燃气发电高质量发展之路

燃气发电高质量发展之路提  要燃气发电具有技术先进、经济环保、适于电网调峰等多种优势，是国内电力、热力能源供应的主要形式之一

燃气发电高质量发展之路

提 要

燃气发电具有技术先进、经济环保、适于电网调峰等多种优势，是国内电力、热力能源供应的主要形式之一，燃气轮机的二氧化碳、污染物排放远低于燃煤发电机组。为实现集团燃气发电的高质量发展，对国内燃气发电从设备制造、能源供应产业延伸及新能源耦合发展等方面进行了调研。

报告从燃机制造及维护、天然气燃料、电力热力供应等方面结合燃气发电企业上下游产业延伸的特点进行分析研究，提出了上下游产业延伸具有的优势和不足和应注意的问题，并提出了相应的发展建议。

燃气轮机与风电、光伏发电制氢耦合发展能够减少弃风弃光，提高新能源的利用效率；与压缩空气储能、热储能能等方式协同发展有利于电网调峰和稳定，报告对燃机与新能源耦合的特点进行了分析，提出了相应的发展建议。

目录一、燃气发电现状1（一）燃气轮机装机情况11.燃气轮机装机区域分布12.燃气轮机机型分布3（二）燃气轮机发电情况4（三）集团公司燃机装机情况4（四）影响燃机发展的因素51.制造技术的影响52.天然气燃料的影响6（五）小结6二、燃气发电与上下游产业合作方式6（一）制造业（上游）71.华电集团72.京能集团93.国家电投104.大唐集团105.小结11（二）天然气（上游）121.天然气消费现状122.与天然气公司合作情况20（三）发电供电（下游）221.大用户电力直供222.分布式电源供应23（四）供热及供冷（下游）241.采暖供热产业延伸242.工业供热产业延伸273.对外供冷产业延伸29三、产业延伸前景分析31（一）延伸的必要性311.制造业延伸的必要性312.天然气产业延伸的必要性363.发电产业延伸的必要性374.供热、冷延伸的必要性38（二）建议采取的策略391.燃气轮机制造业延伸合作392.天然气产业合作393.供电产业链延伸合作404.供热产业链延伸405.分布式能源的建设40四、燃机和新能源优化组合发展模式41（一）燃机对新能源发电消纳的可行性411.新能源发电消纳不足412.燃气轮机的技术特性433.燃机对新能源消纳的可行性44（二）燃机掺氢燃烧发展451.掺氢燃机技术研究现状452.现场应用现状483.发展策略50（三）燃机与储能等新能源组合发展501.微型燃机耦合发展路径502.小型燃机耦合发展路径513.大型燃机耦合发展路径54（四）小结55附件1 燃气轮机技术发展现状57一、设备制造企业及现状58（一）东方电气58（二）哈电集团58（三）上海电气59（四）西门子中国59二、燃气轮机能耗状况60（一）E级燃气轮机601.GE公司9E.03型燃气轮机602.GE公司9E.04型燃气轮机613.西门子公司SGT5-2000E型燃气轮机614.安萨尔多公司AE94.2型燃气轮机62（二）F级燃气轮机621.GE公司9F.06型燃气轮机622.GE公司9F.05型燃气轮机633.西门子公司SGT5-4000F型燃气轮机634.三菱公司M701F5型燃气轮机645.安萨尔多公司AE94.3A型燃气轮机64（三）H级燃气轮机651.GE公司9HA.01/02型燃气轮机652.西门子公司H级燃气轮机653.三菱公司M701JAC型燃气轮机664.安萨尔多公司GT36型燃气轮机66三、燃气轮机具有的优势67（一）污染物排放低67（二）适合调峰67附件2 国内燃气轮机技术发展现状70一、设备国产化现状70（一）燃气轮机设计制造701.合作成立设备公司702.自主燃气轮机的设计制造713.民营企业燃气轮机制造72（二）存在的问题72二、燃气轮机自主运维情况73（一）国内自主运维取得的进展73（二）存在的问题75三、燃气轮机示范项目的实施75（一）燃气轮机制造示范项目76（二）燃气轮机运维示范项目77四、智慧电厂建设77附件3 小型燃气轮机参与综合能源的可行性79一、小型燃气轮机与内燃机的比较79（一）小型燃气轮机的特点79（二）内燃机的特点80（三）小型燃气轮机和内燃机对比81二、小型燃气轮机的应用前景82（一）小型燃气轮机的发展现状82（二）小型燃气轮机发展建议83三、小型燃气轮机和柴油发电机的比较84附件4 新能源制氢产业发展现状86一、新能源电力消纳现状86（一）新能源增长迅速86（二）新能源发电消纳不足87（三）燃机对新能源消纳的优势88二、新能源制氢技术研究88（一）风电制氢881.风电制氢国内外发展现状882.风电制氢的优势903.风电制氢的困境及对策90（二）光伏制氢921.光伏发电制氢现状922.光伏发电制氢优势943.光伏发电制氢存在的问题及建议95（三）制氢技术发展现状971.常见工业制氢技术972.新型制氢技术100三、氢气掺混输运技术102（一）混氢天然气输运研究现状102（二）应用现状104

一、燃气发电现状

（一）燃气轮机装机情况

截止2021年底，我国燃气轮机装机108640MW（不包括台湾地区），燃气轮机装机得到了较大的提升，总装机超过了1亿千瓦。我国燃气轮机装机主要分布在京津冀、长三角、珠三角等经济发达地区，由于燃气轮机发电成本较高，其他省份装机数量较少，随着内陆省份经济实力的增强，部分省份燃气轮机装机也在逐渐布局，装机数量也在逐渐增多。

1.燃气轮机装机区域分布

我国燃气轮机装机主要分布在京津冀和沿海省份等较发达的地区，广东省燃气轮机装机达到2914万千瓦，位居全国第一，江苏省装机1979万千瓦，位居第二。具体各省燃气轮机装机容量如表1.1。

表1.1 各省燃气轮机装机容量汇总表

2021年以来，国内在建和筹建燃气轮机项目有了大幅增加，尤其是广东珠三角等区域筹建了大批燃气轮机发电项目，大型9H、9F级燃气轮机发电项目较为突出；值得一提的是，沿海山东、内陆四川、安徽、湖南等地也有多个燃气轮机项目也已开始筹建，陆续完成主机设备的招标工作，国内燃气轮机发电项目的发展呈现出较好势头。

2.燃气轮机机型分布

国内燃气轮机制造厂家主要有GE、三菱、安萨尔多、西门子等公司，燃气轮机等级既有E级、F级，也有参数更高的H级燃气轮机，燃气轮机机型覆盖较为广泛。

经中电联等单位统计，国内燃气轮机装机共409台（不包括台湾地区），其中E级、F级燃气轮机装机最多，占燃机项目的绝大部分。具体机型分布情况参见表1.2。

表1.2 燃气轮机机型统计表

（二）燃气轮机发电情况

2021年,全国全社会用电量8.31万亿千瓦时,同比增长10.3%，其中燃气发电量2834亿千瓦时，也有了一定程度的提高。全国发电设备利用小时3817小时,同比提高60小时，其中气电2814小时,同比提高204小时。

由于天然气价格的不断升高，受发电成本的影响，2021年燃气轮机利用小时数不高，主要用于电网调峰运行。2022年燃气发电同样存在天然气价格偏高的问题，燃气电厂生产经营困难，尤其是小型的6F、9E机组由于机组效率较低，亏损较为严重。

（三）集团公司燃机装机情况

目前集团公司在役和在建的燃气轮机共27台，全部建成后机组容量超过930万千瓦，主要分布在北京、江苏、浙江、广东、海南等地。其中GE公司燃气轮机15台，包括：高井3台PG9371FB型、泰州2台PG9171E型、苏州2台PG9171E型、金坛2台9371FB型、宝昌2台PG9171E型、南热2台PG6111FA型、江山2台PG6111FA型。三菱公司燃气轮机共4台，江滨热电2台M701F4型，宝昌公司2台M701F4改进型。安萨尔多燃气轮机共8台，肇庆、佛山、万宁、海口各2台，型号均为AE94.3A型。

集团公司燃机电厂燃气轮机具体型号、机组容量见表1.3所示。

表1.3 集团在役及在建燃气轮机型号、容量统计表

目前集团内批准待建且已确定机组型号的共2台，为惠州博罗热电联产项目，燃机设备为三菱M701F4改进型机组，主要辅机设备及施工已完成招标工作。另外集团公司还在广东潮州、丛化，浙江金华、北仑，山东青岛、烟台等地有多个燃气轮机前期筹建项目。

（四）影响燃机发展的因素

燃气轮机采用天然气为燃料，技术先进，能源利用效率高，适合电网调峰，且污染物、碳排放远低于燃煤机组，逐渐成为主要的发电形式之一。

1.制造技术的影响

燃气轮机由压气机、燃烧室、透平等热通道部件组成，由于存在技术壁垒，核心技术一直由欧美国家掌握，我国的燃气轮机技术还有很大差距。为了快速提高燃机技术，国内三大动力厂与国外燃气轮机厂家合作引进技术，近年来已取得较大进展，如东方电气已能独立设计制造5万千瓦F机燃机，中航发的AGT100E级燃机已现场安装应用，中国重燃也在开展F级燃机的各种试验工作。在燃机检修维护方面，华电华瑞、京能国际也都实现了燃机的自主检修，在燃机运维方面取得了较大的进展，集团公司在燃机运维方面进行了一定的探索。国内外燃气轮机技术发展现状可参考附件1、2的内容。

2.天然气燃料的影响

由于受国际形式的影响，近年来国内天然气价格较高，导致了燃气电厂的燃料成本远高于燃煤机组，燃机的检修维护依赖于国外长协，造成燃机的运维费用远也高于燃煤机组。因此国内燃气发电的效益普遍不景气，部分小型燃机处于亏损的边缘，给燃气发电的健康发展带来严重的影响。

（五）小结

为了研究燃气发电的健康发展模式，进一步降低运营成本，有必要对燃气电厂的上下游进行深入研究。通过对设备制造、燃料采购、用户需求等多角度综合分析，研究燃气电厂参与各方合作、延伸产业链的可行性，为实现集团公司燃气发电的高质量发展提供借鉴。

二、燃气发电与上下游产业合作方式

为优化碳达峰、碳中和等新形势下燃气轮机发电的发展策略，我们调研了国内相关燃气发电企业，从燃气轮机制造、天然气供应、发电供热等方面研究与上下游企业深化合作的模式和做法，为集团燃机发展提供借鉴。

（一）制造业（上游）

国外燃气轮机设备制造厂有主机设备的设计和制造能力，并掌握最新的燃气轮机控制技术，熟悉燃气轮机运行特性。国内哈电集团、东方电气、上海电气三大动力设备厂等具备燃气轮机组装成套的能力，但设备的核心部件还不能自主完成。燃气发电企业与设备制造厂合作，能够最快了解燃气轮机最新进展，得到最新的燃气轮机专业技术，并能及时在机组和辅助系统设备设计中进行优化。国内华电集团、京能集团、国家电投集团等与国外燃机制造厂家或第三方技术单位有着深度合作，并取得了一定的效果。

1.华电集团

华电集团燃气轮机发电装机最多，已超过2000万千瓦，燃气轮机装机涉及GE、三菱、西门子等厂家的多种机型，华电集团与上游厂家合作较多，并取得了一定的成绩。

（1）合作成立服务公司

上海通华是华电与上游燃气轮机制造厂商合作成立的燃气轮机维修服务单位，为华电及其他发电集团燃气轮机提供设备维护和备件服务。上海通华利用集团燃气轮机装机数量多、投入较大等优势，与GE、西门子等国外燃气轮机制造厂签订长协技术协议，争取更多的价格优惠，为降低燃气轮机维护费用起到了一定的作用。

华电通用是华电与GE公司合作成立的小型及轻型燃气轮机部件制造研发和维护的技术服务单位。华电通用主要从事LM2500和LM6000等系列的航改型燃气轮机发电机组的成套组装及测试。燃气机组的简单循环功率从22MW到47MW，联合循环功率从31MW到60MW。华电通用从事轻型燃气轮机发电设备的成套生产、销售、服务、技术研发等业务，并具有运行监控、孔探检查、燃烧系统和动力透平拆分及现场更换的维修服务能力，逐步推进分布式能源核心装备国产化进程，发挥生产、销售及服务本地化优势，为国内分布式能源发展提供核心设备和专业服务。

2014年华电集团与瑞士苏尔寿合作成立华瑞公司，为华电集团提供燃气轮机检修服务，该公司具有燃气轮机备件修复能力，能够完成燃气轮机燃烧部件的检测、修复（如燃烧筒、燃烧喷嘴等）、透平叶片修复、涂层喷涂等较复杂的检修工作。华电集团华瑞公司具备GE、西门子、三菱等各种机型的燃气轮机关键部件的检修能力，避免了与制造厂签订长协服务，降低了燃气轮机的检修维护成本。

（2）取得的成效

华电集团在燃气轮机核心部件维修、燃烧调整控制方面均取得了一定的成效，主要有：

1）华电集团电科院开展燃机运维的深入研究，开发燃机能效分析平台，实时对燃机运行状况进行分析诊断，提高燃机的经济性和可靠性，该公司还掌握燃气轮机自主燃烧调整能力，并在集团内成功实施。

2）中国华电与中国电子联合攻关的国内首套重型燃气轮机国产化控制系统“基于PKS体系的重型燃气轮机国产化控制系统”，燃气轮机控制用软硬件均自主实现，在华电龙游电厂E机机组、戚墅堰电厂F级机组实现应用。

3）华电集团华瑞公司具备E级、F级燃机关键部件的修复能力，并逐渐覆盖GE、三菱及西门子燃机的检修业务，成功进行国内GE的9F级自主检修，避免了与设备厂家签订设备长协，降低了燃气轮机的运行维护成本。

2.京能集团

（1）合作成立运维公司

京能集团与西门子合作，成立国际电气公司，开展集团内燃气轮机设备的检修工作。京能集团西门子、安萨尔多燃气轮机较多，属于同一个技术流派，为与西门子公司合作提供了便利。其清洁能源公司下属京西热电、京桥热电、高安屯热电均为西门子SGT5-4000F机组，未来热电为西门子SGT5-2000E机组；钰海发电为安萨尔多AE94.3机组，上庄热电为AE94.2机组，与西门子燃气轮机技术同源。

京能国际电气公司是国内起步较早的一家燃机检修服务单位，检修维护人员主要来自于京丰热电和石景山热电两家单位。2006年京丰热电投产，开始燃气轮机发电机组运营，原有的检修部门承担了集团内燃气轮机的检修维护工作，至今已有十多年的时间，完成过数十次燃机大小修工作，具有丰富的燃机设备管理及检修维护经验。

（2）取得的成效

京能国际电气公司依托西门子公司的技术实力，培训自己的燃机检修人才队伍，开展燃气轮机的检修工作，具备西门子、三菱、GE等机型自主检修能力。除在集团内开展检修工作外，还为深圳东部电厂等燃气轮机发电企业提供检修服务。2022年，京能未来热电进行了E机燃气轮机的自主机修和燃烧调整工作，并取得了成功。

