碳中和背景下氢燃料燃气轮机技术现状及发展前景

秦锋，秦亚迪，单彤文

(中海石油气电集团有限责任公司，北京 100028)

2015年由近200个国家参与的巴黎气候大会通过了《巴黎协定》，旨在将全球平均气温升幅控制在2 ℃以内，争取控制在1.5 ℃以内，以此来应对人类活动带来的气候变化问题[1]。2020年第75届联合国大会上，中国提出力争在2060年前实现碳中和。国内多家研究机构对近期能源转型时期以及远期碳中和时期的能源发展路径及能源结构进行了深入探讨和研究[2-5]。《中国2030年能源电力发展规划研究及2060年展望》报告结论显示，2060年我国电力总装机容量约8.0 TW，其中风电及光伏合计约6.3 TW，成为电网中的绝对主力电源，氢燃料发电预计装机达到0.25 TW，其在电网中主要起调峰作用。

可再生能源的规模化发展以及快速增长的调峰需求将会促进氢燃料发电的发展，进而成为电源侧重要的灵活性电源之一。大规模氢燃料发电的关键设备是氢燃料燃气轮机(以下简称“燃机”)。本文通过对国内外相关文献进行调研，总结目前对于含氢燃料的研究进展。综述全球主要燃机厂商氢燃料燃机技术历史经验、技术现状、面临的问题以及未来技术发展路线，列举燃机厂商含氢合成气发电示范项目或者与新能源发电制氢相结合的氢燃料发电示范项目情况。针对氢燃料燃机技术未来发展前景、在电网中的定位以及氢燃料发电经济性进行初步分析与探讨，认为氢燃料燃机发电将成为我国碳中和时期的重要灵活性电源之一，并且将在实现碳中和前10～15年得到快速发展。

1 氢燃料燃机技术研究现状

1.1 含氢燃料特性研究

干式贫预混燃烧技术是目前重型燃机中主要应用的低NOx控制技术[6]。贫预混燃烧的火焰稳定性较差，还可能出现振荡燃烧和熄火等问题，需要在燃机燃烧器设计和运行时重点关注[7-8]。氢气是一种反应活性较高的气体，天然气中加入氢气可以扩展燃料贫燃极限，保障燃烧的稳定性，同时不影响CO和HC的排放[9]。近年来，国内外学者对混氢天然气有一些研究、测试及应用试验，天然气中的主要成分为甲烷，甲烷含量会影响不同氢气含量的测试结果。美国DENVER项目的测试结果显示，5%质量分数氢气与天然气的混合燃料可以使碳氢化合物、CO2和NOx排放降低30%～50%，同时氢气含量的增加也会降低CO2的排放[10]。美国国家可再生能源实验室对含氢天然气燃料进行了研究，结果表明在天然气中掺入20%(体积分数，下同)的氢气可以降低50%的NOx排放[11]。

氢气的加入会导致传统碳氢燃料的物理和化学性质发生较大变化，氢气会拓宽传统碳氢燃料的可燃范围，加快燃料的火焰传播速度，提高燃料湍流燃烧中的燃烧速度，避免局部熄火。在燃机中，火焰速度是判断燃烧室是否存在火焰从燃烧区上游传播到预混区(靠近燃料喷嘴)现象的一个重要指标。在旋流稳定的燃烧室中，向天然气中加入氢气，轴向动量的増加及流动旋流度的降低，使得燃烧回流强度被削弱，回流量减少，但使火焰锋面褶皱加剧，火焰面的面积增加，燃烧速度加快[9]。绝热和完全燃烧条件下，氢燃料的火焰温度比天然气高近300 ℃，而且层流火焰速度是天然气的3倍以上，但是着火延迟时间却比天然气低3倍以上(着火延迟是指燃料与空气混合物在其温度高于燃料着火温度的情况下并不立即着火燃烧的一种现象)，因此控制燃氢火焰温度的难度要高得多。

1.2 适应含氢燃料的燃机结构研究

氢气的加入向干式低排放燃烧技术提出了特殊的挑战，燃机设计工况以及燃烧室设计因氢气含量不同而有差异。一般的燃机是按照标准燃料(如天然气等)设计的，由于氢气的热值、火焰传播速度、密度、比热容等不同于天然气，当燃烧室用于燃烧氢气时，需要对燃烧室结构进行调整，如腔体大小、射流孔及掺混孔位置等[12-14]。

