氢能燃烧发电，技术到底怎么样？中、美、德、法、日…
6月16日，有这样一个消息：世界上最大的氢燃料混合项目竣工。三菱电力公司、乔治亚电力公司以及电力研究所(EPRI)已经在位于士麦那乔治亚电力公司麦克唐纳-阿特金森(McDonough-Atkinson)工厂的M501G天然气涡轮机上验证氢气和天然气的燃料混合的可行性，并在部分负载及满载状况下进行相关验证。
该示范项目是北美首个在先进级别的燃气轮机上验证氢燃料占20%的混合项目，在迄今为止同类试验中也是规模最大。
可以完全用氢做燃料用于发电吗？
虽然现在氢能源的应用场景多是将其作为二次能源，但作为一次能源直接燃烧，是完全可行的，它本身就是一种性能极其优良的燃料。没有什么根本障碍使氢不能在燃气轮机、加热器、锅炉或发电等其他能源应用中燃烧、氢与天然气的混合燃烧，或作为纯氢燃烧。
之所以和天然气掺和燃烧，好处是，不仅能增加天然气的燃烧值；还可以利用天然气管道等基础设施，对现阶段氢气运输、氢能的广泛及规模运用开拓更多的可能性。氢的陆地储运成本是出了名的高，天然气管网具有区域广、输送量高、传输距离长及费用低等优势，利用现役天然气输配管网与基础设施掺氢输送，可实现低成本、规模化的氢能供应。
最重要的是，能够大大降低二氧化碳的排放。三菱电机在北美的项目表明，与天然气相比，20%的混合气可以减少约7%的碳排放。
截至今年5月，英国、美国、比利时、德国等国家均已启动了天然气掺氢规划。
英国：2020年1月英国示范项目HyDeploy正式投入运营。该项目是英国首个向燃气中注入氢气以供家庭和企业使用的试点项目，用于向基尔大学现有的天然气网络注入高达20%的氢气，为100户家庭和30座教学楼供气。该项目于2018年成功获得HSE许可，在基尔大学开展20%比例的掺氢实验，该项目的掺氢比例目前为欧洲最高。
意大利：2019年4月意大利公司Snam在南意大利启动了一项天然气掺氢项目，并向该地区的两家工业公司输送了含量为5%的掺氢混合气。2019年底，Snam将该项目的掺氢量翻了1倍达到10%。这意味着Snam每年将向该管道注入70亿立方米氢气。
德国：2019年8月德国公用事业公司意昂(E.ON)的子公司Avacon计划将其天然气管道网的氢气混合率提高到20%。此外德国天然气网络运营商协会(FNB Gas)曾指出，鉴于德国的天然气基础设施较为完善，氢气适合在德发展，并将敦促政府逐年递增天然气管网纳入氢气的比例，如从2021年的1%升至2030年的10%。
西班牙：2022年5月22日，西班牙第二大天然气分销商Nortegas推出H2SAREA项目，这是西班牙第一个向现有天然气网络注入绿色氢气的国家级示范项目。该公司将向其现有的8000余公里管道基础设施注入氢气，目的是为巩固以氢作为西班牙住宅、工业和移动市场的经济脱碳杠杆的地位。
中国：目前国内首个电解制氢掺入天然气项目——由辽宁省朝阳燕山湖发电有限公司承接的国家电投天燃气管道掺氢示范项目已进入试验阶段，试验成功后将建设每小时生产1000立方的氢气生产线。目前已建成每小时生产10立方氢气的生产线，采取水电解制氢方法，通过把氢气经压缩、加储、掺混等环节进入天然气管道，试验结束后将出台一个天然气掺氢的标准，弥补国内空白，把天然气掺氢项目推到市场化去；2021年12月15日，内蒙古科技重大专项 “掺氢天然气内燃机关键技术研发及示范应用” 项目正式启动。该项目实施后，将为我国掺氢天然气（HCHG）内燃机关键技术突破、核心零部件开发、样机研制及工程应用提供技术支撑。
日本：三菱电机在北美的项目之所以能取得成功，还在于三菱电力的氢燃烧经验，以及正在进行的氢燃烧开发，该公司在日本兵库县高崎工厂的氢DLN燃烧达到100%。
困难和挑战
不过“天然气掺氢”也面临着一些挑战。
首先是输送环节的挑战。由于钢材在氢气环境下会产生氢损伤，包括氢脆、氢致裂纹、氢鼓泡等，此外在较高的温度压力下还会发生脱碳和氢蚀。其中氢脆（氢原子进入金属晶格内部，使金属材料内部产生裂纹的现象）是发展掺氢天然气管道输送技术的主要安全问题。
