今天从在南京召开的2024国际标准化大会上获悉，国际电工委员会（IEC）发布了首个关于智能传感技术的白皮书《未来电网智能传感技术》，深入探讨了数字电网的发展趋势和技术路线，涵盖了发电、输电、变电、配电、用电、碳排放等多个关键领域，为微型智能传感技术在这些领域的应用提供了标准布局，并构建了未来数字电网传感技术的国际标准框架。 《未来电网智能传感技术》是由我国专家作为项目负责人，牵头组织中、德、美、加等国专家共同制定的。这是我国在关键和战略性新兴技术领域标准研究的最新成果，体现了中国落实“双碳”目标构建新型电力系统，在技术研究、成果转化、产业应用等方面走在世界前列。 基于此项成果，我国将发起成立新技术机构，预计在未来3到5年内，在发电、输电、变电、配电、用电等多领域布局10余项微型智能传感技术国际标准。

美国能源部(DOE)加速核能创新门户(GAIN)计划近日宣布，将为两家美国企业提供支助，以加速可降低核电厂运营成本的先进核技术的创新和应用，并进一步开发未来用于先进反应堆的熔盐燃料。

安特吉运营公司(Entergy Operations)将与橡树岭国家实验室合作，建立实时预测模型，可减少核电厂目前采用的人工轮询和资源密集型监测工作。以数据为导向的新方法预计将降低运营成本，同时减少设备故障，并确保核电厂运营的可预测性。

加拿大特里斯特尔能源公司美国子公司(Terrestrial Energy USA)将与太平洋西北国家实验室合作，分析用于该公司一体化熔盐堆的熔盐燃料，以更好了解它在正常运行和事故工况下如何响应温度变化。

这是该计划2024财年授予的第三轮支助。获得支助的企业不会直接获得财务资助，而是能源部向国家实验室提供资金，以帮助企业克服关键技术和商业化挑战。受支助的企业至少承担20%的费用，可以是实物捐助，以获取国家实验室综合设施的广泛核研究能力和专业知识。

“打造一条颜色更亮、清洁替代率持续向上的成长曲线。”《新时代大庆油田当好标杆旗帜建设百年油田发展规划》为大庆油田“当好绿色低碳转型的标杆”写明了行动路径。 多年来，大庆油田加快智能化绿色化改造，稳步推进二氧化碳捕集、利用及封存（CCUS）技术研发与应用。截至目前，大庆油田已累计捕集二氧化碳超120万吨，减少的二氧化碳排放相当于1000余万棵树20年的碳汇储量，约等于340多万人一年呼出的二氧化碳量。 近日，记者走进中国石油大庆油田天然气分公司（以下简称“天然气分公司”），看到徐深9脱碳操作班班长赵敏正在结合来气量和组分，有条不紊地组织员工调配气量、精准控制关键参数，通过过滤分离、胺液吸收对来气进行脱碳处理。 2013年，针对大庆油田部分气井中二氧化碳含量高的问题，天然气分公司建成投运了大庆油田首套以醇胺法脱除天然气中二氧化碳的净化装置——徐深9天然气净化一期装置，此后又相继投产了徐深9天然气净化二期装置和红压天然气净化装置，不断加强脱碳技术攻关、优化装置运行、加强过程管控，完成了徐深9净化厂智能化升级改造，使装置操作精度、运行质效进一步提升，产能规模不断扩大。 近年来，聚焦国家“双碳”目标，大庆油田统筹部署《二氧化碳产业体系发展规划》，逐步融入二氧化碳液化领域，自主复产芳48液化站，建设并成功投运了乙烯二氧化碳液化装置。同时，大庆油田将液化后的二氧化碳用于油田注入驱油、非常规油气勘探开发等，开辟了变“碳”为宝的绿色新路径。 “我们加快二氧化碳输送管道建设步伐，构建碳源一张网，以此提高碳资源的配置效率，保障碳资源安全稳定供应。”天然气分公司设备技术部副主任张希彬介绍，公司针对不同相态的二氧化碳管道输送方式，围绕管输模式与模型、输送过程泄漏与扩散规律、输送流动安全控制技术等展开深入研究。 记者了解到，天然气分公司积极开拓二氧化碳市场化销售渠道，2023年完成了全国首单液体二氧化碳线上现货交易，创造了新的产业经济增长点。

当地时间6月24日获悉，丹麦政府与参与谈判的组织就农业二氧化碳税达成协议。

根据协议，从2030年开始的过渡期内，丹麦农民将为每排放一吨二氧化碳支付120丹麦克朗(约合125人民币)的税;从2035年开始，将为每排放一吨二氧化碳支付300丹麦克朗(约合313人民币)的税。

