产业链的多个环节均有所涉及(见表1)。 2018年底,中国石油对天然气销售管理体制进行优化调整,昆仑能源公司依托资源优势和协同效应,聚焦城镇燃气终端项目市场开发,2019年完成并购/新设的控股城镇燃气项目46个,参股项目7个,业务布局持续优化。 新奥股份(与新奥能源同属新奥集团)明确“定位于天然气上游资源获取,成为天然气上游供应商”的发展战略,其位于内蒙古达拉特旗的两套煤制天然气项目已成功试运;携手重庆涪陵能源实业集团有限公司收购重庆龙冉液化天然气(LNG)工厂;收购澳大利亚第二大油气生产企业桑托斯公司10.07%的股权;持有中国海油北海LNG工厂45%的股权。新奥能源依托舟山LNG接收站,扩大LNG分销规模,积极与国际石油公司签订进口LNG长期协议,形成多元化的资源供应,加快业务产业链延伸。 港华燃气的母公司中华煤气投资建设大规模地下盐穴储气库项目及商业储气项目,储气库投资额约12亿元,总储气量约10亿立方米,这是全国首个燃气企业大规模地下盐穴储气库。项目一期已于2018年10月正式投产,储气量为1.6亿立方米。2019年底,在上海石油天然气交易中心完成中国首单储气库调峰气产品上线交易,成交量为2000万立方米。 1.4 加快发展分布式能源,推进向综合能源服务企业转型 为构建清洁低碳、安全高效的能源体系,中国可再生能源在能源消费总量中的比重不断扩大,在能源供给方式上,分布式能源、智能电网、储能、多能互补等技术快速发展。国内两大电网公司、各大发电集团,以及协鑫公司等民营企业都已相继进入综合能源服务领域,分布式能源项目正在成为天然气利用的热点。大型城镇燃气企业具有气源、管网、客户群体等优势,正在充分发挥天然气业务与新技术的较强协同性,通过分布式能源项目分步建设,积极探索天然气业务有效融合多种能源利用,以满足客户不同的用能需求。 新奥能源从2011年开始加速布局分布式能源业务,2018年通过并购泛能网络科技公司,提出泛能业务的新理念,从用户用能需求出发,将天然气与冷、热、电、蒸汽等多种能源融合,实现多能互补的用供能一体化的能源系统,目前已累计投运98个泛能项目,在建22个项目,冷、热、电、蒸汽等综合能源销售量达到68.47亿千瓦时。华润燃气积极审慎推进分布式能源业务,累计项目数量达到32个,装机容量为340兆瓦。中国燃气分布式能源业务涉及集中供热、分布式能源、燃气电厂、配售电、光伏等,已累计投产运营68个天然气综合能源项目。港华燃气于2017年1月成立港华能源投资(深圳)有限公司,集中开展分布式能源的投资和建设,目前已累计开发分布式能源项目19个,港能投公司于2019年4月与清华大学合作成立“区域综合能源规划技术联合研究中心”,推动在综合能源服务领域的技术研发。昆仑能源加强气电与分布式能源项目开发,积极布局城市供热与综合能源等项目,探索天然气与氢能、光伏、风能等新能源融合发展及清洁能源综合服务商转型路径。 1.5 积极拓展增值业务,努力创造新利润增长点 华润燃气通过深挖客户价值,为用户提供燃气具、燃气保险以及延伸增值服务,2019年增值业务收入达到20.1亿港元,比上年增长29.7%,其中燃气保险继续增长73.77%,达3.3亿港元。新奥能源借助企业品牌影响力,提供安全到家、智慧厨房、一站式采暖、安维系统等多样性产品和服务,利用企业线上和线下平台推广灶具、采暖炉、热水器、抽油烟机、消毒柜等燃气器具产品,并推出智能表、警报器等多种智慧产品,2019年增值业务收入达到19.88亿元,比上年增长38.8%,增值业务毛利超过天然气零售业务。中国燃气的增值业务包括销售自有品牌“中燃宝”壁挂炉和厨房燃气具、智能家居、燃气综合保险代理等产品。2019年中国燃气推出了“慧生活新零售平台”,这是集网格化社区服务、会员制服务、社交营销及售后服务等功能于一体的综合平台,实现燃气服务和增值业务产品线上销售,2019年9月底线上客户数突破400万。港华燃气于2005年推出“港华紫荆”自有炉具品牌,目前已成为家喻户晓的知名品牌。港华燃气的产品涵盖燃气采暖设备、燃气灶、干衣机等,还开展水务、电讯、橱柜、保险等延伸业务。