3.国家电投

国家电投集团2016年与哈尔滨电气、上海电气、东方电气、中国航发等动力设备厂、清华大学、上海交通大学等有关科研单位成立中国联合重燃公司，开展燃气轮机核心部件国产化研究，在燃气轮机装备制造方面谋求技术突破，该公司与无锡永瀚、无锡叶片厂深度合作，开展燃气轮机热通道部件的研发工作，在燃气轮机核心部件制造方面已取得多项技术突破。

国家电投较早开展燃机掺氢燃烧的技术研究，并在荆门绿动电厂进行了掺氢15%、30%的各种试验，完成了初步试运，为下一步燃机掺氢创造了条件，积累了一定的经验。

4.大唐集团

集团公司利用GE公司技术优势，与GE公司合作在北京高井电厂成立了燃气轮机数据中心和检修中心，用于开展燃气轮机技术服务。集团燃气轮机数据中心建设在高井热电厂，集团部分燃气轮机在线数据接入高级数据中心，对数据进行实时在线分析，进行劣化趋势分析和故障预警，近年来积累了一定的燃气轮机运行数据，数据分析对现场设备运行起到了一定的指导作用。

高井检修中心开展燃气轮机检修技术的学习和培训，建立自己的燃气轮机检修维护队伍，自主完成燃气轮机的检修工作。高井燃气轮机中心利用燃气轮机机组检修机会，由GE公司技术人员对电厂人员进行培训，积累了大量的视频和图像资料，有着较为丰富的检修经验。几年来不但完成了本厂燃气轮机的检修工作，还对外承担了集团江山热电等公司的燃气轮机检修工作。

5.小结

国内哈尔滨电气、东方电气和上海电气等燃气轮机制造单位尚不能独立完成重型发电用燃气轮机燃烧器、透平等核心部分的设计制造工作，燃气轮机燃烧器、透平叶片、控制系统等核心部件的制造均依靠国外制造厂来完成，对燃机电厂技术支持不足，也给燃机电厂技术掌握带来不利影响，还需要支付昂贵的长些费用，由国外厂家提供技术支持，这就造成了要获得燃机的核心技术，取得技术支持，需要同欧美重型燃机制造的专业公司合作，通过引进燃机的检修和运行维护技术，逐步实现燃机核心技术的国产化。

华电集团燃机装机已超过2000万千瓦，在燃机专业化建设、技术引进方面投入最多，华电燃机控制系统国产化、关键部件维修的成功经验表明，与国外燃机专业厂家合作，逐渐培养自己燃机技术人才，组件专业的燃机检修队伍，是能够取得一定成效的。

（二）天然气（上游）

1.天然气消费现状

2021年我国天然气消费规模跃居世界第三，结构进一步优化。在经济拉动下，我国天然气表观消费量3726亿立方米（图2.1），同比增速达12.7%。以“胡焕庸线”为界东高西低，广东超过江苏成为第一大天然气消费省份（两省消费均超过300亿方，图2.2），后三位分别是四川、河北、山东。

图2.1 近十年天然气表观消费量趋势图

图2.2 2021年天然气消费层析图

（1）天然气对外依存仍较大

2021年全国天然气供应量达到3777亿方（含港澳，图2.3 ），其中国产气产量为2086亿方（含煤制气），较上年增长8.3%。进口天然气实现管道、LNG等多渠道供应，资源引进国达32个，进口管道气591亿方，进口LNG达到1100亿方，进口量较上年增长24.1%，资源对外依存度达到45%，重回历史高位。

图2.3 近七年天然气供应量构成

图2.4 2021年进口天然气来源

2021年上半年，我国天然气消费量表现乐观，经统计表观消费量3726亿立方米，同比平均增速达12.7%。2021年以来月度消费增速同比都较为明显，主要体现为国内城镇气化人口的增加和煤改气政策执行结果。由此可以看出，我国天然气产量远不能满足消费要求，对外依存度仍然较高。

图2.5 国内天然气产量趋势图

由于国产天然气不能自给自足，同时中国经济快速发展，导致天然气缺乏，我国天然气贸易的特点是只进口而不出口。海关总署数据显示，2021年，我国国产天然气为2051亿立方米（图2.5），进口天然气达到1675亿立方米（约12135万吨），进口天然气占比仍较大。中国天然气进口分为管输进口和LNG进口两大部分。

1）管输进口

我国管输进口天然气量较大，主要有西北中亚、东北中俄和西南中缅管输通道，管输主干线与国内天然气管网相连，为国内主要省份和城市输送天然气。2021年全年，我国管道天然气进口量为591亿方，同比增长22.86%。

2）LNG接收站

2021年LNG进口1100亿方，增速在20.56%，中国超过日本成为全球最大的液化天然气进口国。广汇、新奥和深圳燃气等民企企业和城市燃气企业开始运营LNG接收站。

表2.1 我国已建成投产的LNG接收站

（2）天然气储运情况

我国天然气储运基础设施主题框架已基本形成，运输和调峰瓶颈得到大幅缓解。如图2.6所示，我国天然气干线管网已形成“四大进口管道”、“三纵三横”管网框架，天然气管道总里程已超过11万公里。我国沿海已建成22座天然气LNG接收站，如表2.1所示，LNG总接受能力达到10010万吨/年，其中东南沿海、长三角、环渤海接收能力2480、2900、3630万吨/年。

图2.6 天然气四大进口管道、三纵三横示意图

用于储气调峰的地下储气库形成有效工作气量171亿方，加上LNG接收站储气罐72亿方，储消比达到6.5%。

（3）管网分离后情况

国家石油天然气管网集团有限公司（简称国家管网公司）2019年12月9日在北京正式成立 ，标志着深化油气体制改革迈出关键一步。管网独立后深刻改变天然气供储销贸产业链关系，形成了“X+1+X”的市场格局（如图2.7），需方可自主选择气源、筹划资源组合和产业链的延伸，天然气的市场化定价以达到40%，用户的议价能力大幅提高。目前管网公司的整合并购工作还在进行中，形成全国统一的天然气“一张网”还需要一定的时间。

图2.7 管网独立后的天然气市场格局

管网独立有利于天然气管道快速建设，减少输气层级，提高输配效率，能够有效降低终端用户用气成本，对提高天然气的利用规模具有重要意义。对于天然气供应和用户端，可以签订大用户直供协议，通过协议约定天然气的流量和价格，达到双方互利共赢的效果。

（4）疫情和世界格局变化的影响

2022年因疫情冲击，经济受阻，天然气市场消费首次出现同比下降，前三季度表观消费量为2726亿方，同比减少20亿方。

2022年俄乌冲突导致天然气供需重塑，资源流向深度调整，导致国内天然气价格波动较大（图2.8）。

图2.8 2022年天然气价格变化趋势

俄乌冲突导致欧洲天然气供应量积聚减少，天然气严重溢价，导致全球大量LNG资源转向欧洲，国内进口规模大幅下降（图2.9）。英国《金融时报》统计中国LNG转售总量占欧洲同期进口总量的7%。前三季度国内LNG进口总量仅为624亿方，同比减少185亿方。

图2.9 2021年、2022年LNG进口量对比

2022年，欧洲天然气的大幅缺口导致气价持续高位，欧洲LNG的强劲需求将同亚洲市场形成竞争格局，进一步推升气价，预计“十四五”期间气价天然气价格将持续高位运行，欧亚LNG现货价格将维持在15-35美元/MMBtu区间，并会出现下降趋势，有望在“十五五”期间出现回落。

2.与天然气公司合作情况

（1）与天然气供应商合作的优势

与上游天然气供货商主要采用参股建设电厂、合作建设管网、合作天然气生产等方式。

1）与天然气公司合作

天然气供货商参股建设燃气发电项目，有利于保证燃气电厂的气源可靠供应，拿到更多的较高热值、流量稳定的天然气。燃气电厂与天然气公司合作的另一个目的是期望拿到相对廉价的天然气，降低燃机电厂燃料成本，对电厂的经营发展有利。

目前广东、福建地区大部分燃气电厂采用多方参股的方式建设，参股方类型不一，一般为多个能源集团、天然气厂商、地方经济体，燃气电厂的股份组成较为复杂，各投资方以投资比例参与电厂的决策、经营和生产。国内各电力集团均有多方参股的燃机电厂，部分电厂天然气供应企业参股建设。如中海油莆田电厂由中海油、华电福建公司和福建省投资公司分别按55%、25%和20%的比例出资建设，其中既有油气公司、又有发电集团和地方投资。

集团公司万宁电厂、海口电厂，由集团公司和中海油公司参股建设，为天然气气源提供了保障。万宁、海口公司投产以来，天然气供应较为充足。中海油参股也为该公司低热值南海天然气的顺利消纳创造了条件，达到了合作双方双赢的目的。

2）参与管网建设

在国家成立管网公司之后，原有天然气管道逐渐被收归国家管网公司，天然气的供应模式改为“X+1+X”方式，天然气公司和用户之间通过管网公司控制的输送管道对油气进行输运，管网公司按量收取管输费。这就造成了的用户方参与天然气管道建设存在一定的难度，即使原有与地方天然气公司协商合作建成的管道，其产权的使用权也可能被管网公司收回。

目前燃气电厂与管网公司的合作模式并不明朗，如果燃气电厂能自主或合作建设天然气场站分输管道，不但能够加快燃气电厂基建的进度，还能降低一定的管输费用，节省一定的燃料成本。

3）合作天然气生产

国内天然气资源开采主要有中石油、中石化和中海油等三家单位完成，国内虽有较多电力集团煤炭开采的先例，但油气资源的的专业性较强，气田开采则主要由上述三家垄断公司进行，电力集团很少参与油气矿的开采工作。油气的开采工艺复杂，专业性强，危险性较大，电厂介入需引进专业人才和专业队伍，介入自己不熟悉的行业安全和经济风险很大。

对于煤化工行业，煤质天然气的工艺日趋成熟，国内已有多家应用成功的先例。集团公司也有多伦、克旗煤制气等企业，在天然气供应紧张、价格一路走高的大前景下，这些煤制气企业也开始扭亏为盈。煤制气行业受制于国际国内天然气行业发展、世界政局变化的影响较大，在世界格局和平发展的情况下，天然气产量和价格还将回归，因此投资煤制气行业风险仍较大。

4）天然气大用户直供

天然气直供能够在一定程度上获得较为便宜的气价，从而降低燃气电厂的发电成本。2020年广东省调整天然气直供范围，修订为年用气量达到1000万立方米以上、靠近主干管道且具备直接下载条件的工商业用户可实施直供，直供气量进一步降低。大型燃气电厂对于天然气公司而言，绝大部分属于大用户范畴，直供可以减少天然气的供货环节，在管网公司“X+1+X”的条件下，燃气电厂可以自主选择天然气供货商。燃气电厂与天然气公司签订大用户直供协议，有利燃气电厂拿到稳定的供气流量和相对较低的价格，对燃气电厂运营有利。

（三）发电供电（下游）

燃气发电厂与工业企业等用户建立联系，签订电量供应协议，协商双方认可的合理电价，有利于燃机电厂电量的顺利消纳，并能获得期望的价位，对电厂的生产运营是有一定的好处的。

1.大用户电力直供

大用户直供是发电厂较为有效的一种营销方式，与区域内大用户合作，获取大额电量供应，能够更好的对自身发电量进行规划，并有利于完成电网下达的利用个小时。近年来电网公司支持发电企业与大型用电单位签订大用户直供协议，电网在其中收取一定的网路费用，能够简化电网公司的管理。

与工业大用户合作签订协议，有利于供需双方了解对方的生产工艺，制定满足双方需求的生产计划，合理安排不同季节、不同时段的供用电需求，燃气电厂能够更好的分配自己的人力物力，更加合理的安排机组检修和维护工作。

集团公司部分电厂与区域重点用户之间签订大用户直供协议，对发电规划和市场营销工作起到了积极的推动的作用。

2.分布式电源供应

分布式能源能够实现对用户的短距离电能供应，获得更高的能源利用效率。如由小型燃气轮机、内燃气轮机、区域光伏构成的分布式能源，能够实现对工业园区、商业综合体的电能供应，获得更高的供电效率。国内分布式能源一般配套工业园区进行建设，电能供应采用并网不上网的方式，提高园区供电的可靠性。

因国内工业园区发展不协调，用户设施和分布式能源站建设不同步，成功的案例较少。有小燃气轮机、内燃气轮机组成的分布式能源站如不能实现热电冷联产，难于实现盈利，因此发展受到限制。

目前仅有华电、京能、申能等少数能源集团有分布式能源建设的案例，但只有规划合理、建设同步的分布式能源能够获得一定的收益。

（四）供热及供冷（下游）

燃气轮机供热一般采暖供热和工业供热两种，供冷一般也是提供一定压力和温度的蒸汽作为动力，在夏季采用溴化锂制冷工艺，对用户提供冷源服务。

1.采暖供热产业延伸

（1）采暖供热现状

采暖供热主要是指在我国北方冬季为居民用户提供采暖服务，采暖服务的用热量大，供热要求可靠性高。集团高井热电除发电外，还承担北京西部大部分地区用户的采暖用热需求。

我国北京地区大部分地区均为燃气轮机采暖供热，在极寒天气或天然气供应不足的情况下，会调用部分燃煤机组参与供热。燃气轮机供热热网覆盖了北京及周边大部分地区，采暖供热主要为汽轮机抽汽供热、背压供热、锅炉供热等多种形式。

1）汽轮机抽汽供热

与燃煤机组相同，汽轮机抽汽供热是采暖供热的主要形式之一，一般采用在中压缸排汽处抽汽，用于加热热网加热器的热水，经热网循环泵将热水送出，向城区居民供热。

2）汽轮机背压供热

在汽轮机中低压转机加装SSS离合器，运行中将转子脱开，可实现汽轮机背压供热。背压供热可实现中压缸排汽全部用于加热热网加热器，中排蒸汽在加热器中凝结，机组冷源损失较小，因而热效率较高。集团高井热电即为该种供热方式，机组冬季采暖期热效率可达70%以上。

3）余热锅炉供热

余热锅炉供热有多种形式，常见的有从省煤器处抽取热水，用于热网加热器换热，实现供热需求；在用热量较大时，也可以从过热器或再热器抽汽，经减温减压后用于加热热网加热器循环水，实现对外供热需求。

余热锅炉尾部排烟量较大，排烟温度一般在90℃左右，因此排烟仍具有较高的热量。部分燃机电厂在余热锅炉尾部安装高效换热器用于吸收余热锅炉尾部烟气热量，加热热网循环水对热用户进行供热。京能京桥、高安屯热电等即安装了板式或列管式热网换热器，在冬季对外供热，达到了较好的节能效果。

4）燃气锅炉供热

燃气锅炉系统设备简单、供热效率高，先进的燃气锅炉热效率（按低位热值计算）可超过100%，用于工业供热可获得一定的收益。燃气锅炉排烟温度较低，排烟无粉尘、二氧化硫等污染物，氮氧化物排放可以达到30mg/m3以下，满足在城镇、工业园区投用的条件。部分燃气热电企业采用燃气供热锅炉作为对外采暖供热的补充，如京能京丰热电在北京南部地区形成较为独立的热网，在冬季极寒天气会用燃气锅炉对外供热。燃气供热锅炉供热效率较高，启停速度快，能够满足大部分工况的应急供热需求。集团公司绍兴电厂利用燃气锅炉对周边产业园区进行供热，用于满足主机停运时段的各工业用户供热需求。

