《未来煤矿地下空间大有可为》

  • 来源专题:中国科学院文献情报先进能源知识资源中心 |领域情报网
  • 编译者: guokm
  • 发布时间:2019-04-22
  • 近日,以中国工程院院士谢和平为代表的专家在《煤炭学报》发表了题为《煤矿地下空间容量估算及开发利用研究》的论文,提出“地下城”建设的战略构想和科研论证。

    该论文系统调研分析了我国煤矿地下空间容量,首次绘制了全国生产煤矿井下可利用空间分布图、距地级市50千米内煤矿可有效利用的地下空间分布图、全国煤矿有序退出井巷可利用地下空间分布图,并由此建立了煤矿地下空间的判识和估算方法,对煤矿采空区可利用地下空间进行了估算。该论文还进行了不同开发利用功能的围岩适建性研究,提出了煤矿地下空间开发利用的六大设计原则和四大设计理念,系统提出了煤矿地下空间利用的方向、技术及构想。结合京西煤矿地下空间的可利用容量、关停顺序和内外部建设条件,提出了合理的开发利用规划目标,设计了京西煤矿地下空间开发利用的构想。

    谢和平表示,深地空间开发利用可分为5个时代:被动式地下空间利用、科学开发地下空间及地下生态城市、深地生态圈构建、深地科学实验室和深地空间舱、深地固态资源液态化开采。其中,4.0时代要开展深地不同深度原位科学实验,构建深部物理学、生物学、医学、岩石力学理论体系,为人类向地球深部进军奠定理论基础。5.0时代需要发明盾构式采、选、充、气化、发电一体化技术与装备,将固态资源直接转变为液态、气态和电能。那时,地下巷道开采有无人机和机器人巡逻、检查和作业。利用煤粉爆炸、瓦斯爆炸产生的能量,在地下3000米深部原位发电,输送到地面的将是电、氢气、液化炭,而不是固体资源。并且,要构建深部原位生态绿色低碳的自循环开发利用体系。目前,其所带领的博士团队正在做探索预研。

    如今,我国已将深地开发列入国家重大科技专项,要全面提升深地工程科学和技术的水平和能力。“国际地下空间利用率大概是30%,而我们国家仅有17%。”谢和平表示,地下空间合理开发利用是现在要先进行预研的国家重大战略科研项目。

    “以煤矿为例,我国现有煤矿地下空间约139亿立方米,到2030年预计将达到241亿立方米,长度约160万千米,可绕赤道40圈。如此巨大的地下巷道空间该如何利用呢?”谢和平说,国外改造和利用废气矿井的用途和形式多样,如利用地热发展地下农业。