昆仑能源优化非气业务定位,提升“一站式”服务价值,大力开展产品销售、客户增值等服务,推进燃气保险等业务。 2 中国城镇燃气企业面临的发展形势 2.1 大气污染治理推进中国天然气产业持续发展,“煤改气”政策将更趋稳健 2017年10月18日,习近平总书记在“十九大”报告中再次重申,要着力解决突出环境问题,要求“坚持全民共治、源头防治,持续实施大气污染防治行动,打赢蓝天保卫战”。天然气以其优质、高效、清洁、低碳的特点,成为能源供应清洁化的最现实选择,“十四五”期间,天然气替代煤炭、汽柴油仍将是中国防治大气污染的重要途径。 2019年10月11日,李克强总理主持召开国家能源委员会会议,会议一方面提出要根据中国以煤为主的能源资源禀赋,推动煤炭的清洁化利用,另一方面提出“要切实抓好保暖保供工作,从实际出发,宜电则电、宜气则气、宜煤则煤。突出做好东北三省供暖用煤保障”。2020年全国生态环境保护工作会议提出,要精准分析影响生态环境质量的突出问题和薄弱环节,分流域区域、分行业企业、分污染源对症下药,实施精细化管理,严格禁止“一刀切”,避免处置措施简单粗暴。综合来看,在总结近几年“煤改气”经验,持续推进清洁供暖的同时,“煤改气”政策将更加务实,各地实施的措施将更趋理性,天然气消费增速将保持在合理区间。 2.2 深化油气体制改革有利于城镇燃气企业延伸产业链,促进天然气配售环节公平竞争 2019年3月,中央深化改革委员会通过了《石油天然气管网运营机制改革实施意见》,确立国家管网公司组建原则和油气市场体系改革目标,明确要推动形成上游油气资源多主体多渠道供应、中间统一管网高效集输、下游销售市场充分竞争的油气市场体系。2019年12月9日,国家石油天然气管网集团有限公司(简称国家油气管网公司)正式成立,将实现管输和生产、销售的分离,促进管网的互联互通,并更好地向第三方市场主体开放。由于缺乏进入国内上游勘探开发领域所需的资金、技术、管理和人才等,加之在获取海外资源方面也存在诸多制约和局限,“十四五”期间城镇燃气企业进军上游资源开发领域比较困难,较为可行的是加快布局进口LNG业务,延伸产业链,积极引进LNG资源,开展LNG贸易。 中国油气管网运营机制的深化改革,将推进城镇燃气管网配售环节公平竞争,进一步加快大用户直供和点供,对城镇燃气企业的特许经营造成较大冲击。2017年6月,国家发改委、能源局等13个部委出台《加快推进天然气利用的意见》,提出建立用户自主选择资源和供气路径的机制,减少中间环节,降低用气成本。为促进天然气配售环节公平竞争,多地相继出台了一系列实施办法。例如,山东省印发《关于支持和规范对企业天然气用户实行直供服务的实施意见》,提出支持年用气量超过5000万立方米的各类用气项目向生产销售企业直接购买天然气等措施。浙江省拟出台《管道燃气特许经营评估管理办法》,按照省级管网到终端用户之间减少配气层级和供气环节扁平化的要求,全面推进城镇燃气扁平化和规模化改革。贵州省印发《油气网建设专项行动方案》,允许上游供气企业直接与下游企业签订购销合同,直接交易,用户可自主选择资源方和供气路径。 2.3 政府对终端市场监管日益严格,城镇燃气企业收益将受到较大影响 2017年6月,国家发改委印发《关于加强配气价格监管的指导意见》,提出城镇燃气配气价格按照“准许成本加合理收益”的原则制定,准许收益率按不超过7%确定。2019年6月,国家发改委、住房和城乡建设部以及市场监管总局印发《关于规范城镇燃气工程安装收费的指导意见》,提出要合理确定城镇燃气工程的安装收费标准,原则上成本利润率不得超过10%。这两个文件构成了中国城镇燃气行业的两大支柱性监管政策,随后各地政府先后出台加强地方监管的文件,成本监审、服务标准、信息公开等要求越来越严格,中国城镇燃气行业进入严格监管阶段(见表2)。 随着政府对城镇燃气行业终端市场监管的全面加强,作为城镇燃气企业主要收入来源的配气费、工程安装费明显下滑。除昆仑能源外,接驳费仍是华润燃气、新奥能源、中国燃气和港华燃气的重要利润来源。