（2）采暖供热的合作方式

北方的采暖供热管网大部分为城市热力公司所有，热电企业作为供热首站为热力公司提供热源。由于城市热力公司在采暖供热中居于主导地位，热电企业在管网建设及运营方面介入有一定难度。

1）合作建设采暖供热管网

北方地区居民采暖用热量大，供热管网复杂。供热首站一般位于热电厂内部，由汽轮发电机组抽汽或背压蒸汽通过热网加热器对热网水进行加热，再经热网循环泵送出电厂。供热首站和供热管网产权的分隔点一般位于电厂厂界围墙。厂界外的供热管网由市政热力公司组织建设，由于燃煤热电厂距离市区较远，一般为几公里甚至十几公里距离，热网水流量大、压力高，用于输送热网水的管道管径较大，因此供热管道投资巨大。为了对热网水进行加压，进一步向居民区输送，需要建立多个热网分站，建设热网换热器和二级循环系统，向城区供热，为了实现对多个城区的控制，还需要在不同的地区建设热力站，最后送至居民用户。

与市政合作建设采暖供热管网有利于快速占领供热市场。由于市政热力公司有自己的热网建设规划，建设资金投入有限，对部分新建小区热网建设存在空缺，如果和热力公司协商可以合作建设热力管网，建成后并入城市供热范畴，从城市采暖供热获取利润分成。

2）独立建设采暖供热管网

对于热电厂周边地区的居民采暖供热，可以和地方政府、开发商协商建设独立的供热管网。独立建设的供热管网与热电厂能够更好的匹配，选择换热器、热网泵等输送设备，发挥自身的技术优势。

独立建设采暖供热管网的投入巨大，不断要完成供热分站的建设，城区管网的建设，还要有自己的供热营销系统，直接向用户供热并获取收益，无论在人力、物力上投入都将是可观的。独立建设供热管网能够形成完善的生产、营销体系，在供热中具有一定的主动性，经济效益也是十分可观的。

集团公司在山东、河北等地多个城市建设供热管网用于居民采暖供热，热电厂的供热调度、居民供热站调度形成一个整体，协调工作更加顺畅，有利于电厂设备及热网设备检修维护的调剂，更好的实现优质的采暖供热。

2.工业供热产业延伸

我国工业供热分布范围较广，制药、印染、造纸等多个行业均有用热需求，北方的工业供热一般利用既有的汽轮机组抽汽进行供应，建设有专用的供热管网，由于北方燃气电厂数量较少，除北京、天津外，工业供热一般都有燃煤机组供应。

（1）工业供热的特点

燃气电厂用于工业供热调节灵活，热负荷升降对机组效率影响不大，能够满足不同时段的供热需求，因此在南方经济发达地区得到了较为广泛的应用。江浙长三角、广东珠三角等工业发达的地区，建设燃气电厂用于发电和工业供热的较多。供热供热一般用于工业生产中的加热、蒸煮、烘干等工艺，按照工业生产工艺不同，工业工业用量也存在较大的区别，对于普通白班运行的工厂而言，白天用热量较大，晚上没有热量需求，但对于全天候倒班运转的工厂，全天均需要稳定的热源供应。因此，工业供热的蒸汽流量波动幅度很大，白天用量达到顶峰，晚上用热量会很小，建设热网需要综合考虑各种因素，才能满足要求。如集团某燃气热电厂，白天热用户达到40多家，供热量在180t/h左右，晚上热用户只有10余家，供热量只有100t/h，供热量相差巨大。供热机组选择要充分考虑最大供热需求，并能快速对热量进行调节，同时还要满足电、热负荷点的高效运行。

和采暖供热不同，工业供热也有其自身特点，对外供出蒸汽不再收回，蒸汽乏汽和凝结的水一般由热用户自己消纳，因此为满足外送蒸汽需要，汽水系统补水较高，燃气电厂制水量远高于纯凝及采暖用热机组。以集团某热电厂为例，每天供热3000t以上，为满足对外供热需求，化学制水系统必须可靠，并有足够的的裕量。

国内建设燃气电厂大部分均有供热需求，实现了热电联产，达到了较高的热效率。目前集团公司在建及投产的燃气机组共27台，除深圳宝昌燃气轮机外，其他机组均有供热需求。尤其在江浙地区，供热量需求较大，也为电厂带来了可观的供热收益。

（2）工业供热的合作形式

1）独立建设供热管网

对于南方的工业供热，燃气电厂建设时占据经济开发区或工业园区核心位置，为园区供热创造了便利条件。供热供热管网一般由电厂自行组织建设，燃气电厂与园区管理部门研究合理的供热方案，在园区布设主干和分支供热管路，在供热管网敷设安装后，燃气电厂对于该区域的热源供热具有一定的排他性，布设的管路为以后热用户入驻、接入创造了条件。园区也会将热源供应作为招商引资的重点，电热的短距离供应也会为工业企业提供更加有利的选择。

集团公司大部分燃气电厂均自行投资建设工业供热管网，供热纵向和横向主管网的敷设，保证了对园区供热的排他性，随着热用户的陆续入驻和接入，工业供热量持续增加，收到了较为客观的供热效益。

2）合作建设供热管网

为了加快园区的规划和建设，部分工业园管理部门会首先布设热源点和供热管路，用于先期供热需求，在这种情况下，后入驻的燃气电厂需要与管理部门协商，对原有管线进行合理处理，并合作建设新增加的供热管路。在这种情况下，一般采取燃气电厂收购或租赁供热管网的方式解决，双方在互利共赢的前提下签订协议。

对于相对边远，离热源点比较远的热用户，为了快速接入热源投入生产，也会自行建设一段自用管路，与原有管网进行对接，实现工业用热需求。

3.对外供冷产业延伸

对于大型的商业综合体或先进的住宅区，也会有供冷需求，目前供冷的主要方式为采用一定参数蒸汽作为动力，通过溴化锂制冷机组对楼宇进行供冷。

（1）供冷现状

目前燃气轮机供冷主要存在于分布式能源站，因燃气轮机设备和维护成本较高，盈利能力有限，国内应用不多。小型燃气轮机供冷主要存在于北京、上海、广州等经济产业园区，没有形成一定的规模。如北京京能未来热电采用燃气轮机抽汽驱动制冷机组，为附近的产业园区、城市住宅周边的商业功能区提供供冷服务。

（2）供冷形式

城市综合体或产业园区供冷不同于供热，供冷需布设较为复杂的冷水管道，对介质的传输距离要求更高，目前尚未形成经济合理的运营模式。目前燃气供冷多存在与经济发达地域园区的核心区域，根据供冷规模采用小型燃气轮机或内燃机作为供冷溴化锂机组的驱动设备。

小型燃气轮机技术先进，但维护成本较高，尤其对于小型产业园，供冷需求有限，采用小型燃气轮机供冷成本过高，应根据能源利用效率及合理性综合进行选择。小型燃气轮机与内燃机的选择可参考附件3的内容。

因小型工业经济产业园、楼宇供冷项目所需机组的容量较小，多为5MW以下机组，经过测算采用容量较小的内燃机进行供冷，能够达到更高效率和更低的设备成本；对于大型的城市群或工业产业园区，如所需发电和供热功率更大，经过经济性比选后可选用燃气轮机。如位于北京的华电产业园（图2.10）安装2台颜巴赫J620天然气发电机组用于冷热电联供，为七栋商业办公楼和商务酒店的综合园区（总建筑面积25万平米）提供服务。

图2.10 华电丰台产业园

三、产业延伸前景分析

（一）延伸的必要性

1.制造业延伸的必要性

由于市场上主流燃气轮机核心部件的生产制造、控制系统开发掌握在国外燃气轮机制造厂和OEM厂家手中，国内燃气轮机的自主运维依旧举步维艰，由于国内动力设备厂商还不具备燃气轮机部件的制造和维护能力，依靠国内检修力量对燃气轮机开展检修、提供备件是不现实的。在这种条件下，燃气轮机发电企业与国外燃气轮机制造商合作，能够获得一定的技术支持，并可以利用集团优势，通过打捆购买服务的方式降低燃气轮机的运维成本。

目前集团公司燃气轮机装机已超过900万千瓦，并会在惠州等燃气发电项目基建投产后突破1000万千瓦，燃气轮机发电已形成一定的规模。为了提高燃气轮机的运行维护水平，逐步掌握燃气轮机技术，并在燃气轮机发展中做成绩，在燃气发电行业中做出自己的特色，与上游设备制造商进行合作是十分必要的。

（1）与制造厂合作的优势

1）有利于技术研究

通过参股、合作成立公司等方式，可以超前参与制造厂开展的专业技术研究，能够得到更深入的燃气轮机技术资料，有利于快速掌握燃气轮机运维技术，在设备出现故障时能够快速得到制造厂的技术支持；

通过参与设备的设计制造，能够在一定程度上自主掌握燃气轮机技术，了解压气机、燃烧室及透平等各部件的特性，通过各种技术培训提高技术能力，为开展运行分析，解决燃机在运行中出现的故障创造条件。

如集团万宁电厂准备与上海电气合作开展燃机燃料加氢研究，设计天然气、氢气燃料混合系统，适配混合燃料的燃烧器，并进行各种实验，获取燃机加氢燃烧的燃烧特性数据，对燃机加氢燃烧的燃烧稳定性、燃烧振动、加速度、氮氧化物、一氧化碳排放特性进行研究，能够为集团燃机加氢提供技术支撑。

2）有利于开展检修维护服务

与设备制造厂深度合作，有利于培养燃机技术人才，建设自己的燃机检修维护队伍。通过去设备制造产观摩和参与燃气轮机及其附属设备的组装实践，能够快速了解燃气轮机的安装程序和工作要点，逐步掌握各部件的安装配合数据标准，有利于逐步培养自己的检修队伍。

燃气轮机不同于普通燃煤机组，技术层次较高，设备安装检修工艺复杂，原有的设备检修队伍无法满足，只有经过系统的培训和现场实践才能完成。因此，与设备制造厂合作，参与燃机的全过程安装和试验，能够使检修人员得到必要的锻炼，逐步掌握检修工艺和检修标准，适应燃机检修维护的要求。

3）有利于燃机的技术改造

燃机技术发展速度很快，机组安全、效率、热耗指标竞争激烈，各燃机厂家几乎每年都会推出效率更高的改进机型，技术更新迭代速度远高于燃煤机组。燃机设备的优化改进不但提高了燃气发电安全经济指标的竞争优势，还使前期已投运燃机设备及时进行改造成为可能。与设备厂家技术合作可以更快的介入燃机设备改进方案，更快的开展设备改进的可行性研究，为燃机设备优化提供便捷，保证燃机在更高效的状况下运行，提高燃气发电企业的市场竞争力。

（2）采取的合作方式

1）与各个燃气轮机制造厂商分别合作。

燃气轮机制造厂商较多，重型燃气轮机主要有GE、三菱、安萨尔多、西门子等几家，小型分布式燃气轮机国内主要有中航发，国外有GE、索拉、川崎等制造厂商。燃气轮机设备差别较大，与单个制造厂商合作只能深入了解某一个厂家的技术特性，设备结构。如果与一个燃机厂商开展合作，会在技术研究方面受到其他制造厂商的抵制，不利于掌握其他厂家的技术。与全部制造厂商合作能够获得更多的技术资源，但会耗费大量的人力物力。

华电与GE公司成立的通华公司在于在机组采购方面获得更多的费用优惠，并能够更多的获取技术，为自己的运维提供更多的技术支持。集团公司与GE公司合作成立大数据中心，也是为更多的掌握燃气轮机检测、诊断技术铺路，创造条件。

2）与第三方燃气轮机运维服务商合作。

国际知名的第三方技术厂商、运维服务商多年深耕燃气轮机技术研究，在设备制造方面虽不如各个制造商有优势，但对于燃气轮机设备的运行维护研究更为深入，尤其对燃气轮机的共性、个性问题研究具有一定的特色。如克珞美瑞公司（图3.1）对各个厂家的燃气轮机均有一定的研究，与大部分燃机制造厂均有一定的技术合作，并具备一定的高温热通道生产和修复能力。德国的斯蒂亚戈对燃气轮机及联合循环设备及技术特性有一定掌握，对联合循环机组系统热平衡、节能技术有一定的研究，在行业内具有一定的知名度。

图3.1 克珞美瑞公司燃机技术服务

如果与第三方燃气轮机厂商合作，能够掌握燃气轮机普适性的技术，对燃气轮机技术特性、节能技术方案合作开展研究，有利于开发适用于多个厂家燃气轮机的软件系统、设备维护系统，并能同时了解和掌握燃气轮机的运行和维修技术。

华电集团与瑞士苏尔寿合作成立了华瑞（江苏）燃机服务有限公司（图3.2），该公司依托于苏尔寿公司燃气轮机制造和运行维护技术，通过招聘方式汇聚了国内外燃气轮机专业人才，购置了燃气轮机维修专用的数控车床、焊接和涂层修复设备，开展该集团内不同型号燃气轮机的检修和维护业务。随着华瑞公司业务的拓展，目前已能完成该公司GE、三菱和西门子燃气轮机的大部分部件修复业务。

图3.2 华电华瑞公司燃机检修服务

2.天然气产业延伸的必要性

与天然气公司合作能够获得更加稳定可靠的气源供应，也能在一定程度上获得价格让利，但与天然气公司参股合作，同时也会隔走一部分利润分成。在当前卖方市场的形势下与天然气公司合作仍然处于被动地位，除了气源相对稳定以外，电厂方并不能获得更多的主动权。在天然气供应量充足的情况下，如果发电效益好于天然气销售效益，天然气公司会倾向于向电厂供应燃气，获得利润分成，但也分走了一定的利润，这种情况下，其他燃气电厂同样也会争取更多的天然气用于发电，如果不能较其他电厂拿到更低的价格，则意义不大。相反，如果天然气市场供应短缺，天然气价格上涨，则天然气销售收益远大于发电收益，天然气公司必将天然气更多的用于销售，在合作模式下，电厂拿到天然气供应也是有一定的难度的。因此，燃气电厂与上游天然气公司合作的意义并不大，如果电厂基建资金、地域或其他原因，两方合作可以推动项目更快实施，则可以考虑进行合作。

集团公司新建的海南万宁、海口等项目即与中海油公司合作建设，天然气采用该公司的多种气源，如LNG来气、海上气田气源来气。该公司提供的多种气源成分和热值差异较大，也会造成燃气轮机运行调节困难，燃气轮机燃烧不稳定。

如果条件允许，与管网公司共同开发天然气输送管路建设具有一定的前景，这样做的好处是可以更快的组织管网建设，有利于燃气电厂基建的快速开展，而是抢占有利地形建设城区枝干管网，建设主管网不但自己可以免除管输费，同时还可以向其他用户收取管输费。

综上所述，与上游天然气公司合作的意义不大，未必能够获得优质的气源，在双方合作的同时，获得的利益同时也被割除；如能参与管网公司枝干管网建设，应该还是能够获得一定收益的。

