前言

随着浙江本源醇氢科技集团研发并生产的工业用甲醇制氢机型燃料氢、天然气掺氢装备的面市，该产品以其品质优、价格低，在用户中立即就获得好评。近期咨询及有意向购买该天然气掺氢甲醇制氢机装备的客户越来越多，在此，特以此文，对天然气掺氢产业进行由浅入深的科普。我们了解到，随着能源结构的调整和环保要求的提高，清洁能源的开发和应用变得越来越重要。甲醇制氢技术作为一种高效、环保的能源转换方式，不仅能够有效降低工业生产中的能源消耗，还能减少环境污染，因此受到了广泛关注。

令人感到欣喜的是，在对多家工业企业进行的天然气掺氢试验中，我们成功地验证了一个令人振奋的结果。具体来说，当掺氢比例保持在不超过15%的水平时，由于氢气与天然气混合后燃烧效率得到了极大提升，由此验证了一立方米的燃料氢能够完全替代1.13立方米的天然气，具有重要的经济意义。分析显示，一立方米燃料氢的物料成本大约仅为1.3元人民币左右，而相比之下，一立方米天然气的使用成本则高达3.8元人民币。因此，通过这种替代方式，工业企业可以显著降低其能源消耗成本，从而在经济上获得巨大的节约。这种成本节约的潜力是巨大的，对于寻求提高能效和降低成本的工业企业来说，无疑是一个非常有吸引力的选项。

 

概述

氢能的运输问题长期困扰着氢能产业链的发展。虽然纯氢管道输送和天然气管道掺氢输送都能实现氢能的长距离、大规模、低能耗运输，但我国的纯氢管道规划和建设才刚刚开始，要形成大规模输氢能力，无疑需要较长时间。

将氢气与天然气混合，利用现有的天然气管道及其输配网络进行运输，是目前实现安全、高效、大规模和长距离输氢至终端用户的最佳潜在途径。我国的天然气管网总长度约为11万公里，“全国一张网”的格局已基本形成，预计到2025年总长度将达到16.3万公里，这为发展天然气掺氢产业提供了坚实的基础。可以预见，通过掺氢天然气的方式进行氢能的储存和运输，将是迅速突破氢能产业规模化发展瓶颈的关键途径。

在2021年，我国的能源消耗总量达到了52.4亿tce，其中天然气的表观消费量为3726亿立方米，较上一年增长了12.7%。通过分析天然气的产量（2076亿立方米，较上一年增长了7.8%），可以明显看出我国天然气的供需之间存在较大的缺口。在追求碳达峰和碳中和的目标下，天然气作为一种清洁且低碳的能源，能够与可再生能源的发展形成互补，共同构建一个良好的供能体系。预计到2030年，我国的天然气年消费量将达到5500亿至6000亿立方米，而年产量大约为2500亿立方米，这将使得供应压力进一步增大。掺氢天然气的使用，可以通过氢气替代部分天然气来消费，如果按照10%至20%的掺氢比例来计算，那么在相同热值的情况下，预计每年可以替代100亿至200亿立方米的天然气，这将在一定程度上减轻天然气供应紧张的状况。掺氢天然气的多样化终端应用，将推动氢能生产和终端用能的双向协同，既保障了天然气供应的安全，又实现了“氢进万家”的目标。

根据数据，掺氢比低于14%的条件下，掺氢天然气的高位热值可超过36.0 MJ/m3，满足我国一类天然气的热值要求。我国目前使用的12 T 天然气燃气灶具，其适用燃气的高位热值范围为31.97~43.57 MJ/m3。此外，掺氢管道的建设有助于降低储运成本。掺氢技术的可复制性较强，即使对天然气管道进行低比例掺氢改造，其增加的投资也不大。以包头-临河258KM的10%高压掺氢管道为例，氢云链了解到，最初规划的天然气管道投资为8亿元，而掺氢管道的投资为9.1亿元。目前，国内掺氢管网规划已达到1208.1公里，大部分项目预计在半年内实施。

·预计1208.1公里的掺氢管道每年需要氢气10万吨。从国内已经实施的掺氢管网项目来看，管网总长度已超过1000公里，预计对氢气的需求将超过10万吨/年。

·在下游应用方面，民用掺氢比例通常为10%。从下游应用的场景来看，包括民用燃气、冶金、燃气轮机、天然气车等。根据相关项目的应用场景，目前民用领域的掺氢比例主要为10%，部分项目已经完成了更高比例的技术验证。

·部分掺氢管网项目旨在解决氢气供需不匹配的储运问题。除了民用燃气、实验平台等项目，一些掺氢管网项目被用于解决氢源供需不匹配的问题，例如广东海底掺氢管道项目。

·管道设计压力逐渐提高，最高可达6.3MPa。早期掺氢管道设计压力大多在2MPa以下，但随着技术验证的初步完成，目前管道设计压力的最高值已达到6.3MPa，如包头-临河的管道项目。

