燃氣發電高質量發展之路提  要燃氣發電具有技術先進、經濟環保、適于電網調峰等多種優勢，是國內電力、熱力能源供應的主要形式之一

燃氣發電高質量發展之路

提 要

燃氣發電具有技術先進、經濟環保、適于電網調峰等多種優勢，是國內電力、熱力能源供應的主要形式之一，燃氣輪機的二氧化碳、污染物排放遠低于燃煤發電機組。為實現集團燃氣發電的高質量發展，對國內燃氣發電從設備制造、能源供應產業延伸及新能源耦合發展等方面進行了調研。

報告從燃機制造及維護、天然氣燃料、電力熱力供應等方面結合燃氣發電企業上下游產業延伸的特點進行分析研究，提出了上下游產業延伸具有的優勢和不足和應注意的問題，并提出了相應的發展建議。

燃氣輪機與風電、光伏發電制氫耦合發展能夠減少棄風棄光，提高新能源的利用效率；與壓縮空氣儲能、熱儲能能等方式協同發展有利于電網調峰和穩定，報告對燃機與新能源耦合的特點進行了分析，提出了相應的發展建議。

目錄一、燃氣發電現狀1（一）燃氣輪機裝機情況11.燃氣輪機裝機區域分布12.燃氣輪機機型分布3（二）燃氣輪機發電情況4（三）集團公司燃機裝機情況4（四）影響燃機發展的因素51.制造技術的影響52.天然氣燃料的影響6（五）小結6二、燃氣發電與上下游產業合作方式6（一）制造業（上游）71.華電集團72.京能集團93.國家電投104.大唐集團105.小結11（二）天然氣（上游）121.天然氣消費現狀122.與天然氣公司合作情況20（三）發電供電（下游）221.大用戶電力直供222.分布式電源供應23（四）供熱及供冷（下游）241.采暖供熱產業延伸242.工業供熱產業延伸273.對外供冷產業延伸29三、產業延伸前景分析31（一）延伸的必要性311.制造業延伸的必要性312.天然氣產業延伸的必要性363.發電產業延伸的必要性374.供熱、冷延伸的必要性38（二）建議采取的策略391.燃氣輪機制造業延伸合作392.天然氣產業合作393.供電產業鏈延伸合作404.供熱產業鏈延伸405.分布式能源的建設40四、燃機和新能源優化組合發展模式41（一）燃機對新能源發電消納的可行性411.新能源發電消納不足412.燃氣輪機的技術特性433.燃機對新能源消納的可行性44（二）燃機摻氫燃燒發展451.摻氫燃機技術研究現狀452.現場應用現狀483.發展策略50（三）燃機與儲能等新能源組合發展501.微型燃機耦合發展路徑502.小型燃機耦合發展路徑513.大型燃機耦合發展路徑54（四）小結55附件1 燃氣輪機技術發展現狀57一、設備制造企業及現狀58（一）東方電氣58（二）哈電集團58（三）上海電氣59（四）西門子中國59二、燃氣輪機能耗狀況60（一）E級燃氣輪機601.GE公司9E.03型燃氣輪機602.GE公司9E.04型燃氣輪機613.西門子公司SGT5-2000E型燃氣輪機614.安薩爾多公司AE94.2型燃氣輪機62（二）F級燃氣輪機621.GE公司9F.06型燃氣輪機622.GE公司9F.05型燃氣輪機633.西門子公司SGT5-4000F型燃氣輪機634.三菱公司M701F5型燃氣輪機645.安薩爾多公司AE94.3A型燃氣輪機64（三）H級燃氣輪機651.GE公司9HA.01/02型燃氣輪機652.西門子公司H級燃氣輪機653.三菱公司M701JAC型燃氣輪機664.安薩爾多公司GT36型燃氣輪機66三、燃氣輪機具有的優勢67（一）污染物排放低67（二）適合調峰67附件2 國內燃氣輪機技術發展現狀70一、設備國產化現狀70（一）燃氣輪機設計制造701.合作成立設備公司702.自主燃氣輪機的設計制造713.民營企業燃氣輪機制造72（二）存在的問題72二、燃氣輪機自主運維情況73（一）國內自主運維取得的進展73（二）存在的問題75三、燃氣輪機示范項目的實施75（一）燃氣輪機制造示范項目76（二）燃氣輪機運維示范項目77四、智慧電廠建設77附件3 小型燃氣輪機參與綜合能源的可行性79一、小型燃氣輪機與內燃機的比較79（一）小型燃氣輪機的特點79（二）內燃機的特點80（三）小型燃氣輪機和內燃機對比81二、小型燃氣輪機的應用前景82（一）小型燃氣輪機的發展現狀82（二）小型燃氣輪機發展建議83三、小型燃氣輪機和柴油發電機的比較84附件4 新能源制氫產業發展現狀86一、新能源電力消納現狀86（一）新能源增長迅速86（二）新能源發電消納不足87（三）燃機對新能源消納的優勢88二、新能源制氫技術研究88（一）風電制氫881.風電制氫國內外發展現狀882.風電制氫的優勢903.風電制氫的困境及對策90（二）光伏制氫921.光伏發電制氫現狀922.光伏發電制氫優勢943.光伏發電制氫存在的問題及建議95（三）制氫技術發展現狀971.常見工業制氫技術972.新型制氫技術100三、氫氣摻混輸運技術102（一）混氫天然氣輸運研究現狀102（二）應用現狀104

一、燃氣發電現狀

（一）燃氣輪機裝機情況

截止2021年底，我國燃氣輪機裝機108640MW（不包括臺灣地區），燃氣輪機裝機得到了較大的提升，總裝機超過了1億千瓦。我國燃氣輪機裝機主要分布在京津冀、長三角、珠三角等經濟發達地區，由于燃氣輪機發電成本較高，其他省份裝機數量較少，隨著內陸省份經濟實力的增強，部分省份燃氣輪機裝機也在逐漸布局，裝機數量也在逐漸增多。

1.燃氣輪機裝機區域分布

我國燃氣輪機裝機主要分布在京津冀和沿海省份等較發達的地區，廣東省燃氣輪機裝機達到2914萬千瓦，位居全國第一，江蘇省裝機1979萬千瓦，位居第二。具體各省燃氣輪機裝機容量如表1.1。

表1.1 各省燃氣輪機裝機容量匯總表

2021年以來，國內在建和籌建燃氣輪機項目有了大幅增加，尤其是廣東珠三角等區域籌建了大批燃氣輪機發電項目，大型9H、9F級燃氣輪機發電項目較為突出；值得一提的是，沿海山東、內陸四川、安徽、湖南等地也有多個燃氣輪機項目也已開始籌建，陸續完成主機設備的招標工作，國內燃氣輪機發電項目的發展呈現出較好勢頭。

2.燃氣輪機機型分布

國內燃氣輪機制造廠家主要有GE、三菱、安薩爾多、西門子等公司，燃氣輪機等級既有E級、F級，也有參數更高的H級燃氣輪機，燃氣輪機機型覆蓋較為廣泛。

經中電聯等單位統計，國內燃氣輪機裝機共409臺（不包括臺灣地區），其中E級、F級燃氣輪機裝機最多，占燃機項目的絕大部分。具體機型分布情況參見表1.2。

表1.2 燃氣輪機機型統計表

（二）燃氣輪機發電情況

2021年,全國全社會用電量8.31萬億千瓦時,同比增長10.3%，其中燃氣發電量2834億千瓦時，也有了一定程度的提高。全國發電設備利用小時3817小時,同比提高60小時，其中氣電2814小時,同比提高204小時。

由于天然氣價格的不斷升高，受發電成本的影響，2021年燃氣輪機利用小時數不高，主要用于電網調峰運行。2022年燃氣發電同樣存在天然氣價格偏高的問題，燃氣電廠生產經營困難，尤其是小型的6F、9E機組由于機組效率較低，虧損較為嚴重。

（三）集團公司燃機裝機情況

目前集團公司在役和在建的燃氣輪機共27臺，全部建成后機組容量超過930萬千瓦，主要分布在北京、江蘇、浙江、廣東、海南等地。其中GE公司燃氣輪機15臺，包括：高井3臺PG9371FB型、泰州2臺PG9171E型、蘇州2臺PG9171E型、金壇2臺9371FB型、寶昌2臺PG9171E型、南熱2臺PG6111FA型、江山2臺PG6111FA型。三菱公司燃氣輪機共4臺，江濱熱電2臺M701F4型，寶昌公司2臺M701F4改進型。安薩爾多燃氣輪機共8臺，肇慶、佛山、萬寧、海口各2臺，型號均為AE94.3A型。

集團公司燃機電廠燃氣輪機具體型號、機組容量見表1.3所示。

表1.3 集團在役及在建燃氣輪機型號、容量統計表

目前集團內批準待建且已確定機組型號的共2臺，為惠州博羅熱電聯產項目，燃機設備為三菱M701F4改進型機組，主要輔機設備及施工已完成招標工作。另外集團公司還在廣東潮州、叢化，浙江金華、北侖，山東青島、煙臺等地有多個燃氣輪機前期籌建項目。

（四）影響燃機發展的因素

燃氣輪機采用天然氣為燃料，技術先進，能源利用效率高，適合電網調峰，且污染物、碳排放遠低于燃煤機組，逐漸成為主要的發電形式之一。

1.制造技術的影響

燃氣輪機由壓氣機、燃燒室、透平等熱通道部件組成，由于存在技術壁壘，核心技術一直由歐美國家掌握，我國的燃氣輪機技術還有很大差距。為了快速提高燃機技術，國內三大動力廠與國外燃氣輪機廠家合作引進技術，近年來已取得較大進展，如東方電氣已能獨立設計制造5萬千瓦F機燃機，中航發的AGT100E級燃機已現場安裝應用，中國重燃也在開展F級燃機的各種試驗工作。在燃機檢修維護方面，華電華瑞、京能國際也都實現了燃機的自主檢修，在燃機運維方面取得了較大的進展，集團公司在燃機運維方面進行了一定的探索。國內外燃氣輪機技術發展現狀可參考附件1、2的內容。

2.天然氣燃料的影響

由于受國際形式的影響，近年來國內天然氣價格較高，導致了燃氣電廠的燃料成本遠高于燃煤機組，燃機的檢修維護依賴于國外長協，造成燃機的運維費用遠也高于燃煤機組。因此國內燃氣發電的效益普遍不景氣，部分小型燃機處于虧損的邊緣，給燃氣發電的健康發展帶來嚴重的影響。

（五）小結

為了研究燃氣發電的健康發展模式，進一步降低運營成本，有必要對燃氣電廠的上下游進行深入研究。通過對設備制造、燃料采購、用戶需求等多角度綜合分析，研究燃氣電廠參與各方合作、延伸產業鏈的可行性，為實現集團公司燃氣發電的高質量發展提供借鑒。

二、燃氣發電與上下游產業合作方式

為優化碳達峰、碳中和等新形勢下燃氣輪機發電的發展策略，我們調研了國內相關燃氣發電企業，從燃氣輪機制造、天然氣供應、發電供熱等方面研究與上下游企業深化合作的模式和做法，為集團燃機發展提供借鑒。

（一）制造業（上游）

國外燃氣輪機設備制造廠有主機設備的設計和制造能力，并掌握最新的燃氣輪機控制技術，熟悉燃氣輪機運行特性。國內哈電集團、東方電氣、上海電氣三大動力設備廠等具備燃氣輪機組裝成套的能力，但設備的核心部件還不能自主完成。燃氣發電企業與設備制造廠合作，能夠最快了解燃氣輪機最新進展，得到最新的燃氣輪機專業技術，并能及時在機組和輔助系統設備設計中進行優化。國內華電集團、京能集團、國家電投集團等與國外燃機制造廠家或第三方技術單位有著深度合作，并取得了一定的效果。

1.華電集團

華電集團燃氣輪機發電裝機最多，已超過2000萬千瓦，燃氣輪機裝機涉及GE、三菱、西門子等廠家的多種機型，華電集團與上游廠家合作較多，并取得了一定的成績。

（1）合作成立服務公司

上海通華是華電與上游燃氣輪機制造廠商合作成立的燃氣輪機維修服務單位，為華電及其他發電集團燃氣輪機提供設備維護和備件服務。上海通華利用集團燃氣輪機裝機數量多、投入較大等優勢，與GE、西門子等國外燃氣輪機制造廠簽訂長協技術協議，爭取更多的價格優惠，為降低燃氣輪機維護費用起到了一定的作用。

華電通用是華電與GE公司合作成立的小型及輕型燃氣輪機部件制造研發和維護的技術服務單位。華電通用主要從事LM2500和LM6000等系列的航改型燃氣輪機發電機組的成套組裝及測試。燃氣機組的簡單循環功率從22MW到47MW，聯合循環功率從31MW到60MW。華電通用從事輕型燃氣輪機發電設備的成套生產、銷售、服務、技術研發等業務，并具有運行監控、孔探檢查、燃燒系統和動力透平拆分及現場更換的維修服務能力，逐步推進分布式能源核心裝備國產化進程，發揮生產、銷售及服務本地化優勢，為國內分布式能源發展提供核心設備和專業服務。

2014年華電集團與瑞士蘇爾壽合作成立華瑞公司，為華電集團提供燃氣輪機檢修服務，該公司具有燃氣輪機備件修復能力，能夠完成燃氣輪機燃燒部件的檢測、修復（如燃燒筒、燃燒噴嘴等）、透平葉片修復、涂層噴涂等較復雜的檢修工作。華電集團華瑞公司具備GE、西門子、三菱等各種機型的燃氣輪機關鍵部件的檢修能力，避免了與制造廠簽訂長協服務，降低了燃氣輪機的檢修維護成本。

（2）取得的成效

華電集團在燃氣輪機核心部件維修、燃燒調整控制方面均取得了一定的成效，主要有：

1）華電集團電科院開展燃機運維的深入研究，開發燃機能效分析平臺，實時對燃機運行狀況進行分析診斷，提高燃機的經濟性和可靠性，該公司還掌握燃氣輪機自主燃燒調整能力，并在集團內成功實施。

2）中國華電與中國電子聯合攻關的國內首套重型燃氣輪機國產化控制系統“基于PKS體系的重型燃氣輪機國產化控制系統”，燃氣輪機控制用軟硬件均自主實現，在華電龍游電廠E機機組、戚墅堰電廠F級機組實現應用。

3）華電集團華瑞公司具備E級、F級燃機關鍵部件的修復能力，并逐漸覆蓋GE、三菱及西門子燃機的檢修業務，成功進行國內GE的9F級自主檢修，避免了與設備廠家簽訂設備長協，降低了燃氣輪機的運行維護成本。

2.京能集團

（1）合作成立運維公司

京能集團與西門子合作，成立國際電氣公司，開展集團內燃氣輪機設備的檢修工作。京能集團西門子、安薩爾多燃氣輪機較多，屬于同一個技術流派，為與西門子公司合作提供了便利。其清潔能源公司下屬京西熱電、京橋熱電、高安屯熱電均為西門子SGT5-4000F機組，未來熱電為西門子SGT5-2000E機組；鈺海發電為安薩爾多AE94.3機組，上莊熱電為AE94.2機組，與西門子燃氣輪機技術同源。

京能國際電氣公司是國內起步較早的一家燃機檢修服務單位，檢修維護人員主要來自于京豐熱電和石景山熱電兩家單位。2006年京豐熱電投產，開始燃氣輪機發電機組運營，原有的檢修部門承擔了集團內燃氣輪機的檢修維護工作，至今已有十多年的時間，完成過數十次燃機大小修工作，具有豐富的燃機設備管理及檢修維護經驗。

（2）取得的成效

京能國際電氣公司依托西門子公司的技術實力，培訓自己的燃機檢修人才隊伍，開展燃氣輪機的檢修工作，具備西門子、三菱、GE等機型自主檢修能力。除在集團內開展檢修工作外，還為深圳東部電廠等燃氣輪機發電企業提供檢修服務。2022年，京能未來熱電進行了E機燃氣輪機的自主機修和燃燒調整工作，并取得了成功。

3.國家電投

國家電投集團2016年與哈爾濱電氣、上海電氣、東方電氣、中國航發等動力設備廠、清華大學、上海交通大學等有關科研單位成立中國聯合重燃公司，開展燃氣輪機核心部件國產化研究，在燃氣輪機裝備制造方面謀求技術突破，該公司與無錫永瀚、無錫葉片廠深度合作，開展燃氣輪機熱通道部件的研發工作，在燃氣輪機核心部件制造方面已取得多項技術突破。