3.发电产业延伸的必要性

燃气电厂燃用天然气，较高的天然气价格导致电价供应较高，对于普通工业用户而言，过高的电价消纳难度较大。但对于高耗能、高产出的工业企业，原来取自电网的电价即处于高位，为了获得稳定的电能供应，也会采用燃气电厂的大用户直供电，保证其稳定的生产。燃气电厂参与大用户直供能够获得一定的收益，大用户的用电量稳定，对燃气电厂而言是优质客户，燃气机组的连续运行能够大幅降低设备的检修维护成本，获得更多的收益。因此，燃气电厂参与大型工业企业直供是可行的。

分布式能源作为燃气电厂的一个发展方向，是有一定的前提条件的。分布式能源与工业园区、综合体同步建设，实现多能联供才能获得一定的收益，单点的分布式能源投入较大，需同步考虑机组运行，冷热电设备的检修维护，用户费用的收取等多个部分，人力物力投入较大。如能实现多区域网络供应，采用无人值守等方式实施，能够获得较好的收益。燃气分布式能源建设，应做好前期可行性研究，时机选择更为重要。因此发展分布式能源供电，需持谨慎态度。

4.供热、冷延伸的必要性

（1）对于北方地区的采暖供热，燃气电厂独立建设供热管网能够获得稳定的供热市场，如果天然气价位合适，也能够获得一定的收益。采暖供热是关系到民生的重大工程，如果天然气价格升高超出预期，燃气电厂的经营会陷入困境，面临巨额亏损。如果与热用户签订供热、气价联动的合同，供热才能获得相对稳定的收益。

（2）对于南方的工业供热，燃气电厂不但要负责自身的首站建设，还要独自或合作建设园区的供热管网，管网建设成本被记入热价之中。为了保持一定的供热收益，燃气电厂一般与各热用户签订气热联动合同，保证电厂获得一定的供热收益。燃气电厂自行建设供热管网有利于占有城区、工业园区供热市场，管网建设后具有一定的垄断性，其他的热源很难进入，因此对于燃气电厂的营销是十分有利的。

（3）由于目前商业综合体、住宅区相对分散，供冷的基础设施不具备等原因，分布式综合能源利用和运营难于达到预期，开展供冷服务的难度较大。但如果能够协同对商业区、住宅区规划建设，统一进行设计，实现冷热电多能供应，并形成一定的规模，可以谋划开展供冷服务。

（二）建议采取的策略

综上所述，燃气发电行业的市场环境较为复杂，受地方电网政策和天然气供应的影响较大，为了获得一定的经济收益，更好的健康发展，建议采取以下策略。

1.燃气轮机制造业延伸合作

参与上游燃气轮机制造单位合作，能够获得更好的技术服务，保证燃气机组的健康稳定运行。因集团公司燃气轮机种类较多，有着GE、三菱、安萨尔多等多个燃气轮机厂的产品，如能选择与具有多个厂家技术能力的第三方厂商合作，则能够同时为多种厂家、型号的燃气轮机提供服务。

与燃气轮机设计制造单位合作能够得到最新的燃机技术，对燃气轮机的检修和运行优化有利，能够及时解决设备的疑难问题。如能选择具有多种燃机技术的制造厂家合作，则能同时培养和建设具有通用燃机检修维护能力的专业技术队伍，开发适应于多种机组的运行维护系统，同时满足不同燃机运维的需要，避免为每一种燃气轮机建立一个检修维护技术队伍，从而降低成本。

2.天然气产业合作

与天然气公司合作建设天然气电厂能够降低基建资金投入，如能够获得一定的气价优惠，与天然气公司合作还是有意义的。因此与天然气公司谈判因细化天然气供应的合作合同条款，对天然气提供方的供货成分、热值等品质进行约定，就双方的利益分成一致，保证我方能够从中获得一定的收益，并尽量避免燃用气质复杂、处于热值标准边缘的天然气，保证燃机的运行稳定。

由于天然气开采技术复杂，电厂技术人员对于天然气开采不专业，存在一定的安全技术风险，因此介入天然气生产和输送的意义不大。

3.供电产业链延伸合作

燃气电厂与下游重要工业用户合作是十分必要的。大型工业用户用电量大，电能需求稳定，通过与下游签订协议采用直供方式进行供电，可以保证燃机电厂设备的长期稳定投运，有利于合理安排燃机设备检修维护工期，且燃气轮机的连续运行能够大幅降低运行维护成本。

4.供热产业链延伸

对于北方采暖供热，投资建设电厂自己的供热首站，合作或独立建设供热管网能够快速实现区域采暖供热，采用供热费用气热联动方式能够保证一定的供热收益，因此是十分有益的。

同样对于南方的工业工业供热，燃气电厂可在工业园建设前期率先占据城区或工业区唯一热源的地位，在园区独立建设供热管网，建立自己的供热生态，利用热电联产的优势取得电网和政府部门的支持，采取气热价格联动方式，能够获得良好的经济收益。

5.分布式能源的建设

燃气分布式能源具有多能联供的优势，能够更加合理的利用燃料热能的利用，实现能源的梯级利用。独立或合作发展燃气分布式能源应结合工业园区、城市综合体总体规模进行规划，并同步进行建设和投入使用，投运后的营商环境的较为复杂。如不能实现冷、热、电的同时按期投运，达到多能联供，则难以获得预期的收益。因此，投资燃机分布式能源需谨慎。

四、燃机和新能源优化组合发展模式

（一）燃机对新能源发电消纳的可行性

1.新能源发电消纳不足

风电、光伏作为新能源的主力军，各大电力集团、民营能源企业在近10年发展迅速，国内风电光伏等新能源装机占比得到了大规模的增长。2021年，全国可再生能源发电量达2.48万亿千瓦时，占全部发电量的29.7%。

风电、光伏等新能源项目受自然环境变化影响较大。自然风资源存在很大的不确定性，尤其受季节性变化影响较为明显，难于和工业民用电力需求匹配。光伏也存在同样问题，白天光资源条件较好，但由于受天气变化影响较大，阴雨天气难于达到额定的电力供应，尤其对于国内东南沿海地区受梅雨季节影响，光资源相对较差，但由于某些电力企业的资源争夺，导致大量光伏发电项目被建设，对光资源的利用和发展带来不利影响。

另外，光伏风电的发电规模较小，采用逆变、变电后接入电网系统，无功补偿受到限制，电能供应品质较差，不利于电网的安全稳定运行。

新能源发电占比高，具有波动性、间歇性等特点，大规模接入电网后对系统的扰动比较大。由于新能源发电不稳定、发电品质较差等因素的影响，市场主体的消纳意愿不高，导致弃风弃光的问题依然严峻，政策亟待调整改进。

2021年全国风电利用率96.9%，同比提升0.4个百分点，弃风电量206.1亿千瓦时，各地区弃风情况如图4.1所示。光伏发电利用率97.9%，弃光电量67.8亿千瓦时，弃光率与2020年基本持平，各地区弃风情况如图4.2所示。

图4.1 2021年弃风电量（亿千瓦时）及弃风率

图4.2 2021年弃光电量（亿千瓦时）及弃光率

2.燃气轮机的技术特性

（1）燃机的多燃料特性

常见的发电用燃气轮机采用天然气作为燃料，通过和空气混合燃烧将燃料的化学能转化为高温高压的烟气，拖动燃机带动发电机发电，燃气轮机具有多燃料运行的特性，能够燃用天然气、氢气等多种燃料。

GE、西门子、三菱等燃机制造企业在上世纪即开展多燃料燃机是研究和试验，并在不同工业能源领域得到广泛的应用。如常用的燃用天然气的发电用燃气轮机、燃用煤层气的低热值燃气轮机及燃用炼钢工业废气的小型余热型燃气轮机。在“碳达峰、碳中和”的大趋势下，燃机燃用氢气可以避免大量二氧化碳的排放，及时天然气、氢气混合燃烧也能大幅降低二氧化碳的排放，减少温室气体外排有利于减缓地球变暖的速度，契合当前的环保政策。

（2）燃气轮机的结构特性

燃气轮机由压气机、燃烧室和透平组成（图4.3），常见的燃气轮机通过同轴的方式将上述三个部件连接到一起，将压气机、燃烧室、透平分开布置则可以形成不同的、更加灵活的设备结构。

图4.3 燃气轮机结构组成

作为热力膨胀设备的透平可以接收烟气或压缩空气，用于驱动发电机进行发电，这就为与压缩空气储能、二氧化碳储能等新能源耦合发电提供了可能。

（3）燃气轮机的优势

燃气轮机发展时间长，已形成了不同容量、规模的技术系列，设备可靠性高、易于实现，能够满足不同应用场景的需求。燃气轮机具有较好的动态特性，启停速度快、安全稳定等技术特点，符合电网的安全可靠需求，因此与制氢、储能等新能源耦合发展具有较好的前景。

3.燃机对新能源消纳的可行性

风电、光伏等新能源的大规模发展，将会导致大量电能供应与需求的不对等，必然会产生的大量的弃风弃光现象，这部分浪费的能源用于制氢或储能，能够获得可观的经济收益。

（1）采用风电、光伏新能源的弃风弃电用于制氢，通过电解水制氢等工艺能产生大量的氢气储备，通过管道或车辆输运即可为燃气轮机提供燃料。新能源用于制氢技术发展现状可参考附件4。利用燃机掺氢发电是合理消纳风电光伏等新能源的一条可行途径，具有一定的可行性，因此有必要开展燃机掺氢技术的研究。

（2）对于压缩空气、热能、化学能储存等先进的储能技术，能够储存大量的、不同种类的能源。燃气轮机也可作为这些能量接收端，通过高效率的膨胀透平对储存的压力能、热能、化学能进行释放应用，拖动发电机发电，达到电网削峰填谷的目的。

（二）燃机掺氢燃烧发展

在进入二十一世纪以来，自然环境保护越来越得到各个国家的重视，燃机掺氢燃烧可以降低二氧化碳排放，因此研究燃机掺氢燃烧技术得到了一定程度的重视。国内外燃机设备制造厂、电力集团及科研院所均在掺氢燃机研究方面投入了一定的人力和物力，并在现场开展了生产实践，取得了一定的成果。

1.掺氢燃机技术研究现状

（1）设备厂商研究现状

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｡

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2500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｡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燃烧系统天然气掺氢含量可达33%，9H机组的DLE2.6e燃烧器可以燃用氢气含量约50%的富氢燃料｡

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｡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｡

三菱2018年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%。三菱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。燃机厂商氢燃料燃机研究进展总结见表4.1。

表4.1 燃机厂商氢燃料燃机研究进展

（2）实验室研究现状

1）中国科学院先进能源动力重点试验室针对富氢燃料贫预混旋流燃烧热声振荡特性展开了实验研究，研究结果表明：氢含量越高，越容易发生热声振荡，提高氢含量会影响热声振荡的特性，当氢含量达到一定值之后再提高氢含量对热声振荡特性的影响变得不明显。

2）中国科学院工程热物理研究所对F级燃气轮机采用富氢燃料气时燃烧室的工作性能展开试验，实现了含氢燃料的干式低污染燃烧，燃用含氢量小于60%的燃料，燃烧室的NOx 排放低于50mg/m3；燃用含氢量60%的高氢燃料，燃烧室的NOx 排放不高于60mg/m3。有效抑制了燃烧噪声，燃用含氢量小于50%的燃料，燃烧室的压力脉动峰值不大于进气总压的2.0%；燃用含氢量高于50%的燃料，燃烧室的压力脉动峰值不大于进气总压的4.5%。

3）华北电力大学能源动力与机械工程学院通过数值计算研究了甲烷掺混氢气在不同的掺混率和不同的当量比下对燃气轮机燃烧室燃烧特性的影响。发现随着氢气掺混率的增加，火焰长度减小，燃烧峰值温度增加，CO2含量明显降低，但NO的排放逐渐递增，在掺混率为40%时表现最为明显，在氢气掺混率为20%时，温度场分布良好，火焰结构紧凑，同时CO2和NO质量分数较低。

2.现场应用现状

1）2021年7月23日，中国联合重型燃气轮机技术有限公司（下称“中国重燃”）与荆门市高新区管委会、国家电投湖北分公司、盈德气体集团有限公司（下称“盈德气体”）在荆门市签署《燃气轮机掺氢燃烧示范项目战略合作框架协议》。此次签约标志着F级氢混燃机项目进入实施阶段，掺氢比例分阶段从15%到30%。

2）2021年12月7日，广东省能源集团旗下的惠州大亚湾石化区综合能源站正式向GE及哈电集团订购含两台9HA.01重型燃气轮机的联合循环机组。项目投产后，两台燃机将采用10%（按体积计算）的氢气掺混比例与天然气混合燃烧，成为中国内地首座天然气-氢气双燃料9HA电厂，电厂预计于2023年正式投入商业运行。

3）GE公司9F.05燃气轮机将应用于美国塔拉瓦拉B电站氢气项目，该项目将于2023年至2024年夏季及时运行。GE获得长岭能源码头燃氢HA级燃气轮机订单（485MW联合循环发电厂），将在2021年建成，起初的氢气参比为15%~20%（按体积计算），十年内转变为100%燃氢的能力。

4）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G3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｡

5）2021年1月23日，三菱重工和壳牌、Vattenfall和WärmeHamburg签署了汉堡100兆瓦氢能项目的意向书。针对荷兰最北部格罗宁根州的NuonMagnum发电厂M701F型燃气轮机在2023年完成100%燃氢改造项目，三菱已经进行了初步可行性研究，研究了现有技术扩散燃烧器的应用，并验证了转换为氢能发电的可能性。三菱日立电力系统公司（MHPS）宣布已经从美国犹他州国有山间电力公司（IPA）获得了首个燃氢燃料的先进燃气轮机订单（2台M501JAC重型燃气轮机），在2025年至2045年之间将燃料混合物系统的提升到100%可再生氢燃。氢燃料燃机示范项目如表4.2所示：

表4.2 氢燃料燃机示范项目

3.发展策略

燃机掺氢可以降低二氧化碳的排放，国内外燃机制造企业对燃机掺氢研究有一定的基础，具有较好的发展前景。随着集团风电、光伏新能源装机的不断增加，弃风弃光现象必然存在，超前开展掺氢燃机研究可以为集团燃机发展提供技术支撑，因此在燃气发电项目开展掺氢试验并适时发展是十分必要的。

（三）燃机与储能等新能源组合发展

1.微型燃机耦合发展路径

氢能具有清洁低碳的天然属性，同时可以实现电网与热网、气网、交通网等多类型能源网络互联，在未来综合能源服务园区内的应用前景非常广阔。综合能源服务园区耦合氢能发展技术路径如图4.4所示。

图4.4 综合能源服务园区耦合氢能发展技术路线图

园区供能主要由分布式风电或光伏完成，电网无法消纳的风电或光伏发电用于电解制氢，储存下来的氢气可直接供应园区。园区热电联供的技术路径是以天然气掺氢为燃料的微型燃气轮机热电联供技术。与常规的天然气为燃料的燃气轮机相比，天然气掺氢混合燃料的燃气轮机可显著降低氮氧化物和二氧化碳等的排放，是未来绿色低碳发展的重点方向。研究结果表明，氢气掺混量在20%以下时，无需对燃气轮机进行较大的改造。2018年3月，三菱日立动力系统有限公司进行了使用30%氢燃料混合物的燃气轮机测试。测试结果证实，通过使用新开发的专有燃烧器来燃烧氢气-天然气混合气，可实现稳定燃烧。与常规天然气为燃料的燃气轮机相比，使用30%的氢气混合物，二氧化碳排放量可减少10%左右。