氢的低位热值为10.8 MJ/m3(标准状态，下同)或120 MJ/kg。相比之下，纯甲烷的低位热值为35.8 MJ/m3或50 MJ/kg。氢的质量能量密度是甲烷的2倍，但从体积上看，氢的能量密度约为甲烷的三分之一，因此需要3倍体积的氢气提供与甲烷相同的热量。一般而言，特定燃烧系统匹配特定火焰速度范围的燃料，由于甲烷和氢气在火焰速度上的显著差异，用于甲烷(或天然气)的燃烧系统可能不适合用于高富氢燃料。典型的干式低排放燃烧系统可以适应少量的氢，但这些燃烧系统无法处理中、高富氢燃料。燃用高富氢燃料需要为不同燃烧条件专门设计的燃烧室、新的燃料辅助管道和阀门，以及可能需要升级燃机外壳和通风系统等。

王阳墚旭等人针对含氢燃料燃机环管型燃烧室结构，借助热力设计计算方法进行了优化设计和改进，提出将燃机燃烧室的腔体长度、扩压器长度、火焰管直径、火焰管长度、燃烧室的最大横截面积、主燃孔/补燃孔到旋流器的距离扩大为原来燃用天然气时的1.4～2倍[15]。

干式低排放燃烧室通常使用基于稀预混燃烧技术的常规旋流式预混喷嘴，但是该燃烧室燃用富氢燃料气时易发生喷嘴内部自燃和回火问题[16-17]。研究人员为解决这一问题，希望针对富氢燃料开发低排放燃烧装置，贫燃料直接喷射技术应运而生。贫燃料直接喷射技术可以避免预混过程中的自燃和回火问题，但不均匀混合会导致火焰局部高温，一定程度上增加NOx排放。V. McDonell等人根据“多点喷射、多点燃烧”理念，研制了富氢燃料微小混合喷嘴，对喷嘴的机械结构进行了精巧设计，实现燃料与空气的分层喷射，使得燃料与空气的接触面积增大，强化了着火前燃料与空气的混合，即使燃烧温度达到1 577 ℃，NOx排放量仍可控制在20 mg/m3﹝氧量(指氧气的体积分数，下同)15%)﹞以下[18-20]。采用微小喷嘴的单个燃烧室需要配置上百个贫燃料直接喷射喷嘴，在燃烧室结构和燃料控制策略上与现有燃机有较大差异。于宗明等人基于阵列驻涡燃料-空气预混的概念，设计了阵列驻涡预混喷嘴，利用模型实验研究了甲烷、合成气(CO、H2、CO2)和不同氢气含量的H2-N2混合气体在燃烧室的性能。结果表明，采用阵列驻涡预混喷嘴的干式低排放技术可以在F级燃机燃用富氢燃料，运行安全且噪音较低，多数工况下NOx排放低于50 mg/m3(氧量15%)[21]。

华能集团研发了一种富氢燃料燃机喷嘴结构，包括中部的液体燃料通道，通过对空气通道、旋流器的巧妙设计，配合内壁上恰当设置的稳焰孔以及遮焰环，可以实现燃料稳定、安静燃烧，同时降低喷嘴内壁的温度，保证喷嘴的安全性，延长喷嘴寿命[22]。

使用氢燃料还面临着与整体安全相关的操作风险。首先，氢火焰的亮度很低，肉眼难以发现，这就需要设置专门的氢火焰检测系统；其次，氢气具有比其他气体更强的渗透性，原天然气输送采用的传统密封系统可能需要用焊接连接或其他适当的组件来取代；第三，氢气比甲烷更易燃易爆，相比甲烷而言，氢气的爆炸极限范围宽的多[23]。因此，氢气泄漏会增加安全风险，需要考虑改变操作程序以及防爆危险区域划分等问题。

2 燃机厂商的氢燃料燃机研究进展

限制CO2排放已成为全球共识，传统以天然气为燃料的燃气蒸汽联合循环发电是一种清洁低碳电力，但化石能源的属性一定程度上影响了其未来的市场空间，氢能的发展以及氢能未来在能源行业的应用前景使得各大燃机厂商看到了新的业务方向。电力行业在未来几十年里将进行深度脱碳，全球主要燃机厂商正在开发可燃用高富氢燃料的燃机，通过先进的燃烧室设计技术，使未来的燃机可以燃烧纯氢燃料。

2019年以来，三菱日立动力系统公司、通用电气发电公司、西门子能源公司和安萨尔多能源公司等主要燃机厂商均针对氢燃料燃机推出了相应的发展计划，开启了富氢燃料甚至是纯氢燃料燃机的研究、开发、优化、测试及示范应用工作。