    “现在刚刚进入2.0时代,到5.0时代可能还得几十年甚至上百年,但我们可以想象未来的趋势和美好的前景。”谢和平说。

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  • 《石油化工行业发展新能源大有可为》

    • 来源专题:能源情报网信息监测服务平台
    • 编译者:guokm
    • 发布时间:2022-03-19
    • 传统的石油化工行业不仅能生产绿色能源,也可消纳绿色能源,具备发展新能源的条件。目前,不少石油化工企业已开始在此领域实践。但因成本、规模等因素限制,石油化工企业发展新能源动力不足,需要更多支持政策。 今年两会期间,全国政协委员、中国石化北京化工研究院首席专家张明森围绕“发挥传统能源化工企业在新能源发展和‘双碳’中的作用”提出了建议。他指出,传统能源化工企业具备很好的生产绿色能源的基础,同时又可大量接纳绿电、绿氢、地热等绿色能源,应研究制定相应政策,支持相关企业在低碳能源生产和消纳中发挥应有的重要作用。 多位业内人士对记者表示,传统石油化工行业与新能源产业有着天然的结合点,若能充分挖掘利用,未来对于传统能源企业转型乃至助力碳达峰碳中和目标的实现,均具有重要意义。 与新能源有天然结合点 张明森表示,传统能源化工企业由于体量大、发展历史长、中间变化过程多等特点,往往积累了相当体量的可利用土地、建筑屋顶、废旧厂房、废旧装置等资源,为绿色能源的生产提供了很好的基础。张明森指出,以中国石化为例,其旗下适宜于建设新能源项目的低效利用土地、各种建筑屋顶、废旧装置顶面等面积多达10万亩以上。此外,一些装置、油田和企业,比如塔里木油田等,位于偏远甚至沙漠地区,周边可用的沙漠或荒原面积丰富。 具备优良的生产绿色能源基础的同时,传统石油化工企业也能大量消纳绿色能源。 “传统的石油化工企业从勘探开发到工程技术服务再到炼油化工,这些过程中都要消耗大量电力。比如油田和炼厂这些地方的自备电厂,一般都是用化石能源发电,若能与光伏或风电结合,接入绿电,能大大降低碳排放。”中国石油大学(北京)经济管理学院教授孙仁金表示。 下游炼油化工领域同样与绿色能源有很好的结合点。“一是炼油化工生产过程中需要一种比较关键的原料——氢气,可以通过发展新能源产业为化工生产过程提供绿氢,这样就可以降低在原料端对化石能源的消耗和二氧化碳排放;二是炼油化工生产过程中还会消耗大量能源,用以提供动力和热源。如果能够大规模发展新能源产业,就可以置换出这部分化石能源,让炼油化工在生产过程中尽可能使用可再生能源产生的热和电。”石油和化学工业规划院院长助理王钰说。 践行者众多 事实上,一些传统石油化工企业已开始探索利用自身优势,布局新能源产业。 去年底,中国石油首个集中式光伏电站——玉门油田200兆瓦光伏示范项目正式并网发电,树立了中国石油老油田清洁转型的示范标杆。 据了解,玉门油田利用酒泉地区丰富的风光资源,优化风光电开发布局,打造中国石油西部新能源示范基地。2020年11月,该油田第一座太阳能综合利用试点示范项目——老君庙采油厂太阳能综合利用试点示范项目建成投运。该项目总装机容量为887千瓦,年发电总量达155万千瓦时,可减少碳排放1545吨,节约标煤626.2吨。这是玉门油田向新能源业务发展迈出的第一步,为后期光伏项目建设积累了宝贵经验。 去年5月,由中国石化西北油田自主研发的首座移动式光伏发电站正式投运。该站年发电量可达11.68万千瓦时,年碳减排量预计90.7吨。西北油田前线地处塔克拉玛干沙漠,太阳能资源丰富,且地域辽阔,光伏发电具有得天独厚的优势。 另外,目前传统的加油站行业也正在运用光伏电站提升自身效率,中国石油、中国石化等大型石油公司都已经参与其中。例如,于2020年8月投产的中国石化海口龙桥高级旅游服务区加油站光伏项目,利用加油站闲置屋顶资源生产绿色电力,在加油站罩棚与配电室屋顶安装了257.92千瓦的光伏电站,不仅能全部满足加油站的用电需求,多余电量还能供给服务区其他业态。一年可节约标准煤222.84吨,减排二氧化碳579.38吨。 “目前一些传统石油化工企业都在进行相关布局,但规模并不大,不过可为今后大规模应用提供经验和参考。”孙仁金表示。 规模化发展需政策支持 多位专家指出,与新能源结合是传统石油化工行业绿色转型的必由路径,但目前看来,由于诸多条件限制,需要多方面支持。 “传统石油化工企业现在都在布局新能源,但往往因为成本、规模等限制,企业自身的动力并不足。”孙仁金说。 “从技术层面和实施环节来看,传统石油化工行业与新能源结合的难度不大,现在主要面临经济性问题。”王钰坦言,“比如,用可再生能源发电制出来的氢,价格可能是用化石能源制出来的3—5倍,用作化工原料太贵了,需要克服成本高的问题。目前仅可以小规模地试点、探索,但长远看肯定是传统石油化工行业绿色发展的大方向。” 张明森建议,有关部门要高度重视这些传统大型能源化工企业在降碳减排中的作用,主动与企业对接,了解企业在“双碳”发展中的计划、规划,以及在发展过程中遇到的各种困难瓶颈,研究制定相应的政策,支持这些企业实现低碳能源生产和消纳,发挥应有的重要作用。 “建议相关部门制定和完善相关政策,将相关能源化工类企业利用自有工矿区、闲置场地、建筑屋顶等建设光伏发电项目纳入‘整县屋顶分布式光伏’的政策范畴,同等程度推进实施,并享受同等优惠政策。对于企业利用附近沙漠、荒原、山地等发展的风电、光伏等绿色能源项目,在投资、税收、自建电网等方面给予一揽子政策支持。”张明森指出。
  • 《碳中和下可再生能源制氢大有可为》