國家電投較早開展燃機摻氫燃燒的技術研究，并在荊門綠動電廠進行了摻氫15%、30%的各種試驗，完成了初步試運，為下一步燃機摻氫創造了條件，積累了一定的經驗。

4.大唐集團

集團公司利用GE公司技術優勢，與GE公司合作在北京高井電廠成立了燃氣輪機數據中心和檢修中心，用于開展燃氣輪機技術服務。集團燃氣輪機數據中心建設在高井熱電廠，集團部分燃氣輪機在線數據接入高級數據中心，對數據進行實時在線分析，進行劣化趨勢分析和故障預警，近年來積累了一定的燃氣輪機運行數據，數據分析對現場設備運行起到了一定的指導作用。

高井檢修中心開展燃氣輪機檢修技術的學習和培訓，建立自己的燃氣輪機檢修維護隊伍，自主完成燃氣輪機的檢修工作。高井燃氣輪機中心利用燃氣輪機機組檢修機會，由GE公司技術人員對電廠人員進行培訓，積累了大量的視頻和圖像資料，有著較為豐富的檢修經驗。幾年來不但完成了本廠燃氣輪機的檢修工作，還對外承擔了集團江山熱電等公司的燃氣輪機檢修工作。

5.小結

國內哈爾濱電氣、東方電氣和上海電氣等燃氣輪機制造單位尚不能獨立完成重型發電用燃氣輪機燃燒器、透平等核心部分的設計制造工作，燃氣輪機燃燒器、透平葉片、控制系統等核心部件的制造均依靠國外制造廠來完成，對燃機電廠技術支持不足，也給燃機電廠技術掌握帶來不利影響，還需要支付昂貴的長些費用，由國外廠家提供技術支持，這就造成了要獲得燃機的核心技術，取得技術支持，需要同歐美重型燃機制造的專業公司合作，通過引進燃機的檢修和運行維護技術，逐步實現燃機核心技術的國產化。

華電集團燃機裝機已超過2000萬千瓦，在燃機專業化建設、技術引進方面投入最多，華電燃機控制系統國產化、關鍵部件維修的成功經驗表明，與國外燃機專業廠家合作，逐漸培養自己燃機技術人才，組件專業的燃機檢修隊伍，是能夠取得一定成效的。

（二）天然氣（上游）

1.天然氣消費現狀

2021年我國天然氣消費規模躍居世界第三，結構進一步優化。在經濟拉動下，我國天然氣表觀消費量3726億立方米（圖2.1），同比增速達12.7%。以“胡煥庸線”為界東高西低，廣東超過江蘇成為第一大天然氣消費省份（兩省消費均超過300億方，圖2.2），后三位分別是四川、河北、山東。

圖2.1 近十年天然氣表觀消費量趨勢圖

圖2.2 2021年天然氣消費層析圖

（1）天然氣對外依存仍較大

2021年全國天然氣供應量達到3777億方（含港澳，圖2.3 ），其中國產氣產量為2086億方（含煤制氣），較上年增長8.3%。進口天然氣實現管道、LNG等多渠道供應，資源引進國達32個，進口管道氣591億方，進口LNG達到1100億方，進口量較上年增長24.1%，資源對外依存度達到45%，重回歷史高位。

圖2.3 近七年天然氣供應量構成

圖2.4 2021年進口天然氣來源

2021年上半年，我國天然氣消費量表現樂觀，經統計表觀消費量3726億立方米，同比平均增速達12.7%。2021年以來月度消費增速同比都較為明顯，主要體現為國內城鎮氣化人口的增加和煤改氣政策執行結果。由此可以看出，我國天然氣產量遠不能滿足消費要求，對外依存度仍然較高。

圖2.5 國內天然氣產量趨勢圖

由于國產天然氣不能自給自足，同時中國經濟快速發展，導致天然氣缺乏，我國天然氣貿易的特點是只進口而不出口。海關總署數據顯示，2021年，我國國產天然氣為2051億立方米（圖2.5），進口天然氣達到1675億立方米（約12135萬噸），進口天然氣占比仍較大。中國天然氣進口分為管輸進口和LNG進口兩大部分。

1）管輸進口

我國管輸進口天然氣量較大，主要有西北中亞、東北中俄和西南中緬管輸通道，管輸主干線與國內天然氣管網相連，為國內主要省份和城市輸送天然氣。2021年全年，我國管道天然氣進口量為591億方，同比增長22.86%。

2）LNG接收站

2021年LNG進口1100億方，增速在20.56%，中國超過日本成為全球最大的液化天然氣進口國。廣匯、新奧和深圳燃氣等民企企業和城市燃氣企業開始運營LNG接收站。

表2.1 我國已建成投產的LNG接收站

（2）天然氣儲運情況

我國天然氣儲運基礎設施主題框架已基本形成，運輸和調峰瓶頸得到大幅緩解。如圖2.6所示，我國天然氣干線管網已形成“四大進口管道”、“三縱三橫”管網框架，天然氣管道總里程已超過11萬公里。我國沿海已建成22座天然氣LNG接收站，如表2.1所示，LNG總接受能力達到10010萬噸/年，其中東南沿海、長三角、環渤海接收能力2480、2900、3630萬噸/年。

圖2.6 天然氣四大進口管道、三縱三橫示意圖

用于儲氣調峰的地下儲氣庫形成有效工作氣量171億方，加上LNG接收站儲氣罐72億方，儲消比達到6.5%。

（3）管網分離后情況

國家石油天然氣管網集團有限公司（簡稱國家管網公司）2019年12月9日在北京正式成立 ，標志著深化油氣體制改革邁出關鍵一步。管網獨立后深刻改變天然氣供儲銷貿產業鏈關系，形成了“X+1+X”的市場格局（如圖2.7），需方可自主選擇氣源、籌劃資源組合和產業鏈的延伸，天然氣的市場化定價以達到40%，用戶的議價能力大幅提高。目前管網公司的整合并購工作還在進行中，形成全國統一的天然氣“一張網”還需要一定的時間。

圖2.7 管網獨立后的天然氣市場格局

管網獨立有利于天然氣管道快速建設，減少輸氣層級，提高輸配效率，能夠有效降低終端用戶用氣成本，對提高天然氣的利用規模具有重要意義。對于天然氣供應和用戶端，可以簽訂大用戶直供協議，通過協議約定天然氣的流量和價格，達到雙方互利共贏的效果。

（4）疫情和世界格局變化的影響

2022年因疫情沖擊，經濟受阻，天然氣市場消費首次出現同比下降，前三季度表觀消費量為2726億方，同比減少20億方。

2022年俄烏沖突導致天然氣供需重塑，資源流向深度調整，導致國內天然氣價格波動較大（圖2.8）。

圖2.8 2022年天然氣價格變化趨勢

俄烏沖突導致歐洲天然氣供應量積聚減少，天然氣嚴重溢價，導致全球大量LNG資源轉向歐洲，國內進口規模大幅下降（圖2.9）。英國《金融時報》統計中國LNG轉售總量占歐洲同期進口總量的7%。前三季度國內LNG進口總量僅為624億方，同比減少185億方。

圖2.9 2021年、2022年LNG進口量對比

2022年，歐洲天然氣的大幅缺口導致氣價持續高位，歐洲LNG的強勁需求將同亞洲市場形成競爭格局，進一步推升氣價，預計“十四五”期間氣價天然氣價格將持續高位運行，歐亞LNG現貨價格將維持在15-35美元/MMBtu區間，并會出現下降趨勢，有望在“十五五”期間出現回落。

2.與天然氣公司合作情況

（1）與天然氣供應商合作的優勢

與上游天然氣供貨商主要采用參股建設電廠、合作建設管網、合作天然氣生產等方式。

1）與天然氣公司合作

天然氣供貨商參股建設燃氣發電項目，有利于保證燃氣電廠的氣源可靠供應，拿到更多的較高熱值、流量穩定的天然氣。燃氣電廠與天然氣公司合作的另一個目的是期望拿到相對廉價的天然氣，降低燃機電廠燃料成本，對電廠的經營發展有利。

目前廣東、福建地區大部分燃氣電廠采用多方參股的方式建設，參股方類型不一，一般為多個能源集團、天然氣廠商、地方經濟體，燃氣電廠的股份組成較為復雜，各投資方以投資比例參與電廠的決策、經營和生產。國內各電力集團均有多方參股的燃機電廠，部分電廠天然氣供應企業參股建設。如中海油莆田電廠由中海油、華電福建公司和福建省投資公司分別按55%、25%和20%的比例出資建設，其中既有油氣公司、又有發電集團和地方投資。

集團公司萬寧電廠、海口電廠，由集團公司和中海油公司參股建設，為天然氣氣源提供了保障。萬寧、海口公司投產以來，天然氣供應較為充足。中海油參股也為該公司低熱值南海天然氣的順利消納創造了條件，達到了合作雙方雙贏的目的。

2）參與管網建設

在國家成立管網公司之后，原有天然氣管道逐漸被收歸國家管網公司，天然氣的供應模式改為“X+1+X”方式，天然氣公司和用戶之間通過管網公司控制的輸送管道對油氣進行輸運，管網公司按量收取管輸費。這就造成了的用戶方參與天然氣管道建設存在一定的難度，即使原有與地方天然氣公司協商合作建成的管道，其產權的使用權也可能被管網公司收回。

目前燃氣電廠與管網公司的合作模式并不明朗，如果燃氣電廠能自主或合作建設天然氣場站分輸管道，不但能夠加快燃氣電廠基建的進度，還能降低一定的管輸費用，節省一定的燃料成本。

3）合作天然氣生產

國內天然氣資源開采主要有中石油、中石化和中海油等三家單位完成，國內雖有較多電力集團煤炭開采的先例，但油氣資源的的專業性較強，氣田開采則主要由上述三家壟斷公司進行，電力集團很少參與油氣礦的開采工作。油氣的開采工藝復雜，專業性強，危險性較大，電廠介入需引進專業人才和專業隊伍，介入自己不熟悉的行業安全和經濟風險很大。

對于煤化工行業，煤質天然氣的工藝日趨成熟，國內已有多家應用成功的先例。集團公司也有多倫、克旗煤制氣等企業，在天然氣供應緊張、價格一路走高的大前景下，這些煤制氣企業也開始扭虧為盈。煤制氣行業受制于國際國內天然氣行業發展、世界政局變化的影響較大，在世界格局和平發展的情況下，天然氣產量和價格還將回歸，因此投資煤制氣行業風險仍較大。

4）天然氣大用戶直供

天然氣直供能夠在一定程度上獲得較為便宜的氣價，從而降低燃氣電廠的發電成本。2020年廣東省調整天然氣直供范圍，修訂為年用氣量達到1000萬立方米以上、靠近主干管道且具備直接下載條件的工商業用戶可實施直供，直供氣量進一步降低。大型燃氣電廠對于天然氣公司而言，絕大部分屬于大用戶范疇，直供可以減少天然氣的供貨環節，在管網公司“X+1+X”的條件下，燃氣電廠可以自主選擇天然氣供貨商。燃氣電廠與天然氣公司簽訂大用戶直供協議，有利燃氣電廠拿到穩定的供氣流量和相對較低的價格，對燃氣電廠運營有利。

（三）發電供電（下游）

燃氣發電廠與工業企業等用戶建立聯系，簽訂電量供應協議，協商雙方認可的合理電價，有利于燃機電廠電量的順利消納，并能獲得期望的價位，對電廠的生產運營是有一定的好處的。

1.大用戶電力直供

大用戶直供是發電廠較為有效的一種營銷方式，與區域內大用戶合作，獲取大額電量供應，能夠更好的對自身發電量進行規劃，并有利于完成電網下達的利用個小時。近年來電網公司支持發電企業與大型用電單位簽訂大用戶直供協議，電網在其中收取一定的網路費用，能夠簡化電網公司的管理。

與工業大用戶合作簽訂協議，有利于供需雙方了解對方的生產工藝，制定滿足雙方需求的生產計劃，合理安排不同季節、不同時段的供用電需求，燃氣電廠能夠更好的分配自己的人力物力，更加合理的安排機組檢修和維護工作。

集團公司部分電廠與區域重點用戶之間簽訂大用戶直供協議，對發電規劃和市場營銷工作起到了積極的推動的作用。

2.分布式電源供應

分布式能源能夠實現對用戶的短距離電能供應，獲得更高的能源利用效率。如由小型燃氣輪機、內燃氣輪機、區域光伏構成的分布式能源，能夠實現對工業園區、商業綜合體的電能供應，獲得更高的供電效率。國內分布式能源一般配套工業園區進行建設，電能供應采用并網不上網的方式，提高園區供電的可靠性。

因國內工業園區發展不協調，用戶設施和分布式能源站建設不同步，成功的案例較少。有小燃氣輪機、內燃氣輪機組成的分布式能源站如不能實現熱電冷聯產，難于實現盈利，因此發展受到限制。

目前僅有華電、京能、申能等少數能源集團有分布式能源建設的案例，但只有規劃合理、建設同步的分布式能源能夠獲得一定的收益。

（四）供熱及供冷（下游）

燃氣輪機供熱一般采暖供熱和工業供熱兩種，供冷一般也是提供一定壓力和溫度的蒸汽作為動力，在夏季采用溴化鋰制冷工藝，對用戶提供冷源服務。

1.采暖供熱產業延伸

（1）采暖供熱現狀

采暖供熱主要是指在我國北方冬季為居民用戶提供采暖服務，采暖服務的用熱量大，供熱要求可靠性高。集團高井熱電除發電外，還承擔北京西部大部分地區用戶的采暖用熱需求。

我國北京地區大部分地區均為燃氣輪機采暖供熱，在極寒天氣或天然氣供應不足的情況下，會調用部分燃煤機組參與供熱。燃氣輪機供熱熱網覆蓋了北京及周邊大部分地區，采暖供熱主要為汽輪機抽汽供熱、背壓供熱、鍋爐供熱等多種形式。

1）汽輪機抽汽供熱

與燃煤機組相同，汽輪機抽汽供熱是采暖供熱的主要形式之一，一般采用在中壓缸排汽處抽汽，用于加熱熱網加熱器的熱水，經熱網循環泵將熱水送出，向城區居民供熱。

2）汽輪機背壓供熱

在汽輪機中低壓轉機加裝SSS離合器，運行中將轉子脫開，可實現汽輪機背壓供熱。背壓供熱可實現中壓缸排汽全部用于加熱熱網加熱器，中排蒸汽在加熱器中凝結，機組冷源損失較小，因而熱效率較高。集團高井熱電即為該種供熱方式，機組冬季采暖期熱效率可達70%以上。

3）余熱鍋爐供熱

余熱鍋爐供熱有多種形式，常見的有從省煤器處抽取熱水，用于熱網加熱器換熱，實現供熱需求；在用熱量較大時，也可以從過熱器或再熱器抽汽，經減溫減壓后用于加熱熱網加熱器循環水，實現對外供熱需求。

余熱鍋爐尾部排煙量較大，排煙溫度一般在90℃左右，因此排煙仍具有較高的熱量。部分燃機電廠在余熱鍋爐尾部安裝高效換熱器用于吸收余熱鍋爐尾部煙氣熱量，加熱熱網循環水對熱用戶進行供熱。京能京橋、高安屯熱電等即安裝了板式或列管式熱網換熱器，在冬季對外供熱，達到了較好的節能效果。

4）燃氣鍋爐供熱

燃氣鍋爐系統設備簡單、供熱效率高，先進的燃氣鍋爐熱效率（按低位熱值計算）可超過100%，用于工業供熱可獲得一定的收益。燃氣鍋爐排煙溫度較低，排煙無粉塵、二氧化硫等污染物，氮氧化物排放可以達到30mg/m3以下，滿足在城鎮、工業園區投用的條件。部分燃氣熱電企業采用燃氣供熱鍋爐作為對外采暖供熱的補充，如京能京豐熱電在北京南部地區形成較為獨立的熱網，在冬季極寒天氣會用燃氣鍋爐對外供熱。燃氣供熱鍋爐供熱效率較高，啟停速度快，能夠滿足大部分工況的應急供熱需求。集團公司紹興電廠利用燃氣鍋爐對周邊產業園區進行供熱，用于滿足主機停運時段的各工業用戶供熱需求。