若按掺氢比（体积比）10%~20%来预测，到2030年，预计有270万~630万吨氢气将被掺入天然气管网；按照“制储输用”全生命周期成本（30元/kg）计算，整个产业链的年产值将达到800~1800亿元/年。

 

挑 战

相较于传统天然气，氢气的体积热值较低、最小点火能量较小、火焰传播速度较快、爆炸极限范围较宽、扩散系数较大。因此，将活跃的氢气与天然气混合后，气体的性质变得更加复杂，这改变了管道和设备中的气体性质，无疑会对管道和设备的性能及安全维护带来挑战。

科罗拉多州国家可再生能源实验室（NREL）的研究人员指出，关于氢气混合物在地下储存以及天然气基础设施如管道中的影响，目前的数据存在显著差异。即便是在聚乙烯塑料管道中，这种长期以来被天然气行业认为是运输氢气或最多20%氢气与80%化石气体混合物的安全方式，其适用性也存在疑问。天然气管道系统对氢气的适应性，即便是在低浓度（例如，1–10 vol%）下，也受到众多因素的影响。

在受限空间内，天然气泄漏若连续发生，易形成爆炸性气体混合物，若未及时切断泄漏源，可能导致窒息危险，且遇明火易引发爆燃。掺氢天然气中氢气的加入，会提升火焰燃烧速度，增加燃烧或爆炸的剧烈程度，因此，掺氢天然气的泄漏、积聚和燃爆问题，是该领域研究的关键之一。

掺氢混合物的泄漏情况，会因掺氢比和材料的不同而呈现不同规律。相较于甲烷，掺氢混合物的泄漏量和速度更大，但氢气密度低、浮力大，使得近地面氢气积聚量减少，降低了点燃风险。尽管已对掺氢天然气管道的泄漏、积聚和燃爆等安全事故进行了研究，但研究尚不充分，缺乏在不同工况下这些事故的特征和演化规律。同时，还需大力研究和发展预警设备和措施，为安全事故防治提供技术支持。

经 济 性

天然气管道掺氢输送可在短期内以较少资金投入实现氢能的长距离、大规模、网络化运输，有助于高效连接氢能产地与消费地。由于氢气掺入天然气后会导致总体燃烧效率提升，这弥补了氢气热值比天然气差的短板，热量的总体利用率并未明显下降。而氢气的成本又远低于天然气，所以，从经济性上看来，具备商业化的可行性。

将氢气混合到天然气中运输，若需在使用地分离氢气（目前终端利用方式通常需要），会增加成本。以变压吸附为例，分离成本根据混合水平和需求，研究数据表明在3-6美元/kg。

从全产业链视角看，目前天然气掺氢项目尚未完全具备商业化。因此，需探索天然气掺氢的多元化应用场景，构建适合国情的产业生态圈与商业模式，促进制氢企业、管网企业、终端用户等共同推动天然气掺氢产业稳健发展。

标 准

多数国家对天然气掺氢的标准几乎为空白，即便是积极推进的欧洲国家也持谨慎态度，大部分国家和地区将掺氢比例限制在2%以下，少数国家和地区设定为4%到6%。德国虽规定上限为10%，但若压缩天然气加气站接入网络，则比例降至2%以下。在燃气轮机等设备规格方面，欧洲标准规定氢含量必须低于1%。

尽管国内外对天然气掺氢技术进行了研究和示范，但面临许多挑战，相关技术标准和规范不足。国外针对纯氢气长途输送管道颁布了设计和建造标准，但尚无针对掺氢天然气的标准。

我国已发布90余项氢能相关国家标准，但涉及天然气掺氢技术的仅有《车用压缩氢气天然气混合燃气》（GB/T 34537—2017）1项。此外，《煤制合成天然气》（GB/T 33445—2016）和《进入天然气长输管道的气体质量要求》（GB/T 37124—2018）分别规定了煤制合成天然气和天然气中氢气含量的上限。

我国颁布的GB/T 37124－2018《进入天然气长输管道的气体质量要求》规定管输气中氢气摩尔分数应小于3%，但缺乏氢气输送管道和掺氢天然气输送管道的相关标准。随着技术研究深入，迫切需要建立标准以促进和规范掺氢天然气技术的发展应用，相关机构正积极开展标准立项、起草、编制和审查工作，团体标准《天然气掺氢混气站技术规程》已进入征求意见阶段。

发展情况

在示范项目层面，多国进行了天然气掺氢可行性研究和管道输送示范工程建设，测试了不同比例掺氢天然气对管网和终端设备的影响；示范项目掺氢比多在5%~30%，氢源主要为可再生能源制氢。

我国已成为世界最大制氢国，可再生能源装机量领先，未来可再生能源制氢潜力巨大；已建成互联互通的天然气主干网，初步掌握氢能全产业链技术与工艺，发展天然气掺氢产业基础条件良好。

《“十四五”能源领域科技创新规划》《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》等文件密集发布，要求开展掺氢天然气管道及输送关键设备的安全可靠性、经济性、适应性和完整性评价，探索输气管道掺氢输送等高效输氢方式，开展示范，逐步构建低成本、多元化的氢能储运体系。然而，天然气掺氢产业尚处于起步阶段，未出台国家层面发展规划。部分省份发布地方氢能产业规划，将天然气掺氢技术作为储运及终端应用领域的突破口。