2.小型燃机耦合发展路径

（1）与压缩空气耦合发电

1）工作原理

压缩空气储能发电技术首先利用多余的电能驱动压缩机使空气被压缩为高压气体，储存在储气装置中，等到用电高峰期时释放储气装置中的高压空气，通过燃烧或换热等方式加热压缩气体，输送至膨胀机内膨胀做功，推动发电机发电，从而达到削峰填谷的作用。压缩空气储能可分为补燃式和非补燃式两种。补燃式系统在膨胀释能的过程中，空气与其它化石燃料在燃烧室内燃烧驱动发电机发电。非补燃式系统分为无外来热源和有外来热源两种，其中，有外来热源型一般利用太阳能或煤电机组的多余热量加热空气膨胀做功；无外来热源型系统则增设储热装置，压缩过程产生的热量经导热介质换热后储存在储热罐中，在膨胀释能时储热罐中的热介质加热高压空气，实现压缩热的高效利用。

2）压缩空气储能-燃机耦合

燃气轮机和压气机同轴串联工作模式对机组的灵活性产生了极大的影响，此外压气机的耗能降低了机组的发电量。针对这一问题，提出了一种压缩空气储能-燃气轮机耦合发电系统如下图4.5所示。

图4.5 压缩空气储能-燃气轮机耦合发电系统

在压缩储能模式时，燃气轮机与电机断开而压气机与电机连接，同步电机作为电动机使用，利用多余电能驱动压气机压缩空气并储存，压缩热被用于供热；在发电模式时，燃气轮机与电机连接而压气机与电机断开，同步电机作为发电机使用，储气罐内的压缩空气进入燃气轮机混燃做功发电。通过逆流换热器将压缩空气模块与燃气轮机冷热电联供模块耦合，经模拟计算得出采用该系统配置方案的2MW的燃气轮机在夏季时可节省8.7%的成本。在应用于建筑群时，压缩空气储能耦合燃气轮机冷热电三联供系统还可连接太阳能发电系统，进一步扩大了应用范围。

（3）与风电耦合发电

1）工作原理

与风电场组成互补系统的燃气轮机可选用的有三个容量等级：20MW左右、40MW左右和110MW左右。

20MW级别的燃气轮机主要特点是功率较小，国产化技术方面已初步成熟。但由于单机功率小，相对于大型风电场的互补发电设备来说，要安装的机组数量较多，不是太合适。如果风电场规划为100MW左右，该机组较为合适。

40MW级别的燃气轮机主要特点是功率较合适，国产化技术已非常成熟，对于作为大型风电场的互补发电设备来说正合适，只是效率较低。

110MW等级的燃气轮机成熟的选择机型是GE的9171E机组，正在进行技术攻关的R0110燃气轮机也属于这个级别。这个等级的燃气轮机比较适合那些总装机容量达到500－1000MW级的超大型风电场的互补发电设备，如有些规划的海上风电场或陆地风电场。

2）风电-燃机耦合

设计风气互补发电系统的方案有两种选择方式：一是选定风电场的总容量，再根据上面关键参数之间的关系，确定燃气轮机电站总容量和设备台套数；二是选定燃气轮机电站总容量和设备台套数，再根据上面关键参数之间的关系，确定风电场的总容量和设备台套数。

由于燃气轮机电站可选的范围非常窄，单机容量相对于风力发电机来说又非常的大，每增加一台机组就要求增加相当台套数的风力发电机，所以一般在设计风气互补发电系统方案时采用第二种方式。

3.大型燃机耦合发展路径

热化学储能具有以下优势：储能密度高，比显热储能高一个数量级；热损失很小，储能周期在理论上可无限长；可进行长距离运输。相对于显热储能和潜热储能，具有上述优势的热化学储能可实现热量的持续供应，以保证电站的持续稳定运行。热化学储能技术与燃机联合循环系统的有效结合，不仅能提高机组效率，而且能推进节能减排，助力实现“碳中和”。

4.6 热化学储能技术耦合流程示意图

当电力需求降低时，系统中燃机不需降负荷运行，利用热化学储能技术进行储能；当电力需求增大时，利用热化学储能技术释能。以典型的9F级燃机联合循环系统为例，该系统常规运行情况为当能量需求较高时，燃机联合循环系统处于满负荷运行，系统通过汽机直接提供能量给用户，系统无需储能，来自凝汽器的冷凝水通过凝结水给水泵升压后送人余热锅炉的省煤器、蒸发器及过热器受热面进行加热，同时产生相应压力及温度的蒸汽至汽机发电或供给热用户。

当用电需求降低时，机组维持满负荷运行，系统进入储能模式。抽取来自燃机的排气进人热化学储罐，储热罐内温度升高，储热材料开始发生反应并吸收热量，最后将温度降低的燃机排气送至烟囱排出。图中热化学储罐仅示意出一级，可根据实际负荷调整需要或储能介质特性设置一级或多级热化学储罐，余热锅炉中的受热面位置可调整。

当用电需求提高或需对外供热时，系统进人释能模式。停止对热化学储罐的蒸汽加热，抽取来自余热锅炉尾部的低温气体至储罐，当储热材料周围温度降低时，产物开始分解，并释放出热量，储罐进人释能模式。将高温蒸汽送至蒸汽发生器，通过蒸汽发生装置的过热器、蒸发器和预热器，将凝结给水加热成需要的蒸汽(或热水)，达到发电或对外供热的目的。

（四）小结

综上所述，掺氢燃机能够消纳新能源弃风弃光发电电量，提高新能源设备和自然资源的利用效率，随着国内光伏风电装机规模的大幅提升，必然会有更多的弃风弃电存在，因此制氢行业也将有较好的发展，同样掺氢燃机也会具有较好的应用前景。

新能源、储能技术作为当前能源行业的热门技术之一，对能量储存、提高电能质量具有积极的促进作用，得到了电网单位的大力支持，因此适时发展新能源储能与燃气轮机耦合发展具有较好的市场前景，有必要开展技术研究和现场试验，助力电网的安全稳定，并能获得一定的经济收益。

附件1 燃气轮机技术发展现状

燃气轮机技术发展现状

燃气轮机作为燃气轮机发电技术的核心装备,现在工业装备皇冠上的明珠，其技术水平直接反映了一个国家的装备制造能力。燃气轮机在电力工业发展占有重要地位，工作原理和设计制造技术与航空发电机制造同源，因此得到了世界各主要工业国的大力发展，我国也出台了系列政策大力推动燃气轮机技术发展。目前世界上先进重型燃气轮机的功率和燃烧温度逐步提高,发电效率持续提高。燃气轮机发电具有技术先进、运行效率高和适用于调峰等优势，最新数据显示，国内发电用重型燃气轮机装机已超过1亿千瓦，同时为了提高能源综合利用效率，小型燃气轮机结合热电冷联供的分布式发电也得到了广泛应用，在工业园区等应用场景中取得了更高的能源利用效率。

燃气轮机发电技术发展得到了快速发展，机组运行参数不断提高，尤其是重型燃气轮机容量不断增大，目前最新的重型燃气轮机最大单机功率已接近600 MW，简单循环效率超过41%，联合循环发电效率超过64%， 能源利用效率有明显的提升。目前正在研究燃气初温超过1600 ℃、压气机压缩比约40、单循环效率为43%~44% 的重型燃气轮机，其联合循环效率将高达65%；国外也在着手研究未来更加先进的燃气轮机，燃气初温的目标是1700℃，届时燃气轮机发电效率将会得到进一步提升。

国内东方电气、哈尔滨电气和上海电气等动力设备制造企业与国外燃气轮机制造厂合作，引进先进的燃气轮机设计制造技术，在近些年对燃气轮机技术有了一定了了解，也着手研究和制造重型发电用燃气轮机。

一、设备制造企业及现状

（一）东方电气

东方电气集团与三菱公司合作。三菱公司最先进的燃气轮机为M701J型机组，其联合循环机组容量超过700MW，效率超过64%，整体性能处于先进行列。三菱研制的最新的燃气轮机为M701JAC，单循环出力即可达到497MW，组成联合循环容量将达到740MW，目前正处于试验考核阶段。国内安装数量最多的为M701F型机组，运行性能较为稳定，经济指标较好。目前国内最先进的机组为华能北京热电厂的M701F5型燃气轮机，机组性能稳定。集团浙江绍兴公司安装的M701F4机组自2013年投运以来运行性能稳定，经济指标较好

值得一提的是，东方电气自主设计生产的F级G50机组取得了技术突破，并在2021年12月与华电集团签约该型燃气轮机在广东清远的示范推进项目，将在下一阶段进行安装，开始长周期试验运行考核。

（二）哈电集团

哈电集团与GE公司合作，当前美国GE燃气轮机技术最为先进，该公司燃气轮机容量最大，效率也最高。其最新推出的GE9HA.02机型单循环540MW，联合循环容量超过800MW，联合循环效率超过62%，运行经济性得到显著提高。GE公司H燃气轮机采用全空冷技术，第一级采用单晶材料叶片，燃烧器采用DLN2.6+燃烧技术，环保指标处于先进行列。

GE燃气轮机在国内装机数量较多，运行指标和性能较好。从国内投产的燃气轮机运行情况看，该公司燃气轮机运行稳定，经济指标较好。

（三）上海电气

目前上海电气与意大利安萨尔多合作，成立了上海安萨尔多燃气轮机科技有限公司，开展燃气轮机自主制造业务，上海安萨尔多公司与江苏永瀚叶片厂合作，开展燃气轮机叶片的加工和制造业务。上海电气与安萨尔多的合作必然会降低燃气轮机发电机组的设备投资和检修维护成本，燃气轮机运行的技术支持也将更为便利。安萨尔多在国内主推机型为9F级AE94.3，运行效率59.2%，单循环出力为310MW，组成联合循环容量将超过460MW，已在国内多个项目安装投用，集团公司肇庆项目即选用该型燃气轮机。安萨尔多研制的最新燃气轮机为GT36-S5，单循环出力可达到489MW，组成联合循环容量将超过700MW，该机型目前已进入研制和试验考核阶段。

（四）西门子中国

西门子以“西门子中国”的名义开展燃气轮机进口业务。德国西门子研制的最新的燃气轮机为SGT5-9000HL，单循环出力即可达到568MW，组成联合循环容量将达到850MW，是当今最大的燃气轮机机型，经长时间运行性能试验考核通过后可以考虑该机型。

在中国燃气轮机市场，西门子机型也是主流机型之一。西门子机型相对于GE机型比较优点和缺点均较为明显。其优点在于运行稳定，检修难度小，维护简单，缺点是安装工作量大，安装难度大。这意味着西门子燃气轮机的安装工艺控制将直接影响后期机组的运行和维护。华电增城H级燃气轮机项目即为西门子SGT5-8000H机组，也是国内首次投运的H级燃气轮机。

二、燃气轮机能耗状况

（一）E级燃气轮机

1.GE公司9E.03型燃气轮机

该机型灵活性强，性能优越。该机型适应范围极广，无论是沙漠还是热带雨林，亦或是极地的严寒环境， 9E.03重型燃气轮机都可以在各种恶劣的环境下提供可靠的动力，并且适合各种负荷工况和应用。该机型是发电行业燃料灵活性最强的产品之一，可使用超过52种以上的燃料，几乎涵盖了全部的燃料种类。

2.GE公司9E.04型燃气轮机

该机型在保持9E.04燃气轮机简单实用的基础上，作为升级产品可以提供更高的出力和性能，从而能够在降低每千瓦发电成本的同时，提供一个具有高可用率、高可靠性以及高耐用性的发电解决方案。

3.西门子公司SGT5-2000E型燃气轮机

该机型支持简单循环、联合循环，可选择是否热电联供。适用于所有负载范围，包括峰值负载。具有出色的燃料适应性：可使用低热量燃气、含CO2、H2S和N2的燃气或原油以及其它高粘度液体燃料。即使在部分负载运行时也能确保低NOx 排放（可实现个位数NOx排放量）。启动快，可在约12分钟内实现满载运行。具有优秀的抗负载变化能力，可满足最严格的电网要求，提高电网频率稳定性。适用于各种环境条件，如寒冷气候、炎热和干燥或多尘环境。该机型主要性能参数如下：

4.安萨尔多公司AE94.2型燃气轮机

AE94.2是E级燃气轮机，其最大的特点是可靠、耐用和大出力。另外由于其独特的筒形燃烧室结构，可以适应多种特殊燃料，包括轻油、部分重油、高炉煤气、焦炉煤气等等。AE94.2的常规加载速率为11MW/min，参与电网调峰时可达30MW/min，同样具备了启停迅速灵活的特点。

（二）F级燃气轮机

1.GE公司9F.06型燃气轮机

作为GE 50Hz产品序列的最新成员，9F.06燃气轮机相对于GE其他F级燃气轮机将实现更高的出力以及效率，它综合了燃气轮机的性能和灵活性，单循环出力达到342MW，效率超过41%，快速升负荷率每分钟65MW。因此，9F.06燃气轮机在灵活性方面能力很大，包括对可再生能源产业的支持。在联合循环工况下，9F.06燃气轮机的效率超过61%，提供了50Hz F级技术的最低电力成本。主要性能参数表如下：

2.GE公司9F.05型燃气轮机

发电量限制是电力开发项目的一个重要部分。9F.05燃气轮机满足简单循环299MW的需求。9F.05燃气轮机已被广泛证实联合循环效率超过60%，运行可靠性超过99%。这些机组具备维护间隔期长、燃料适应性强、NOx排放低、最低运行负荷下CO排放达标、以及可快速启动等优良特性。主要性能参数表如下：

3.西门子公司SGT5-4000F型燃气轮机

运维简便，停机时间短。采用内部冷却技术，可实现可靠的长期运行和快速启动。采用液压间隙优化 (HCO) 技术，可显著减少间隙损失，提高燃气轮机效率，最大程度避免启动和停机时的性能损失。发电成本低，检修间隔长，维护简便。优化的流量和冷却系统显著提高了燃气轮机的效率和联合循环应用中的发电经济性。主要性能参数如下：

4.三菱公司M701F5型燃气轮机

三菱燃气轮机压气机有17级，而透平则有4级，汽机分有高中低三缸，其中高压缸和中压缸采用反向布置，以平衡轴向推力。启动装置为发电机。机组主要技术参数如下：

5.安萨尔多公司AE94.3A型燃气轮机

近年来国内市场上应用最为广泛的一款机型。其最大的特点就是灵活多样，联合循环配置形式丰富，可满足包括一拖一、二拖一、单轴、分轴在内的各类配置。结构上采用中心拉杆式转子，压气机两级静叶可调。该机型设计了简洁高效的内部二次空气冷却系统，兼顾了冷却效果和机组热效率；转子位移优化系统，可增加出力。机组主要性能参数如下：