（2）采暖供熱的合作方式

北方的采暖供熱管網大部分為城市熱力公司所有，熱電企業作為供熱首站為熱力公司提供熱源。由于城市熱力公司在采暖供熱中居于主導地位，熱電企業在管網建設及運營方面介入有一定難度。

1）合作建設采暖供熱管網

北方地區居民采暖用熱量大，供熱管網復雜。供熱首站一般位于熱電廠內部，由汽輪發電機組抽汽或背壓蒸汽通過熱網加熱器對熱網水進行加熱，再經熱網循環泵送出電廠。供熱首站和供熱管網產權的分隔點一般位于電廠廠界圍墻。廠界外的供熱管網由市政熱力公司組織建設，由于燃煤熱電廠距離市區較遠，一般為幾公里甚至十幾公里距離，熱網水流量大、壓力高，用于輸送熱網水的管道管徑較大，因此供熱管道投資巨大。為了對熱網水進行加壓，進一步向居民區輸送，需要建立多個熱網分站，建設熱網換熱器和二級循環系統，向城區供熱，為了實現對多個城區的控制，還需要在不同的地區建設熱力站，最后送至居民用戶。

與市政合作建設采暖供熱管網有利于快速占領供熱市場。由于市政熱力公司有自己的熱網建設規劃，建設資金投入有限，對部分新建小區熱網建設存在空缺，如果和熱力公司協商可以合作建設熱力管網，建成后并入城市供熱范疇，從城市采暖供熱獲取利潤分成。

2）獨立建設采暖供熱管網

對于熱電廠周邊地區的居民采暖供熱，可以和地方政府、開發商協商建設獨立的供熱管網。獨立建設的供熱管網與熱電廠能夠更好的匹配，選擇換熱器、熱網泵等輸送設備，發揮自身的技術優勢。

獨立建設采暖供熱管網的投入巨大，不斷要完成供熱分站的建設，城區管網的建設，還要有自己的供熱營銷系統，直接向用戶供熱并獲取收益，無論在人力、物力上投入都將是可觀的。獨立建設供熱管網能夠形成完善的生產、營銷體系，在供熱中具有一定的主動性，經濟效益也是十分可觀的。

集團公司在山東、河北等地多個城市建設供熱管網用于居民采暖供熱，熱電廠的供熱調度、居民供熱站調度形成一個整體，協調工作更加順暢，有利于電廠設備及熱網設備檢修維護的調劑，更好的實現優質的采暖供熱。

2.工業供熱產業延伸

我國工業供熱分布范圍較廣，制藥、印染、造紙等多個行業均有用熱需求，北方的工業供熱一般利用既有的汽輪機組抽汽進行供應，建設有專用的供熱管網，由于北方燃氣電廠數量較少，除北京、天津外，工業供熱一般都有燃煤機組供應。

（1）工業供熱的特點

燃氣電廠用于工業供熱調節靈活，熱負荷升降對機組效率影響不大，能夠滿足不同時段的供熱需求，因此在南方經濟發達地區得到了較為廣泛的應用。江浙長三角、廣東珠三角等工業發達的地區，建設燃氣電廠用于發電和工業供熱的較多。供熱供熱一般用于工業生產中的加熱、蒸煮、烘干等工藝，按照工業生產工藝不同，工業工業用量也存在較大的區別，對于普通白班運行的工廠而言，白天用熱量較大，晚上沒有熱量需求，但對于全天候倒班運轉的工廠，全天均需要穩定的熱源供應。因此，工業供熱的蒸汽流量波動幅度很大，白天用量達到頂峰，晚上用熱量會很小，建設熱網需要綜合考慮各種因素，才能滿足要求。如集團某燃氣熱電廠，白天熱用戶達到40多家，供熱量在180t/h左右，晚上熱用戶只有10余家，供熱量只有100t/h，供熱量相差巨大。供熱機組選擇要充分考慮最大供熱需求，并能快速對熱量進行調節，同時還要滿足電、熱負荷點的高效運行。

和采暖供熱不同，工業供熱也有其自身特點，對外供出蒸汽不再收回，蒸汽乏汽和凝結的水一般由熱用戶自己消納，因此為滿足外送蒸汽需要，汽水系統補水較高，燃氣電廠制水量遠高于純凝及采暖用熱機組。以集團某熱電廠為例，每天供熱3000t以上，為滿足對外供熱需求，化學制水系統必須可靠，并有足夠的的裕量。

國內建設燃氣電廠大部分均有供熱需求，實現了熱電聯產，達到了較高的熱效率。目前集團公司在建及投產的燃氣機組共27臺，除深圳寶昌燃氣輪機外，其他機組均有供熱需求。尤其在江浙地區，供熱量需求較大，也為電廠帶來了可觀的供熱收益。

（2）工業供熱的合作形式

1）獨立建設供熱管網

對于南方的工業供熱，燃氣電廠建設時占據經濟開發區或工業園區核心位置，為園區供熱創造了便利條件。供熱供熱管網一般由電廠自行組織建設，燃氣電廠與園區管理部門研究合理的供熱方案，在園區布設主干和分支供熱管路，在供熱管網敷設安裝后，燃氣電廠對于該區域的熱源供熱具有一定的排他性，布設的管路為以后熱用戶入駐、接入創造了條件。園區也會將熱源供應作為招商引資的重點，電熱的短距離供應也會為工業企業提供更加有利的選擇。

集團公司大部分燃氣電廠均自行投資建設工業供熱管網，供熱縱向和橫向主管網的敷設，保證了對園區供熱的排他性，隨著熱用戶的陸續入駐和接入，工業供熱量持續增加，收到了較為客觀的供熱效益。

2）合作建設供熱管網

為了加快園區的規劃和建設，部分工業園管理部門會首先布設熱源點和供熱管路，用于先期供熱需求，在這種情況下，后入駐的燃氣電廠需要與管理部門協商，對原有管線進行合理處理，并合作建設新增加的供熱管路。在這種情況下，一般采取燃氣電廠收購或租賃供熱管網的方式解決，雙方在互利共贏的前提下簽訂協議。

對于相對邊遠，離熱源點比較遠的熱用戶，為了快速接入熱源投入生產，也會自行建設一段自用管路，與原有管網進行對接，實現工業用熱需求。

3.對外供冷產業延伸

對于大型的商業綜合體或先進的住宅區，也會有供冷需求，目前供冷的主要方式為采用一定參數蒸汽作為動力，通過溴化鋰制冷機組對樓宇進行供冷。

（1）供冷現狀

目前燃氣輪機供冷主要存在于分布式能源站，因燃氣輪機設備和維護成本較高，盈利能力有限，國內應用不多。小型燃氣輪機供冷主要存在于北京、上海、廣州等經濟產業園區，沒有形成一定的規模。如北京京能未來熱電采用燃氣輪機抽汽驅動制冷機組，為附近的產業園區、城市住宅周邊的商業功能區提供供冷服務。

（2）供冷形式

城市綜合體或產業園區供冷不同于供熱，供冷需布設較為復雜的冷水管道，對介質的傳輸距離要求更高，目前尚未形成經濟合理的運營模式。目前燃氣供冷多存在與經濟發達地域園區的核心區域，根據供冷規模采用小型燃氣輪機或內燃機作為供冷溴化鋰機組的驅動設備。

小型燃氣輪機技術先進，但維護成本較高，尤其對于小型產業園，供冷需求有限，采用小型燃氣輪機供冷成本過高，應根據能源利用效率及合理性綜合進行選擇。小型燃氣輪機與內燃機的選擇可參考附件3的內容。

因小型工業經濟產業園、樓宇供冷項目所需機組的容量較小，多為5MW以下機組，經過測算采用容量較小的內燃機進行供冷，能夠達到更高效率和更低的設備成本；對于大型的城市群或工業產業園區，如所需發電和供熱功率更大，經過經濟性比選后可選用燃氣輪機。如位于北京的華電產業園（圖2.10）安裝2臺顏巴赫J620天然氣發電機組用于冷熱電聯供，為七棟商業辦公樓和商務酒店的綜合園區（總建筑面積25萬平米）提供服務。

圖2.10 華電豐臺產業園

三、產業延伸前景分析

（一）延伸的必要性

1.制造業延伸的必要性

由于市場上主流燃氣輪機核心部件的生產制造、控制系統開發掌握在國外燃氣輪機制造廠和OEM廠家手中，國內燃氣輪機的自主運維依舊舉步維艱，由于國內動力設備廠商還不具備燃氣輪機部件的制造和維護能力，依靠國內檢修力量對燃氣輪機開展檢修、提供備件是不現實的。在這種條件下，燃氣輪機發電企業與國外燃氣輪機制造商合作，能夠獲得一定的技術支持，并可以利用集團優勢，通過打捆購買服務的方式降低燃氣輪機的運維成本。

目前集團公司燃氣輪機裝機已超過900萬千瓦，并會在惠州等燃氣發電項目基建投產后突破1000萬千瓦，燃氣輪機發電已形成一定的規模。為了提高燃氣輪機的運行維護水平，逐步掌握燃氣輪機技術，并在燃氣輪機發展中做成績，在燃氣發電行業中做出自己的特色，與上游設備制造商進行合作是十分必要的。

（1）與制造廠合作的優勢

1）有利于技術研究

通過參股、合作成立公司等方式，可以超前參與制造廠開展的專業技術研究，能夠得到更深入的燃氣輪機技術資料，有利于快速掌握燃氣輪機運維技術，在設備出現故障時能夠快速得到制造廠的技術支持；

通過參與設備的設計制造，能夠在一定程度上自主掌握燃氣輪機技術，了解壓氣機、燃燒室及透平等各部件的特性，通過各種技術培訓提高技術能力，為開展運行分析，解決燃機在運行中出現的故障創造條件。

如集團萬寧電廠準備與上海電氣合作開展燃機燃料加氫研究，設計天然氣、氫氣燃料混合系統，適配混合燃料的燃燒器，并進行各種實驗，獲取燃機加氫燃燒的燃燒特性數據，對燃機加氫燃燒的燃燒穩定性、燃燒振動、加速度、氮氧化物、一氧化碳排放特性進行研究，能夠為集團燃機加氫提供技術支撐。

2）有利于開展檢修維護服務

與設備制造廠深度合作，有利于培養燃機技術人才，建設自己的燃機檢修維護隊伍。通過去設備制造產觀摩和參與燃氣輪機及其附屬設備的組裝實踐，能夠快速了解燃氣輪機的安裝程序和工作要點，逐步掌握各部件的安裝配合數據標準，有利于逐步培養自己的檢修隊伍。

燃氣輪機不同于普通燃煤機組，技術層次較高，設備安裝檢修工藝復雜，原有的設備檢修隊伍無法滿足，只有經過系統的培訓和現場實踐才能完成。因此，與設備制造廠合作，參與燃機的全過程安裝和試驗，能夠使檢修人員得到必要的鍛煉，逐步掌握檢修工藝和檢修標準，適應燃機檢修維護的要求。

3）有利于燃機的技術改造

燃機技術發展速度很快，機組安全、效率、熱耗指標競爭激烈，各燃機廠家幾乎每年都會推出效率更高的改進機型，技術更新迭代速度遠高于燃煤機組。燃機設備的優化改進不但提高了燃氣發電安全經濟指標的競爭優勢，還使前期已投運燃機設備及時進行改造成為可能。與設備廠家技術合作可以更快的介入燃機設備改進方案，更快的開展設備改進的可行性研究，為燃機設備優化提供便捷，保證燃機在更高效的狀況下運行，提高燃氣發電企業的市場競爭力。

（2）采取的合作方式

1）與各個燃氣輪機制造廠商分別合作。

燃氣輪機制造廠商較多，重型燃氣輪機主要有GE、三菱、安薩爾多、西門子等幾家，小型分布式燃氣輪機國內主要有中航發，國外有GE、索拉、川崎等制造廠商。燃氣輪機設備差別較大，與單個制造廠商合作只能深入了解某一個廠家的技術特性，設備結構。如果與一個燃機廠商開展合作，會在技術研究方面受到其他制造廠商的抵制，不利于掌握其他廠家的技術。與全部制造廠商合作能夠獲得更多的技術資源，但會耗費大量的人力物力。

華電與GE公司成立的通華公司在于在機組采購方面獲得更多的費用優惠，并能夠更多的獲取技術，為自己的運維提供更多的技術支持。集團公司與GE公司合作成立大數據中心，也是為更多的掌握燃氣輪機檢測、診斷技術鋪路，創造條件。

2）與第三方燃氣輪機運維服務商合作。

國際知名的第三方技術廠商、運維服務商多年深耕燃氣輪機技術研究，在設備制造方面雖不如各個制造商有優勢，但對于燃氣輪機設備的運行維護研究更為深入，尤其對燃氣輪機的共性、個性問題研究具有一定的特色。如克珞美瑞公司（圖3.1）對各個廠家的燃氣輪機均有一定的研究，與大部分燃機制造廠均有一定的技術合作，并具備一定的高溫熱通道生產和修復能力。德國的斯蒂亞戈對燃氣輪機及聯合循環設備及技術特性有一定掌握，對聯合循環機組系統熱平衡、節能技術有一定的研究，在行業內具有一定的知名度。

圖3.1 克珞美瑞公司燃機技術服務

如果與第三方燃氣輪機廠商合作，能夠掌握燃氣輪機普適性的技術，對燃氣輪機技術特性、節能技術方案合作開展研究，有利于開發適用于多個廠家燃氣輪機的軟件系統、設備維護系統，并能同時了解和掌握燃氣輪機的運行和維修技術。

華電集團與瑞士蘇爾壽合作成立了華瑞（江蘇）燃機服務有限公司（圖3.2），該公司依托于蘇爾壽公司燃氣輪機制造和運行維護技術，通過招聘方式匯聚了國內外燃氣輪機專業人才，購置了燃氣輪機維修專用的數控車床、焊接和涂層修復設備，開展該集團內不同型號燃氣輪機的檢修和維護業務。隨著華瑞公司業務的拓展，目前已能完成該公司GE、三菱和西門子燃氣輪機的大部分部件修復業務。

圖3.2 華電華瑞公司燃機檢修服務

2.天然氣產業延伸的必要性

與天然氣公司合作能夠獲得更加穩定可靠的氣源供應，也能在一定程度上獲得價格讓利，但與天然氣公司參股合作，同時也會隔走一部分利潤分成。在當前賣方市場的形勢下與天然氣公司合作仍然處于被動地位，除了氣源相對穩定以外，電廠方并不能獲得更多的主動權。在天然氣供應量充足的情況下，如果發電效益好于天然氣銷售效益，天然氣公司會傾向于向電廠供應燃氣，獲得利潤分成，但也分走了一定的利潤，這種情況下，其他燃氣電廠同樣也會爭取更多的天然氣用于發電，如果不能較其他電廠拿到更低的價格，則意義不大。相反，如果天然氣市場供應短缺，天然氣價格上漲，則天然氣銷售收益遠大于發電收益，天然氣公司必將天然氣更多的用于銷售，在合作模式下，電廠拿到天然氣供應也是有一定的難度的。因此，燃氣電廠與上游天然氣公司合作的意義并不大，如果電廠基建資金、地域或其他原因，兩方合作可以推動項目更快實施，則可以考慮進行合作。

集團公司新建的海南萬寧、海口等項目即與中海油公司合作建設，天然氣采用該公司的多種氣源，如LNG來氣、海上氣田氣源來氣。該公司提供的多種氣源成分和熱值差異較大，也會造成燃氣輪機運行調節困難，燃氣輪機燃燒不穩定。

如果條件允許，與管網公司共同開發天然氣輸送管路建設具有一定的前景，這樣做的好處是可以更快的組織管網建設，有利于燃氣電廠基建的快速開展，而是搶占有利地形建設城區枝干管網，建設主管網不但自己可以免除管輸費，同時還可以向其他用戶收取管輸費。

綜上所述，與上游天然氣公司合作的意義不大，未必能夠獲得優質的氣源，在雙方合作的同時，獲得的利益同時也被割除；如能參與管網公司枝干管網建設，應該還是能夠獲得一定收益的。

