6月7日,国家能源集团对外宣布,我国自主研发的氢煤混烧技术首次实现50%绿氢大比例掺烧以及100%纯氢燃烧,标志着清洁低碳氢煤混烧技术取得重大突破。

据悉,该技术采用完全自主研发的氢煤混燃低氮燃烧器,构建了从氢气输送到炉膛燃烧的全流程安全防护系统,使氢与煤粉在锅炉内充分混合燃烧,并在该试验装置上实现50%热量比的掺氢燃烧。

“过往国内外氢煤混烧比例多停留在10%以内,高比例掺氢会容易出现燃烧不稳、爆燃、氮氧化物超标等问题。”厦门大学能源经济研究中心副教授李智对上证报记者表示,此次氢煤混烧技术的突破,直接实现了“50%热量比掺氢+100%纯氢稳定燃烧”,打破了行业长期存在的掺烧比例天花板,“应该说,原来是辅助掺烧,现在可以算是主力燃料替代了。”

李智表示,自主研发的氢煤混燃低氮燃烧器,解决了之前氢气火焰传播速度快、燃烧工况难控制的行业痛点,还实现了降碳、减污的双重效果,“在使用绿氢的情况下,节煤减碳幅度可达50%,还有效控制了氮氧化物生成。”

我国建有全球最大规模的煤电装机。在大力推动煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造的背景下,掺氢技术为煤电行业的减碳路径提供了新选择——不是直接关停,不是简单改造,而是以燃料替换技术盘活存量资产。

“以前煤电资产的低碳转型多是从碳捕捉与封存技术入手,现在从供给侧有了新选择。”中国人民大学全球能源战略研究中心执行主任郭伯威告诉上证报记者,除了煤电装机的低碳改造,这一技术也有望推动山西、内蒙古等新能源富集区打开能源转型新空间。

“以风光制氢,氢再掺碳发电,再依托综合能源系统形成电力供给更灵活、更稳定的新型零碳园区。”郭伯威解释道,这不仅消纳了波动性的风光电力,还实现了煤电机组的源头降碳,“未来可能会实现真正的零碳电网。”

不过,前路仍存挑战。一位煤电上市公司董秘向上证报记者透露,该技术距离实现百万吨级、吉瓦级机组的长时间稳定运行,仍有待更大规模的示范验证;同时,绿氢的规模化供给和输配成本,也影响着这一技术路线大规模推广应用的经济可行性。

“绿氢的制造、运输,以及机组设备的改造、安全标准等能否与煤炭发电的成本持平,仍然面临不小的挑战。”郭伯威表示,氢能是否干净是需要跨越的第一道门槛,“因为完全来自可再生能源的氢才是低碳能源。”

第二道门槛在经济账。“目前氢能成本比较高,它更多时候是一种承担着调峰、备用、保障安全作用的灵活性资源。”郭伯威称,煤作为煤电成本中最高的一部分,其价格仍远低于氢,后续还需通过技术进步、规模效应等降低成本。此外,大规模的设备改造也需要企业投入大量资金。

第三道门槛在电网。郭伯威解释称,这一技术若进行市场化应用将会增加绿氢需求量,但绿氢制造需要稳定的能源供给。“部分西北地区出现的弃风、弃光问题,并非因为这部分风、光不能制氢,而是没有稳定的能源供给。”郭伯威表示,制氢端还面临着电网灵活性改造的问题,如增加储能、发展虚拟电厂或小微电网等。

上述董秘也表示,未来,若技术保障、设备改造等方面的经济可行性较理想,技术安全性好,并且有大型企业成熟稳定的内部应用与运营经验作为参考,那么这一技术或将为煤电市场带来新的变量。