（三）H级燃气轮机

1.GE公司9HA.01/02型燃气轮机

9HA燃气轮机是行业内领先的H级发电设备。9HA.01燃气轮机出力为429MW，9HA.02燃气轮机出力为519MW。 9HA燃气轮机拥有极低的单位千瓦生命周期成本。高的功率密度带来的规模效益以及接近63%的联合循环效率。GE公司H级燃气轮机采用全空冷技术，第一级采用单晶材料叶片，燃烧器采用DLN2.6+燃烧技术，环保指标处于先进行列。

9HA.01、9HA.02机型主要技术参数：

2.西门子公司H级燃气轮机

SGT5-8000H是市场上最早的空气冷却的H级燃气轮机。该型号在简单循环运行中出力450MW，联合循环运行中出力为675MW，联合循环效率62.4%。四级快速可变导流叶片（VGV）提高了部分符合效率，降低了部分负荷下的排放，可承受较高负荷瞬变。SGT5-9000HL级燃气轮机基于其H级燃气轮机所开发的全新技术，发电净效率可突破64%，中期目标是净发电效率达到65%。燃气轮机的常规加载速率为85MW/min。该机型主要性能参数如下：

3.三菱公司M701JAC型燃气轮机

M701JAC具有压比为23的15级轴流压气机。压气机已被优化，以便每级产生最大的输出（压比和空气流量）。先进的三维叶片设计有更好的性能、减轻了前面级内的激波损失和在中间-后面级内的摩擦损失。其具体性能参数见下表。

4.安萨尔多公司GT36型燃气轮机

GT36燃气轮机仍旧采用连续燃烧技术，但是不再使用环形燃烧器，而是采用了管型燃烧室。GT36-S5采用16个管型燃烧室，燃气轮机性能参数见下表：

三、燃气轮机具有的优势

（一）污染物排放低

由于天然气燃烧过程中只会生成二氧化碳和水，没有粉尘和硫化物排放，更没有燃煤粉尘中的重金属污染，属于清洁能源。只有空气中的少量氮气在燃烧时被氧化为NOx，其排放标准也是大幅低于燃煤机组。二氧化硫排放浓度几乎为零，氮氧化物排放量是超低排放煤电机组的73%，碳排放是燃煤机组的56%。

燃煤发电和燃气发电污染物排放对比见图5。

图5 燃煤发电和燃气发电污染物排放

（二）适合调峰

由于燃气轮机的燃烧特性，启停速度较快，爬坡能力较强。可以实现快速启停和调峰。燃气发电相比燃煤发电具有负荷调节范围宽、响应快速、变负荷能力强的特点，是电网调峰的更佳选择。两种机组冷启动时间对比见图6。

图6 燃电和气电冷启动时间对比

５min内每1000MW煤电与气电最大负荷变化对比见图7，可见气电相比煤电更能适应电网短时间内的负荷变化，满足电网负荷调节的需求。

图7 ５min内每1000MW煤电与气电最大负荷变化对比

电网调峰时根据负荷变化速率的不同，需要不同响应速度的调峰电源。见下图8。

图8 调峰电源成本和响应时间关系图

由上图8可知，相比而言，天然气发电既可以实现分钟级的响应，又能实现较低的成本，无疑是响应速度及成本综合较优的调峰电源，可为风电、光伏等可再生能源提供调峰服务，缓解或消除此类可再生能源不稳定、瞬时变化大对电网产生的冲击，保障电网的安全稳定运行。

附件2 国内燃气轮机技术发展现状

国内燃气轮机技术发展现状

一、设备国产化现状

（一）燃气轮机设计制造

本世纪初，我国通过市场换技术，以国内哈尔滨电气集团、东方电气集团、上海电气集团三大动力为承接单位，分别引进了美、日、德的燃气轮机轮机技术，实现了F级燃气轮机在国内的组装，但是核心技术却依然牢牢掌握在外商手中，无法自主设计和制造燃气轮机燃烧器、透平等热通道核心部件，缺少自主运维能力，燃气轮机设备的检修和维护还需依靠长协进行。

在进入2010年后，为了加强国内的技术研发实力，提升中国制造的含金量，国家通过两条不同路线逐步提高重燃的国产化水平：

1.合作成立设备公司

2014年由上海电气入股安萨尔多，通过资本并购，引进意大利E级、F级和H级燃气轮机设计和制造技术，通过技术合作进行技术吸收及转化。上海电气安萨尔多合资公司在意大利和上海闵行均设有生产车间，目前能够完成不同类型燃气轮机的设计和制造工作，该公司生产的F级AE94.3A燃机在国内已投运近20台，经济指标较好。

2.自主燃气轮机的设计制造

坚持自主设计研发和制造，其中包括联合重燃、东方电气和中航发等开展燃气轮机设备的自主研发。

（1）2016年国家电投集团依托三大燃气轮机厂和国家电投成立了联合重燃，该公司推出F级300MW燃气轮机的技术验证机CGT-60F，并试制成功。

（2）东方电气集团推出的100%国产化F级G50燃气轮机（图1），该燃气轮机压气机、燃烧室、透平和控制系统的设计制造全部实现自主，并在试验中积累了大量的数据，该机组2021年已实现满负荷稳定运行。

图1 东方电气G50燃气轮机

（3）中航发AGT-110（原R0110）100MW级E级重型燃气轮机已出厂，已在工厂安装试运；中船集团GT25-D工业型燃气轮机已完全实现国产化，可用于工业驱动领域。

（4）华电集团E级燃气轮机控制系统控制系统开发获得成功，并在龙游电厂安装应用，该控制系统搭载国产硬件，控制策略、控制程序均实现自主实现。

3.民营企业燃气轮机制造

民营企业也是国内燃气轮机技术推进的一大力量，在小型燃气轮机整机制造、重型燃气轮机核心部件的设计制造方面发挥了重要的作用。

（1）江苏永瀚叶片公司、无锡叶片厂、安徽应流公司在燃气轮机叶片制造方面积极引进专业技术人才，购置国外先进的叶片制模、铸造、热处理等先进的制造装备，为国内外燃气轮机制造企业提供叶片等部件的定制服务。

（2）新奥动力最先攻关的100kW微型燃气轮机设计制造，已经实现年产100台的产业化生产，并率先在该公司内部工业园区投入使用。

综上所述，中国现已具备功率50MW及以下轻型燃气轮机的自主化技术能力，东方G50型F级燃气轮机已通过满负荷试运，新制造的机组即将在工厂安装进行长期试验运行，但仍与国外先进的燃气轮机存在较大差距。

（二）存在的问题

目前主流发电用F级、H级重型燃气轮机仍基本依赖进口，燃气轮机及其关键零部件价格居高不下，国内相关单位也在开展燃气轮机相关研发，从数量上看虽然国产化率较高，但国内厂商仍未掌握成熟的F级、H级燃气轮机的控制及热端部件的制造及维修技术，仍需依赖进口。

虽然目前国内有些报道中称燃气轮机国产化率超过70％，但由于燃气轮机热通道核心部件仍需进口，国产化部分的价值远低于整机价值的70％，突破技术瓶颈、实现燃气轮机自主化依然任重道远。

表1 各燃气轮机厂设备国产化对比表

二、燃气轮机自主运维情况

（一）国内自主运维取得的进展

燃气轮机设计制造技术复杂，国外燃气轮机热通道部件运行维护的技术壁垒，使燃气轮机的检修维护技术层次远高于普通燃煤发电机组。因此国内重型发电用燃气轮机主要依靠燃气轮机的长协服务完成，燃气轮机长协仅限于燃气轮机本体部件，但价格昂贵，造成燃气轮机运行维护成本居高不下。

国内各发电集团和第三方燃气轮机检修单位在燃气轮机的自主运维方面进行了尝试，培养燃气轮机检修技术人才和运行维护队伍，试图在燃气轮机的检修维护方面取得一定的主动权。

1.华电华瑞公司

华电华瑞公司成立于2014年，引进瑞士苏尔寿燃气轮机设计制造技术，在国内建设专业的燃气轮机检修维护工厂，引进人才组件检修队伍。目前该公司已能够承接华电大部分燃气轮机设备的检修服务，在一定程度上完成GE、三菱和西门子机组的检修工作，降低了燃气轮机的运行维护成本。

2.京能国际电气公司

京能集团首台燃气轮机在2006年建设，拥有燃气轮机数量较多，燃气轮机以西门子E级、F级燃气轮机为主。该公司依托原京丰电厂、石景山电厂的检修队伍开展燃气轮机检修实践，并与西门子燃气轮机合作开展技术引进，逐步实现燃气轮机的自主运维。除开展自由燃气轮机的检修工作外，京能国际电气公司还长期承接深圳东部电厂等企业的检修工作。

3.上海铭蓝公司

上海铭蓝为第三方燃气轮机检修维护提供商，引进专业技术人才，用户专业的燃气轮机检修队伍，具有检修和维护不同规格型号燃气轮机的能力。

4.深圳合力公司

深圳合力公司能够提供燃气轮机检修维护服务，拥有燃气轮机检修维护队伍，燃气轮机检修介入较早，曾为广东地区多家企业提供燃气轮机检修服务。合力公司曾开展集团宝昌9E燃气轮机的检修工作，高井9F燃气轮机、江山6F燃气轮机的检修配合工作。

除了以上单位,还有中航世新、上海电气、南港动力等一批中国燃气轮机运维服务商出现，有效培养和消纳了本地的技术人才，但仍然缺乏F级、H级先进燃气轮机的运维技术及经验。

（二）存在的问题

1.重型发电用燃气轮机造价较为昂贵，且技术复杂，国内对燃气轮机核心部件的设计制造还无法有效支撑，尤其是不具备燃气轮机燃烧器、透平叶片的制造和修复能力，造成国内部分检修维护单位提供的服务有限。

2.燃气轮机控制技术难于掌握，燃烧调整技术直接关系到燃气轮机的运行效率、污染物排放指标，对经济产出有直接影响，国内检修维护单位技术能力有限，对燃烧机理、燃烧方法掌握有限，不得不依靠厂家的技术人员完成。

3.较普通燃煤机组而言，燃气电厂压气机、透平发生事故损失较大，动辄就会发生压气机、透平叶片大面积损伤、透平叶片损伤，甚至剃光头事故，经济损失较大，电厂管理人员会承担较大的事故责任。如近期国内某燃气电厂9F燃气轮机由于传动部分故障发生压气机剃光头事故，由于未签订长协，事故责任界定不清等原因，半年多的时间仍未得到彻底解决，造成电厂损失巨大。

三、燃气轮机示范项目的实施

为落实国家关于建设清洁低碳、安全高效能源体系的工作部署，加快推进燃气轮机创新发展，国家能源局组织了第一批燃气轮机创新发展示范项目。其中包括24个燃气轮机示范项目和2个燃气轮机运维服务项目。

（一）燃气轮机制造示范项目

国家能源局组织的燃气轮机示范项目主要涵盖了当前主流的E级、F级和H级燃气轮机、小容量航改型燃气轮机，主要包括燃气轮机燃烧系统、透平叶片的设计制造等关键技术，是对燃气轮机技术国产化的一次大范围的尝试。示范项目的制造单位主要为东方电气、哈尔滨电气、上海电气、南京汽轮机、中航发等单位，使用单位主要为国内五大电力和地方能源集团。

集团公司共承担2个燃气轮机示范项目建设，分别是南电二期2×655MW和如皋分布式94MW燃气轮机创新发展示范项目。南电二期项目包括三四级静叶、四级动叶毛坯铸造，三四级动静叶护环及燃烧室部件自主制造。燃烧室、燃气发生器涡轮和动力涡轮等热通道部件自主制造。目前集团公司两个项目已经获得批复，正在组织实施中。

燃气轮机示范项目的推进标志着我国重型和航改型发电用燃气轮机技术引进，自主研发制造整体进入了生产实践阶段，在一定程度上掌握了燃气轮机的设计和制造技术，并开始着手示范项目的建设，推进自主燃气轮机制造和具体项目的生产实践。由于各个制造厂对燃气轮机设计制造掌握程度不同，还需在示范项目推进过程中关注示范项目的建设和试运情况，了解项目存在的具体问题，为集团公司下一步国产燃气机组的选择创造条件。

（二）燃气轮机运维示范项目

燃气轮机运维服务示范项目共有两个，一个是由华电电科院承担的电厂燃气轮机监测诊断与运维服务技术中心平台，一个是中船七零三所的基于大数据技术的远程运行监测与诊断服务云平台。

燃气轮机运维技术是制造技术的有效承接，目前国内在燃气轮机远程诊断技术和运维服务方面也取得了一定的进展，并将逐步打破国外的垄断。华电集团自主开发了联合循环机组能效分析系统对燃气轮机设备进行实时监测，利用软件系统对机组进行安全技术诊断，成功应用到基层燃气轮机企业，取得了较好的效果。

集团公司所属的高井燃气轮机数据中心也在上述领域取得了一定的成绩，但核心数据分析仍依赖于国外GE公司，我们也应关注国内在燃气轮机运行监测诊断和运维服务方面的技术创新成果，具备条件后积极组织试运，提高燃气轮机设备的自主管理水平。

四、智慧电厂建设

燃气轮机技术先进，设备的自动化程度更高，更适合融入数字元素，结合大数据实施远程监控和运维管理，开展智慧电厂建设。国内高安屯燃机电厂、集团泰州电厂等均就智慧电厂建设进行了尝试，并取得了较好的效果。集团公司依托高井公司建设的燃气轮机数据中心对集团多个燃气轮机企业数据进行采集，开展数据远程监控、趋势分析和诊断服务，取得了一定的效果。

集团公司部分燃气发电企业也采用先进的机器人（图2）对现场进行巡检，对燃气轮机主辅机设备进行数据就地采集、上传并进行数据分析，从更深层次、更多维度进行实践，节省了现场巡检人力。

图2 现场巡检机器人

智慧电厂参与到燃气轮机企业的全生命周期管理，实施数据的采集更有利于对生产现场的安全经济性进行把控，并能有效的对数据进行整合分析。智慧电厂建设可以把企业生产、经营等多个模块进行融合，利用先进的数据分析工具对生产资源进行合理调配，有利于开展燃气轮机关键热通道部件的联储应用，降低企业运营成本，为企业高层提供更加合理的运营维护控制策略，进一步提高生产效率。

附件3 小型燃气轮机参与综合能源的可行性

小型燃机参与综合能源的可行性

按照功率等级，燃气轮机可分为微型、小型、中型和重型。其中：发电功率为1MW以下的称微型燃气轮机，1-10MW为小型燃气轮机，10-100MW为中型燃气轮机，100MW以上为重型燃气轮机。

小型燃气轮机是指功率为1-10MW的燃气轮机，机组功率较小，启动灵活，适用于分布式能源或工业动力装备。如石油天然气输送管道动力多采用小型燃气轮机，采用管道石油或天然气作为燃料，无需外部电源即可完成流体的加压和输送任务。我国石油天然气输送管道多采用小型燃气轮机，以GE或索拉公司的小型燃气轮机为多，也有国内引进技术生产的小型燃气轮机。