3.發電產業延伸的必要性

燃氣電廠燃用天然氣，較高的天然氣價格導致電價供應較高，對于普通工業用戶而言，過高的電價消納難度較大。但對于高耗能、高產出的工業企業，原來取自電網的電價即處于高位，為了獲得穩定的電能供應，也會采用燃氣電廠的大用戶直供電，保證其穩定的生產。燃氣電廠參與大用戶直供能夠獲得一定的收益，大用戶的用電量穩定，對燃氣電廠而言是優質客戶，燃氣機組的連續運行能夠大幅降低設備的檢修維護成本，獲得更多的收益。因此，燃氣電廠參與大型工業企業直供是可行的。

分布式能源作為燃氣電廠的一個發展方向，是有一定的前提條件的。分布式能源與工業園區、綜合體同步建設，實現多能聯供才能獲得一定的收益，單點的分布式能源投入較大，需同步考慮機組運行，冷熱電設備的檢修維護，用戶費用的收取等多個部分，人力物力投入較大。如能實現多區域網絡供應，采用無人值守等方式實施，能夠獲得較好的收益。燃氣分布式能源建設，應做好前期可行性研究，時機選擇更為重要。因此發展分布式能源供電，需持謹慎態度。

4.供熱、冷延伸的必要性

（1）對于北方地區的采暖供熱，燃氣電廠獨立建設供熱管網能夠獲得穩定的供熱市場，如果天然氣價位合適，也能夠獲得一定的收益。采暖供熱是關系到民生的重大工程，如果天然氣價格升高超出預期，燃氣電廠的經營會陷入困境，面臨巨額虧損。如果與熱用戶簽訂供熱、氣價聯動的合同，供熱才能獲得相對穩定的收益。

（2）對于南方的工業供熱，燃氣電廠不但要負責自身的首站建設，還要獨自或合作建設園區的供熱管網，管網建設成本被記入熱價之中。為了保持一定的供熱收益，燃氣電廠一般與各熱用戶簽訂氣熱聯動合同，保證電廠獲得一定的供熱收益。燃氣電廠自行建設供熱管網有利于占有城區、工業園區供熱市場，管網建設后具有一定的壟斷性，其他的熱源很難進入，因此對于燃氣電廠的營銷是十分有利的。

（3）由于目前商業綜合體、住宅區相對分散，供冷的基礎設施不具備等原因，分布式綜合能源利用和運營難于達到預期，開展供冷服務的難度較大。但如果能夠協同對商業區、住宅區規劃建設，統一進行設計，實現冷熱電多能供應，并形成一定的規模，可以謀劃開展供冷服務。

（二）建議采取的策略

綜上所述，燃氣發電行業的市場環境較為復雜，受地方電網政策和天然氣供應的影響較大，為了獲得一定的經濟收益，更好的健康發展，建議采取以下策略。

1.燃氣輪機制造業延伸合作

參與上游燃氣輪機制造單位合作，能夠獲得更好的技術服務，保證燃氣機組的健康穩定運行。因集團公司燃氣輪機種類較多，有著GE、三菱、安薩爾多等多個燃氣輪機廠的產品，如能選擇與具有多個廠家技術能力的第三方廠商合作，則能夠同時為多種廠家、型號的燃氣輪機提供服務。

與燃氣輪機設計制造單位合作能夠得到最新的燃機技術，對燃氣輪機的檢修和運行優化有利，能夠及時解決設備的疑難問題。如能選擇具有多種燃機技術的制造廠家合作，則能同時培養和建設具有通用燃機檢修維護能力的專業技術隊伍，開發適應于多種機組的運行維護系統，同時滿足不同燃機運維的需要，避免為每一種燃氣輪機建立一個檢修維護技術隊伍，從而降低成本。

2.天然氣產業合作

與天然氣公司合作建設天然氣電廠能夠降低基建資金投入，如能夠獲得一定的氣價優惠，與天然氣公司合作還是有意義的。因此與天然氣公司談判因細化天然氣供應的合作合同條款，對天然氣提供方的供貨成分、熱值等品質進行約定，就雙方的利益分成一致，保證我方能夠從中獲得一定的收益，并盡量避免燃用氣質復雜、處于熱值標準邊緣的天然氣，保證燃機的運行穩定。

由于天然氣開采技術復雜，電廠技術人員對于天然氣開采不專業，存在一定的安全技術風險，因此介入天然氣生產和輸送的意義不大。

3.供電產業鏈延伸合作

燃氣電廠與下游重要工業用戶合作是十分必要的。大型工業用戶用電量大，電能需求穩定，通過與下游簽訂協議采用直供方式進行供電，可以保證燃機電廠設備的長期穩定投運，有利于合理安排燃機設備檢修維護工期，且燃氣輪機的連續運行能夠大幅降低運行維護成本。

4.供熱產業鏈延伸

對于北方采暖供熱，投資建設電廠自己的供熱首站，合作或獨立建設供熱管網能夠快速實現區域采暖供熱，采用供熱費用氣熱聯動方式能夠保證一定的供熱收益，因此是十分有益的。

同樣對于南方的工業工業供熱，燃氣電廠可在工業園建設前期率先占據城區或工業區唯一熱源的地位，在園區獨立建設供熱管網，建立自己的供熱生態，利用熱電聯產的優勢取得電網和政府部門的支持，采取氣熱價格聯動方式，能夠獲得良好的經濟收益。

5.分布式能源的建設

燃氣分布式能源具有多能聯供的優勢，能夠更加合理的利用燃料熱能的利用，實現能源的梯級利用。獨立或合作發展燃氣分布式能源應結合工業園區、城市綜合體總體規模進行規劃，并同步進行建設和投入使用，投運后的營商環境的較為復雜。如不能實現冷、熱、電的同時按期投運，達到多能聯供，則難以獲得預期的收益。因此，投資燃機分布式能源需謹慎。

四、燃機和新能源優化組合發展模式

（一）燃機對新能源發電消納的可行性

1.新能源發電消納不足

風電、光伏作為新能源的主力軍，各大電力集團、民營能源企業在近10年發展迅速，國內風電光伏等新能源裝機占比得到了大規模的增長。2021年，全國可再生能源發電量達2.48萬億千瓦時，占全部發電量的29.7%。

風電、光伏等新能源項目受自然環境變化影響較大。自然風資源存在很大的不確定性，尤其受季節性變化影響較為明顯，難于和工業民用電力需求匹配。光伏也存在同樣問題，白天光資源條件較好，但由于受天氣變化影響較大，陰雨天氣難于達到額定的電力供應，尤其對于國內東南沿海地區受梅雨季節影響，光資源相對較差，但由于某些電力企業的資源爭奪，導致大量光伏發電項目被建設，對光資源的利用和發展帶來不利影響。

另外，光伏風電的發電規模較小，采用逆變、變電后接入電網系統，無功補償受到限制，電能供應品質較差，不利于電網的安全穩定運行。

新能源發電占比高，具有波動性、間歇性等特點，大規模接入電網后對系統的擾動比較大。由于新能源發電不穩定、發電品質較差等因素的影響，市場主體的消納意愿不高，導致棄風棄光的問題依然嚴峻，政策亟待調整改進。

2021年全國風電利用率96.9%，同比提升0.4個百分點，棄風電量206.1億千瓦時，各地區棄風情況如圖4.1所示。光伏發電利用率97.9%，棄光電量67.8億千瓦時，棄光率與2020年基本持平，各地區棄風情況如圖4.2所示。

圖4.1 2021年棄風電量（億千瓦時）及棄風率

圖4.2 2021年棄光電量（億千瓦時）及棄光率

2.燃氣輪機的技術特性

（1）燃機的多燃料特性

常見的發電用燃氣輪機采用天然氣作為燃料，通過和空氣混合燃燒將燃料的化學能轉化為高溫高壓的煙氣，拖動燃機帶動發電機發電，燃氣輪機具有多燃料運行的特性，能夠燃用天然氣、氫氣等多種燃料。

GE、西門子、三菱等燃機制造企業在上世紀即開展多燃料燃機是研究和試驗，并在不同工業能源領域得到廣泛的應用。如常用的燃用天然氣的發電用燃氣輪機、燃用煤層氣的低熱值燃氣輪機及燃用煉鋼工業廢氣的小型余熱型燃氣輪機。在“碳達峰、碳中和”的大趨勢下，燃機燃用氫氣可以避免大量二氧化碳的排放，及時天然氣、氫氣混合燃燒也能大幅降低二氧化碳的排放，減少溫室氣體外排有利于減緩地球變暖的速度，契合當前的環保政策。

（2）燃氣輪機的結構特性

燃氣輪機由壓氣機、燃燒室和透平組成（圖4.3），常見的燃氣輪機通過同軸的方式將上述三個部件連接到一起，將壓氣機、燃燒室、透平分開布置則可以形成不同的、更加靈活的設備結構。

圖4.3 燃氣輪機結構組成

作為熱力膨脹設備的透平可以接收煙氣或壓縮空氣，用于驅動發電機進行發電，這就為與壓縮空氣儲能、二氧化碳儲能等新能源耦合發電提供了可能。

（3）燃氣輪機的優勢

燃氣輪機發展時間長，已形成了不同容量、規模的技術系列，設備可靠性高、易于實現，能夠滿足不同應用場景的需求。燃氣輪機具有較好的動態特性，啟停速度快、安全穩定等技術特點，符合電網的安全可靠需求，因此與制氫、儲能等新能源耦合發展具有較好的前景。

3.燃機對新能源消納的可行性

風電、光伏等新能源的大規模發展，將會導致大量電能供應與需求的不對等，必然會產生的大量的棄風棄光現象，這部分浪費的能源用于制氫或儲能，能夠獲得可觀的經濟收益。

（1）采用風電、光伏新能源的棄風棄電用于制氫，通過電解水制氫等工藝能產生大量的氫氣儲備，通過管道或車輛輸運即可為燃氣輪機提供燃料。新能源用于制氫技術發展現狀可參考附件4。利用燃機摻氫發電是合理消納風電光伏等新能源的一條可行途徑，具有一定的可行性，因此有必要開展燃機摻氫技術的研究。

（2）對于壓縮空氣、熱能、化學能儲存等先進的儲能技術，能夠儲存大量的、不同種類的能源。燃氣輪機也可作為這些能量接收端，通過高效率的膨脹透平對儲存的壓力能、熱能、化學能進行釋放應用，拖動發電機發電，達到電網削峰填谷的目的。

（二）燃機摻氫燃燒發展

在進入二十一世紀以來，自然環境保護越來越得到各個國家的重視，燃機摻氫燃燒可以降低二氧化碳排放，因此研究燃機摻氫燃燒技術得到了一定程度的重視。國內外燃機設備制造廠、電力集團及科研院所均在摻氫燃機研究方面投入了一定的人力和物力，并在現場開展了生產實踐，取得了一定的成果。

1.摻氫燃機技術研究現狀

（1）設備廠商研究現狀

安薩爾多能源公司開展了一系列的燃燒室測試，結果證明其燃機可以燃用純氫燃料?該公司通過開發可適應不同燃料的先進燃燒系統，使燃機具備燃燒富氫燃料的能力，例如為F級GT26燃機和H級GT36燃機開發的順序燃燒系統?該公司可為在運行的F級燃機進行氫燃料轉換的改造，使現役F級燃機也具備燃氫能力?該公司還將針對GT36開展純氫燃料適應性測試?

通用電氣發電公司1990年以前就研發了能夠適應富氫燃料的燃燒器，并應用在航改型燃機和B?E級重型燃機上?環形燃燒器在超過2500臺的航改型燃機上得到應用，該燃燒器可以適應氫氣含量30%-85%的富氫燃料?現役重型燃機也能適應一定范圍內的富氫燃料：GE的6B?7E和9E燃機的干式低NOx燃燒系統天然氣摻氫含量可達33%，9H機組的DLE2.6e燃燒器可以燃用氫氣含量約50%的富氫燃料?

西門子常規旋流穩定火焰結合貧燃料預混燃燒的干式低NOx排放技術可以適應氫氣含量50%的氫燃料?柏林清潔能源中心在SGT-600及SGT-800上的測試結果表明，氫氣含量60%的氫燃料穩定燃燒是可行的，但是燃燒純氫燃料時則需要進行新的燃燒室設計并對控制系統進行修改?2019年該公司用純氫燃料對優化設計的燃燒室進行了測試，結果表明針對純氫燃料優化設計的燃燒室還不具備很好的NOx低排放特性，該技術還需要進一步的研究?該公司計劃2030年實現采用干式低NOx排放技術的燃機均具備燃用純氫燃料能力?

三菱2018年開展了大型氫燃料燃機測試，氫氣含量30%的氫燃料測試結果表明，新開發的專有燃燒器可以實現富氫燃料的穩定燃燒，與純天然氣發電相比可減少10%的CO2排放，聯合循環發電效率高于63%。三菱公司認為已在運行的燃機僅通過燃燒器的升級改造即可實現燃燒富氫燃料。燃機廠商氫燃料燃機研究進展總結見表4.1。

表4.1 燃機廠商氫燃料燃機研究進展

（2）實驗室研究現狀

1）中國科學院先進能源動力重點試驗室針對富氫燃料貧預混旋流燃燒熱聲振蕩特性展開了實驗研究，研究結果表明：氫含量越高，越容易發生熱聲振蕩，提高氫含量會影響熱聲振蕩的特性，當氫含量達到一定值之后再提高氫含量對熱聲振蕩特性的影響變得不明顯。

2）中國科學院工程熱物理研究所對F級燃氣輪機采用富氫燃料氣時燃燒室的工作性能展開試驗，實現了含氫燃料的干式低污染燃燒，燃用含氫量小于60%的燃料，燃燒室的NOx 排放低于50mg/m3；燃用含氫量60%的高氫燃料，燃燒室的NOx 排放不高于60mg/m3。有效抑制了燃燒噪聲，燃用含氫量小于50%的燃料，燃燒室的壓力脈動峰值不大于進氣總壓的2.0%；燃用含氫量高于50%的燃料，燃燒室的壓力脈動峰值不大于進氣總壓的4.5%。

3）華北電力大學能源動力與機械工程學院通過數值計算研究了甲烷摻混氫氣在不同的摻混率和不同的當量比下對燃氣輪機燃燒室燃燒特性的影響。發現隨著氫氣摻混率的增加，火焰長度減小，燃燒峰值溫度增加，CO2含量明顯降低，但NO的排放逐漸遞增，在摻混率為40%時表現最為明顯，在氫氣摻混率為20%時，溫度場分布良好，火焰結構緊湊，同時CO2和NO質量分數較低。

2.現場應用現狀

1）2021年7月23日，中國聯合重型燃氣輪機技術有限公司（下稱“中國重燃”）與荊門市高新區管委會、國家電投湖北分公司、盈德氣體集團有限公司（下稱“盈德氣體”）在荊門市簽署《燃氣輪機摻氫燃燒示范項目戰略合作框架協議》。此次簽約標志著F級氫混燃機項目進入實施階段，摻氫比例分階段從15%到30%。

2）2021年12月7日，廣東省能源集團旗下的惠州大亞灣石化區綜合能源站正式向GE及哈電集團訂購含兩臺9HA.01重型燃氣輪機的聯合循環機組。項目投產后，兩臺燃機將采用10%（按體積計算）的氫氣摻混比例與天然氣混合燃燒，成為中國內地首座天然氣-氫氣雙燃料9HA電廠，電廠預計于2023年正式投入商業運行。

3）GE公司9F.05燃氣輪機將應用于美國塔拉瓦拉B電站氫氣項目，該項目將于2023年至2024年夏季及時運行。GE獲得長嶺能源碼頭燃氫HA級燃氣輪機訂單（485MW聯合循環發電廠），將在2021年建成，起初的氫氣參比為15%~20%（按體積計算），十年內轉變為100%燃氫的能力。

4）世界上首個可再生能源制氫與燃氫發電相結合的示范工程 HYFLEXPOWER項目2020年正式啟動?該電廠將采用西門子能源公司基于G3燃燒室技術的SGT-400工業燃機，徑向旋流器預混設計使燃燒室具備更大的燃料適應性?

