H级燃气轮机掺氢发电技术应用现状及关键问题分析

doi:10.12096/j.2096-4528.pgt.24106

H级燃气轮机掺氢发电技术应用现状及关键问题分析

成明¹, 项阳阳², 杨光伟², 周强¹, 李军³

1.中能建国际建设集团有限公司，北京市朝阳区 100025

2.中国能源建设集团浙江省电力设计院有限公司，浙江省杭州市 310012

3.西安交通大学能源与动力工程学院，陕西省西安市 710049

Analysis of Application Status and Key Issues of Hydrogen Blending Power Generation Technology for H-class Gas Turbine

CHENG Ming¹, XIANG Yangyang², YANG Guangwei², ZHOU Qiang¹, LI Jun³

1.China Energy International Group Co. , Ltd. , Chaoyang District, Beijing 100025, China

2.China Energy Engineering Group Zhejiang Electric Power Design Institute Co. , Ltd. , Hangzhou 310012, Zhejiang Province, China

3.School of Energy and Power Engineering, Xi’an Jiaotong University, Xi’an 710049, Shaanxi Province, China

收稿日期: 2024-06-07 修回日期: 2024-07-26

基金资助:

国家自然科学基金重点项目. 51936008

Received: 2024-06-07 Revised: 2024-07-26

作者简介 About authors

成明(1986)，男，硕士，工程师，从事国际工程项目技术管理工作，mcheng559x@ceec.net.cn；

项阳阳(1989)，男，博士，高级工程师，从事生物质、燃机和光伏发电项目技术开发及执行管理工作，yyxiang7996@ceec.net.cn；

杨光伟(1992)，男，硕士，工程师，从事燃机电站热机专业设计和燃机发电系统研究工作，gwyang1896@ceec.net.cn；

周强(1991)，男，工程师，从事国际工程项目市场开发和履约管理工作，qzhou2415@ceec.net.cn；

李军(1971)，男，博士，教授，主要研究方向为透平机械气动热力学与优化设计、动密封流热固多场耦合和增稳抑振技术等，junli@mail.xjtu.edu.cn。

摘要

目的作为新型电力系统的重要支撑，燃氢燃气轮机有助于降低碳排放，有利于电网调峰，是全球未来战略性新兴产业科技创新领域的焦点。燃气轮机掺氢发电技术从示范走向商业化面临诸多关键问题，亟待解决。方法以H级燃气轮机为研究对象，介绍了国内外燃气轮机掺氢发电的战略规划和示范项目，对比了主要燃气轮机厂商H级燃气轮机的技术路线。从氢气来源、系统改造、排放影响以及掺氢发电成本4个方面对未来燃气轮机掺氢发电技术的规模化应用进行分析并提出建议。结果可再生能源电解水制氢将是燃气轮机掺氢发电的主要氢气来源；开发适配掺氢不稳定燃烧的新型干式低氮氧化物燃烧器将是未来掺氢燃气轮机系统改造的重点方向；掺氢比例越高，CO₂减排量越大，但NO _x 排放量呈上升趋势，并有超标风险；未来掺氢发电成本可降至天然气发电成本的同等水平。结论随着大规模可再生能源制氢成本的降低、碳税的实施以及掺氢发电技术的成熟，燃气轮机掺氢发电将逐步进入规模化应用。

关键词： 氢能 ; H级燃气轮机 ; 掺氢发电 ; 掺氢比例 ; 纯氢 ; CO₂ ; NO _x

Abstract

Objectives As an important support for the new power system, hydrogen gas turbines can help reduce carbon emissions and are conducive to grid peak regulation. They are the focus of technological innovation in the global future strategic emerging industries. Many key issues faced by hydrogen blending gas turbine power generation technology from demonstration to commercialization, need to be solved. Methods H-class gas turbines were taken as the research object, and the strategic planning and demonstration projects of hydrogen blending gas turbine power generation in China and abroad were introduced, and the technology routes of H-class gas turbines of major gas turbine manufacturers were compared. The analysis and suggestion was made from four aspects for the scale application of future hydrogen blending gas turbine power generation technology, including hydrogen source, system transformation, emission impact and hydrogen blending power generation cost. Results Renewable energy electrolysis of water to produce hydrogen will be the main source of hydrogen blending gas turbine power generation. In addition, the development of new dry low nitrogen oxide burners, which are suitable for unstable combustion of hydrogen blending, will be the key direction for future hydrogen blending gas turbine system transformation. The higher the hydrogen volume percentage is, the greater the CO₂ emission reduction is. However, the NO _x emission is on an upward trend. Moreover, there is a risk of exceeding the standard value, and the future cost of hydrogen blending gas turbine power generation can reach the same level as the cost of natural gas power generation. Conclusions With the reduction of the cost of large-scale renewable energy hydrogen production, and the implementation of carbon tax and the maturity of hydrogen blending power generation technology, the gas turbine hydrogen blending power generation will gradually enter large-scale application.

