天然气掺氢：减排和氢能运输两手抓

图为荆门燃机项目。 本报记者 孙瑜摄

7月14日12时30分，国家电力投资集团有限公司（以下简称国家电投）湖北公司鄂中区域公司荆门燃机项目热网东线工程高能环保段蒸汽正式并入主管网供汽。该项目特色在于，其在重型燃机商业机组上成功实现了30%掺氢燃烧。这将提高荆门燃机项目的供热能力和可靠性，增加零碳热源点。

(相关资料图)

天然气掺氢，被业内认为是未来实现氢能大规模输送、解决氢能供需错配的重要路径之一。此次在重型燃机商业机组上实现的30%掺氢燃烧改造和运行需要克服哪些困难？下一步，天然气掺氢又该如何走？

高比例掺氢要攻克回火和排放难题

走进国家电投荆门绿动能源有限公司，记者见到了大型调压设备、配套管道设施、燃机控制系统以及4根卸氢柱。

“氢气供应商通过高压管束车将氢气运到公司卸氢柱，氢气卸下来后要进行2次调压，然后在混氢罐同天然气进行掺和，最终通过燃机产生电、热。”国家电投湖北鄂中区域公司负责人于红伟向科技日报记者介绍了荆门燃机项目运行流程。他告诉记者，项目配套建设了热力管网，以电、热、水、冷多联供的方式实施综合能源供应，替代了区域的分散锅炉，实现了较高的能源综合利用率。

“此前，在国际上没有商业机组实现过30%掺氢燃烧这么高的比例。”于红伟表示，为实现30%天然气掺氢燃烧试验，科研人员攻克了多项难题。其中，最困难的当属回火和达标排放问题。

回火是指正在燃烧的气体火焰引燃了还未燃烧的可燃混合气的现象。于红伟解释道：“氢气和天然气具有不同的物理化学特性，这导致两者在管道中的燃烧条件不同，易造成回火。回火极易破坏燃烧稳定性，对点火器和管道设备都会产生极大的损坏。”

面对这一难题，项目团队对燃机的燃烧器和控制系统进行了改造，多次进行掺氢试验和设备调试，最终找到了混合气体的中间值，攻克了燃机高比例掺氢带来的回火难题。

不仅如此，项目团队还实现了大规模掺氢掺混精准控制技术与燃机的联调技术，使改造后的燃机机组能够兼容纯天然气和天然气掺氢两种运行模式，可在0%—30%掺氢运行条件下自由切换。

“在环保方面，降低掺氢天然气的氮氧化物排放是一大难题。”国家电投湖北公司鄂中区域公司副总经理白红涛说，由于混合气体带来的变化，原有天然气排放调节系统难以适应新的工况，难以达到氮氧化物排放低于50毫克每立方米的国家规定。

“通过反复实验和对设备进行调试改动，燃机最终实现了氮氧化物达标排放。”白红涛表示，目前燃机在掺氢运行过程中，环保排放等各项指标合格稳定。

大规模商业应用要降低用氢成本

在现役天然气机组中增加氢燃料来源，不仅能够保证冬季供暖安全稳定，同时还能有效减少天然气用气量，减少碳排放。白红涛说，仅荆门一台54兆瓦的燃机在掺氢30%情况下每年就可减少二氧化碳排放1.8万吨以上。

相关数据显示，截至2020年底，全球天然气掺氢项目约有40个。多个国家已将天然气掺氢的应用列入国家规划中，旨在通过天然气掺氢技术实现建筑和工业供热领域深度脱碳。

天然气掺氢具有减碳、促进制造业升级、调整优化产业和能源结构等重要优势。于红伟表示，在探索大规模天然气掺氢商业应用方面，荆门燃机项目还要降低用氢成本。

白红涛给记者算了一笔账：目前荆门燃机项目购买1立方米天然气大约需花费2.7元，购买1立方米氢气需要花费3元，而氢气的热值却仅为天然气的三分之一左右，这意味着燃烧约3立方米氢气才能产生燃烧1立方米天然气的热量。“什么时候1立方米氢气的价格降到0.9元了，掺氢燃烧就具有经济效益了。”他说。

这也为全国其他地区天然气掺氢项目提供了启示：在具有制氢、输氢、储氢区位优势的地方，掺氢项目更具大规模商业化优势。

除降低用氢成本外，打开天然气掺氢大规模商业应用场景，还需进一步完善顶层设计和相关标准体系，推进终端燃气技术迭代，加强掺氢天然气应用安全风险管理。

今年3月发布的《天然气管道掺氢输送及终端利用可行性研究报告》预测，“十四五”时期，我国预计新增天然气管道掺氢示范项目15—25个，掺氢比例达到3%—20%，氢气消纳量每年15万吨。

中国城市燃气协会理事长刘贺明认为，我国具备较好的发展天然气管道掺氢输送技术的产业基础。“目前我国城镇用气人口有5.3亿人，天然气管道长度达113.5万公里。未来15—20年，我国天然气产业将得到进一步发展，天然气管网基础设施建设将为氢能运输提供更大可能性与空间。”

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