5）2021年1月23日，三菱重工和殼牌、Vattenfall和W?rmeHamburg簽署了漢堡100兆瓦氫能項目的意向書。針對荷蘭最北部格羅寧根州的NuonMagnum發電廠M701F型燃氣輪機在2023年完成100%燃氫改造項目，三菱已經進行了初步可行性研究，研究了現有技術擴散燃燒器的應用，并驗證了轉換為氫能發電的可能性。三菱日立電力系統公司（MHPS）宣布已經從美國猶他州國有山間電力公司（IPA）獲得了首個燃氫燃料的先進燃氣輪機訂單（2臺M501JAC重型燃氣輪機），在2025年至2045年之間將燃料混合物系統的提升到100%可再生氫燃。氫燃料燃機示范項目如表4.2所示：

表4.2 氫燃料燃機示范項目

3.發展策略

燃機摻氫可以降低二氧化碳的排放，國內外燃機制造企業對燃機摻氫研究有一定的基礎，具有較好的發展前景。隨著集團風電、光伏新能源裝機的不斷增加，棄風棄光現象必然存在，超前開展摻氫燃機研究可以為集團燃機發展提供技術支撐，因此在燃氣發電項目開展摻氫試驗并適時發展是十分必要的。

（三）燃機與儲能等新能源組合發展

1.微型燃機耦合發展路徑

氫能具有清潔低碳的天然屬性，同時可以實現電網與熱網、氣網、交通網等多類型能源網絡互聯，在未來綜合能源服務園區內的應用前景非常廣闊。綜合能源服務園區耦合氫能發展技術路徑如圖4.4所示。

圖4.4 綜合能源服務園區耦合氫能發展技術路線圖

園區供能主要由分布式風電或光伏完成，電網無法消納的風電或光伏發電用于電解制氫，儲存下來的氫氣可直接供應園區。園區熱電聯供的技術路徑是以天然氣摻氫為燃料的微型燃氣輪機熱電聯供技術。與常規的天然氣為燃料的燃氣輪機相比，天然氣摻氫混合燃料的燃氣輪機可顯著降低氮氧化物和二氧化碳等的排放，是未來綠色低碳發展的重點方向。研究結果表明，氫氣摻混量在20%以下時，無需對燃氣輪機進行較大的改造。2018年3月，三菱日立動力系統有限公司進行了使用30%氫燃料混合物的燃氣輪機測試。測試結果證實，通過使用新開發的專有燃燒器來燃燒氫氣-天然氣混合氣，可實現穩定燃燒。與常規天然氣為燃料的燃氣輪機相比，使用30%的氫氣混合物，二氧化碳排放量可減少10%左右。

2.小型燃機耦合發展路徑

（1）與壓縮空氣耦合發電

1）工作原理

壓縮空氣儲能發電技術首先利用多余的電能驅動壓縮機使空氣被壓縮為高壓氣體，儲存在儲氣裝置中，等到用電高峰期時釋放儲氣裝置中的高壓空氣，通過燃燒或換熱等方式加熱壓縮氣體，輸送至膨脹機內膨脹做功，推動發電機發電，從而達到削峰填谷的作用。壓縮空氣儲能可分為補燃式和非補燃式兩種。補燃式系統在膨脹釋能的過程中，空氣與其它化石燃料在燃燒室內燃燒驅動發電機發電。非補燃式系統分為無外來熱源和有外來熱源兩種，其中，有外來熱源型一般利用太陽能或煤電機組的多余熱量加熱空氣膨脹做功；無外來熱源型系統則增設儲熱裝置，壓縮過程產生的熱量經導熱介質換熱后儲存在儲熱罐中，在膨脹釋能時儲熱罐中的熱介質加熱高壓空氣，實現壓縮熱的高效利用。

2）壓縮空氣儲能-燃機耦合

燃氣輪機和壓氣機同軸串聯工作模式對機組的靈活性產生了極大的影響，此外壓氣機的耗能降低了機組的發電量。針對這一問題，提出了一種壓縮空氣儲能-燃氣輪機耦合發電系統如下圖4.5所示。

圖4.5 壓縮空氣儲能-燃氣輪機耦合發電系統

在壓縮儲能模式時，燃氣輪機與電機斷開而壓氣機與電機連接，同步電機作為電動機使用，利用多余電能驅動壓氣機壓縮空氣并儲存，壓縮熱被用于供熱；在發電模式時，燃氣輪機與電機連接而壓氣機與電機斷開，同步電機作為發電機使用，儲氣罐內的壓縮空氣進入燃氣輪機混燃做功發電。通過逆流換熱器將壓縮空氣模塊與燃氣輪機冷熱電聯供模塊耦合，經模擬計算得出采用該系統配置方案的2MW的燃氣輪機在夏季時可節省8.7%的成本。在應用于建筑群時，壓縮空氣儲能耦合燃氣輪機冷熱電三聯供系統還可連接太陽能發電系統，進一步擴大了應用范圍。

（3）與風電耦合發電

1）工作原理

與風電場組成互補系統的燃氣輪機可選用的有三個容量等級：20MW左右、40MW左右和110MW左右。

20MW級別的燃氣輪機主要特點是功率較小，國產化技術方面已初步成熟。但由于單機功率小，相對于大型風電場的互補發電設備來說，要安裝的機組數量較多，不是太合適。如果風電場規劃為100MW左右，該機組較為合適。

40MW級別的燃氣輪機主要特點是功率較合適，國產化技術已非常成熟，對于作為大型風電場的互補發電設備來說正合適，只是效率較低。

110MW等級的燃氣輪機成熟的選擇機型是GE的9171E機組，正在進行技術攻關的R0110燃氣輪機也屬于這個級別。這個等級的燃氣輪機比較適合那些總裝機容量達到500－1000MW級的超大型風電場的互補發電設備，如有些規劃的海上風電場或陸地風電場。

2）風電-燃機耦合

設計風氣互補發電系統的方案有兩種選擇方式：一是選定風電場的總容量，再根據上面關鍵參數之間的關系，確定燃氣輪機電站總容量和設備臺套數；二是選定燃氣輪機電站總容量和設備臺套數，再根據上面關鍵參數之間的關系，確定風電場的總容量和設備臺套數。

由于燃氣輪機電站可選的范圍非常窄，單機容量相對于風力發電機來說又非常的大，每增加一臺機組就要求增加相當臺套數的風力發電機，所以一般在設計風氣互補發電系統方案時采用第二種方式。

3.大型燃機耦合發展路徑

熱化學儲能具有以下優勢：儲能密度高，比顯熱儲能高一個數量級；熱損失很小，儲能周期在理論上可無限長；可進行長距離運輸。相對于顯熱儲能和潛熱儲能，具有上述優勢的熱化學儲能可實現熱量的持續供應，以保證電站的持續穩定運行。熱化學儲能技術與燃機聯合循環系統的有效結合，不僅能提高機組效率，而且能推進節能減排，助力實現“碳中和”。

4.6 熱化學儲能技術耦合流程示意圖

當電力需求降低時，系統中燃機不需降負荷運行，利用熱化學儲能技術進行儲能；當電力需求增大時，利用熱化學儲能技術釋能。以典型的9F級燃機聯合循環系統為例，該系統常規運行情況為當能量需求較高時，燃機聯合循環系統處于滿負荷運行，系統通過汽機直接提供能量給用戶，系統無需儲能，來自凝汽器的冷凝水通過凝結水給水泵升壓后送人余熱鍋爐的省煤器、蒸發器及過熱器受熱面進行加熱，同時產生相應壓力及溫度的蒸汽至汽機發電或供給熱用戶。

當用電需求降低時，機組維持滿負荷運行，系統進入儲能模式。抽取來自燃機的排氣進人熱化學儲罐，儲熱罐內溫度升高，儲熱材料開始發生反應并吸收熱量，最后將溫度降低的燃機排氣送至煙囪排出。圖中熱化學儲罐僅示意出一級，可根據實際負荷調整需要或儲能介質特性設置一級或多級熱化學儲罐，余熱鍋爐中的受熱面位置可調整。

當用電需求提高或需對外供熱時，系統進人釋能模式。停止對熱化學儲罐的蒸汽加熱，抽取來自余熱鍋爐尾部的低溫氣體至儲罐，當儲熱材料周圍溫度降低時，產物開始分解，并釋放出熱量，儲罐進人釋能模式。將高溫蒸汽送至蒸汽發生器，通過蒸汽發生裝置的過熱器、蒸發器和預熱器，將凝結給水加熱成需要的蒸汽(或熱水)，達到發電或對外供熱的目的。

（四）小結

綜上所述，摻氫燃機能夠消納新能源棄風棄光發電電量，提高新能源設備和自然資源的利用效率，隨著國內光伏風電裝機規模的大幅提升，必然會有更多的棄風棄電存在，因此制氫行業也將有較好的發展，同樣摻氫燃機也會具有較好的應用前景。

新能源、儲能技術作為當前能源行業的熱門技術之一，對能量儲存、提高電能質量具有積極的促進作用，得到了電網單位的大力支持，因此適時發展新能源儲能與燃氣輪機耦合發展具有較好的市場前景，有必要開展技術研究和現場試驗，助力電網的安全穩定，并能獲得一定的經濟收益。

附件1 燃氣輪機技術發展現狀

燃氣輪機技術發展現狀

燃氣輪機作為燃氣輪機發電技術的核心裝備,現在工業裝備皇冠上的明珠，其技術水平直接反映了一個國家的裝備制造能力。燃氣輪機在電力工業發展占有重要地位，工作原理和設計制造技術與航空發電機制造同源，因此得到了世界各主要工業國的大力發展，我國也出臺了系列政策大力推動燃氣輪機技術發展。目前世界上先進重型燃氣輪機的功率和燃燒溫度逐步提高,發電效率持續提高。燃氣輪機發電具有技術先進、運行效率高和適用于調峰等優勢，最新數據顯示，國內發電用重型燃氣輪機裝機已超過1億千瓦，同時為了提高能源綜合利用效率，小型燃氣輪機結合熱電冷聯供的分布式發電也得到了廣泛應用，在工業園區等應用場景中取得了更高的能源利用效率。

燃氣輪機發電技術發展得到了快速發展，機組運行參數不斷提高，尤其是重型燃氣輪機容量不斷增大，目前最新的重型燃氣輪機最大單機功率已接近600 MW，簡單循環效率超過41%，聯合循環發電效率超過64%， 能源利用效率有明顯的提升。目前正在研究燃氣初溫超過1600 ℃、壓氣機壓縮比約40、單循環效率為43%~44% 的重型燃氣輪機，其聯合循環效率將高達65%；國外也在著手研究未來更加先進的燃氣輪機，燃氣初溫的目標是1700℃，屆時燃氣輪機發電效率將會得到進一步提升。

國內東方電氣、哈爾濱電氣和上海電氣等動力設備制造企業與國外燃氣輪機制造廠合作，引進先進的燃氣輪機設計制造技術，在近些年對燃氣輪機技術有了一定了了解，也著手研究和制造重型發電用燃氣輪機。

一、設備制造企業及現狀

（一）東方電氣

東方電氣集團與三菱公司合作。三菱公司最先進的燃氣輪機為M701J型機組，其聯合循環機組容量超過700MW，效率超過64%，整體性能處于先進行列。三菱研制的最新的燃氣輪機為M701JAC，單循環出力即可達到497MW，組成聯合循環容量將達到740MW，目前正處于試驗考核階段。國內安裝數量最多的為M701F型機組，運行性能較為穩定，經濟指標較好。目前國內最先進的機組為華能北京熱電廠的M701F5型燃氣輪機，機組性能穩定。集團浙江紹興公司安裝的M701F4機組自2013年投運以來運行性能穩定，經濟指標較好

值得一提的是，東方電氣自主設計生產的F級G50機組取得了技術突破，并在2021年12月與華電集團簽約該型燃氣輪機在廣東清遠的示范推進項目，將在下一階段進行安裝，開始長周期試驗運行考核。

（二）哈電集團

哈電集團與GE公司合作，當前美國GE燃氣輪機技術最為先進，該公司燃氣輪機容量最大，效率也最高。其最新推出的GE9HA.02機型單循環540MW，聯合循環容量超過800MW，聯合循環效率超過62%，運行經濟性得到顯著提高。GE公司H燃氣輪機采用全空冷技術，第一級采用單晶材料葉片，燃燒器采用DLN2.6+燃燒技術，環保指標處于先進行列。

GE燃氣輪機在國內裝機數量較多，運行指標和性能較好。從國內投產的燃氣輪機運行情況看，該公司燃氣輪機運行穩定，經濟指標較好。

（三）上海電氣

目前上海電氣與意大利安薩爾多合作，成立了上海安薩爾多燃氣輪機科技有限公司，開展燃氣輪機自主制造業務，上海安薩爾多公司與江蘇永瀚葉片廠合作，開展燃氣輪機葉片的加工和制造業務。上海電氣與安薩爾多的合作必然會降低燃氣輪機發電機組的設備投資和檢修維護成本，燃氣輪機運行的技術支持也將更為便利。安薩爾多在國內主推機型為9F級AE94.3，運行效率59.2%，單循環出力為310MW，組成聯合循環容量將超過460MW，已在國內多個項目安裝投用，集團公司肇慶項目即選用該型燃氣輪機。安薩爾多研制的最新燃氣輪機為GT36-S5，單循環出力可達到489MW，組成聯合循環容量將超過700MW，該機型目前已進入研制和試驗考核階段。

（四）西門子中國

西門子以“西門子中國”的名義開展燃氣輪機進口業務。德國西門子研制的最新的燃氣輪機為SGT5-9000HL，單循環出力即可達到568MW，組成聯合循環容量將達到850MW，是當今最大的燃氣輪機機型，經長時間運行性能試驗考核通過后可以考慮該機型。

在中國燃氣輪機市場，西門子機型也是主流機型之一。西門子機型相對于GE機型比較優點和缺點均較為明顯。其優點在于運行穩定，檢修難度小，維護簡單，缺點是安裝工作量大，安裝難度大。這意味著西門子燃氣輪機的安裝工藝控制將直接影響后期機組的運行和維護。華電增城H級燃氣輪機項目即為西門子SGT5-8000H機組，也是國內首次投運的H級燃氣輪機。

二、燃氣輪機能耗狀況

（一）E級燃氣輪機

1.GE公司9E.03型燃氣輪機

該機型靈活性強，性能優越。該機型適應范圍極廣，無論是沙漠還是熱帶雨林，亦或是極地的嚴寒環境， 9E.03重型燃氣輪機都可以在各種惡劣的環境下提供可靠的動力，并且適合各種負荷工況和應用。該機型是發電行業燃料靈活性最強的產品之一，可使用超過52種以上的燃料，幾乎涵蓋了全部的燃料種類。

2.GE公司9E.04型燃氣輪機

該機型在保持9E.04燃氣輪機簡單實用的基礎上，作為升級產品可以提供更高的出力和性能，從而能夠在降低每千瓦發電成本的同時，提供一個具有高可用率、高可靠性以及高耐用性的發電解決方案。

3.西門子公司SGT5-2000E型燃氣輪機

該機型支持簡單循環、聯合循環，可選擇是否熱電聯供。適用于所有負載范圍，包括峰值負載。具有出色的燃料適應性：可使用低熱量燃氣、含CO2、H2S和N2的燃氣或原油以及其它高粘度液體燃料。即使在部分負載運行時也能確保低NOx 排放（可實現個位數NOx排放量）。啟動快，可在約12分鐘內實現滿載運行。具有優秀的抗負載變化能力，可滿足最嚴格的電網要求，提高電網頻率穩定性。適用于各種環境條件，如寒冷氣候、炎熱和干燥或多塵環境。該機型主要性能參數如下：

4.安薩爾多公司AE94.2型燃氣輪機

AE94.2是E級燃氣輪機，其最大的特點是可靠、耐用和大出力。另外由于其獨特的筒形燃燒室結構，可以適應多種特殊燃料，包括輕油、部分重油、高爐煤氣、焦爐煤氣等等。AE94.2的常規加載速率為11MW/min，參與電網調峰時可達30MW/min，同樣具備了啟停迅速靈活的特點。

（二）F級燃氣輪機

1.GE公司9F.06型燃氣輪機

作為GE 50Hz產品序列的最新成員，9F.06燃氣輪機相對于GE其他F級燃氣輪機將實現更高的出力以及效率，它綜合了燃氣輪機的性能和靈活性，單循環出力達到342MW，效率超過41%，快速升負荷率每分鐘65MW。因此，9F.06燃氣輪機在靈活性方面能力很大，包括對可再生能源產業的支持。在聯合循環工況下，9F.06燃氣輪機的效率超過61%，提供了50Hz F級技術的最低電力成本。主要性能參數表如下：

2.GE公司9F.05型燃氣輪機

發電量限制是電力開發項目的一個重要部分。9F.05燃氣輪機滿足簡單循環299MW的需求。9F.05燃氣輪機已被廣泛證實聯合循環效率超過60%，運行可靠性超過99%。這些機組具備維護間隔期長、燃料適應性強、NOx排放低、最低運行負荷下CO排放達標、以及可快速啟動等優良特性。主要性能參數表如下：