其次是发电环节的挑战。虽然氢燃烧提供了一个很有前途的储能和转换途径，但对于当今的天然气能源转换装置来说，这并不是一种“随时可用”燃料。燃料处理系统、阀门和管道以及燃烧室硬件需要进行更改，以解决污染物排放、可操作性和成本等问题。
使用天然气发电系统烧氢来发电，还有一个可操作性问题，即设备在不停机、不损坏或性能不合格的情况下可靠运行的能力。氢从几个方面影响可操作性，其中回火是将氢气用于天然气的系统中最严重问题，氢的火焰速度比天然气高一个数量级，因为火焰会向上游传播并严重损坏硬件。
最后，它还有一个污染物排放问题。你没看错，清洁能源氢居然也有污染物。它当然不会排放任何微粒或一氧化碳，因为氢燃气不含碳原子。然而，氢燃烧会产生氮氧化物，也就是NOx。本质上，当空气加热到高温时，空气中的氮和氧开始相互反应时，就会产生NOx。因此，与使用氢气有关的挑战是如何实现低NOx燃烧系统。
目前，国际上尚未出台掺氢天然气管道输送系统专用的标准规范，各国天然气气体质量规范中可允许的最大掺氢比例也各不相同
部分国家和地区对天然气中掺氢比例上限的要求 来源：环球零碳
我国目前缺乏专门针对氢气管道的标准，我国天然气管道输送相关的标准规范《煤制合成天然气》（GB/T33445—2017)《进入天然气长输管道的气体质量要求》（GB/T 37124—2018)中，分别规定了混合气体中氢气比例上限不超过5%和3%；两标准分别针对煤制合成天然气和天然气管网，考虑到天然气/煤制天然气生产过程中有氢气，诸如焦炉煤气中氢体积分数约50%、甲烷约30%，且氢气含量作为一项重要技术指标，需严格控制，达到控制和保证天然气/合成天然管网输运安全。可以看出，各国对天然气中氢气含量要求较为严格，即便是开展了掺氢天然气管道输送相关示范和研发工作的国家，对天然气中可掺氢比例依然相当谨慎，相关标准中规定的掺氢比例上限都未超过10%。
前景依旧诱人
由于成本过高，天然气掺氢还面临着来自其他降碳方式的竞争，比如，使用碳捕捉与封存（CCS）装置降碳，按照其市场发展速度，成本将很快降至200美元/吨以下，这将对天然气掺氢降碳产生很大压力。
但直接用作燃料，像天然气一样燃烧，依旧具有诱惑力，因为氢能发电厂将在能源转型中扮演重要角色。
如果有可再生能源，将其转化为氢气并重新通电，能源效率不到40%。但是，当我们将氢气用作长期储存和对各种可再生能源的补偿时，这才有意义。如果需要季节性储能——冬天夏天使用太阳能，秋天到夏天使用风能——氢气就可以完成这一过程。
大规模储氢也将有助于减少大风/晴天期间风力和太阳能发电的减少。绿氢可以增加我们可再生能源的吸纳，因为可以利用原本要被放弃的可再生能源制氢。因此，通过电解（利用电力将水分子分解成氢气和氧气），并将多余的能量储存为氢气，可以真正让电力系统大量扩展可再生能源。一旦能利用过剩的可再生能源电力，那么就可以将可再生能源实际利用率翻一番甚至更高。
挪威石油巨头Equinor和苏格兰公用事业公司SSE最近宣布了一项计划，计划在2030年前在英格兰东北部的凯德比建造一座全新的1.8吉瓦氢气发电站。该项目将可以由低碳的蓝色氢气提供动力，也可用于支持各种可再生能源，特别是是海上风电。
然而，在目前的条件下，使用清洁的氢气发电在经济上还是亏损的。目前绿色氢气的成本估计在2.50-6美元/千克之间，蓝色氢气的成本在1.50-4美元/千克之间。如果清洁的氢气在每千克2.35美元，以使其具有与化石气竞争的成本，需要对应二氧化碳价格为每吨200-250美元。我们距离这一碳价水平仍然很遥远，目前欧盟的碳价格约为每吨50欧元。
虽然，清洁氢气在2035年之前不会用于大规模电力生产，但会在运输和重工业等其他部门发挥效益。预计，在2035-2040年之间各国必须对电力部门进行深度脱碳，届时以氢能为基础的电气化将大规模发生。
来源：流程工业、环球零碳、国际能源小数据