华润燃气、中国燃气和港华燃气的接驳费在总营业收入中的占比维持在15%~20%,新奥能源约为10%,但接驳费毛利率均高达40%~60%,在总利润中的占比高达35%~50%。随着房地产行业进入中低速发展期,城镇燃气企业接驳业务发展的压力进一步加大。 2.4 天然气与多能互补是未来城镇燃气企业发展的新增长点 从美国、英国、日本等世界天然气成熟市场的发展历程来看,通常在快速发展初期,天然气消费依靠工业和城市燃气带动,后期依靠发电提升。从能源结构调整角度看,煤炭消费将更加趋于集中化的大规模利用,天然气将有效替代和弥补散煤利用,发挥相对清洁的优势和在能源系统中的集成作用,与可再生能源融合发展,是建设智慧城市、实现城市能源转型和环境治理的主要途径之一。 目前,天然气与多能互补融合发展的主要方式有两种:一是天然气分布式能源与终端一体化集成功能系统,二是天然气调峰电厂与风光水火储多能互补系统。截至2019年8月底,中国天然气分布式能源项目总装机容量已超过1800万千瓦(含已建、在建、筹建),在能源系统中体量较小,处在初级发展阶段,还存在设备依赖进口、造价和运维成本高、发电并网难、上网发电小时数低等问题。 近期,国家出台了多项政策加大对天然气调峰发电、分布式能源以及多能互补项目的支持力度。2019年9月,国家能源局公布第一批24个燃气轮机创新发展示范项目,包括华润燃气无锡马山燃气轮机示范项目和新奥能源上海临港燃气轮机示范项目。2019年10月,国家发改委修订发布《产业结构调整指导目录(2019年本)》,鼓励类项目包含重要用电负荷中心且天然气充足地区天然气调峰发电项目,传统能源与新能源发电互补技术开发及应用,分布式能源技术开发与应用。2020年3月,国家发改委印发《关于加快建立绿色生产和消费法规政策体系的意见》,强调要促进能源清洁发展,加大对分布式能源、智能电网、储能技术、多能互补的政策支持力度。 3 关于“十四五”期间城镇燃气企业发展策略的几点思考 3.1 当好深耕天然气销售业务的主力军 天然气销售业务是城镇燃气企业的主营业务、生存发展的根本、加快发展和提升盈利能力的保障,也是企业拓展新业务、新领域的基础。城镇燃气企业要努力在扩大天然气消费上做文章,开拓新市场,开发新用户,扩大市场份额,还要在现有市场加大开发力度,扩大现有用户用气规模,带动天然气销售量增加,使天然气销售业务成为公司持续健康发展的主要支撑。在专注主业发展的同时,围绕产业链延伸客户价值,持续挖掘客户价值,加大新业务拓展力度,大力推广增值业务服务。 3.2 当好服务国家战略的参与者 城镇燃气业务的局部自然垄断属性较强,又具有公用事业的特点。在国家深化油气体制改革的大背景下,各地监管逐渐加强,城镇燃气企业收益将全面压缩。对此,城镇燃气企业应主动适应新的经营环境,改变传统的粗放发展模式,增强市场开发竞争意识和服务意识,主动专注于用户需求,提高用户燃气服务质量,提升配气管网投资运营效率,降低输配环节成本,规范工程安装等辅助服务标准,保障各类用户的安全、稳定、可靠供应,实现企业高质量发展。要抓住行业发展机遇,积极配合各级政府天然气推广利用政策,进一步推动“煤改气”项目,坚决打赢“蓝天保卫战”,促进地方经济社会发展,更好地服务民生,为国家深入推进生态文明建设和生态环境保护提供清洁能源。 3.3 当好打造LNG上下游全产业链的排头兵 面对全球天然气资源长期处于供应过剩的局面,随着国家油气管网公司成立,中游基础设施将更公平合理地向第三方市场主体开放。城镇燃气企业应立足现有终端业务优势,加快布局进口LNG业务,积极引进LNG资源,参与国内天然气长输管线和LNG接收站建设,建立涵盖采购/生产、运输、储存、销售的LNG完整业务链条,实施一体化运营模式,形成多元化的资源供应保障,提高市场竞争力和抗风险能力。 3.4 当好推动综合能源服务产业发展的先锋队 城镇燃气企业要加快研发天然气分布式能源与终端一体化集成功能系统,充分利用分布式能源和储能技术,加速发展用能侧冷、热、电、蒸汽等综合能源服务业务。同时,依托物联网、大数据、人工智能、北斗定位等新兴技术,逐步融入天然气管网运营和服务体系,推动企业向数字能源平台运营商升级发展,创建清洁、低碳、高效、智能的现代能源体系。