3.西門子公司SGT5-4000F型燃氣輪機

運維簡便，停機時間短。采用內部冷卻技術，可實現可靠的長期運行和快速啟動。采用液壓間隙優化 (HCO) 技術，可顯著減少間隙損失，提高燃氣輪機效率，最大程度避免啟動和停機時的性能損失。發電成本低，檢修間隔長，維護簡便。優化的流量和冷卻系統顯著提高了燃氣輪機的效率和聯合循環應用中的發電經濟性。主要性能參數如下：

4.三菱公司M701F5型燃氣輪機

三菱燃氣輪機壓氣機有17級，而透平則有4級，汽機分有高中低三缸，其中高壓缸和中壓缸采用反向布置，以平衡軸向推力。啟動裝置為發電機。機組主要技術參數如下：

5.安薩爾多公司AE94.3A型燃氣輪機

近年來國內市場上應用最為廣泛的一款機型。其最大的特點就是靈活多樣，聯合循環配置形式豐富，可滿足包括一拖一、二拖一、單軸、分軸在內的各類配置。結構上采用中心拉桿式轉子，壓氣機兩級靜葉可調。該機型設計了簡潔高效的內部二次空氣冷卻系統，兼顧了冷卻效果和機組熱效率；轉子位移優化系統，可增加出力。機組主要性能參數如下：

（三）H級燃氣輪機

1.GE公司9HA.01/02型燃氣輪機

9HA燃氣輪機是行業內領先的H級發電設備。9HA.01燃氣輪機出力為429MW，9HA.02燃氣輪機出力為519MW。 9HA燃氣輪機擁有極低的單位千瓦生命周期成本。高的功率密度帶來的規模效益以及接近63%的聯合循環效率。GE公司H級燃氣輪機采用全空冷技術，第一級采用單晶材料葉片，燃燒器采用DLN2.6+燃燒技術，環保指標處于先進行列。

9HA.01、9HA.02機型主要技術參數：

2.西門子公司H級燃氣輪機

SGT5-8000H是市場上最早的空氣冷卻的H級燃氣輪機。該型號在簡單循環運行中出力450MW，聯合循環運行中出力為675MW，聯合循環效率62.4%。四級快速可變導流葉片（VGV）提高了部分符合效率，降低了部分負荷下的排放，可承受較高負荷瞬變。SGT5-9000HL級燃氣輪機基于其H級燃氣輪機所開發的全新技術，發電凈效率可突破64%，中期目標是凈發電效率達到65%。燃氣輪機的常規加載速率為85MW/min。該機型主要性能參數如下：

3.三菱公司M701JAC型燃氣輪機

M701JAC具有壓比為23的15級軸流壓氣機。壓氣機已被優化，以便每級產生最大的輸出（壓比和空氣流量）。先進的三維葉片設計有更好的性能、減輕了前面級內的激波損失和在中間-后面級內的摩擦損失。其具體性能參數見下表。

4.安薩爾多公司GT36型燃氣輪機

GT36燃氣輪機仍舊采用連續燃燒技術，但是不再使用環形燃燒器，而是采用了管型燃燒室。GT36-S5采用16個管型燃燒室，燃氣輪機性能參數見下表：

三、燃氣輪機具有的優勢

（一）污染物排放低

由于天然氣燃燒過程中只會生成二氧化碳和水，沒有粉塵和硫化物排放，更沒有燃煤粉塵中的重金屬污染，屬于清潔能源。只有空氣中的少量氮氣在燃燒時被氧化為NOx，其排放標準也是大幅低于燃煤機組。二氧化硫排放濃度幾乎為零，氮氧化物排放量是超低排放煤電機組的73%，碳排放是燃煤機組的56%。

燃煤發電和燃氣發電污染物排放對比見圖5。

圖5 燃煤發電和燃氣發電污染物排放

（二）適合調峰

由于燃氣輪機的燃燒特性，啟停速度較快，爬坡能力較強。可以實現快速啟停和調峰。燃氣發電相比燃煤發電具有負荷調節范圍寬、響應快速、變負荷能力強的特點，是電網調峰的更佳選擇。兩種機組冷啟動時間對比見圖6。

圖6 燃電和氣電冷啟動時間對比

５min內每1000MW煤電與氣電最大負荷變化對比見圖7，可見氣電相比煤電更能適應電網短時間內的負荷變化，滿足電網負荷調節的需求。

圖7 ５min內每1000MW煤電與氣電最大負荷變化對比

電網調峰時根據負荷變化速率的不同，需要不同響應速度的調峰電源。見下圖8。

圖8 調峰電源成本和響應時間關系圖

由上圖8可知，相比而言，天然氣發電既可以實現分鐘級的響應，又能實現較低的成本，無疑是響應速度及成本綜合較優的調峰電源，可為風電、光伏等可再生能源提供調峰服務，緩解或消除此類可再生能源不穩定、瞬時變化大對電網產生的沖擊，保障電網的安全穩定運行。

附件2 國內燃氣輪機技術發展現狀

國內燃氣輪機技術發展現狀

一、設備國產化現狀

（一）燃氣輪機設計制造

本世紀初，我國通過市場換技術，以國內哈爾濱電氣集團、東方電氣集團、上海電氣集團三大動力為承接單位，分別引進了美、日、德的燃氣輪機輪機技術，實現了F級燃氣輪機在國內的組裝，但是核心技術卻依然牢牢掌握在外商手中，無法自主設計和制造燃氣輪機燃燒器、透平等熱通道核心部件，缺少自主運維能力，燃氣輪機設備的檢修和維護還需依靠長協進行。

在進入2010年后，為了加強國內的技術研發實力，提升中國制造的含金量，國家通過兩條不同路線逐步提高重燃的國產化水平：

1.合作成立設備公司

2014年由上海電氣入股安薩爾多，通過資本并購，引進意大利E級、F級和H級燃氣輪機設計和制造技術，通過技術合作進行技術吸收及轉化。上海電氣安薩爾多合資公司在意大利和上海閔行均設有生產車間，目前能夠完成不同類型燃氣輪機的設計和制造工作，該公司生產的F級AE94.3A燃機在國內已投運近20臺，經濟指標較好。

2.自主燃氣輪機的設計制造

堅持自主設計研發和制造，其中包括聯合重燃、東方電氣和中航發等開展燃氣輪機設備的自主研發。

（1）2016年國家電投集團依托三大燃氣輪機廠和國家電投成立了聯合重燃，該公司推出F級300MW燃氣輪機的技術驗證機CGT-60F，并試制成功。

（2）東方電氣集團推出的100%國產化F級G50燃氣輪機（圖1），該燃氣輪機壓氣機、燃燒室、透平和控制系統的設計制造全部實現自主，并在試驗中積累了大量的數據，該機組2021年已實現滿負荷穩定運行。

圖1 東方電氣G50燃氣輪機

（3）中航發AGT-110（原R0110）100MW級E級重型燃氣輪機已出廠，已在工廠安裝試運；中船集團GT25-D工業型燃氣輪機已完全實現國產化，可用于工業驅動領域。

（4）華電集團E級燃氣輪機控制系統控制系統開發獲得成功，并在龍游電廠安裝應用，該控制系統搭載國產硬件，控制策略、控制程序均實現自主實現。

3.民營企業燃氣輪機制造

民營企業也是國內燃氣輪機技術推進的一大力量，在小型燃氣輪機整機制造、重型燃氣輪機核心部件的設計制造方面發揮了重要的作用。

（1）江蘇永瀚葉片公司、無錫葉片廠、安徽應流公司在燃氣輪機葉片制造方面積極引進專業技術人才，購置國外先進的葉片制模、鑄造、熱處理等先進的制造裝備，為國內外燃氣輪機制造企業提供葉片等部件的定制服務。

（2）新奧動力最先攻關的100kW微型燃氣輪機設計制造，已經實現年產100臺的產業化生產，并率先在該公司內部工業園區投入使用。

綜上所述，中國現已具備功率50MW及以下輕型燃氣輪機的自主化技術能力，東方G50型F級燃氣輪機已通過滿負荷試運，新制造的機組即將在工廠安裝進行長期試驗運行，但仍與國外先進的燃氣輪機存在較大差距。

（二）存在的問題

目前主流發電用F級、H級重型燃氣輪機仍基本依賴進口，燃氣輪機及其關鍵零部件價格居高不下，國內相關單位也在開展燃氣輪機相關研發，從數量上看雖然國產化率較高，但國內廠商仍未掌握成熟的F級、H級燃氣輪機的控制及熱端部件的制造及維修技術，仍需依賴進口。

雖然目前國內有些報道中稱燃氣輪機國產化率超過70％，但由于燃氣輪機熱通道核心部件仍需進口，國產化部分的價值遠低于整機價值的70％，突破技術瓶頸、實現燃氣輪機自主化依然任重道遠。

表1 各燃氣輪機廠設備國產化對比表

二、燃氣輪機自主運維情況

（一）國內自主運維取得的進展

燃氣輪機設計制造技術復雜，國外燃氣輪機熱通道部件運行維護的技術壁壘，使燃氣輪機的檢修維護技術層次遠高于普通燃煤發電機組。因此國內重型發電用燃氣輪機主要依靠燃氣輪機的長協服務完成，燃氣輪機長協僅限于燃氣輪機本體部件，但價格昂貴，造成燃氣輪機運行維護成本居高不下。

國內各發電集團和第三方燃氣輪機檢修單位在燃氣輪機的自主運維方面進行了嘗試，培養燃氣輪機檢修技術人才和運行維護隊伍，試圖在燃氣輪機的檢修維護方面取得一定的主動權。

1.華電華瑞公司

華電華瑞公司成立于2014年，引進瑞士蘇爾壽燃氣輪機設計制造技術，在國內建設專業的燃氣輪機檢修維護工廠，引進人才組件檢修隊伍。目前該公司已能夠承接華電大部分燃氣輪機設備的檢修服務，在一定程度上完成GE、三菱和西門子機組的檢修工作，降低了燃氣輪機的運行維護成本。

2.京能國際電氣公司

京能集團首臺燃氣輪機在2006年建設，擁有燃氣輪機數量較多，燃氣輪機以西門子E級、F級燃氣輪機為主。該公司依托原京豐電廠、石景山電廠的檢修隊伍開展燃氣輪機檢修實踐，并與西門子燃氣輪機合作開展技術引進，逐步實現燃氣輪機的自主運維。除開展自由燃氣輪機的檢修工作外，京能國際電氣公司還長期承接深圳東部電廠等企業的檢修工作。

3.上海銘藍公司

上海銘藍為第三方燃氣輪機檢修維護提供商，引進專業技術人才，用戶專業的燃氣輪機檢修隊伍，具有檢修和維護不同規格型號燃氣輪機的能力。

4.深圳合力公司

深圳合力公司能夠提供燃氣輪機檢修維護服務，擁有燃氣輪機檢修維護隊伍，燃氣輪機檢修介入較早，曾為廣東地區多家企業提供燃氣輪機檢修服務。合力公司曾開展集團寶昌9E燃氣輪機的檢修工作，高井9F燃氣輪機、江山6F燃氣輪機的檢修配合工作。

除了以上單位,還有中航世新、上海電氣、南港動力等一批中國燃氣輪機運維服務商出現，有效培養和消納了本地的技術人才，但仍然缺乏F級、H級先進燃氣輪機的運維技術及經驗。

（二）存在的問題

1.重型發電用燃氣輪機造價較為昂貴，且技術復雜，國內對燃氣輪機核心部件的設計制造還無法有效支撐，尤其是不具備燃氣輪機燃燒器、透平葉片的制造和修復能力，造成國內部分檢修維護單位提供的服務有限。

2.燃氣輪機控制技術難于掌握，燃燒調整技術直接關系到燃氣輪機的運行效率、污染物排放指標，對經濟產出有直接影響，國內檢修維護單位技術能力有限，對燃燒機理、燃燒方法掌握有限，不得不依靠廠家的技術人員完成。

3.較普通燃煤機組而言，燃氣電廠壓氣機、透平發生事故損失較大，動輒就會發生壓氣機、透平葉片大面積損傷、透平葉片損傷，甚至剃光頭事故，經濟損失較大，電廠管理人員會承擔較大的事故責任。如近期國內某燃氣電廠9F燃氣輪機由于傳動部分故障發生壓氣機剃光頭事故，由于未簽訂長協，事故責任界定不清等原因，半年多的時間仍未得到徹底解決，造成電廠損失巨大。

三、燃氣輪機示范項目的實施

為落實國家關于建設清潔低碳、安全高效能源體系的工作部署，加快推進燃氣輪機創新發展，國家能源局組織了第一批燃氣輪機創新發展示范項目。其中包括24個燃氣輪機示范項目和2個燃氣輪機運維服務項目。

（一）燃氣輪機制造示范項目

國家能源局組織的燃氣輪機示范項目主要涵蓋了當前主流的E級、F級和H級燃氣輪機、小容量航改型燃氣輪機，主要包括燃氣輪機燃燒系統、透平葉片的設計制造等關鍵技術，是對燃氣輪機技術國產化的一次大范圍的嘗試。示范項目的制造單位主要為東方電氣、哈爾濱電氣、上海電氣、南京汽輪機、中航發等單位，使用單位主要為國內五大電力和地方能源集團。

集團公司共承擔2個燃氣輪機示范項目建設，分別是南電二期2×655MW和如皋分布式94MW燃氣輪機創新發展示范項目。南電二期項目包括三四級靜葉、四級動葉毛坯鑄造，三四級動靜葉護環及燃燒室部件自主制造。燃燒室、燃氣發生器渦輪和動力渦輪等熱通道部件自主制造。目前集團公司兩個項目已經獲得批復，正在組織實施中。

燃氣輪機示范項目的推進標志著我國重型和航改型發電用燃氣輪機技術引進，自主研發制造整體進入了生產實踐階段，在一定程度上掌握了燃氣輪機的設計和制造技術，并開始著手示范項目的建設，推進自主燃氣輪機制造和具體項目的生產實踐。由于各個制造廠對燃氣輪機設計制造掌握程度不同，還需在示范項目推進過程中關注示范項目的建設和試運情況，了解項目存在的具體問題，為集團公司下一步國產燃氣機組的選擇創造條件。

（二）燃氣輪機運維示范項目

燃氣輪機運維服務示范項目共有兩個，一個是由華電電科院承擔的電廠燃氣輪機監測診斷與運維服務技術中心平臺，一個是中船七零三所的基于大數據技術的遠程運行監測與診斷服務云平臺。

燃氣輪機運維技術是制造技術的有效承接，目前國內在燃氣輪機遠程診斷技術和運維服務方面也取得了一定的進展，并將逐步打破國外的壟斷。華電集團自主開發了聯合循環機組能效分析系統對燃氣輪機設備進行實時監測，利用軟件系統對機組進行安全技術診斷，成功應用到基層燃氣輪機企業，取得了較好的效果。

集團公司所屬的高井燃氣輪機數據中心也在上述領域取得了一定的成績，但核心數據分析仍依賴于國外GE公司，我們也應關注國內在燃氣輪機運行監測診斷和運維服務方面的技術創新成果，具備條件后積極組織試運，提高燃氣輪機設備的自主管理水平。

四、智慧電廠建設

燃氣輪機技術先進，設備的自動化程度更高，更適合融入數字元素，結合大數據實施遠程監控和運維管理，開展智慧電廠建設。國內高安屯燃機電廠、集團泰州電廠等均就智慧電廠建設進行了嘗試，并取得了較好的效果。集團公司依托高井公司建設的燃氣輪機數據中心對集團多個燃氣輪機企業數據進行采集，開展數據遠程監控、趨勢分析和診斷服務，取得了一定的效果。

集團公司部分燃氣發電企業也采用先進的機器人（圖2）對現場進行巡檢，對燃氣輪機主輔機設備進行數據就地采集、上傳并進行數據分析，從更深層次、更多維度進行實踐，節省了現場巡檢人力。

圖2 現場巡檢機器人

智慧電廠參與到燃氣輪機企業的全生命周期管理，實施數據的采集更有利于對生產現場的安全經濟性進行把控，并能有效的對數據進行整合分析。智慧電廠建設可以把企業生產、經營等多個模塊進行融合，利用先進的數據分析工具對生產資源進行合理調配，有利于開展燃氣輪機關鍵熱通道部件的聯儲應用，降低企業運營成本，為企業高層提供更加合理的運營維護控制策略，進一步提高生產效率。