    • 来源专题:能源情报网信息监测服务平台
    • 编译者:guokm
    • 发布时间:2021-03-24
    • 自2020年9月我国提出2030年碳达峰、2060年碳中和目标以来,储能、氢能受到广泛重视。中国科学院大连化学物理研究所俞红梅提出,可再生能源制氢技术未来可以用到发电储能,可以替代天然气、石油,为碳中和做出贡献。目前可再生能源制氢技术应用效果、制氢成本是业内关注焦点。 3月19日,北极星储能网受阳光电源邀请走进了企业产业园区并实地参观可再生能源制氢示范站,实地了解阳光电源在储能及制氢领域的战略布局和技术应用。 储能未来市场增速与市场容量值得期待 阳光电源以逆变器起家、深耕新能源领域多年,业务布局覆盖光伏、储能、风电及氢能,形成了能源装备生产与电站开发设计两大板块。 据阳光电源负责人介绍,2015年阳光电源和三星SDI成立合资公司,同年开始部署储能业务。目前阳光电源的锂电池产品主要有三元锂电池和磷酸铁锂电池,合计年产能达到5GWh,其中三元锂电池产品具有大功率充放电、高能量密度等特点,主要面向海外市场,磷酸铁锂电池产品最大优势是长寿命,循环次数可达8000次以上。 储能系统集成方面,阳光电源可以提供涵盖发电侧到电网侧、用户侧全场景的储能系统解决方案,系统集成能力达到年产6GWh,2020年阳光电源储能全球出货量已达到800MWh。 阳光电源董事会秘书解小勇先生认为,储能的市场空间未来会比光伏更大,储能未来整个市场增速及未来的市场容量,都很值得期待:“阳光电源在这个(储能)层面上布局的很早,目前我们处在行业领先位置。这也会为阳光电源未来业务增长、利润增长,带来很大的贡献。” 具备制氢全套解决方案供货能力 目前电化学储能主要解决短时间段的电力负荷峰谷挪移,而氢能因具有能量密度大的天然优势,未来在季节性的长时间储能领域或将具有广阔发展前景。北极星储能网获悉,目前国内外传统电解水制氢大都是从电网取电,据测算其用电成本占制氢成本的70~80%,成为影响制氢成本的最大因素,也是阳光电源研究制氢技术的契机所在。 在阳光电源氢能事业部氢能系统研发中心经理江才带领下,我们参观了位于产业园区内的光伏变功率制氢示范站。该制氢示范站整体占地面积约2000平方米,于2020年1月开始设计建造、2020年6月投运,截至目前已进行了大量数据验证实验和测试。 项目光伏装机容量647.28kW,采用2088块310Wp组件、国内主流的1500V光伏系统。核心制氢部分采用集装箱布置,通过DC/DC电源将100Nm3的碱水制氢装置与光伏系统连接,在转换电压等级的同时,还能在光伏功率波动下最大限度提升系统转换效率,提升系统制氢能力。 该项目的一大特点是配置了274kWh储能系统,组成了光储网多模式混合制氢系统。其中储能系统可以将早上和傍晚功率比较低的光伏发电量收集起来到中午集中释放,也可以在中午阳光条件好、647kW光伏板满功率运行时,将高于电解槽额定功率的多余能量储存在储能系统中,待制氢功率不满时再进行释放,进一步提升转换效率。 根据半年多的测试经验及测算,在此套制氢系统中,2kg的原料水经过净化处理、大约用4.9~5.1kWh的电可生产1m3的氢气,氢气纯度可达99.999%,并以气态形式储存在10m3、2兆帕的储氢罐中。此外项目配置一套50kW燃料电池发电系统,每立方米的氢气可产生1.2~1.3kWh电能,转换效率为45%左右,和国际上燃料电池转换效率相当。 据江才说,当前业内做的比较好的氢气售价约45~50元/kg,其成本分散在制氢和储运、加氢等各个环节当中,其中制氢阶段成本占约30~50%。而如果采用加氢站附近或站内制氢的模式,则储运环节成本大幅降低,阳光电源目前正在规划为某加氢站提供1000标方的制氢设备。 阳光电源自2016年开始从事氢能方面技术研究工作,目前可以对外可以提供可再生能源制氢整套系统解决方案和关键设备的供应(包含制氢电源、电解槽、辅助系统、能量管理系统等)。 在碳达峰碳中和宏伟目标下,新能源发电装机将持续大幅增长,未来将对电力系统构成较大挑战,储能、氢能将成为助力新能源持续发展的新动力。中国工程院士衣宝廉提出,氢能、发展可再生能源制氢有利于解决碳排放问题,有利于解决环境问题,也有利于解决我国能源安全问题,“要实现碳中和,就一定要发展氢能、发展可再生能源制氢。” 据国际可再生能源署预测,2030年可再生能源制氢技术将再翻一番达到100GW。在低碳转型的能源发展浪潮下,阳光电源的可再生能源制氢业务将大有可为!