  • [资讯] 智能电网调度一体化设计与研究
    摘要:电网运行的安全性和稳定性对我国社会的稳定发展具有重要的影响,而电网调度的效率和质量,关系着电网是否能够安全平稳的运行。智能电网调度一体化系统是区别于传统电网调度系统的一种电网调度模式,该系统的运用,极大提升了电网运行的安全性和可靠性,满足现阶段对电网的需求。 1 智能电网调度相关内容 智能电网简单来说就是电网的智能化,智能电网是在高度集成化和高效双向通信网络的前提下建立的,其中涉及多种先进的技术,具有较高的安全性、稳定性和可靠性。实现智能电网调度是保证智能电网平稳运行的重要影响因素,智能电网调度通过运用先进的技术,保证电网信息的安全性和可靠性,从而保证电网的平稳运行。另外,智能电网调度还有一个重要的优点,是其具有较强的扩展性和应用性,能够随着电网的不断发展而进一步扩展。 因此,智能电网调度是未来发展的必然趋势,通过对智能电网调度一体化进行不断的研究,促进电网的平稳发展。 2 智能电网调度一体化设计要点 2.1 数据采集一体化 在智能电网调度一体化设计中,数据采集一体化属于非常基础的应用内容。智能电网在运行过程中需要满足实时传递动态数据的要求,在目前的应用系统中,所采用的系统结构主要是第四代SCADA/EMS系统,该系统具备了数据传输速度快、兼容性强等应用优势。但SCADA/EMS系统在实际运行过程中,并不具备实时采集动态应用数据的要求,因此在数据采集一体化的设计过程中,还需要做好系统的更新工作,目前市面上推行的PMU系统能够满足实时采集动态数据信息的要求,但系统对于数据存储和维护方面的性能相对薄弱一些。所以可以暂时将两组系统串联在一起,综合两者的应用优势,从而提高系统运行过程的可靠性。 2.2 数据平台一体化 与数据采集相对应的服务机构便是数据平台结构,在智能调度系统运行的过程中,所构建的数据平台需要具备综合性较强的处理性能,包括电网运行情况的实时监控、电网运行安全性监督、电网运行状态监督等。在上文中已经提到,为了提高数据采集一体化,在具体应用中,会选择将SCADA/EMS系统和PMU系统组合在一起,从而实现数据采集过程的智能调度。在数据平台结构中,可以利用PI数据库与eDNA数据库来完成采集信息的存储,在分类过程中,还可以对应用数据贴上关键词标签,以便于后续数据信息检索时,能够快速提取出有用信息,提高数据信息的应用价值。 2.3 应用功能一体化 在智能电网调度一体化设计过程中,应用功能一体化也属于非常重要的应用内容,其主要内容是指电网系统在运行过程中,需要同时具备多项应用功能,如服务功能、动态计算功能、静态分析功能等。从实际应用情况来看,在功能一体化应用过程中,最大的待处理问题便是原系统(SCADA/EMS系统)的估算精准度较低,在提供服务时经常出现服务偏差的情况。对此在应用功能一体化设计过程中,需要提前对此类内容进行处理,优化原有的应用系统,如发现PMU系统结构,从而提升电网调度过程的一体化。 2.4 硬件系统一体化 在智能电网调度运行过程中,离不开硬件系统一体化的支持,在对其进行一体化设计时,需要着重关注以下几方面内容:(1)前置服务器系统,在对其进行设计时,应结合提供服务项目内容的不同,对服务器结构进行优化配置,借此提高前置服务器系统的可靠性。(2)应用服务器系统,该系统主要负责后期数据信息的处理工作,与前置服务器系统配置相类似,在实际应用过程中,可以结合实际应用需求来完成系统筛选工作。(3)数据库服务器系统,该系统用于电网数据信息的存储应用工作,系统建立应满足兼容性强、存储量高等特点。 2.5 软件系统一体化 与硬件系统相对应的便是软件系统,在软件一体化设计中,应注意以下四个层面的内容:第一,数据总线层,该层面主要用于数据信息的采集工作,在上文中已经提到,系统需要满足实时动态运行数据的获取,而且还需要做好数据库管理工作,以便于后续工作的推进。