附件3 小型燃氣輪機參與綜合能源的可行性

小型燃機參與綜合能源的可行性

按照功率等級，燃氣輪機可分為微型、小型、中型和重型。其中：發電功率為1MW以下的稱微型燃氣輪機，1-10MW為小型燃氣輪機，10-100MW為中型燃氣輪機，100MW以上為重型燃氣輪機。

小型燃氣輪機是指功率為1-10MW的燃氣輪機，機組功率較小，啟動靈活，適用于分布式能源或工業動力裝備。如石油天然氣輸送管道動力多采用小型燃氣輪機，采用管道石油或天然氣作為燃料，無需外部電源即可完成流體的加壓和輸送任務。我國石油天然氣輸送管道多采用小型燃氣輪機，以GE或索拉公司的小型燃氣輪機為多，也有國內引進技術生產的小型燃氣輪機。

一、小型燃氣輪機與內燃機的比較

（一）小型燃氣輪機的特點

小型燃氣輪機由壓氣機、燃燒室和透平組成，空氣經壓氣機壓縮形成高壓的壓縮空氣，與天然氣混合燃燒生成高溫高壓的燃氣，后進入透平做功，驅動發電機發電。燃氣輪機透平運行溫度高，優點是負荷穩定，負荷調節速度快，運行效率高，且氮氧化物排放較低。但燃氣輪機的燃料適應能力較差，檢修維護成本高。

中航發AGT系列小型燃氣輪機產品較多（圖1），技術較為成熟，在國內天然氣輸送、船用動力及分布式能源方面均有一定的應用。

圖1 中航發AGT系列燃氣輪機

（二）內燃機的特點

常見的內燃機一般為往復式運動機械，將天然氣燃料與空氣注入汽缸混合，點火引發其急劇燃燒做功，推動活塞運動，驅動發電機發電。內燃機具有燃料熱值要求較低、運行效率高、負荷調節范圍大等優點（如圖2為顏巴赫內燃機組）。但內燃機有運行噪聲大、氮氧化物等污染物排放高、檢修維護復雜等缺點。

圖2 顏巴赫 J624內燃機組

（三）小型燃氣輪機和內燃機對比

（1）對于10MW以下的發電機組，同樣功率的內燃機效率要高于單循環的小型燃氣輪機。由于內燃機余熱回收的為缸套水熱量，對外供熱能力較差；小型燃氣輪機排煙溫度高，組成聯合循環或對外供熱能力強，綜合能源效率較高。

對于獨立供電或驅動的設備，1MW-5MW功率范圍機組，更多的選用內燃機。內燃機的運行效率更高，經測算內燃機在大部分節能特性優于小型燃氣輪機。

但對于5MW以上的機組，由于小型燃氣輪機的排煙溫度高，余熱能夠得到更好的利用，整體節能特性優于內燃機，則更多的選用小型燃氣輪機，因此在分布式能源中小型燃氣輪機有著更多的利用。

1. 從小型燃氣輪機和內燃機的污染物排放來看，小型燃氣輪機要遠遠優于內燃機。小型燃氣輪機燃燒器設計先進，均能滿足氮氧化物50mg/m3的排放要求，但內燃機氮氧化物排放濃度較小型燃氣輪機要超出5倍以上。
2. 從造價和維護成本來看，內燃機技術更為成熟，國內外加工制造企業眾多，檢修和維護成本較低；但小型燃氣輪機核心部件的設計和制造技術只掌握在少數企業手中，10MW以下小型燃氣輪機的設備成本和檢修維護成本要遠遠高于內燃機。

二、小型燃氣輪機的應用前景

通過前一部分技術對比可以看出，對于功率小于5MW、對排放要求不高的機組建議選用內燃機；對于功率大于5MW、排放要求高、供熱需求量大的機組則選用小型燃氣輪機，根據具體工程的特點采用不同的燃氣發電裝置，以便獲得更好的經濟效益和社會效益。隨著國內經濟的快速發展，大型工業園區、城市綜合體等規模和體系將會更加完善，因此小型燃氣輪機在分布式能源應用中有著一定的發展前景。

（一）小型燃氣輪機的發展現狀

小型燃氣輪機具有技術先進，負荷響應速度快，電熱調峰能力強等優點，適合用于冷熱電聯供的產業園、工業園及城市綜合體，通過多能聯供提高能源利用效率。

為了促進燃氣分布式能源建設，國內上海、廣州等發達地區建設了一些分布式能源示范項目，選用的燃氣輪機均是單機容量大于5MW的中小型燃氣輪機，部分做到了冷熱電三聯供，達到了較高的能源利用效率，也取得了一定的收益。

集團公司在建如皋分布式能源示范項目采用的是中航發AGT-25燃氣輪機，為發電功率約為25MW的中型燃氣輪機，建成后將為如皋市東北地區提供冷熱電多種能源服務，該項目建設為集團分布式能源建設積累了一定的經驗。

（二）小型燃氣輪機發展建議

小型燃氣輪機組成的分布式能源項目經濟效益不理想，主要是因為，一是項目初期規劃不到位，未能充分測算工業園區的規模、冷熱電需求的外部條件，造成項目建成后，由于各種原因冷、熱需求遲遲不能按期實現，造成項目效益較差。一是分布式能源項目建設較晚，因所需的冷熱服務不能按時供應，用戶已建設其他的供熱或供冷設施，造成項目建成后也不能順利接入，僅靠供電收益入不敷出。

為了良好發展小型燃氣輪機項目，并獲得相應的收益，提出如下發展建議。

1. 為了保證小型燃氣輪機項目能夠取得一定的收益，項目的建設區域應滿足冷熱電多能聯供的條件，并在建設階段介入總體規劃設計，同步完成園區的功能建設，通過能源綜合利用獲取收益。
2. 選用技術成熟、國產化率較高的小型燃氣輪機，如中航發自己研發或技術轉化的小型燃氣輪機及配套設備，燃氣輪機備件能夠自主生產，能夠降低燃氣輪機設備的檢修維護成本。
3. 為園區合理配置小型燃氣輪機負荷及數量，通過對燃氣輪機效率、功率及供熱能力統籌考慮，并與園區電熱負荷趨勢進行對比，綜合進行測算，更好的匹配用戶需求。
4. 小型燃氣輪機可以和城市周邊、近郊的光伏、小型風電、壓縮空氣儲能等新能源耦合發展，用于電網調峰，完成陰天、無風等特殊時段的供電任務。

三、小型燃氣輪機和柴油發電機的比較

柴油發電機屬于內燃機，大部分電廠均配備了柴油發電機，用于機組事故時為潤滑油系統等重要的附屬設備供電。部分電廠也將其用于黑啟動機組對大型輔機設備供電，用于完成極端工況下機組的順利啟動。

部分小型燃氣輪機可以實現油氣混合燃料運行，因此可以替代柴油發電機完成特殊時段的供電任務。

如前所述，在5MW容量以下，小型燃氣輪機效率不如內燃機，因此進行替代是不合算的。如果大于5MW，從機組運行效率來看是合算的，但如果僅用于機組特殊時段的黑啟動，不用于長期運行用于發電和供熱，從經濟效益來看也是不合算的。

相對而言，柴油機等內燃機的技術更為成熟，國內玉柴、濰柴等內燃機制造企業對柴油機技術有較好的掌握，因此檢修維護成本較低；但小型燃氣輪機由于熱通道部件溫度高，檢修維護費用較高，因此用于事故備用不建議選用燃氣輪機。

附件4 新能源制氫產業發展現狀

新能源制氫產業發展專題研究

一、新能源電力消納現狀

（一）新能源增長迅速

我國可再生能源來源豐富，增長迅速，如圖1為全球 2013-2022年按技術分類的可再生電力凈容量增加情況，2020年可再生能源凈發電量的增長比2019年高出近4%，2021年光伏、風力、水力發電量分別為117GW、68GW和 26GW，2021年我國可再生電力凈容量（81.8GW）是美（28.6GW）英（31.7GW）的2.5倍之多，見圖 2。新能源發電一般分為風力發電、太陽能光伏發電等形式。

圖1 按技術分類的可再生電力凈容量增加情況

圖2 不同國家、地區可再生電力凈容量增加情況

我國長期采用的是可再生能源固定上網電價制度，保證可再生能源發電機組實現平價上網，政府向用戶收取可再生能源附加費進行費用分攤。固定上網電價極大地促進了可再生能源的發展，但由于技術進步致使發電成本下降，可再生能源發電利潤空間增大，裝機規模發展超出預期，附加費收取調整跟不上補貼費用的提高，截至2020年，缺口已達到2000億元。

（二）新能源發電消納不足

風電、光伏作為新能源的主力軍，各大電力集團、民營能源企業在近10年發展迅速，國內風電光伏等新能源裝機占比得到了大規模的增長。2021年，全國可再生能源發電量達2.48萬億千瓦時，占全部發電量的29.7%。

風電、光伏等新能源項目受自然環境變化影響較大。自然風資源存在很大的不確定性，尤其受季節性變化影響較為明顯，難于和工業民用電力需求匹配。光伏也存在同樣問題，白天光資源條件較好，但由于受天氣變化影響較大，陰雨天氣難于達到額定的電力供應，尤其對于國內東南沿海地區受梅雨季節影響，光資源相對較差，但由于某些電力企業的資源爭奪，導致大量光伏發電項目被建設，對光資源的利用和發展帶來不利影響。

另外，光伏風電的發電規模較小，采用逆變、變電后接入電網系統，無功補償受到限制，電能供應品質較差，不利于電網的安全穩定運行。

新能源發電占比高，具有波動性、間歇性等特點，大規模接入電網后對系統的擾動比較大。由于新能源發電不穩定、發電品質較差等因素的影響，市場主體的消納意愿不高，導致棄風棄光的問題依然嚴峻，政策亟待調整改進。

（三）燃機對新能源消納的優勢

燃氣輪機具有多燃料運行的特性，能夠燃燒天然氣、氫氣等多種燃料。燃氣輪機具有啟停速度快、安全穩定等特點，能夠滿足電網功率補償的各種需求。

采用風電、光伏新能源棄風棄電用于制氫，利用燃機摻氫發電是合理消納新能源的一條可行的途徑，因此有必要開展新能源制氫技術的研究。

二、新能源制氫技術研究

（一）風電制氫

1.風電制氫國內外發展現狀

風電制氫技術研發率先開展于國外，但近年來，中國的風電發展速度迅猛。國家中長期發展規劃指出，風電總裝機總容量預計2050年底超過1000GW。2018年，全球風電總裝機容量超過500GW。耦合風力發電的制氫體系為棄風消納開辟了新路徑。

2010年底，我國首個電解水制氫無并網示范項目落戶江蘇省大豐市。主要由風力發電機組、控制系統、無并網協調供電控制器、堿性電解水制氫槽等單元組成。該示范項目分別采用額定功率為30kW和10kW 的風力發電機為堿性制氫電解槽供電，日產氫能力為120Nm3。此外，我國在江蘇沿海規劃了風電光伏制氫非并網示范工程，并計劃在該非并網示范工程的基礎上建設沿淮河氫能運輸走廊。2014年，中國節能環保集團正式開展研發風能發電直接用于制氫的技術，并建設燃料電池發電系統示范項目，實現了100kW 的產氫能力和30kW 的燃料電池裝置產電量。次年，中國河北與德國McPhy、Encon等企業一同開啟了位于沽源的風力發電氫能生產示范項目，該系統由200MW風電和10MW堿性電解槽組成，產能為每小時800Nm3。

目前，世界發達國家，如德國、英國、美國、加拿大等，都大力支持以風電為代表的可再生能源與氫燃料電池相結合的研究項目和示范項目。 德國于2011年10月在柏林建成并啟用了“風氫混合電站”，打破了全球氫氣儲能與利用的零記錄，風電裝機和電解槽裝機的容量分別為6MW和 0.6MW，與此同時啟動了其他儲氫利用項目。此外，世界上第一個海洋風電制氫試驗平臺“Q13a-A 海上平臺”是由荷蘭企業于2019年開發的。PosHYdon項目整合了北海海上風能、海上天然氣和氫氣三種能源形態。歐洲國家為了改善可持續清潔能源的利用現狀，開展了Ingrid氫儲能項目，進一步保障了國家電網的連續運行。“Power to gas”作為德國重要的能源發展規劃，其核心目的是利用氫氣作為能量載體驅動燃料電池車，并希望最終廢除核電并開拓清潔能源發展空間。

2.風電制氫的優勢

風力發電制氫技術主要包括并網型和離網型兩類風電制氫方式。風電機組在并網模式下是將風電輸送到電網，大型風電場主要采用并網機組。而離網風電機組主要應用在分布式制氫模式和燃料電池中，制氫裝置直接利用風電機組產生的電能。

風力發電制氫系統的優勢主要包括以下幾方面：

1）保障電網持續穩定運行。當電網負荷過大時，風力發電機組可將電能供給電網，起到電網調峰作用；

2）實現能量可持續存儲。風能分布不均、間歇性導致大量棄風，且電能存儲較難，風力發電制氫實現了能量的有效存儲；

3）革新能源布局。間歇波動的風電需要經過大容量變壓電站才能并入電網利用，這就需要投入大量的傳統能源來維持大容量的變電站穩定運行。由此，新能源與傳統能源的協同利用優化了能源結構。

3.風電制氫的困境及對策

根據前述內容可知，我國風電耦合制氫技術還處于不成熟的發展階段，大量棄風利用仍需等待攻克風電制氫系統儲能與燃料電池發電的技術難題，才能在制氫效率和經濟性方面取得突破。

當前，我國采用棄風資源發電制備氫能還存在以下挑戰：

1）關鍵技術難題

一般，電解制氫設備需要在穩定性高的電流條件下才能連續穩定運行，有利于延長設備的使用壽命并產出高質量氫氣，而風力發電的不穩定性和波動性是阻礙風電制氫發展的關鍵因素之一。其次，氫氣易燃易爆及易致金屬發生“氫脆”現象，因此氫氣的儲運和管道特殊設計增加了制氫成本。

2）推廣應用難題

由于氫氣生產、存儲和運輸的高成本，目前氫氣在多領域大規模利用仍不現實，而氫需求較大的化工行業多采用化石燃料等制氫。氫燃料電池行業處于起步階段，暫不具備大規模應用條件。針對以上問題，可以從以下方面著手突破：

A.自主研發核心技術。如能通過技術攻關解決風力發電的間歇不穩定缺陷，并著力研發高效經濟的電解槽裝置，將跨越式促進風氫的規模化應用。

B.燃料電池技術未來市場應用前景廣闊，這也是推動氫經濟向著大工業化發展的有利信號。

C.國內氫能研發思路可以借鑒德國“power to gas”規劃，將氫氣和天然氣在輸送管道中混合后利用，該設計思路可以應用于我國西氣東輸管道來消納西北棄風。

D.推動海上風電制氫項目發展。當前風電制氫仍采用并網型方式，風電廠和氫用戶應就近配置來滿足輸電線路的負荷問題；從區域方面考慮，早期風電機組均建設在內陸，而目前氫氣消耗量較大的企業幾乎都分布在東南沿海區域，若大量海洋風力發電平臺建設于此，風電將避免了遠距離輸送的弊端，可就近利用。

（二）光伏制氫

1.光伏發電制氫現狀

2013年我國出臺光伏補貼政策，推動光伏電站建設快速發展，企業及各科研院所逐步提出并實施光伏制氫的研究計劃。2019年12月，中國科學院李燦院士團隊在蘭州新區開啟了液態燃料示范研究項目。這一項目利用太陽能發電制氫的氫氣與CO2反應生成甲醇，系統配備10MW裝機容量的光伏發電模塊和兩臺1000m3/h 功率的電解槽模塊。2020年，寧夏寶豐能源集團開始實施“光伏電站-光伏制氫-加氫站”一體化建設的宏偉藍圖，預計可實現1.6億標方/年的氫能產量，由此每年節省約25.4萬噸的煤炭消耗，約合每年減少 44.5 萬噸CO2的減碳效果令人矚目。2020年11月，甘肅省與中科院大連化物所等合作的“光伏制氫+耦合煤制百萬噸甲醇”項目，規模化利用清潔的可再生能源發電制氫，并與傳統煤制甲醇技術相結合來達到煤制甲醇零碳排放的目的。

