随着全球气候变化压力的不断增大,世界各国都在加大可再生能源的研究利用,作为促进低碳经济发展的氢能产业也日益受到重视,美国、日本、德国等发达国家相继将氢能发展列入国家能源发展规划,产业链技术的开发、利用水平也日趋成熟。自2011年以来,我国也一直在积极鼓励和引导氢能产业的发展,多个政府机构部门从战略路线、产业结构、科技、财政等方面制定了系列的规划路线和政策措施,特别是在《能源发展“十三五”规划》中,氢能和燃料电池被列为需要集中攻关的关键技术。

另一方面天然气发电作为电力结构的重要组成部分,《电力发展“十三五”规划》已明确了天然气发电项目建设目标,2020年将实现气电装机容量占比超过5%,总体规模达110GW。如果能将以上两者结合,用清洁的氢燃料替换天然气通过使用升级改造后的燃气轮机发电,那么每年将会减少巨量的碳排放。

1、氢燃料燃气轮机的发展状况

上世纪80～90年代开始,多个国家和国际机构制定了氢燃气轮机和氢能相关研究计划。2005年美国能源部(DOE)同时启动为期6年的“先进IGCC/H2燃气轮机”项目和“先进燃氢透平的发展”项目,这2个项目以NOx排放小于3ppm的燃气轮机为目标,主要研究内容包括富氢燃料/氢燃料的燃烧、透平及其冷却、高温材料、系统优化等。2007年欧盟在其第七框架协议(FP7)中启动了“高效低排放燃气轮机和联合循环”重大项目,以氢燃料燃气轮机为主要研究对象。2008年欧盟第七框架又把“发展高效富氢燃料燃气轮机”作为一项重大项目,旨在加强针对富氢燃料燃气轮机的研究。日本将高效富氢燃料IGCC系统的研究作为未来基于氢的清洁能源系统的一部分列入其为期28年的“新日光计划”中(WE-NET),以效率大于60%的低污染煤基IGCC系统为目标展开研究[1]。如今世界上富氢燃料燃气轮机已有较多的应用业绩,主要是以合成气扩散燃烧模式的IGCC电厂系统。

日本三菱日立自1970年开始研发含氢燃料的燃气轮机,早期扩散燃烧器已被证实能在含氢0～100%的燃料中安全稳定运行,截止至2018年含氢燃料的燃气轮机业绩已达29台,运行小时数超过3.57百万小时,以M系列和H系列机型为主。2018年三菱日立在700MW输出功率的J系列重型燃气轮机上使用含氢30%的混合燃料测试成功,测试结果证实该公司最新研发的新型预混燃烧器可实现30%氢气和天然气混合气体的稳定燃烧,二氧化碳排放可降低10%,NOx排放在可接受范围内。

美国GE公司的燃氢气轮机开发是在7FA燃机基础上进行的,上世纪九十年代其中以合成气扩散燃烧+N2/水蒸气稀释为主的7FB机组已完成开发并广泛应用,随后也推广到6B机组中[2]。在小型机中,最近澳大利亚领先的氢气基础设施开发商H2U与GE贝克休斯签署协议,将部署NovaLT燃机为PortLincoln项目提供100%的氢气运行,打造绿色氢能发电厂。在富氢燃料干式低氮燃烧器研发方面,GE目前仍在研究测试中。

德国西门子的燃氢气轮机则是以SGT-6000G(W501G)为基础开发合成气/氢气燃气轮机。对于富氢燃料干式低排放燃烧器的研究,目前第4代DLE燃烧系统富氢燃烧已完成多次试验,试验表明,氢浓度在35%时该系统的NOx排放可控制到20PPM内。

2、氢燃料燃气轮机发电的技术特点

天然气和氢气的燃料特性差异决定了燃气轮机采用含氢燃料时,燃机需要通过相应的升级改造以适应燃料的变化,从需求侧考虑,该升级应是在已有燃气轮机的平台上做出有限的改造即能满足由100%的天然气到富氢燃料甚至纯氢燃料稳定运行,同时NOx排放又在可控范围内,不会大幅增加脱氮的成本。鉴于目前高效重型燃机均采用干式低氮燃烧器,为减少改造范围,采用氮气或水蒸气注入稀释的扩散低氮燃烧技术已不再适用,DLN预混燃烧器或更先进的燃烧器将是未来技术发展方向。

由于氢气单位体积的低位热值小于天然气,保持出力不变必将使进入燃烧器的燃料体积流量增大,同时氢气在空气中的火焰速度高于天然气,因此燃用氢气或其混合物需解决如下问题:解决回火和火焰震荡问题以增加透平的安全和可操作性;解决在高温和高压下富氢/纯氢燃料的自动点火问题;改进燃烧室结构以应对较高的燃料体积流量[3];燃烧系统的设计需要考虑减少NOx排放技术。

除燃烧系统升级以外,当常规燃气轮机改燃烧氢气时,在维持燃气透平的初温恒定不变的前提下,燃料的质量流速和容积流速会有一定程度的增加,致使有可能使压气机发生喘振现象,因此在改造设计时必须考虑燃气透平与压气机工质流量的匹配问题[4]。

3、氢燃料燃气轮机发电的安全性分析

由于长期以来对氢能缺乏足够的了解,再加上发生氢气球爆炸的危害性,致使人们谈氢色变。燃机氢能发电除了技术上要解决压气机喘振、预混燃烧回火和燃烧振动等燃机本体安全性问题外,对于氢燃料的生产、输送和储存的安全监督显得更为重要。