该协议还涉及植树造林、减氮和清洁饮用水等问题。

埃克森美孚位于美国德克萨斯州贝敦炼油厂生产低碳氨和蓝氢的计划又向前迈进一步。这家石油巨头获得了法国工业气体公司Air Liquide关键的氢气管道接入权，Air Liquide在该地区已经拥有氢气网络。

据双方达成的协议，Air Liquide将投资8.5亿美元，在该工厂建造、拥有和运营四个空气分离装置。这些装置将从空气中提取氧气和氮气，供埃克森美孚的氨生产设施使用，并建设相关基础设施。

氧气用于化石气体制氢的过程，与碳捕捉和存储相结合使用，生产的氢称之为蓝氢。部分氢气和氮气通过哈柏-博施法反应生成蓝色氨。

双方表示，Air Liquide的装置将主要使用低碳电力，每年供应9,000吨氧气和6,500吨氮气，此外还会利用这些基础设施生产其他工业气体，如氩气、氪气和氙气。

埃克森美孚计划在该工厂生产90万吨蓝氢和100万吨蓝氨。公司已与日本气体公司JERA达成初步协议，将一半的氨出口到日本，并利用该工厂的蓝氢为其运营的附近烯烃设施进行脱碳。

埃克森美孚也计划将部分蓝氢产量提供给当地工业，因此接入Air Liquide的氢气网络极为重要。

埃克森美孚低碳解决方案总裁Dan Ammann表示，全球最大的低碳氢项目和新兴氢气市场的势头不断增强。和Air Liquide的合作促进了我们的贝敦项目，通过现有网络实现氢气分配并确保关键原料供应。

对空气分离装置的最终投资决定(FID)将取决于埃克森美孚对贝敦项目的最终投资决定，公司表示，这还取决于美国政府政策支持和必要的监管许可。

埃克森美孚表示，最终投资决定(FID)还取决于能否获得美国每公斤3美元的清洁氢气生产税收抵免。公司曾威胁要取消贝敦计划，因为美国财政部的草案指导意见将蓝氢排除在最高层次的补贴之外。

近日，国务院印发《2024—2025年节能降碳行动方案》(以下简称《行动方案》)，今明两年的节能降碳工作迎来明确的“时间表”和“路线图”。《行动方案》旨在锚定“十四五”节能降碳目标任务，加大节能降碳攻坚力度，分领域分行业实施节能降碳专项行动，为实现碳达峰碳中和目标奠定基础。

中国工程院院士、华北电力大学新能源电力系统全国重点实验室主任刘吉臻认为，《行动方案》提出的各项行动举措务实有力，对促进非化石能源消费，推动重点领域和行业节能降碳作出了系统安排，将为积极稳妥推进碳达峰碳中和、全面推进美丽中国建设、促进经济社会发展全面绿色转型奠定坚实基础。

提出具体目标

节能降碳是生态文明建设的重要内容，是促进经济社会发展全面绿色转型、实现高质量发展的必由之路。

记者了解到，据初步测算，扣除原料用能和非化石能源消费量后，“十四五”前三年，全国能耗强度累计降低约7.3%，在保障高质量发展用能需求的同时，节约化石能源消耗约3.4亿吨标准煤、少排放二氧化碳约9亿吨。

“在全面梳理、系统分析、深入测算的基础上，《行动方案》提出了单位国内生产总值能源消耗降低、单位国内生产总值二氧化碳排放降低、规模以上工业单位增加值能源消耗降低等具体目标。”国家发展改革委负责同志说。

《行动方案》提出，2024年，单位国内生产总值能源消耗和二氧化碳排放分别降低2.5%左右、3.9%左右，规模以上工业单位增加值能源消耗降低3.5%左右，非化石能源消费占比达18.9%左右，重点领域和行业节能降碳改造形成节能量约5000万吨标准煤、减排二氧化碳约1.3亿吨。

部署十大行动

《行动方案》围绕能源、工业、建筑、交通等重点领域和重点行业，部署了节能降碳十大行动。

在化石能源消费减量替代行动方面，《行动方案》提出，加强煤炭清洁高效利用，推动煤电低碳化改造和建设。到2025年底，大气污染防治重点区域平原地区散煤基本清零，基本淘汰每小时35蒸吨及以下燃煤锅炉及各类燃煤设施。