第二,集成总线层,该层面主要用于各类服务信息的交互工作,有时也会与第三方机构进行合作,以加快数据信息的交互频率。第三,应用系统层,这也是进行数据处理与抽取的层面,在一体化设计中应满足于功能分布处理要求,提高系统应用价值。第四,公共服务层,这也是与用户直接进行信息交互的层面,应满足及时性、准确性等设计要求。 2.6 系统协议一体化 在系统正常运行的过程中,需要依托各类协议来完成数据传递的相关工作,在一体化系统协议设计中,主要应用到的协议为选路信息协议和优先协议。前者在实际应用过程中,主要用于一些大型网络系统组织中,能够对宽带的使用率进行优化,提升系统内容的兼容性。而后者则属于优先级处理协议,对于数据处理具备一定的局限性。对此,在智能电网调度一体化系统运行过程中,可以优先考虑使用选路信息协议,从而提高系统运行过程的可靠性。 2.7 网络结构一体化 除了上述一体化设计内容外,网络结构也属于非常重要的应用内容,在对其进行一体化设计时,一般会选择两层结构或三层结构。前者主要应用于网络交换设备在20台以内的运行系统,而后者则用于数量超过20台的运行系统构建。相较于两层结构,三层结构的运行稳定性更强、兼容度更高,若条件允许的情况下,也需要优先选择三层结构来网络系统的运行。 3 智能电网调度一体化发展趋势 首先,综合数据平台完善,在上文中已经提到,为了确保智能电网系统运行过程的稳定性,需要做好综合数据平台的完善工作,这也是系统未来发展的方向之一。在具体的完善过程中,需要加强数据采集的及时性、完整性、兼容性,组建标准化的智能电网调度系统,从而提高系统运行的可靠性。其次,安全防护手段升级,这也是未来发展方向之一。目前智能电网调度一体化系统已经实现了二次防护,能够在很大程度上提升数据信息的交互安全性,不过二次防护依旧存在着一些瑕疵问题,在未来发展过程中,也需要对此类内容做好优化工作,使防护网络可以更加完善,从而为电网的稳定运行奠定基础。最后,技术支持系统优化,也是加快系统一体化建设速度的重要依靠,可以利用网络技术组建信息共享平台,对于运行数据进行采集,定期对信息内容进行汇总处理,根据筛选出的有价值信息,对技术支持系统进行优化处理,并且在应用过程中,还可以为调度系统提高技术帮助,使其处于不断完善的状态,也为提升系统运行质量奠定了基础,也为资源的优化配置创造了应用条件。 4 结语 综上所述,电能已经成为城市经济发展的重要能源支撑,而电网调度则是维持电网稳定运行的核心内容。在电网功能属性要求不断提高的背景下,需要做好智能电网一体化设计工作,提升系统的运行效率和质量,从而提高系统运行可靠性,为城市经济的可持续发展奠定基础。
  • [资讯] 我国煤炭勘查的现状及发展趋势
    摘要:0 引言 煤炭勘查作为我国现阶段煤炭行业发展的重要环节,其勘查质量不仅直接影响到我国煤炭资源的管理和应用,同时也直接对我国能源行业的创新和发展起着关键作用。因此,煤炭勘查部门及其领导部门必须加大对煤炭勘查工作的重视力度,尤其重视现阶段煤炭勘查工作的现状及存在的问题,并采取有效措施解决当前煤炭勘查工作发展的问题和瓶颈,有效借助现代网络和信息科技创新煤炭勘查工作发展路径,为我国煤炭能源及其他行业的发展创造良好的发展环境。 1 我国煤炭勘查的现状分析 1.1 勘查技术水平较低,工作效率低 煤炭作为当前我国能源生产与消费的主要资源,其勘查工作在整个煤炭开发与利用工作中起着不可替代的重要作用。但从当前煤炭勘查工作的现状来看,技术手段水平较低进而导致煤炭工业发展的原动力不足,是当前我国煤炭行业发展的主要问题。首先表现在我国煤炭工业劳动力投入与煤炭产量占比不协调上,相较于世界其他采煤国家的人均年产煤量,我国受技术装备及勘查手段等因素限制,人均年产煤量明显较低。同时,我国地质条件较为复杂,对煤炭勘查工作的技术、经验等方面要求较高。而受资金紧张等问题的影响,在勘查技术、勘查装备等的更新方面表现出了一定程度的滞后性,不仅影响了煤炭勘查工作的开展效率,同时也不利于我国煤炭行业的整体发展。 