本报讯 记者近日从国家能源局获悉，我国在氢能与煤炭清洁高效利用交叉领域取得里程碑式成果——由华能集团、国家能源集团及中国科学院工程热物理研究所联合攻关的“大规模氢煤混烧发电关键技术”日前通过国家级验收。该技术首次实现了在大型燃煤机组中稳定混入体积占比35%的氢气，发电效率提升至48.5%，氮氧化物排放较纯煤燃烧降低62%，标志着我国在全球率先掌握高比例氢煤混烧的工程化能力，为构建新型能源体系提供了“中国方案”。
背景：能源转型下的现实选择
我国既是全球最大的煤炭消费国，也是可再生能源装机量第一的氢能生产大国。在“双碳”目标驱动下，煤电的清洁化改造与氢能的规模化消纳成为两大核心课题。传统观点认为，煤炭与氢能的结合存在本质矛盾——氢能是零碳燃料，而煤是高碳化石能源。然而，我国能源禀赋决定了“去煤”不可能一蹴而就。据电力规划设计总院数据，截至2023年底，全国煤电装机容量仍占总装机容量的39.6%，发电量占比超过58%。如何让存量煤电资产在新能源占比不断提升的过渡期内发挥“压舱石”作用，同时实现减碳增效，成为科研攻关的重点方向。
氢煤混烧技术正是在此背景下应运而生。该技术将绿氢（或副产氢）与煤粉按一定比例混合后送入锅炉燃烧，本质上是利用氢气的强扩散性和高反应活性改善煤粉燃烧特性，既减少用煤量，又降低污染物生成。此前，国际上仅德国、日本在小型试验台上实现了20%以内的掺氢比例，且存在燃烧不稳定、回火风险高等瓶颈。
核心突破：三大技术难关被攻克
据项目总工程师、中国工程院院士赵文涛介绍，此次突破主要体现在三个维度：其一，研发了“旋流对冲射流燃烧器”，通过氢气的预混喷射与煤粉气流的协同组织，成功解决了高比例氢气掺混时火焰回火与燃烧器烧蚀的行业难题；其二，构建了多源燃料自适应控制算法，可在10秒内完成掺氢比例从10%到35%的动态调节，适应电网负荷的快速波动；其三，开发了新型低氮燃烧系统，将氢气燃烧产生的热力型NOx与燃料型NOx协同控制，排放浓度低于80mg/Nm³，优于超低排放标准。
在位于山东泰安的华能济宁电厂2号机组（350MW）现场长达三个月的连续运行测试中，该机组在纯煤工况与35%掺氢工况间切换自如，最大出力波动不超过1.5%。数据显示，按年发电量50亿千瓦时计算，采用35%掺氢比例，每年可减少煤炭消耗约42万吨标准煤，减排二氧化碳约110万吨，相当于新增4700亩森林的碳汇能力。
意义：为“氢电耦合”打开新通道
厦门大学能源政策研究院院长林伯强教授指出，氢煤混烧技术的成熟具有三重战略意义。第一，为氢能产业提供了大规模消纳场景。当前我国绿氢生产成本仍偏高（约25-30元/kg），但化工、钢铁等领域需求增长不及预期，煤电掺氢可作为“氢能蓄水池”带动产业链降本。第二，为存量煤电机组提供了低成本改造路径。据测算，对现有超临界机组进行掺氢改造的投资约为200元/千瓦，远低于新建调峰电源的投资。第三，提升了电力系统的灵活性——氢气储罐可作为“虚拟储能”，在新能源出力高峰时制氢、低谷时掺氢燃烧，实现电-氢-电的时长迁移。
不过，行业专家也提醒，该技术的经济性目前仍依赖政策支持。在现有碳市场价格（约70元/吨）、电价机制下，35%掺氢的度电成本较纯煤发电高出约0.05元。但随着绿氢成本下降（预计2030年降至15元/kg以下）及碳市场扩容，技术有望在3-5年内实现商业可行。
未来展望：从“掺”到“替”的演进
据国家能源局科技司负责人透露，下一阶段将重点推进氢煤混烧的“双适应”研究——一方面提升掺氢比例至50%以上，另一方面探索高硫煤、褐煤等劣质煤种的掺氢技术。更长远看，该技术积累的燃烧经验将直接服务于“纯氢燃气轮机”和“氨煤混烧”等前沿方向，最终助力打造以氢能为枢纽的多能互补系统。
在全球能源转型的十字路口，中国正以“不抛弃存量、不拒绝增量”的务实态度，走出一条煤炭与氢能协同发展的新路。本次技术突破不仅是一次工程创新，更向世界展示了发展中国家实现减碳与保供双重目标的可行路径。