2.1 三菱日立动力系统公司

三菱日立动力系统公司认为借助氢燃料燃机可以推动全球实现以可再生能源为基础的“氢能社会”，该公司希望在以往含氢燃料燃机设计及制造的经验积累上，通过进一步的投入及研发，未来10年内能够实现燃机燃烧纯氢燃料的目标。

自1970年以来，三菱日立动力系统公司业已为客户生产制造了29台氢气含量30%～90%的氢燃料燃机，总运行时间已超过3.5×106h。在保证燃机高热效率的同时保持低NOx排放，是氢燃料燃机技术的关键。相比天然气，氢气的火焰传播速度更快，富氢燃料的火焰更靠近喷嘴，有回火风险，燃烧过程中放热与压力释放耦合易产生燃烧振荡。为解决以上问题，三菱日立动力系统公司提出将开发干式低排放技术和注水/主蒸汽技术结合的燃烧室，在保证低NOx排放的同时实现较宽的燃料适应范围，使燃烧器能够燃烧富氢燃料。2018年，该公司开展了大型氢燃料燃机测试，氢气含量30%的氢燃料测试结果表明，新开发的专有燃烧器可以实现富氢燃料的稳定燃烧，与纯天然气发电相比可减少10%的CO2排放，联合循环发电效率高于63%。该公司认为，已在运行的燃机仅通过燃烧器的升级改造即可实现燃烧富氢燃料，控制用户燃料转换的成本。

2.2 西门子能源公司

与三菱日立动力系统公司相似，西门子能源公司在氢燃料燃机开发方面需要解决的关键问题也是NOx低排放和回火控制问题，但是与三菱日立动力系统公司不同的是，西门子能源公司仍将在氢燃料燃机中继续采用干式低排放技术。西门子常规旋流稳定火焰结合贫燃料预混燃烧的干式低NOx排放技术可以适应氢气含量50%的氢燃料。柏林清洁能源中心在SGT-600及SGT-800上的测试结果表明，氢气含量60%的氢燃料稳定燃烧是可行的，但是燃烧纯氢燃料时则需要进行新的燃烧室设计并对控制系统进行修改。增材制造技术为西门子氢燃料燃机干式低NOx排放燃烧室的设计与制造提供了新的工具及手段，可以完成更复杂精巧的燃烧室设计，突破原来燃烧科学上的一些限制，同时减少燃烧室的重量及制造时间。2019年该公司用纯氢燃料对优化设计的燃烧室进行了测试，结果表明针对纯氢燃料优化设计的燃烧室还不具备很好的NOx低排放特性，该技术还需要进一步的研究。该公司计划2030年实现采用干式低NOx排放技术的燃机均具备燃用纯氢燃料能力。

2.3 安萨尔多能源公司

安萨尔多能源公司开展了一系列的燃烧室测试，结果证明其燃机可以燃用纯氢燃料。该公司通过开发可适应不同燃料的先进燃烧系统，使燃机具备燃烧富氢燃料的能力，例如为F级GT26燃机和H级GT36燃机开发的顺序燃烧系统。该公司可为在运行的F级燃机进行氢燃料转换的改造，使现役F级燃机也具备燃氢能力。该公司还将针对GT36开展纯氢燃料适应性测试。

2.4 通用电气发电公司

通用电气发电公司1990年以前就研发了能够适应富氢燃料的燃烧器，并应用在航改型燃机和B、E级重型燃机上。环形燃烧器在超过2 500台的航改型燃机上得到应用，该燃烧器可以适应氢气含量30%～85%的富氢燃料；安装在超过1 700台重型燃机上的多喷嘴静音燃烧器也具备高富氢燃料的适应能力，在其他气体均为惰性气体(氮气或者蒸汽等)的情况下，可以燃烧氢气含量43.5%～89%的富氢燃料。该公司评估了多喷嘴静音燃烧器对高富氢燃料的适应情况，结果表明燃烧纯氢燃料是可行的，多喷嘴静音燃烧器可以燃用氢气含量高达90%～100%的富氢燃料[24]。

通用电气发电公司现役重型燃机也能适应一定范围内的富氢燃料：GE的6B、7E和9E燃机的干式低NOx燃烧系统能够在燃料中含有少量氢的情况下运行，在与天然气混合时，氢气含量可达33%；DLN 2.6+燃烧器可以在氢气含量15%的情况下正常工作；9H机组的DLE2.6e燃烧器采用先进预混技术，并且使用了增材制造技术，该燃烧器可以燃用氢气含量约50%的富氢燃料。