围绕建材行业节能降碳行动，《行动方案》明确，加强建材行业产能产量调控、严格新增建材项目准入、推进建材行业节能降碳改造。其中，新建和改扩建水泥、陶瓷、平板玻璃项目须达到能效标杆水平和环保绩效A级水平。到2025年底，大气污染防治重点区域50%左右水泥熟料产能完成超低排放改造。

“当前，我国钢铁、有色、石化、化工、建材等行业仍有超过10%的产能能效低于基准水平，大量老旧建筑存在节能措施缺乏、运行管理缺失等问题，急需以点带面、系统推进，提升能源利用效率。”国家节能中心主任刘琼认为，《行动方案》准确把握了全社会能源消耗的主要环节，有助于充分发挥节能降碳的经济效益、社会效益和生态效益。

完善管理机制

为推动《行动方案》各项任务有效落实，《行动方案》围绕评价考核、节能审查、重点用能单位节能降碳管理、节能监察、统计核算等5个方面，提出了完善节能降碳管理机制的具体要求。

“近年来，我国持续完善节能降碳规制标准体系，但能源和碳排放统计核算基础仍较为薄弱，法律法规标准体系有待健全，各类激励约束政策和市场化机制需进一步强化。”刘琼说。

为加强能源消费和碳排放统计核算，《行动方案》要求，建立与节能降碳目标管理相适应的能耗和碳排放统计快报制度，提高数据准确性和时效性;积极开展以电力、碳市场数据为基础的能源消费和碳排放监测分析等。

北京理工大学副校长魏一鸣认为，节能降碳是加快发展方式绿色转型的重要抓手，既利当前、更利长远。“推进节能降碳工作需要政府和市场协同发力，共同破解制度、技术、投资等方面的制约，强化工作支撑保障。”魏一鸣说。

6月26日，由中国能建数科集团联合山东国惠共同投资的3060MW储能基地启动。

3060MW储能基地位于山东省菏泽市单县黄岗镇南部，由中国能建数科集团联合山东国惠共同投资，总投资额超200亿元，是国内首个受端大规模绿电消纳枢纽工程，也是国内首个采用“盐电联营+采储一体化”集群式开发模式的工程，创造了世界最大体量新型储能基地、世界最大规模盐矿定制造腔储能基地、世界首台(套)单机功率600MW级压气储能电站三项新的“世界纪录”。

基地依托当地丰富盐矿资源禀赋，采用定制造腔的模式，规划建设3台单机功率660MW机组和3台单机功率360MW机组，总装机容量为3060MW，预计年发电40亿度，发电转换效率约70%。一期世界首台(套)660MW压缩空气储能电站已完成可研方案评审，预计今年9月开工建设。

据中国石化消息，日前我国首个投入商业开发的页岩气田——重庆涪陵页岩气田累计产量已突破650亿立方米。涪陵页岩气田累计探明储量近9000亿立方米，目前已累计部署立体开发调整井超500口。 页岩气是一种非常规气藏，以游离态或吸附态赋存于页岩裂缝与孔隙中，开采时需要把页岩压碎才能让气体出来，其中水平井钻井和压裂技术尤为关键。涪陵页岩气田的科技工作者们聚焦超长水平井技术难题，开展技术攻关，在优快钻井、精准压裂方面不断积累经验，有效提升单井产量和开发效益。 6月25日，在重庆涪陵液化天然气（LNG）工厂，工作人员从运输管道旁走过。 6月25日，在重庆市涪陵区白涛镇油坊村的涪陵页岩气田白涛产出水处理站，工作人员展示处理合格的产出水。 6月25日，在重庆市涪陵区白涛镇油坊村的涪陵页岩气田白涛产出水处理站，工作人员对双膜减量系统进行巡检。该站采用先进的“预处理+双膜减量化+蒸发结晶”工艺流程处理，产出水中的氯化物等物质被蒸汽蒸发浓缩成工业盐，满足国家环保要求和精制工业盐二级标准要求，处理合格的产出水达到国家污水综合排放一级标准。 6月25日，工作人员在位于重庆市涪陵区江东街道天福村6组的涪陵页岩气田焦页34#电驱压裂平台巡检SCF5000型电驱压裂撬。

6月27日凌晨1时，东方物探西南物探分公司承担的四川盆地卧龙河区块CCUS-EGR三维项目（简称卧龙河三维项目）高效完工。

卧龙河三维项目作为川渝首个CCUS-EGR先导试验项目，是西南油气田为落实国家和集团公司减碳要求、实现“双碳”目标打造的创新技术探索工程。

为推进这一全新工程的实施，西南油气田经过反复论证，在重庆垫江县、长寿区和四川邻水县境内部署了满覆盖面积100多平方公里、施工面积470多平方公里、上万炮次的三维地震勘探工作量。