我国天然气掺氢示范项目起步较晚，目前初步建成的有2个：辽宁省朝阳市天然气掺氢示范项目，氢源为电解水制氢，掺氢比例为10%，实现了制氢、储运、掺混、利用全链条验证；山西省晋城市天然气掺氢示范项目，氢源为煤制氢。其他在建或规划的示范性项目有12个。

应用实例

除了掺氢管网建设，国内今年一季度也推进了掺氢燃气应用项目，目前主要应用于民用燃气和燃气轮机。值得一提的是，国产重型掺氢燃气轮机今年实现突破并下线。随着氢能产业发展，国内越来越多地区开始进行掺氢燃气轮机技术验证。

国电投2022年9月成功实现全球首个在运燃机30%掺氢燃烧改造和运行，完全掺氢运行情况下，每年可节省约7.8万吨碳配额。富余碳配额参与交易后，按市场价55元/吨计算，每年可实现超400万元碳资产收益。

2023年2月，河北张家口某小区举办天然气掺氢入户应用示范通气仪式，是《天然气掺氢关键技术研发及应用示范》项目部分研究任务，国电投中央研究院承担管道材质选型与氢气相容性分析技术、天然气掺氢安全防护与实时监测技术、燃气具适应性评价三个方面的研究内容。项目参与人员完成混气撬调试、富氢灶具安装、通气入户及灶具点火等工作流程后，将“绿氢”混入天然气，通过管道输送至该小区20户居民家中。

2023年3月，西门子能源携手杭州汽轮动力集团股份有限公司对舟山绿色石化基地年产4000万吨炼化一体化项目中的三台SGT5-2000E燃气轮机成功进行了混合气燃烧调试。合成气成分复杂，燃烧组织难度大，对燃气轮机提出极高技术要求，因此全球范围内能实现该技术的燃气轮机寥寥无几。舟山项目上实现了掺混合气燃烧的稳定运行，掺氢比例达到20%，不仅降低了用能成本，还能减少废气排放，为项目创造新价值。

2023年3月，国内首条掺氢高压输气管道工程动工，项目总投资9.1亿元，全长258公里，最大输气能力可达12亿立方米每年。为加快推进内蒙古氢能产业发展，打破氢能运输瓶颈，西部天然气公司规划从库布齐中北部新能源大基地建设纯氢管道穿越黄河与包头-临河输气管道连接，为三峡集团、国电投、华能集团及亿利集团光伏制氢，以及包钢集团绿氢冶炼等项目提供输送保障。钢管采用X52MS钢制造，直径457毫米、壁厚8.8毫米，是华油钢管公司为包头—临河输气管道工程“量身定做”的首批掺氢钢管。

2023年3月22日，《天然气管道掺氢输送及终端利用可行性研究报告》成果发布会在京举行。报告指出，在乐观情形下，2026年左右开始进入商业化导入阶段，2042年进入商业化应用阶段。技术可行性上，现阶段评估后掺氢比可达10%，部分改造后进一步可提升至20%-30%，而更高掺氢比需实验验证和分析，缺乏系统评估方法和数据。以我国目前天然气消费量计算，天然气掺氢比例为10%时，具备300多万吨/年的氢气消纳能力，消纳1700多亿度绿电，从而提高可再生能源在能源生产结构中的渗透率。此外，天然气管道掺氢还具备跨季节、跨地域的长时储能能力，预计到2030年，天然气管道掺氢储能规模达到抽水蓄能的1/5。掺氢和纯氢管道输送将成为新的业务增长点，预计管道输氢量占比达20%，约3000亿标方，可解决资源错配问题和调峰需求。《报告》也提出了未来的发展目标，即“十四五”时期，预计新增天然气管道掺氢示范项目15-25个，掺氢比例3%-20%，氢气消纳量15万吨/年，总长度1000公里以上。其中新增长输天然气管道掺氢示范项目2-5个，掺氢比例3%，氢气消纳量10万吨/年，总长度800公里以上。新增城镇燃气掺氢示范项目10-20个，掺氢比例3%-20%，氢气消纳量5万吨/年，总长度200公里以上。终端用户实现民用掺氢天然气区域性示范应用，总用户数超过1万户。此外开展1-2处工业锅炉、大型采暖锅炉、燃气轮机等大型设备示范应用。

2023年4月，中国石油对外发布消息，现有天然气管道长距离输送氢气技术获得突破。目前这条天然气管道中的氢气比例已逐步达到24%，即每输送100立方米掺氢天然气，其中包含24立方米氢气。经过100天测试运行，这条397公里长的天然气管线整体运行安全稳定。截止到2022年底我国油气管道总里程达到18.5万公里。以目前我国天然气消费量计算，当掺氢比达到20%时，可运输1000多万吨氢气，约合5600多亿度绿电，氢气成本也将大幅度下降。

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