燃机厂商氢燃料燃机研究进展总结见表1。

3 氢燃料燃机在新能源主导时期的定位与作用

在过去22年中，全球燃机机组的安装数量增加了2倍，燃气发电市场保持持续增长但是增速不高。燃用混氢或者纯氢燃料使新型和现有燃机实现从化石能源向低碳能源过渡，对于燃机的未来市场前景具有重要意义。减少传统发电资产、控制碳排放的愿景推动了可再生能源发电的增长，但是可再生能源发电大量并网存在的一个问题是缺乏可调度性；如果不增加储能或增强灵活性电源发电能力，可再生能源的增加会给电网造成压力。可再生能源快速发展时期，天然气发电作为调峰电源仍有较大发展空间，氢灵活存储及输送技术将会得到大力发展，为大功率工业燃机提供氢燃料，氢燃料燃机燃烧时不会产生任何碳排放，将是火力发电技术的重要发展方向。

储存波动的可再生能源是能源转型的主要挑战之一。可利用剩余的电力电解水生产氢气，从而将“绿氢”存储起来，并在后续需要用电的时候使用基于氢燃料燃机的燃气蒸汽-联合循环进行发电。通过打通发电到制氢再到发电的所有技术环节，在可再生能源发电高峰时期，将多余电力制成氢气存储，然后在电力需求旺盛时又通过氢燃料燃机发电上网，从而实现真正的绿色能源。

将新能源与氢进行耦合以减少大量新能源接入电网时因发电不稳定产生的冲击，是解决可再生能源波动性和不可控性问题的方法之一。赵军超等人考虑氢储能与超级电容器储能结合，构建了风-氢与氢燃料燃机耦合系统模型，基于风电场实测数据，通过仿真模拟手段验证了这样的储能系统配置能够实现新能源电力的友好接入[25]。

考虑到可再生能源使用的显著增长，有可能利用过剩的可再生能源来支持氢动力系统。美国国家可再生能源实验室正在通过整合风力发电、光伏发电和生产氢的电解槽系统，研究新能源发电转氢的技术可行性[26]。ITM Power公司在欧洲有多个小型装置，已经实现通过可再生能源制取氢气进而发电。

4 氢燃料燃机发电示范项目情况

使用E级和F级燃机的多个整体煤气化联合循环装置在全球范围内已投入商业运行，包括Tampa 电站、Duke Edwardsport 电站和Korea Western Power(KOWEPO)TaeAn 电站。韩国的大山精炼厂使用6B.03燃机燃用氢气含量70%的氢

表1 燃机厂商氢燃料燃机研究进展Tab.1 Research progress of hydrogen fueled gas turbine

燃料超过20年，最大氢气含量超过90%[27]，到目前为止，该装置已累计使用富氢燃料超过105h。Gibraltar-San Roque炼油厂采用6B.03燃机，以不同氢气含量的炼油厂燃料气为燃料，如果燃料中氢气含量超过32%，则将炼油厂燃料气与天然气混合。截至2015年，该燃机已经运行了超过9 000 h[28]。意大利国家电力公司(ENEL)的富西纳电厂自2010年起就开始使用一台11 MW的GE-10燃机燃用氢气含量97.5%的氢燃料。美国的陶氏铂矿工厂于2010年开始在4台配备DLN 2.6燃烧系统的GE 7FA燃机燃用5∶95(体积比)混合的氢气和天然气混合物[29]。

三菱日立动力系统公司计划在2023年将瓦腾福公司装机容量1.3 GW的马格南电厂3套联合循环机组中的1套机组改造成氢燃料机组，在该厂的M701F燃机上应用新的干式低排放技术，使其具备燃烧纯氢燃料的能力，同时保证维持同样的NOx排放水平。

世界上首个可再生能源制氢与燃氢发电相结合的示范工程HYFLEXPOWER项目2020年正式启动。该电厂将采用西门子能源公司基于G30燃烧室技术的SGT-400工业燃机，径向旋流器预混设计使燃烧室具备更大的燃料适应性。该示范项目旨在探索从发电到制氢再到发电的工业化可行性，证明通过氢气生产、存储再利用的方式可以解决可再生能源波动性问题。