东方物探西南物探分公司承揽项目后，调集一流队伍、专业装备和技术力量，选派山地勘探功勋卓著的甲级地震队——物探248队领衔负责项目的运行管理，所属的测量、钻井、民爆、排列等工程队伍参与施工。

物探248队精准“捕捉”施工难点，梳理“项目参数强、障碍分布密集、协调难度大”三大难题，制定实施破解方案，对试验炮的激发工作进行精细化，优化激发参数，提高地震原始资料品质，保证目的层地质任务精确。

围绕打造CCUS-EGR先导试验精品工程的目标，项目实施“甲乙方一体化”管理模式，投入测量小组35个、钻机120台、生产排列3万余道，应用智能化地震队系统搭建项目决策指挥平台，强化采集施工组织，严格全生命周期质量管理，促使项目安全高效推进。

施工期间，针对工区密集的地下管网，物探248队与管网运维的8家单位建立联动机制，组建巡线组17个，全面掌握工区24条管线的具体走向，确保了野外定井符合安全距离，提高了测点的一次性合格率。

根据四川盆地的地貌特点，创新震源施工模块化管理，将震源作业区划分为30个模块，灵活安排震源作业车实施穿插施工，提升震源设备采集效率。

首次应用全排列接收模式，增加覆盖次数，提高目的层成像效果。同时，升级“山地井炮源驱动系统”2.0版本，强化爆炸站中继自动切换、自动锁井功能，实现对爆炸站状态的实时监控，确定优先炮井采集区域，最大程度缩短单炮激发整体间隔时间，采集时效提高20%。

卧龙河三维项目于5月20日启动，历时39天，至6月27日安全高效地完成了野外采集工作。

延伸阅读》》》

什么是CCUS-EGR？

CCUS-EGR指的是气藏提高采收率技术，是将二氧化碳等气体注入目标气层的创新采集实验方法。持续把二氧化碳注入目的层，使枯竭气藏变为碳库库址资源，可以挖掘枯竭气藏价值，降低气田稳产难度，促进老气田生产转型。

川渝地区首个CCUS-EGR项目实施意味着什么？

本项目的实施不仅可以推动绿色低碳发展和技术创新与应用，而且可以提高油气采收率，实现碳源循环利用和零排放，打造全链条立体示范基地，为即将在四川盆地启动的类似项目积累经验，为未来CCUS-EGR技术的推广应用起到示范作用。

渤海油田首口超深井

渤中19-6-D1井

顺利完成全部钻井作业

该井井深6088米

创造了渤海油田最深井纪录

标志着渤海油田深井钻井技术

正式迈入超深井行列

按照国际石油通用惯例，井深超过6000米的井为超深井。超深井是获取海底深部油气资源、探索地球深层秘密的不二法宝，但实现超深井钻井作业的难度极大。

渤中19-6-D1井作为渤海油田第一口超深井，所处地质条件复杂，地层温度超过180℃，井底压力最高56兆帕，钻井作业除了要揭开上部多个地质层位外，还需要穿过两座布满裂缝的地下潜山，极具挑战性。

为破解井下温度高、井内压力系统复杂、井下工具易失效的难题，工程技术项目团队锚定目标，开展科技攻关与现场实践，研制了抗高温高润滑钻井液，成功使井下钻具抵御高温，并配套使用精细控压设备，精确控制井下异常压力，为后续深层油气藏开发提供了解决方案。作业实施阶段，工程技术项目团队融合诸多专业技术骨干，建立攻坚队，不断探索作业新思路、管理新模式、生产新技术，深入挖掘工程风险，科学优化作业方案，统筹协调资源，高效组织施工。经过60天的奋战，高质量高效率完成渤海油田第一口超深井的全部钻井作业任务。

目前，渤海油田正在实施的渤中19-6千亿方大气田一期开发项目与渤中26-6亿吨级油田一期开发项目是两个典型的大型深层油气田开发项目。两个深层项目完成后，可以满足千万人口城市一年的基本需求，有利保障我国能源安全及民生保供。

渤中19-6-D1井的成功钻探开辟了渤海油田海上超深层油气开发的新领域，印证了渤海油田工程技术项目团队拓宽开发超深层油气领域的决心，对加快我国渤海油田超深层领域大型油气资源的勘探开发进程、助力渤海油田上产4000万吨具有重大意义。