一、小型燃气轮机与内燃机的比较

（一）小型燃气轮机的特点

小型燃气轮机由压气机、燃烧室和透平组成，空气经压气机压缩形成高压的压缩空气，与天然气混合燃烧生成高温高压的燃气，后进入透平做功，驱动发电机发电。燃气轮机透平运行温度高，优点是负荷稳定，负荷调节速度快，运行效率高，且氮氧化物排放较低。但燃气轮机的燃料适应能力较差，检修维护成本高。

中航发AGT系列小型燃气轮机产品较多（图1），技术较为成熟，在国内天然气输送、船用动力及分布式能源方面均有一定的应用。

图1 中航发AGT系列燃气轮机

（二）内燃机的特点

常见的内燃机一般为往复式运动机械，将天然气燃料与空气注入汽缸混合，点火引发其急剧燃烧做功，推动活塞运动，驱动发电机发电。内燃机具有燃料热值要求较低、运行效率高、负荷调节范围大等优点（如图2为颜巴赫内燃机组）。但内燃机有运行噪声大、氮氧化物等污染物排放高、检修维护复杂等缺点。

图2 颜巴赫 J624内燃机组

（三）小型燃气轮机和内燃机对比

（1）对于10MW以下的发电机组，同样功率的内燃机效率要高于单循环的小型燃气轮机。由于内燃机余热回收的为缸套水热量，对外供热能力较差；小型燃气轮机排烟温度高，组成联合循环或对外供热能力强，综合能源效率较高。

对于独立供电或驱动的设备，1MW-5MW功率范围机组，更多的选用内燃机。内燃机的运行效率更高，经测算内燃机在大部分节能特性优于小型燃气轮机。

但对于5MW以上的机组，由于小型燃气轮机的排烟温度高，余热能够得到更好的利用，整体节能特性优于内燃机，则更多的选用小型燃气轮机，因此在分布式能源中小型燃气轮机有着更多的利用。

1. 从小型燃气轮机和内燃机的污染物排放来看，小型燃气轮机要远远优于内燃机。小型燃气轮机燃烧器设计先进，均能满足氮氧化物50mg/m3的排放要求，但内燃机氮氧化物排放浓度较小型燃气轮机要超出5倍以上。
2. 从造价和维护成本来看，内燃机技术更为成熟，国内外加工制造企业众多，检修和维护成本较低；但小型燃气轮机核心部件的设计和制造技术只掌握在少数企业手中，10MW以下小型燃气轮机的设备成本和检修维护成本要远远高于内燃机。

二、小型燃气轮机的应用前景

通过前一部分技术对比可以看出，对于功率小于5MW、对排放要求不高的机组建议选用内燃机；对于功率大于5MW、排放要求高、供热需求量大的机组则选用小型燃气轮机，根据具体工程的特点采用不同的燃气发电装置，以便获得更好的经济效益和社会效益。随着国内经济的快速发展，大型工业园区、城市综合体等规模和体系将会更加完善，因此小型燃气轮机在分布式能源应用中有着一定的发展前景。

（一）小型燃气轮机的发展现状

小型燃气轮机具有技术先进，负荷响应速度快，电热调峰能力强等优点，适合用于冷热电联供的产业园、工业园及城市综合体，通过多能联供提高能源利用效率。

为了促进燃气分布式能源建设，国内上海、广州等发达地区建设了一些分布式能源示范项目，选用的燃气轮机均是单机容量大于5MW的中小型燃气轮机，部分做到了冷热电三联供，达到了较高的能源利用效率，也取得了一定的收益。

集团公司在建如皋分布式能源示范项目采用的是中航发AGT-25燃气轮机，为发电功率约为25MW的中型燃气轮机，建成后将为如皋市东北地区提供冷热电多种能源服务，该项目建设为集团分布式能源建设积累了一定的经验。

（二）小型燃气轮机发展建议

小型燃气轮机组成的分布式能源项目经济效益不理想，主要是因为，一是项目初期规划不到位，未能充分测算工业园区的规模、冷热电需求的外部条件，造成项目建成后，由于各种原因冷、热需求迟迟不能按期实现，造成项目效益较差。一是分布式能源项目建设较晚，因所需的冷热服务不能按时供应，用户已建设其他的供热或供冷设施，造成项目建成后也不能顺利接入，仅靠供电收益入不敷出。

为了良好发展小型燃气轮机项目，并获得相应的收益，提出如下发展建议。

1. 为了保证小型燃气轮机项目能够取得一定的收益，项目的建设区域应满足冷热电多能联供的条件，并在建设阶段介入总体规划设计，同步完成园区的功能建设，通过能源综合利用获取收益。
2. 选用技术成熟、国产化率较高的小型燃气轮机，如中航发自己研发或技术转化的小型燃气轮机及配套设备，燃气轮机备件能够自主生产，能够降低燃气轮机设备的检修维护成本。
3. 为园区合理配置小型燃气轮机负荷及数量，通过对燃气轮机效率、功率及供热能力统筹考虑，并与园区电热负荷趋势进行对比，综合进行测算，更好的匹配用户需求。
4. 小型燃气轮机可以和城市周边、近郊的光伏、小型风电、压缩空气储能等新能源耦合发展，用于电网调峰，完成阴天、无风等特殊时段的供电任务。

三、小型燃气轮机和柴油发电机的比较

柴油发电机属于内燃机，大部分电厂均配备了柴油发电机，用于机组事故时为润滑油系统等重要的附属设备供电。部分电厂也将其用于黑启动机组对大型辅机设备供电，用于完成极端工况下机组的顺利启动。

部分小型燃气轮机可以实现油气混合燃料运行，因此可以替代柴油发电机完成特殊时段的供电任务。

如前所述，在5MW容量以下，小型燃气轮机效率不如内燃机，因此进行替代是不合算的。如果大于5MW，从机组运行效率来看是合算的，但如果仅用于机组特殊时段的黑启动，不用于长期运行用于发电和供热，从经济效益来看也是不合算的。

相对而言，柴油机等内燃机的技术更为成熟，国内玉柴、潍柴等内燃机制造企业对柴油机技术有较好的掌握，因此检修维护成本较低；但小型燃气轮机由于热通道部件温度高，检修维护费用较高，因此用于事故备用不建议选用燃气轮机。

附件4 新能源制氢产业发展现状

新能源制氢产业发展专题研究

一、新能源电力消纳现状

（一）新能源增长迅速

我国可再生能源来源丰富，增长迅速，如图1为全球 2013-2022年按技术分类的可再生电力净容量增加情况，2020年可再生能源净发电量的增长比2019年高出近4%，2021年光伏、风力、水力发电量分别为117GW、68GW和 26GW，2021年我国可再生电力净容量（81.8GW）是美（28.6GW）英（31.7GW）的2.5倍之多，见图 2。新能源发电一般分为风力发电、太阳能光伏发电等形式。

图1 按技术分类的可再生电力净容量增加情况

图2 不同国家、地区可再生电力净容量增加情况

我国长期采用的是可再生能源固定上网电价制度，保证可再生能源发电机组实现平价上网，政府向用户收取可再生能源附加费进行费用分摊。固定上网电价极大地促进了可再生能源的发展，但由于技术进步致使发电成本下降，可再生能源发电利润空间增大，装机规模发展超出预期，附加费收取调整跟不上补贴费用的提高，截至2020年，缺口已达到2000亿元。

（二）新能源发电消纳不足

风电、光伏作为新能源的主力军，各大电力集团、民营能源企业在近10年发展迅速，国内风电光伏等新能源装机占比得到了大规模的增长。2021年，全国可再生能源发电量达2.48万亿千瓦时，占全部发电量的29.7%。

风电、光伏等新能源项目受自然环境变化影响较大。自然风资源存在很大的不确定性，尤其受季节性变化影响较为明显，难于和工业民用电力需求匹配。光伏也存在同样问题，白天光资源条件较好，但由于受天气变化影响较大，阴雨天气难于达到额定的电力供应，尤其对于国内东南沿海地区受梅雨季节影响，光资源相对较差，但由于某些电力企业的资源争夺，导致大量光伏发电项目被建设，对光资源的利用和发展带来不利影响。

另外，光伏风电的发电规模较小，采用逆变、变电后接入电网系统，无功补偿受到限制，电能供应品质较差，不利于电网的安全稳定运行。

新能源发电占比高，具有波动性、间歇性等特点，大规模接入电网后对系统的扰动比较大。由于新能源发电不稳定、发电品质较差等因素的影响，市场主体的消纳意愿不高，导致弃风弃光的问题依然严峻，政策亟待调整改进。

（三）燃机对新能源消纳的优势

燃气轮机具有多燃料运行的特性，能够燃烧天然气、氢气等多种燃料。燃气轮机具有启停速度快、安全稳定等特点，能够满足电网功率补偿的各种需求。

采用风电、光伏新能源弃风弃电用于制氢，利用燃机掺氢发电是合理消纳新能源的一条可行的途径，因此有必要开展新能源制氢技术的研究。

二、新能源制氢技术研究

（一）风电制氢

1.风电制氢国内外发展现状

风电制氢技术研发率先开展于国外，但近年来，中国的风电发展速度迅猛。国家中长期发展规划指出，风电总装机总容量预计2050年底超过1000GW。2018年，全球风电总装机容量超过500GW。耦合风力发电的制氢体系为弃风消纳开辟了新路径。

2010年底，我国首个电解水制氢无并网示范项目落户江苏省大丰市。主要由风力发电机组、控制系统、无并网协调供电控制器、碱性电解水制氢槽等单元组成。该示范项目分别采用额定功率为30kW和10kW 的风力发电机为碱性制氢电解槽供电，日产氢能力为120Nm3。此外，我国在江苏沿海规划了风电光伏制氢非并网示范工程，并计划在该非并网示范工程的基础上建设沿淮河氢能运输走廊。2014年，中国节能环保集团正式开展研发风能发电直接用于制氢的技术，并建设燃料电池发电系统示范项目，实现了100kW 的产氢能力和30kW 的燃料电池装置产电量。次年，中国河北与德国McPhy、Encon等企业一同开启了位于沽源的风力发电氢能生产示范项目，该系统由200MW风电和10MW碱性电解槽组成，产能为每小时800Nm3。

目前，世界发达国家，如德国、英国、美国、加拿大等，都大力支持以风电为代表的可再生能源与氢燃料电池相结合的研究项目和示范项目。 德国于2011年10月在柏林建成并启用了“风氢混合电站”，打破了全球氢气储能与利用的零记录，风电装机和电解槽装机的容量分别为6MW和 0.6MW，与此同时启动了其他储氢利用项目。此外，世界上第一个海洋风电制氢试验平台“Q13a-A 海上平台”是由荷兰企业于2019年开发的。PosHYdon项目整合了北海海上风能、海上天然气和氢气三种能源形态。欧洲国家为了改善可持续清洁能源的利用现状，开展了Ingrid氢储能项目，进一步保障了国家电网的连续运行。“Power to gas”作为德国重要的能源发展规划，其核心目的是利用氢气作为能量载体驱动燃料电池车，并希望最终废除核电并开拓清洁能源发展空间。

2.风电制氢的优势

风力发电制氢技术主要包括并网型和离网型两类风电制氢方式。风电机组在并网模式下是将风电输送到电网，大型风电场主要采用并网机组。而离网风电机组主要应用在分布式制氢模式和燃料电池中，制氢装置直接利用风电机组产生的电能。

风力发电制氢系统的优势主要包括以下几方面：

1）保障电网持续稳定运行。当电网负荷过大时，风力发电机组可将电能供给电网，起到电网调峰作用；

2）实现能量可持续存储。风能分布不均、间歇性导致大量弃风，且电能存储较难，风力发电制氢实现了能量的有效存储；

3）革新能源布局。间歇波动的风电需要经过大容量变压电站才能并入电网利用，这就需要投入大量的传统能源来维持大容量的变电站稳定运行。由此，新能源与传统能源的协同利用优化了能源结构。

3.风电制氢的困境及对策

根据前述内容可知，我国风电耦合制氢技术还处于不成熟的发展阶段，大量弃风利用仍需等待攻克风电制氢系统储能与燃料电池发电的技术难题，才能在制氢效率和经济性方面取得突破。

当前，我国采用弃风资源发电制备氢能还存在以下挑战：

1）关键技术难题

一般，电解制氢设备需要在稳定性高的电流条件下才能连续稳定运行，有利于延长设备的使用寿命并产出高质量氢气，而风力发电的不稳定性和波动性是阻碍风电制氢发展的关键因素之一。其次，氢气易燃易爆及易致金属发生“氢脆”现象，因此氢气的储运和管道特殊设计增加了制氢成本。

2）推广应用难题

由于氢气生产、存储和运输的高成本，目前氢气在多领域大规模利用仍不现实，而氢需求较大的化工行业多采用化石燃料等制氢。氢燃料电池行业处于起步阶段，暂不具备大规模应用条件。针对以上问题，可以从以下方面着手突破：

A.自主研发核心技术。如能通过技术攻关解决风力发电的间歇不稳定缺陷，并着力研发高效经济的电解槽装置，将跨越式促进风氢的规模化应用。

B.燃料电池技术未来市场应用前景广阔，这也是推动氢经济向着大工业化发展的有利信号。

C.国内氢能研发思路可以借鉴德国“power to gas”规划，将氢气和天然气在输送管道中混合后利用，该设计思路可以应用于我国西气东输管道来消纳西北弃风。

D.推动海上风电制氢项目发展。当前风电制氢仍采用并网型方式，风电厂和氢用户应就近配置来满足输电线路的负荷问题；从区域方面考虑，早期风电机组均建设在内陆，而目前氢气消耗量较大的企业几乎都分布在东南沿海区域，若大量海洋风力发电平台建设于此，风电将避免了远距离输送的弊端，可就近利用。

（二）光伏制氢

1.光伏发电制氢现状

2013年我国出台光伏补贴政策，推动光伏电站建设快速发展，企业及各科研院所逐步提出并实施光伏制氢的研究计划。2019年12月，中国科学院李灿院士团队在兰州新区开启了液态燃料示范研究项目。这一项目利用太阳能发电制氢的氢气与CO2反应生成甲醇，系统配备10MW装机容量的光伏发电模块和两台1000m3/h 功率的电解槽模块。2020年，宁夏宝丰能源集团开始实施“光伏电站-光伏制氢-加氢站”一体化建设的宏伟蓝图，预计可实现1.6亿标方/年的氢能产量，由此每年节省约25.4万吨的煤炭消耗，约合每年减少 44.5 万吨CO2的减碳效果令人瞩目。2020年11月，甘肃省与中科院大连化物所等合作的“光伏制氢+耦合煤制百万吨甲醇”项目，规模化利用清洁的可再生能源发电制氢，并与传统煤制甲醇技术相结合来达到煤制甲醇零碳排放的目的。

在国际市场上，光伏制氢已经开始落地。最著名的当属日本的福岛氢能源研究（FH2R）基地，2020年2月底试运营了全球最大的10MW级光伏制氢装置，电解槽的产氢能力为1200Nm3/h。2019年12月，法国宣布配备太阳能电池板和光伏制氢驱动系统的氢能源公共汽车在法国启用。澳大利亚在产业化发展清洁可持续能源制氢方面取得阶段性突破，其BOC氢能生产案例搭载了220kW 电解装置和100kW光伏板。