氢燃料燃机示范项目见表2。

5 制氢技术及氢燃料发电经济性

目前我国氢气主要来自化石能源天然气和煤，氢气制备工艺主要有天然气转化制氢、水煤气制氢、工业副产氢、电解水制氢等。其中，天然气制氢主要由天然气和蒸汽催化转化、氢气吸附提纯两部分组成，工艺较为成熟，除在工厂规模化生产外，还能设计成小型化撬装制氢设备供加氢站使用；水煤气制氢工艺流程较长，装置规模普遍较大，可进行大规模量产，我国煤炭资源相对丰富且价格较低，氢气制备主要采用水煤气制氢工艺，技术较为成熟；工业副产氢是我国氢气的另一主要来源，可从石化、焦化、合成氨、发酵等行业副产物中提取氢气；电解水制氢可与可再生能源发电相结合，通过氢能的存储和再利用克服可再生能源波动性问题，在未来以新能源为主的能源结构中具有广阔的应用前景，是目前主要研究和发展的技术方向[30-32]。

根据李海波[33]等人的测算：如采用煤炭和天然气制氢，假定23 022 kJ/kg煤炭价格为640元/t，天然气价格为2.3元/m3，氢气产品的价格分别为0.95元/m3和1.20元/m3；假定燃用氢燃料后燃气-蒸汽联合循环的发电效率保持不变，按照F级燃机发电效率分别估算天然气发电、煤制氢发电、天然气制氢发电的燃料度电成本分别为0.438元/kWh、0.597元/kWh以及0.754元/kWh，化石能源制氢发电的燃料度电成本已远高于平价上网的风电及光伏电价。如需满足未来零碳排放要求，二氧化碳捕集及封存(carbon capture and storage，CCS)的成本将会进一步增加发电成本，因此结合CCS的化石能源制氢发电不是未来的主流发展方向。

氢燃料发电发展前景将深度依赖可再生能源发电及可再生能源电解水制氢技术的发展。目前电价下电解水制氢的成本较高，约为1.8～3.6元/m3(不同区域制氢电价不同)。预计2025年之后，伴随新能源发电占比的持续提升，通过富余新能源电力制氢，可将电解水制氢的成本降至1.35元/ m3以下，预计2040年后进一步下降至0.90元/ m3左右。规模效应对于新能源发电制氢成本的影响较为明显，因此区域集中式大规模制氢将是中长期新能源电力制氢成本下降的主要路线。

表2 氢燃料燃机示范项目Tab.2 Hydrogen fueled gas turbine demonstration projects list

使用富余新能源电力生产的“绿氢”进行氢燃料发电，在实现发电零碳排放的同时为大规模新能源电力接入提供调峰服务，通过氢能存储及氢燃料发电这一途径间接实现了新能源电力的自我调峰，建立了新能源发展的良性循环，有利于我国碳中和目标的顺利实现。

在我国碳达峰前，在风电和光伏装机容量还未极大超过化石能源装机的情况下，通过新能源生产的“绿氢”主要供应给交通、工业、燃料电池等领域使用[34-35]，难以用于集中式氢燃料发电；这是因为在新能源尚未异常充足的情况下，电转变成氢，氢再转变成电，中间增加了转化过程，降低了能源整体利用效率，很难得到广泛的支持[36]。本文认为近10年内，基于燃机的调峰电源的燃料还是以天然气为主，可能有个别项目会进行混氢或者纯氢燃料燃机发电尝试。氢燃料燃机发电在我国发展较快的时期可能是实现碳中和前的10～15年，以纯氢燃料燃机发电为主。

6 结论及展望

国内外学者及主要燃机厂商均对混氢/纯氢燃料用于燃机开展了一些研究、试验及示范应用工作，已经取得一定的技术突破和少量的实际应用经验。全球对氢燃料燃机的研究还处于起步阶段，氢燃料发电未来规模化应用还面临较多问题需要解决，包括：①高效、稳定富氢燃料干式低氮燃烧器的开发，保障氢燃料燃机的高效率以及CO、NOx的低排放；②集中式可再生能源发电结合更高效率的电解水制氢技术形成规模化、低成本“绿氢”生产基地，为氢燃料发电提供充足且有价格竞争力的氢气；③氢气存储及输送系统得到充分的升级与更新，保障氢气存储及运输安全，同时降低中间环节成本。当可再生能源制氢、储氢、输氢及氢燃料发电各个环节的技术成熟后，氢燃料发电因其零碳、低NOx排放、灵活可控等优势，必将成为碳中和时期以新能源为主的新型电网中重要的灵活性电源之一。