在國際市場上，光伏制氫已經開始落地。最著名的當屬日本的福島氫能源研究（FH2R）基地，2020年2月底試運營了全球最大的10MW級光伏制氫裝置，電解槽的產氫能力為1200Nm3/h。2019年12月，法國宣布配備太陽能電池板和光伏制氫驅動系統的氫能源公共汽車在法國啟用。澳大利亞在產業化發展清潔可持續能源制氫方面取得階段性突破，其BOC氫能生產案例搭載了220kW 電解裝置和100kW光伏板。

在全球各國積極發展布局光伏產業的同時，各國研究人員正在從事大量的光伏制氫基礎研究來提高產業成熟度。劉金亞等設計的獨立光伏制氫系統比傳統電解水制氫系統的功率損失小、經濟性高，光電的轉化率為 17.5%，99.18%的電流效率促使電解制氫系統高效運行。

針對東北嚴重的光伏發電限電現象，出現大量剩余電力的問題，Song等人提出了一種利用多余的電能生產氫氣的混合能源系統。它將太陽能、制氫系統和冷熱電聯供（CCHP）系統結合起來，實現制冷、制熱、發電和制氫的多重功能。該系統為中國遼寧省大連市的三座公共建筑供能，并通過優化獲得單位能源成本最低（0.0615$/kWh）的系統配置。

Fabielle等人利用一個與光伏電池板耦合的電化學系統，將來自太陽的能量通過裝飾石材工業的殘余水電解轉化為氫氣。研究設計了一種以丙烯酸和304不銹鋼為電極的圓柱形制氫電解槽，在測試殘渣中，常規織布機花崗巖電解液的累積產氫效果較好，實驗2小時后達到329mL。氫能儲存取代了傳統電池和光伏電池板的使用，而電池板與電化學系統耦合，使用替代電解質（主要是污染物）可實現環境凈化。Dahbi等人在Matlab/Simulink環境下建立了光伏電解系統的完整模型。仿真結果表明，采用具有最大功率點跟蹤 (MPPT)控制的 DC/DC 降壓變換器，可以使光伏發電機和電解之間有更好的適應性。研究還表明，通過控制電解過程中注入的水流量，可以獲得最佳的制氫效果。這兩種控制（MPPT 和水流）實現了光伏電解系統的最佳性能，從而實現了最大限度地產氫。

2.光伏發電制氫優勢

豐富的太陽能資源比傳統能源清潔且安全，光伏太陽能技術的深入挖掘必然獲得全球的關注。光伏發電制氫開拓了光伏電能應用的新領域，同時光伏發電的度電成本仍在逐年下降，其低度電成本給電解水制氫帶來了曙光。據統計，當前世界各國總的氫氣需求在6千萬噸/年左右，折算為光伏制氫則要消耗1500GW的光伏，預計三十年間每年要新增2千萬噸氫能，即每年要新投入900GW的光伏裝機量。

與傳統電站相比，光伏發電系統將產生的直流電供應給制氫站，電能不需要通過變壓即能便捷使用。區別于間接連接光伏制氫，光伏陣列與電解槽直接耦合連接更具優勢。光伏電解氫能源系統如圖3所示，其主要部件包括光伏陣列、蓄電池、轉換器、電解槽。

圖3 光伏電解氫能源系統布局

光伏制氫系統顯著超前的發展速度主要歸因于：

（1）不穩定的光伏太陽能發電系統造成了電網調度困難的問題，同時大量光伏電能存儲問題也需要考慮，因此把光伏電能通過氫能方式存儲起來值得深入研究。

（2）光伏發電制氫技術相對成熟，工藝操作運行簡捷，制氫規模不受太陽能資源限制。

（3）太陽能是一種最為干凈且安全的可再生能源，每年約有130萬億噸當量煤的太陽能輻照到地表，不受地域局限，利用便捷。

3.光伏發電制氫存在的問題及建議

我國的光伏制氫產業發展速度在全球處于領先地位，但目前仍受到技術的限制存在以下問題：

（1）光伏發電自身電力不穩定，穩定完善的配套電網是加速產業快速發展的關鍵，采用間接或直接耦合電解水制氫還需要綜合評價。

（2）我國光伏制氫核心技術均來源于國外，對未來光伏產業的發展帶來嚴重挑戰。表1為我國商電、大工業用電和光伏發電制氫的成本對比，可見光伏發電制氫成本仍不具經濟競爭性，中國科學院李燦院士指出通過催化劑可將制氫能耗降至4-4.2kWh/Nm3，若采用0.25￥/kWh 的光伏電價，則光伏制氫成本為1-1.05￥/Nm3，由此可見，光伏度電成本還有很大的降低空間。

表1 制氫成本比較

（注：每方氫氣耗電 4-5kWh）

（3）我國西北部存在大量棄光，但受區域限電的影響，國內光伏產業主要布局在中部和東部地區，區域分布不均制約氫能產業發展的快速推進。

（4）若能在以下層面實現質的飛躍，光伏制氫規模化應用將觸手可及：

1）光伏電力平價應用是根本，如表1和表2所示，我國光伏發電制氫要想占據優勢地位仍有很大的降低成本空間，低成本有助于加速發展光伏發電制氫產業，可從光照資源豐富地區做規模示范。

表2 平準化光伏發電成本比較

（注：1$/MWh = 6.3756×10-3￥/kWh）

2）著重開展光伏制氫關鍵技術研究，自主研發核心技術，擺脫對國外的依賴。

3）分析現有示范項目，可從小規模光伏發電制氫項目著手，合理設計布局，考察未來擴大規模以滿足氫能需求量增加的可能性。

（三）制氫技術發展現狀

1.常見工業制氫技術

氫氣的制備方法種類繁多，常見的工業制氫方法主要包含以下幾類。

（1）化石燃料制氫。主要包括石油天然氣蒸汽重整制氫和水煤氣法制氫等。化石燃料制氫是一種成本低廉的制氫方法，制氫成本可控制在0.6-1.5元/m3。目前我國超過95%的氫氣是由煤、天然氣、石油等化石燃料制取而來。化石燃料在制氫過程中產生大量碳排放，因此未來必須結合碳捕集封存(carbon capture and storage, CCS)技術才能得到更廣泛的認可和應用。

（2）工業副產物制氫。主要包括煉油廠回收富氫氣體制氫、氯堿廠回收副產氫制氫、焦爐煤氣中氫的回收利用等。這些技術充分利用了工業副產物，工藝成熟，制氫成本低，成本在1.3-1.5元/m3。

（3）電解水制氫。電解水制氫也是傳統的制氫方法之一，過程簡單，無污染。由于電費占到運行費用的70%左右，單純的電解水制氫工藝的經濟性不高。不過，目前我國大力推進可再生能源發展，其消納過程中產生的棄風、棄光等剩余電力為電解水制氫的發展創造了有利條件。電解水制氫已成為我國電力行業削峰填谷及棄電消納問題的重要技術選擇。

常見的電解水制氫技術主要分為:堿性水電解（alkaline water electrolysis, AWE）、固體聚合物電解質(solid polymer electrolyte,SPE)以及固態氧化物電解質(solid oxide electrolysercell, SOEC)電解水。

1）堿性水電解制氫

AWE制氫技術，是石棉隔膜將槽體分為陰陽兩室，兩個電極置于其中，電極一般采用鎳基材料，電解槽內填充堿性電解液，一般為NaOH或KOH水溶液（質量分數為20-30%）。當在電極兩端施加電壓時，電流會從兩電極間流過，水在陰極被還原成氫氣，在陽極上氧化產生氧氣。AWE制氫技術的優點是市場化成熟、制氫成本低，操作簡單、運行壽命長，缺點是電解效率低，堿性電解槽無法快速啟動，并且加載響應速度慢，通常需要降低電壓，增大電流來提高轉化效率。

2）質子交換膜電解水制氫PEM（PEM 電解水又稱為固體聚合物電解質（solid polymer electrolyte，SPE）電解水）

PEM電解水技術與AWE制氫技術的區別在于，質子交換膜技術采用高分子聚合物陽離子交換膜代替了堿性電解水槽中的石棉隔膜，同時質子交換膜電解水槽一般采用純水作為電解質溶液。AWE電解水裝置的優點是：1）質子交換膜可以隔絕氫氣和氧氣，保證了安全性和產物純度；2）膜的厚度小，使其結構更加緊湊；3）電解液為純水，反應產物不含堿霧。

3）固體氧化物電解水制氫

SOEC是一種在高溫狀態下電解水蒸汽的制氫技術，電解槽的基本結構包括陰極、陽極和電解質層。陰極通常使用Ni負載的氧化鋯（YSZ）多孔陶瓷，陽極為含稀土元素的鈣鈦礦（ABO3）氧化物，電解質為氧離子導體。工作時水從陰極側進入電解槽，發生還原反應生成氫氣和O2-，O2-通過電解質層進入陽極側，發生氧化反應生成O2。

三種技術對比見表3。

表3 電解水技術對比

其中，堿性水電解技術已發展較為成熟；SPE電解水技術在國外開始商業應用，但在我國基本處于實驗研發階段；SOEC電解技術目前國內外均處于研發階段。相對于堿性水電解，SPE電解水制氫設備具有更寬泛的運行功率范圍及更短的啟動時間，可實現高電流密度電解，功耗低，體積小，生成氣體純度高，容易實現高壓化，更適用于可再生能源發電的波動性輸入。因此，SPE電解水技術將是未來制氫技術的重要發展方向。

2.新型制氫技術

另外，近年來還出現了一些新型制氫技術，包括生物質制氫和光催化制氫等。但目前這些技術均處于實驗室研究階段，距離工業應用比較遙遠。

（1）生物質制氫

生物質是一種可再生的一次能源，主要來源于植物和動物材料，包括能源作物、木材、草、動物和城市廢棄物等。生物質最終都來源于植物的光合作用，陽光的能量通過光合作用以化學鍵的形式儲存在其中。生物質制氫主要有兩種模式：熱化學技術和生物發酵技術。

（2）熱化學技術制氫

熱化學技術將生物質轉化為氫氣和富氫氣體，而富氫氣體是實現可持續發展和溫室氣體零排放的重要手段。熱化學技術又分為生物質熱解技術和生物質氣化技術。

（3）生物質熱解技術制氫

生物質熱解是一種熱化學過程，通過在650-800K、0.1-0.5MPa的溫度和壓力下加熱生物質，生成液體油、固體炭和氣體化合物。

（4）生物質氣化制氫

生物質氣化是指在空氣、氧氣或蒸汽等氣化介質中將生物質通過熱化學的方式轉化為氣體燃料（合成氣）。一般反應溫度在500到1400℃之間，操作壓力在大氣壓到33bar之間。在將生物質轉化為合成氣后，氣體混合物后續的處理與熱解過程相同。

（5）生物質制氫

生物制氫是利用一些細菌或藻類通過其氫化酶或固氮酶系統直接產生氫氣，其中含有碳水化合物的物質通過生物處理技術轉化為有機酸，然后轉化為氫氣。用于氫氣生產的主要生物過程是直接和間接生物光解、光照和暗發酵，以及多階段或連續的暗發酵和光照發酵。

1）生物光解

生物光解與植物和藻類光合作用原理相同。綠藻和藍藻分別通過直接和間接的生物光解將水分子分解為氫離子和氧。在直接生物光解中，綠藻通過光合作用將水分子分解為氫離子和氧，生成的氫離子隨后被氫化酶轉化為氫氣。氫由氫化酶和固氮酶產生，其產生速率可與綠藻產生的氫化酶相媲美。這種生物制氫方法的主要缺點是制氫潛力低、需要較大的表面積來收集足夠的光照以及沒有廢物利用。

2）暗發酵

發酵是在有氧或無氧條件下進行的生化過程，對有機飼料進行微生物轉化，產生微量的乙醇、丙酮和H2以及CO2。暗發酵主要使用厭氧菌在缺氧（無氧，黑暗條件下）的富含碳水化合物的底物上進行發酵，主要的生物質是葡萄糖、淀粉和纖維素，最佳的PH值應保持在5-6之間。

3）光發酵

光發酵是利用太陽能和有機酸在缺氮條件下實現。由于固氮酶的存在，一些光合細菌能夠通過以下反應將有機酸（乙酸、乳酸和丁酸）轉化為氫氣和二氧化碳。

光發酵的優點是在光照條件下制氫效率通常高于無光照條件下，但缺點是太陽能轉換效率低、需要覆蓋大面積的精密厭氧光生物反應器，以及有機酸廢水的限制。使用混合發酵模式（包括非光合細菌、厭氧細菌和光合細菌）可以獲得更高的制氫產率和更低的光能需求。

（6）光電化學分解水制氫

光電化學分解水制氫利用半導體的光電效應，典型的光電化學分解池由光陽極和陰極構成。當半導體吸收能量大于半導體禁帶寬度的光子時，電子從半導體的價帶躍遷到導帶，產生光生電子空穴對，空穴與電解質中的水發生反應生成氧氣，同時，電子躍遷到對電極（陰極）上與氫離子結合產生氫氣。光電解水制氫的主要缺點是整體效率不高。

（7）熱化學分解水制氫

熱分解或熱化學分解水是將水加熱至高溫直至分解為氫和氧的過程。該過程原理雖然很簡單，但水需要在2500℃以上的溫度才會分解。由于可持續熱源無法實現這么大的一次能源消耗，因此科學家提出了幾種熱化學分解水循環，以降低溫度并提高整體效率。熱化學循環由不同溫度下的一系列化學反應組成，通過該過程，熱量以氫的形式轉化為化學能，熱化學循環以Cu-Cl循環和SnO2/SnO循環最為重要。

三、氫氣摻混輸運技術

（一）混氫天然氣輸運研究現狀

國外對于將氫氣摻混入天然氣管網使用的研究進行了三十年有余，在氫能源利用的可行性研究、天然氣摻混氫氣互換性研究、氫氣安全性研究、管道設備對氫氣摻混適應性研究等方面取得一定成果。然而在國內，相關的研究起步較晚且相關研究結論相對較少。

據調研，2021年9月9日，中國城市燃氣協會組織、北京市煤氣熱力工程設計院牽頭多家單位對《天然氣管道摻氫輸送可行性研究》技術方案進行研討，提出我國天然氣管道摻氫輸送的發展路徑以及發展建議。2021年12月2日，內蒙古自治區科技重大專項“中低壓純氫與摻氫燃氣管道輸送及其應用關鍵技術研發”項目啟動暨實施方案論證會順利召開。中央研究院承擔子課題純氫/摻氫燃氣管道和關鍵設備的材料失效特征與演化規律研究。該單位曾作為牽頭單位組織制定了《天然氣摻氫混氣站》團體標準，作為核心單位參與編寫了中國城市燃氣協會《天然氣管道摻氫輸送及終端利用可行性研究》報告。

混氫天然氣典型節點研究現狀如下：

1.摻混方面。在國內外示范工程中，通常將天然氣和氫氣在專門的混氫裝置中按特定比例充分摻混后注入輸運管道，混合工藝可分為定壓配比和在線混合。

2.輸運方面。借助于天然氣基礎網絡實現混氫天然氣輸運，需要考慮管材相容性和管道工況兩方面的影響。管線鋼和塑料管材是天然氣輸配管道的主要材料。摻氫會劣化管線鋼的強度和塑性等力學性能，產生氫脆現象，且管線鋼中含碳量的增加，氫氣濃度和管道壓強等級的提高都會惡化氫脆問題。相較于管線鋼，塑料管材與 HCNG 的相容性更好，且氫氣的混入對 PE管道的老化影響不大。

（二）應用現狀

根據《中國氫能源及燃料電池產業白皮書》的數據，美國已有2500公里的輸氫管道，歐洲已有1569公里的輸氫管道，全球范圍內輸氫管道總計約為4500公里。相比之下，我國僅有100公里輸氫管道。

2019年9月30日，國家電投2019年重點項目遼寧朝陽可再生能源摻氫示范項目第一階段工程圓滿完工。該項目是國內首個電解制氫摻入天然氣項目，摻氫比例10%，填補了國內天然氣管道摻氫規范和標準空白。

混氫天然氣輸運發展最為靠前的歐洲國家制定的標準偏向保守。國內外部分典型示范項目如圖4所示。

圖4 各國混氫天然氣相關項目時間進度及摻氫比情況