1.2 勘查工作专业化人才较少,发展动力不足 现阶段我国能源供需形势的紧张进一步加大了我国煤炭勘查工作的压力,同时,具备专业技能和丰富经验的勘查人才不足也直接导致了当前煤炭勘查工作缺少强大的发展动力,进而影响我国煤炭工业的创新。首先,受我国煤炭资源分布状况、地质勘查要求等客观性工作要求的影响,我国煤炭勘查与开采工作的难度较大。而专业化勘查工作人才在工作选择上往往会忽视煤炭资源储量丰富的西部地区及其他边远地区,进而导致煤炭勘查工作要求较高的地区缺少足够的专业化人才。另一方面,当前我国煤炭勘查工作在培训力度和内容上表现不足,严重影响了我国煤炭工作的发展活力。 1.3 煤炭勘查报告质量存在明显问题 煤炭勘查报告作为勘查工作的重要文件,必须保证内容的真实性、科学性和全面性,才能为后续煤炭开采与利用工作的顺利进行提供有效依据。但从现阶段我国煤炭勘查工作的发展现状来看,煤炭勘查报告质量存在较多问题。比如,勘查工作资料准备与管理工作不到点位,其内容编制未按相应工作规范严格进行,只对勘查结果进行简单描述,缺少对勘查地区地质状况、煤炭资源储量等指标的针对性描述。其次,对勘查工作报告的编制人员要求较低,如工作资历、勘查经验、勘查技术水平等方面未进行严格考核,不仅导致勘查报告存在漏记或少记现象,同时,勘查现场技术人员和管理人员对最新煤炭勘查技术及操作规范的不了解,极易导致勘查报告资料与实际勘查工作存在偏差,影响勘查工作的整体质量。 2 我国煤炭勘查的发展趋势 2.1 强化煤炭勘查技术手段更新,保证煤炭资源供给 基于现阶段我国煤炭资源消费供需矛盾紧张的基本现状,从煤炭勘查工作角度来看,进一步加大勘查技术手段及装备的更新和发展,对于保证煤炭资源供给、缓解我国能源紧张的现状具有极为重要的现实意义。比如,根据当前我国煤炭资源分布的地质状况,进一步明确煤炭勘查工作中重点勘查区的勘查方法和原则,因地制宜地推广煤炭勘查技术手段的应用与更新。同时,加大对世界其他采煤国在先进勘查技术、理念及装备方面的学习和引进力度,不断创新我国煤炭勘查工作的硬件设施等综合条件,降低我国煤炭勘查工作的发展难度。 2.2 重视煤炭勘查人才队伍的建设与培训 重视并强化当前我国煤炭勘查人才队伍的建设与培训,是确保我国煤炭勘查工作的开展效率和质量的有效措施,也是当前我国煤炭勘查工作发展趋势的重要选择。因此,相关领导与管理部门要加强对煤炭勘查工作的重视力度,加大资金、技术等优势资源的投入比例,尤其是经济欠发达地区在煤炭勘查专业化人才引进上的资金扶持,不断提高和激励具备现代化专业勘查技能与综合素质的人才参与经济欠发达地区的煤炭勘查项目。更为重要的是,相关部门要加大对当前已有的煤炭勘查人才队伍的培训与建设,积极开展勘查技术与经验交流会、外出培训或进修等多种形式的人才发展工作,提升其对先进勘查技能与模式的掌握程度,为我国煤炭勘查工作的发展提供坚实的人才储备。 2.3 严格遵守煤炭勘查报告的基本原则 严格遵循煤炭勘查报告的编制规程和规范是当前我国煤炭勘查工作创新与发展的基本原则之一。首先,要严格确保煤炭勘查报告的客观性、真实性和准确性,勘查报告内容与形式必须完全符合实际勘查工作的过程和结果,对于勘查手段、进度等内容的记录必须严格按照勘查工作任务要求进行。同时,进一步明确煤炭勘查报告的编写要求以及报告编录人员的资历考核标准,确保煤炭勘查报告的质量符合煤炭开发工作的要求,为我国煤炭工业的发展提供更好的保证。 3 结语 煤炭勘查是现阶段煤炭工业建设与发展的重要内容,其勘查手段、理念和具体方案必须保持先进性、时代性和创新性,并能够最大程度上满足当前我国经济发展对煤炭资源的需求。因此,保证并提高我国煤炭勘查工作的质量和效率对于提升我国国民经济发展水平至关重要。相关部门要时刻关注煤炭勘查部门的工作现状和效率,加大资金、技术和人才等优势资源的支持与投入,最大程度降低现阶段煤炭勘查工作的发展难度,为煤炭勘查工作开辟新的发展思路创造良好条件。

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