在全球各国积极发展布局光伏产业的同时，各国研究人员正在从事大量的光伏制氢基础研究来提高产业成熟度。刘金亚等设计的独立光伏制氢系统比传统电解水制氢系统的功率损失小、经济性高，光电的转化率为 17.5%，99.18%的电流效率促使电解制氢系统高效运行。

针对东北严重的光伏发电限电现象，出现大量剩余电力的问题，Song等人提出了一种利用多余的电能生产氢气的混合能源系统。它将太阳能、制氢系统和冷热电联供（CCHP）系统结合起来，实现制冷、制热、发电和制氢的多重功能。该系统为中国辽宁省大连市的三座公共建筑供能，并通过优化获得单位能源成本最低（0.0615$/kWh）的系统配置。

Fabielle等人利用一个与光伏电池板耦合的电化学系统，将来自太阳的能量通过装饰石材工业的残余水电解转化为氢气。研究设计了一种以丙烯酸和304不锈钢为电极的圆柱形制氢电解槽，在测试残渣中，常规织布机花岗岩电解液的累积产氢效果较好，实验2小时后达到329mL。氢能储存取代了传统电池和光伏电池板的使用，而电池板与电化学系统耦合，使用替代电解质（主要是污染物）可实现环境净化。Dahbi等人在Matlab/Simulink环境下建立了光伏电解系统的完整模型。仿真结果表明，采用具有最大功率点跟踪 (MPPT)控制的 DC/DC 降压变换器，可以使光伏发电机和电解之间有更好的适应性。研究还表明，通过控制电解过程中注入的水流量，可以获得最佳的制氢效果。这两种控制（MPPT 和水流）实现了光伏电解系统的最佳性能，从而实现了最大限度地产氢。

2.光伏发电制氢优势

丰富的太阳能资源比传统能源清洁且安全，光伏太阳能技术的深入挖掘必然获得全球的关注。光伏发电制氢开拓了光伏电能应用的新领域，同时光伏发电的度电成本仍在逐年下降，其低度电成本给电解水制氢带来了曙光。据统计，当前世界各国总的氢气需求在6千万吨/年左右，折算为光伏制氢则要消耗1500GW的光伏，预计三十年间每年要新增2千万吨氢能，即每年要新投入900GW的光伏装机量。

与传统电站相比，光伏发电系统将产生的直流电供应给制氢站，电能不需要通过变压即能便捷使用。区别于间接连接光伏制氢，光伏阵列与电解槽直接耦合连接更具优势。光伏电解氢能源系统如图3所示，其主要部件包括光伏阵列、蓄电池、转换器、电解槽。

图3 光伏电解氢能源系统布局

光伏制氢系统显著超前的发展速度主要归因于：

（1）不稳定的光伏太阳能发电系统造成了电网调度困难的问题，同时大量光伏电能存储问题也需要考虑，因此把光伏电能通过氢能方式存储起来值得深入研究。

（2）光伏发电制氢技术相对成熟，工艺操作运行简捷，制氢规模不受太阳能资源限制。

（3）太阳能是一种最为干净且安全的可再生能源，每年约有130万亿吨当量煤的太阳能辐照到地表，不受地域局限，利用便捷。

3.光伏发电制氢存在的问题及建议

我国的光伏制氢产业发展速度在全球处于领先地位，但目前仍受到技术的限制存在以下问题：

（1）光伏发电自身电力不稳定，稳定完善的配套电网是加速产业快速发展的关键，采用间接或直接耦合电解水制氢还需要综合评价。

（2）我国光伏制氢核心技术均来源于国外，对未来光伏产业的发展带来严重挑战。表1为我国商电、大工业用电和光伏发电制氢的成本对比，可见光伏发电制氢成本仍不具经济竞争性，中国科学院李灿院士指出通过催化剂可将制氢能耗降至4-4.2kWh/Nm3，若采用0.25¥/kWh 的光伏电价，则光伏制氢成本为1-1.05¥/Nm3，由此可见，光伏度电成本还有很大的降低空间。

表1 制氢成本比较

（注：每方氢气耗电 4-5kWh）

（3）我国西北部存在大量弃光，但受区域限电的影响，国内光伏产业主要布局在中部和东部地区，区域分布不均制约氢能产业发展的快速推进。

（4）若能在以下层面实现质的飞跃，光伏制氢规模化应用将触手可及：

1）光伏电力平价应用是根本，如表1和表2所示，我国光伏发电制氢要想占据优势地位仍有很大的降低成本空间，低成本有助于加速发展光伏发电制氢产业，可从光照资源丰富地区做规模示范。

表2 平准化光伏发电成本比较

（注：1$/MWh = 6.3756×10-3¥/kWh）

2）着重开展光伏制氢关键技术研究，自主研发核心技术，摆脱对国外的依赖。

3）分析现有示范项目，可从小规模光伏发电制氢项目着手，合理设计布局，考察未来扩大规模以满足氢能需求量增加的可能性。

（三）制氢技术发展现状

1.常见工业制氢技术

氢气的制备方法种类繁多，常见的工业制氢方法主要包含以下几类。

（1）化石燃料制氢。主要包括石油天然气蒸汽重整制氢和水煤气法制氢等。化石燃料制氢是一种成本低廉的制氢方法，制氢成本可控制在0.6-1.5元/m3。目前我国超过95%的氢气是由煤、天然气、石油等化石燃料制取而来。化石燃料在制氢过程中产生大量碳排放，因此未来必须结合碳捕集封存(carbon capture and storage, CCS)技术才能得到更广泛的认可和应用。

（2）工业副产物制氢。主要包括炼油厂回收富氢气体制氢、氯碱厂回收副产氢制氢、焦炉煤气中氢的回收利用等。这些技术充分利用了工业副产物，工艺成熟，制氢成本低，成本在1.3-1.5元/m3。

（3）电解水制氢。电解水制氢也是传统的制氢方法之一，过程简单，无污染。由于电费占到运行费用的70%左右，单纯的电解水制氢工艺的经济性不高。不过，目前我国大力推进可再生能源发展，其消纳过程中产生的弃风、弃光等剩余电力为电解水制氢的发展创造了有利条件。电解水制氢已成为我国电力行业削峰填谷及弃电消纳问题的重要技术选择。

常见的电解水制氢技术主要分为:碱性水电解（alkaline water electrolysis, AWE）、固体聚合物电解质(solid polymer electrolyte,SPE)以及固态氧化物电解质(solid oxide electrolysercell, SOEC)电解水。

1）碱性水电解制氢

AWE制氢技术，是石棉隔膜将槽体分为阴阳两室，两个电极置于其中，电极一般采用镍基材料，电解槽内填充碱性电解液，一般为NaOH或KOH水溶液（质量分数为20-30%）。当在电极两端施加电压时，电流会从两电极间流过，水在阴极被还原成氢气，在阳极上氧化产生氧气。AWE制氢技术的优点是市场化成熟、制氢成本低，操作简单、运行寿命长，缺点是电解效率低，碱性电解槽无法快速启动，并且加载响应速度慢，通常需要降低电压，增大电流来提高转化效率。

2）质子交换膜电解水制氢PEM（PEM 电解水又称为固体聚合物电解质（solid polymer electrolyte，SPE）电解水）

PEM电解水技术与AWE制氢技术的区别在于，质子交换膜技术采用高分子聚合物阳离子交换膜代替了碱性电解水槽中的石棉隔膜，同时质子交换膜电解水槽一般采用纯水作为电解质溶液。AWE电解水装置的优点是：1）质子交换膜可以隔绝氢气和氧气，保证了安全性和产物纯度；2）膜的厚度小，使其结构更加紧凑；3）电解液为纯水，反应产物不含碱雾。

3）固体氧化物电解水制氢

SOEC是一种在高温状态下电解水蒸汽的制氢技术，电解槽的基本结构包括阴极、阳极和电解质层。阴极通常使用Ni负载的氧化锆（YSZ）多孔陶瓷，阳极为含稀土元素的钙钛矿（ABO3）氧化物，电解质为氧离子导体。工作时水从阴极侧进入电解槽，发生还原反应生成氢气和O2-，O2-通过电解质层进入阳极侧，发生氧化反应生成O2。

三种技术对比见表3。

表3 电解水技术对比

其中，碱性水电解技术已发展较为成熟；SPE电解水技术在国外开始商业应用，但在我国基本处于实验研发阶段；SOEC电解技术目前国内外均处于研发阶段。相对于碱性水电解，SPE电解水制氢设备具有更宽泛的运行功率范围及更短的启动时间，可实现高电流密度电解，功耗低，体积小，生成气体纯度高，容易实现高压化，更适用于可再生能源发电的波动性输入。因此，SPE电解水技术将是未来制氢技术的重要发展方向。

2.新型制氢技术

另外，近年来还出现了一些新型制氢技术，包括生物质制氢和光催化制氢等。但目前这些技术均处于实验室研究阶段，距离工业应用比较遥远。

（1）生物质制氢

生物质是一种可再生的一次能源，主要来源于植物和动物材料，包括能源作物、木材、草、动物和城市废弃物等。生物质最终都来源于植物的光合作用，阳光的能量通过光合作用以化学键的形式储存在其中。生物质制氢主要有两种模式：热化学技术和生物发酵技术。

（2）热化学技术制氢

热化学技术将生物质转化为氢气和富氢气体，而富氢气体是实现可持续发展和温室气体零排放的重要手段。热化学技术又分为生物质热解技术和生物质气化技术。

（3）生物质热解技术制氢

生物质热解是一种热化学过程，通过在650-800K、0.1-0.5MPa的温度和压力下加热生物质，生成液体油、固体炭和气体化合物。

（4）生物质气化制氢

生物质气化是指在空气、氧气或蒸汽等气化介质中将生物质通过热化学的方式转化为气体燃料（合成气）。一般反应温度在500到1400℃之间，操作压力在大气压到33bar之间。在将生物质转化为合成气后，气体混合物后续的处理与热解过程相同。

（5）生物质制氢

生物制氢是利用一些细菌或藻类通过其氢化酶或固氮酶系统直接产生氢气，其中含有碳水化合物的物质通过生物处理技术转化为有机酸，然后转化为氢气。用于氢气生产的主要生物过程是直接和间接生物光解、光照和暗发酵，以及多阶段或连续的暗发酵和光照发酵。

1）生物光解

生物光解与植物和藻类光合作用原理相同。绿藻和蓝藻分别通过直接和间接的生物光解将水分子分解为氢离子和氧。在直接生物光解中，绿藻通过光合作用将水分子分解为氢离子和氧，生成的氢离子随后被氢化酶转化为氢气。氢由氢化酶和固氮酶产生，其产生速率可与绿藻产生的氢化酶相媲美。这种生物制氢方法的主要缺点是制氢潜力低、需要较大的表面积来收集足够的光照以及没有废物利用。

2）暗发酵

发酵是在有氧或无氧条件下进行的生化过程，对有机饲料进行微生物转化，产生微量的乙醇、丙酮和H2以及CO2。暗发酵主要使用厌氧菌在缺氧（无氧，黑暗条件下）的富含碳水化合物的底物上进行发酵，主要的生物质是葡萄糖、淀粉和纤维素，最佳的PH值应保持在5-6之间。

3）光发酵

光发酵是利用太阳能和有机酸在缺氮条件下实现。由于固氮酶的存在，一些光合细菌能够通过以下反应将有机酸（乙酸、乳酸和丁酸）转化为氢气和二氧化碳。

光发酵的优点是在光照条件下制氢效率通常高于无光照条件下，但缺点是太阳能转换效率低、需要覆盖大面积的精密厌氧光生物反应器，以及有机酸废水的限制。使用混合发酵模式（包括非光合细菌、厌氧细菌和光合细菌）可以获得更高的制氢产率和更低的光能需求。

（6）光电化学分解水制氢

光电化学分解水制氢利用半导体的光电效应，典型的光电化学分解池由光阳极和阴极构成。当半导体吸收能量大于半导体禁带宽度的光子时，电子从半导体的价带跃迁到导带，产生光生电子空穴对，空穴与电解质中的水发生反应生成氧气，同时，电子跃迁到对电极（阴极）上与氢离子结合产生氢气。光电解水制氢的主要缺点是整体效率不高。

（7）热化学分解水制氢

热分解或热化学分解水是将水加热至高温直至分解为氢和氧的过程。该过程原理虽然很简单，但水需要在2500℃以上的温度才会分解。由于可持续热源无法实现这么大的一次能源消耗，因此科学家提出了几种热化学分解水循环，以降低温度并提高整体效率。热化学循环由不同温度下的一系列化学反应组成，通过该过程，热量以氢的形式转化为化学能，热化学循环以Cu-Cl循环和SnO2/SnO循环最为重要。

三、氢气掺混输运技术

（一）混氢天然气输运研究现状

国外对于将氢气掺混入天然气管网使用的研究进行了三十年有余，在氢能源利用的可行性研究、天然气掺混氢气互换性研究、氢气安全性研究、管道设备对氢气掺混适应性研究等方面取得一定成果。然而在国内，相关的研究起步较晚且相关研究结论相对较少。

据调研，2021年9月9日，中国城市燃气协会组织、北京市煤气热力工程设计院牵头多家单位对《天然气管道掺氢输送可行性研究》技术方案进行研讨，提出我国天然气管道掺氢输送的发展路径以及发展建议。2021年12月2日，内蒙古自治区科技重大专项“中低压纯氢与掺氢燃气管道输送及其应用关键技术研发”项目启动暨实施方案论证会顺利召开。中央研究院承担子课题纯氢/掺氢燃气管道和关键设备的材料失效特征与演化规律研究。该单位曾作为牵头单位组织制定了《天然气掺氢混气站》团体标准，作为核心单位参与编写了中国城市燃气协会《天然气管道掺氢输送及终端利用可行性研究》报告。

混氢天然气典型节点研究现状如下：

1.掺混方面。在国内外示范工程中，通常将天然气和氢气在专门的混氢装置中按特定比例充分掺混后注入输运管道，混合工艺可分为定压配比和在线混合。

2.输运方面。借助于天然气基础网络实现混氢天然气输运，需要考虑管材相容性和管道工况两方面的影响。管线钢和塑料管材是天然气输配管道的主要材料。掺氢会劣化管线钢的强度和塑性等力学性能，产生氢脆现象，且管线钢中含碳量的增加，氢气浓度和管道压强等级的提高都会恶化氢脆问题。相较于管线钢，塑料管材与 HCNG 的相容性更好，且氢气的混入对 PE管道的老化影响不大。

（二）应用现状

根据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》的数据，美国已有2500公里的输氢管道，欧洲已有1569公里的输氢管道，全球范围内输氢管道总计约为4500公里。相比之下，我国仅有100公里输氢管道。

2019年9月30日，国家电投2019年重点项目辽宁朝阳可再生能源掺氢示范项目第一阶段工程圆满完工。该项目是国内首个电解制氢掺入天然气项目，掺氢比例10%，填补了国内天然气管道掺氢规范和标准空白。

混氢天然气输运发展最为靠前的欧洲国家制定的标准偏向保守。国内外部分典型示范项目如图4所示。

图4 各国混氢天然气相关项目时间进度及掺氢比情况