天然气掺氢混合输送成趋势？目前仍处起步阶段

21世纪经济报道见习记者 韩逸飞 成都报道

氢能作为新能源的一种，国家发改委明确将其纳入新型储能方式。钢铁、烧碱等行业每年排放的副产氢气超过50亿方。对于副产氢气，用途一是将氢气纯化后使用，用于燃料电池等；用途二是掺入已经建成的天然气管网系统，用于燃气。

在近日举办的中国城市联盟2023年年会暨第四届氢能学术会上，有专家对天然气掺氢进行了展望，“应用现有燃气管道进行天然气和氢气输送的混合输送是未来天然气管道发展的一个趋势。”

但是放眼全国，天然气掺氢仍处于蹒跚起步阶段，面临种种制约因素。

解决储运难题

中国工程院院士丁文江院士曾指出，氢能是世界公认的清洁能源，在现有的氢能产业链中，储运占到总成本的30%至50%，安全高效的氢能储运技术是决定氢能应用的关键。

“我国氢能在地理分布位置上供应与负荷呈逆向分布，氢气资源‘西富东贫，北多南少’，而在需求上恰好相反，因此氢气的储运技术显得至关重要。储运氢环节难度大，这已经成为制约氢能行业发展的瓶颈。”中氢源安首席营销官刘旭表示。

掺氢天然气清洁高效燃烧是一种环保、高效的能源利用方式，可以显著提高燃气的燃烧效率和减少污染物排放。天津华迈燃气装备股份有限公司董事长唐绍刚认为，现阶段我国氢能的储运仍是很大的痛点，普通加氢站氢气的储运成本占40%左右。“所以可以利用现有的天然气管道中掺入一定比例的氢气，从而达到氢能储运的目的。”

清华大学副教授张扬认为，“绿电制氢-管道掺氢-燃烧利用”是绿氢大规模低成本能源利用的可行途径，绿氢合成氨是解决绿氢储运问题的途径之一。

实践困难重重

根据21世纪经济报道记者在会上了解到的情况，目前英、德等欧洲国家已经开始逐步实施天然气管网掺氢，用于终端设备的项目，但国内由于燃具和燃气相关标准的欠缺，燃气管网掺氢的适应性和安全性有待验证，终端设备的应用则处于起步阶段。不仅如此，在天然气管道掺氢技术上还面临关键问题认识不足、实践经验不足、规范标准缺失等问题。

21世纪经济报道记者还了解到，对于天然气掺氢来说，不少专家认为，现阶段天然气管道输氢仅适用于城市管网，很难将其应用到长途运输的干线管网中。张扬还提出，氢、氨与天然气在热值、火焰温度、传播速度、辐射特性等方面差异巨大，天然气掺氢、掺氨燃烧技术存在系列挑战。

一位燃气公司的员工直言，每标方氢气的价格远比天然气的价格高，但是热值只有天然气的1/3，如果天然气管道掺氢，在终端提供同一热值，氢气的价格应该是天然气价格1/3。“按照北京目前天然气门站价格在2.6元左右，按照1/3价格计算，氢气的价格就应该是0.78元，但这个价格甚至低于制氢的成本。减少天然气的运输量，花更多的钱购买昂贵的氢气而产生更低的热值，应该没有哪家企业愿意这么做。”

坚持天然气管网掺氢尝试

尽管天然气掺氢发展仍存有一定挑战，但我国能源企业仍在孜孜不倦进行天然气管网掺氢的尝试和部署，力图突破技术瓶颈，促进能源产业体系升级。在宁夏银川宁东天然气掺氢管道示范平台，氢气被以一定体积比例，掺入天然气之中，利用现有的天然气管道进行输送。一条管道，同时运送天然气和氢气，一举两得，这为我国今后实现大规模、低成本的远距离氢能运输提供了技术支撑。

张扬提出掺氢燃烧技术关键点是要防止燃烧器喷嘴烧蚀、控制热力型NOx生成以及抑制燃烧震荡。

唐绍刚表示，虽然现在天然气掺氢在我国还处于起步阶段，项目也基本处于实验性质，基础参数和运行经验十分匮乏，但其相关参考规法已在规划中。“中国标准会组织，国电头牵头起草的《天然气掺氢混气站技术规程》已经发布，允许最大掺氢比例20%；中国工程建设标准协会和市政西南院、华北院的《城镇民用氢气输配技术规程》已经进入审核阶段。”

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