面对能源低碳转型的趋势，天然气掺氢是氢能发展的重要方向，也是助力我国实现“双碳”目标的有效途径之一。利用在役天然气管道进行掺氢输送，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方向之一。当前，我国各地相继开展天然气掺氢项目，天然气管道掺氢输送相关技术研究如火如荼。

掺氢比例最高可达30%！

4月，中国石油对外发布消息，用现有天然气管道长距离输送氢气的技术获得了突破。这为我国今后实现大规模、低成本的远距离氢能运输提供技术支撑。

在宁夏银川宁东天然气掺氢管道示范平台，记者看到，现场正在进行天然气管道输氢加压和测试。工作人员称，天然气掺氢技术是将氢气以一定体积比例掺入天然气之中，利用现有的天然气管道进行输送。

目前这条天然气管道中的氢气比例已逐步达到24%，也就是说每输送100立方米掺氢天然气，其中就包括了24立方米的氢气。经过了100天的测试运行，这条397公里长的天然气管线，整体运行安全稳定。

专家表示，截止到2022年底我国油气管道的总里程达到18.5万公里。以目前我国天然气消费量计算，当掺氢比达到20%时，可运输1000多万吨氢气，约合5600多亿度绿电，氢气成本也会大幅度下降。

7月14日12时30分，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。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，成为鄂中区域公司高质量发展新的增长极。

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，实现较高的能源综合利用率，替代了区域的分散锅炉，为荆门高新产业园亿纬锂能、格林美、恩捷等重点大型上市公司提供热力供应。

“30%掺氢燃烧，此前在国际上没有商业机组实现过这么高的比例。”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。

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着火点等燃烧条件不同，易产生回火难题。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。通过多种实验找到混合气体的中间值，团队最终攻克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具备纯天然气和天然气掺氢两种运行模式的兼容能力，可在0%—30%掺氢运行条件下自由切换。

具有五方面益处

天然气掺氢技术既能实现氢能的大规模储存，又能高效低成本地输送氢气，实现“氢进万家”，是降低天然气利用过程碳排放强度以及保障燃气供应安全的有效途径。发展天然气掺氢技术的前景和意义主要体现在能源储存、能源输运、能源消费、能源安全、能源科技等五方面。

其一，能够大规模利用可再生能源制取的绿氢，实现大规模氢储能，有效解决大规模可再生能源消纳问题。由可再生能源制取的“绿氢”，被认为是氢能发展的未来方向和终极路线。以我国目前的天然气消费量计算，通过天然气掺氢比例为10%（体积比）时，具备300多万吨/年的氢气消纳能力，消纳1700多亿千瓦时绿电。预计2030年通过天然气管道掺氢可具备消纳绿氢150万吨的能力，可利用绿电834亿千瓦时。

其二，可实现氢能长距离、低成本、大规模输运，有助于突破运输瓶颈，推动氢能产业规模化发展。我国天然气管道基础网络已基本形成，现有的天然气基础设施及管网是一个巨大的输送系统。天然气管道掺氢输送终端提氢的有效经济距离大于200千米，输送成本为0.3~0.8元/（千克·百千米），大幅低于长管拖车和液氢罐车。

其三，有助于实现工业、建筑等领域的深度脱碳，实现“氢进万家”，成为各国碳减排的战略性选择。在掺氢比例为10%和20%的情况下，可实现天然气碳减排3.5%和7.6%（等热值计量）。我国已将天然气掺氢技术纳入《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》。利用天然气掺氢技术有助于实现我国终端利用的碳减排，预计到2030年，天然气掺氢技术的碳减排潜力可达到10百万~20百万吨/年。

其四，有助于缓解天然气供应压力。当前我国天然气对外依存度接近50%，到2040年前，我国对天然气的需求仍处于增长阶段。用掺氢天然气作为燃料可缓解天然气的供应压力，预计2030年通过掺氢可替代天然气约51亿立方米/年。

其五，能够带动氢能全产业链的科技创新，提升国家能源领域高端装备制造技术水平，推动能源绿色低碳转型。预计到2030年，天然气管网掺氢比例最高可达30%，每年约150万吨绿氢掺入管网，全产业链年产值将达到500亿元。

需系统解决输送及利用难题

由于氢气与天然气存在密度、热值、扩散特性、燃烧特性等方面的物性差异，天然气管道掺氢会带来三方面的挑战：在管网方面存在材料相容性、管道完整性等风险；在终端燃烧器方面存在燃料互换性、安全性等影响；在顶层设计方面缺乏相关专项规划及标准体系。发展天然气管道掺氢输送及终端利用涉及政府、天然气中下游企业、氢能中上游企业、科研院所与设计院、关键设备制造企业等多个主体。为系统性解决天然气管道掺氢输送及终端利用相关技术和产业发展面临的挑战，提出以下六点建议：

制定氢气管道输送（掺氢/纯氢）专项规划，制定适合国情的天然气掺氢产业发展实施路线图，统筹推进天然气掺氢规模化应用。

建立健全符合我国国情的天然气掺氢产业安全监管、技术与运营管理标准体系，保障天然气掺氢产业健康安全有序发展。在现有天然气管网监管框架的基础上，完善天然气掺氢工程建设的监管审批流程。在加强核查燃气管网安全状况及保障气体品质满足应用范围的前提下，开放管网资源，为掺氢提供便利。

加大对天然气掺氢全产业链的补贴政策及金融支持。加快制定产业链各环节项目基准收益等投资论证的科学决策依据，坚持市场主导与政策驱动并行，逐步建立科学合理的产业补贴政策与退坡机制。

加强“政产学研用”机构合作，集中优势力量攻关，促进全产业链协同发展，建立有效的共享平台与合作机制。成立行业氢能专委会，引导行业培育健康可持续的天然气掺氢产业生态圈，促进多方参与，携手开辟天然气掺氢发展的新局面；动员油气企业和燃气企业加大投入，组建天然气掺氢产业创新联盟。

构建天然气掺氢适应性评估方法及数据库平台，积极推进天然气掺氢的应用示范，实现“氢进万家”。完善长输管网、城镇管网和点供用户等不同场景下的氢源、管网设备和终端用户的适应性评估，形成开展天然气掺氢示范工程建设的评估流程，持续收集基础研究和示范工程测试数据，促进形成行业共识，指导新建项目建设。

成立天然气掺氢国家级工程技术研究中心，加强天然气掺氢关键技术研究。建立天然气掺氢综合试验平台，深化基础与应用研究，开展关键技术攻关。培养复合型创新人才，鼓励高等学校加快氢能、天然气、综合能源等学科建设和人才培养，推动开展天然气掺氢领域国际科研合作和技术交流。

文章来源： ​中国电力新闻网，科技日报，光明网