3.1氢燃料的生产安全

高效重型燃机发电需要消纳大量的氢燃料,按照目前F级燃机联合循环400MW计算,每小时需要的天然气燃料约为8万标方,假设机组效率不变,天然气体积低位热值为氢气的3.3倍,该燃机用纯氢气发电则每小时需要供氢26.4万标方才能保证出力不变。为能满足如此大规模的用氢需求,在燃机电厂现有的条件下,通过在天然气管网系统末端加装催化装置,用天然气制氢是众多制氢技术中最为合适的。

天然气制氢主要由天然气和水蒸汽催化转化、氢气吸附提纯两部分组成。经脱硫净化后的天然气与水蒸气按一定比例混合,在820～950℃的环境中在氧化镍的作用下反应生成含氢气、一氧化碳和二氧化碳的转化气,转化气中的一氧化碳和水蒸气按照工艺流程在中变炉里进一步反应生成二氧化碳和氢气形成变换气,然后变换气通过变压吸附过程获得高纯度氢气。该制氢技术已在国内已成功运用20多年,生产技术成熟,操作控制程序规范,自动化程度高,运行安全可靠,只要严格按照安全规程操作风险基本可控。

3.2 氢燃料的输送及储存安全

不管是远端制氢还是末站制氢,氢气通过天然气管道大规模不间断的输送是被认为最方便有效的,然而氢气有着比天然气更宽的爆炸极限和更快的燃烧速率,再加上氢气对金属材料的劣化作用,利用现有天然气管输送混氢或纯氢燃料的安全性问题亟待解决。

为保证燃机的出力保持不变,管线中天然气的体积流量需要提高3.3倍,因此必须要提高管程的压降,增强燃料的运输能力,而氢气对金属材料的脆化特性和氢气的渗透等不利因素在高压运行环境中得到恶性叠加。所以输送氢气或混氢燃料对管材及其处理工艺的要求特别高,一旦将来要用现有管道输送氢气或混氢燃料,就必须对管道重新进行缺陷检测、修复、更新并定期检验[5]。厂区大量储存氢气必然是一个重大的危险源,受到各部门的层层监管,为降低风险事故的发生,氢气发电的最佳模式是即制即用,消除储存环节,减少中间过程的潜在危险。

4、氢燃料燃气轮机发电的经济性分析

燃机发电的主要成本在于燃料,氢是可再生能源,因此制氢成本将是决定氢能发电推广应用的关键因素。按照中国氢能产业基础设施发展技术线路图,未来最理想的模式是规模化的太阳能、风能、生物质能等可再生能源绿色制氢。然而,从技术发展的现状来看,这些技术方法离工业应用还有很长的一段路。我国现阶段制氢技术主要有5大类:一是电解水法;二是采用煤焦气化技术;三是采用变压吸附提纯焦炉气技术;四是采用天然气、烃类转化、重油裂解等技术;五是甲醇裂解制氢技术。

目前大规模的工业制氢以煤和天然气等化石能源炼制为主,天然气和氢燃料发电的经济性在限定条件内测算如下:以2019年9月份能源价格做对比测算,天然气价格约2.3元/Nm3,5500kcal的优质煤价格约640元/t,对应的制氢价格分别约为1.20元/Nm3(天然气制氢)、0.95元/Nm3(煤制氢)。现在主流使用的F级重型燃机每标方天然气可发电5～5.5口kWh,假设用氢气替换天然气后的效率不变(暂不考虑其他技术层面限制),在每标方天然气的热值为氢气3.3倍条件下,取发电量的中位数5.25kWh反算,得出天然气、天然气制氢、煤制氢的燃料度电成本分别为0.438kWh/元、0.754kWh/元、0.597kWh/元。因此,化石能源制氢替代天然气纯发电,在现有政策背景下即使低氮燃烧器能投入应用也是没有市场竞争优势,在未来化石能源制氢成本可预见能进一步降低,但受限于原材料的不可再生特性也终将会被淘汰。

电解水制氢是一种清洁、无污染、可再生的制氢方式,但目前仍存在系列缺点,如能耗高、缺乏大规模生产条件等。按商用电解槽法制氢测算,能耗约为4.5～5.5kWh/Nm3,转化率在72～82%之间[6],折算后制氢成本为2.7～3.6元/Nm3,成本远高于煤制氢、天然气制氢,用于发电缺乏经济性。如果利用可再生能源的弃电制氢,则制氢成本会有大幅降低(若弃电按0.1元/kWh计算[6],制氢成本约为0.9元/Nm3),但是适合弃电制氢地区一般存在长距离输送和储存等问题,导致现在总成本依然高昂。尽管现状如此,但随着氢能产业的日渐成熟,中间环节的管理、技术成本的相应下降,可再生能源制氢用于发电将是未来最理想的燃机氢能发电模式。

5、展望分析

清洁能源氢燃料替代天然气用于燃气轮机发电以减少大量的碳排放,这是未来的一个趋势,氢燃料燃气轮机的发展除了开发全新的机型,常规燃机上氢燃料替代天然气的改造也是重要研究方向。就目前而言需重点解决几个基础条件:富氢甚至纯氢干式低氮燃烧器的开发应用,先进的低氮技术替代传统的添加稀释剂低氮技术,能使氢燃料燃气轮机有更高的效率和更低的排放;大规模的可再生能源制氢技术有突破性提高并形成规模化效应,大幅降低氢燃料生产、运输、储存成本,从源头上降低氢燃料发电综合成本;制氢产能能支撑全社会氢气燃机发电需求;输送氢气的管网等其他配套系统必须得到充分的升级更新,符合安全要求。

当以上所有要素都发展成熟后,氢燃料燃气轮机发电因其零碳、低NOx的排放优势,必将成为电力能源结构的中坚力量。