Keywords： hydrogen energy ; H-class gas turbine ; hydrogen blending power generation ; hydrogen volume percentage ; pure hydrogen ; CO₂ ; NO _x

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本文引用格式

成明, 项阳阳, 杨光伟, 周强, 李军. H级燃气轮机掺氢发电技术应用现状及关键问题分析. 发电技术[J], 2024, 45(5): 814-825 DOI:10.12096/j.2096-4528.pgt.24106

CHENG Ming, XIANG Yangyang, YANG Guangwei, ZHOU Qiang, LI Jun. Analysis of Application Status and Key Issues of Hydrogen Blending Power Generation Technology for H-class Gas Turbine. Power Generation Technology[J], 2024, 45(5): 814-825 DOI:10.12096/j.2096-4528.pgt.24106

0 引言

氢能是一种来源丰富、绿色低碳、应用广泛的清洁能源，正逐步成为全球能源转型发展的重要载体之一^[1]。燃气轮机发电启停快、运行灵活可靠，可以解决光伏、风电等可再生能源发电间歇性、随机性所带来的电网安全和消纳问题，是新型电力系统实现稳定运行的重要基础^[2-4]。研究燃气轮机掺氢发电，将有助于实现氢能的大规模应用。燃气轮机的掺氢和纯氢燃烧，是实现碳中和的重要技术路径，将推动天然气发电从低碳向零碳加速迈进^[5]。

2023年，天然气发电量为6 334 TW⋅h，占全球发电量的23%，是全球第二大电力来源。根据国际能源署《净零排放方案》，2030年天然气发电量将降至6 007 TW⋅h，占比降至16%，2040年进一步降至2.4%^[6]。由此可见，燃气轮机燃料从天然气向氢气转换是必然趋势，零碳是燃气轮机发电未来的发展方向^[7]。

H级燃气轮机是出力最大、效率最高的燃气轮机，具有高效率、高可靠性、低排放等优点，广泛应用于发电领域。目前市场上主流的H级燃气轮机厂商以及相应机型有：美国通用电气(GE)公司的7HA、9HA系列，德国西门子(Siemens)公司的SGT5/6-8000H、SGT5/6-9000HL系列，日本三菱(Mitsubishi)公司的M501JAC/GAC、M701JAC/GAC系列，以及意大利安萨尔多(Ansaldo)公司的GT36系列。

本文以H级燃气轮机为研究对象，从战略规划和示范项目2个方面对国内外燃气轮机掺氢发电进展进行介绍，对比主要燃气轮机厂商的技术发展路线，对燃气轮机掺氢发电所面临的关键问题进行分析并提出建议，以期为未来燃气轮机掺氢发电的规模化应用提供参考。

1 国内外燃气轮机掺氢发电进展

氢气在全球发电结构中的占比不到0.2%^[8]。占世界GDP总量70%的18个国家均已制定国家级氢能发展战略^[9-10]，但仅有极少数国家在实施H级燃气轮机掺氢发电示范项目。其中，美国、欧洲、日本的研究和应用相对领先，国内的起步稍晚。

1.1 美国

美国能源部在2023年发布的《国家清洁氢能战略和路线图》中指出，在中短期内，燃气轮机发电将从天然气掺氢向纯氢过渡。到2030年，实现纯氢发电时超低NO _x 排放燃气轮机运行^[11]。

俄亥俄州汉尼拔长岭485 MW联合循环发电厂于2021年投入商业运行，于2022年3月完成掺氢燃烧测试，成为美国首个H级燃气轮机掺氢发电示范项目。该项目采用7HA.01燃机，测试所用氢气为附近工厂产生的工业副产品氢，当下已实现15%~20%比例的掺氢燃烧，计划于2030年具备100%的掺氢能力，实现零碳排放。

犹他州山间电力公司840 MW燃气掺氢发电项目于2022年开工建设，计划于2025年7月投入商业运行。该项目采用M501JAC燃机，将使用可再生能源电解水制氢并将其储存在地下盐穴中，计划在2025年实现30%掺氢比例发电，到2045年实现纯氢发电。

德克萨斯州奥兰治县1 215 MW联合循环发电厂于2023年4月开工建设，计划于2026年夏季投入商业运行。该项目采用M501JAC燃机，将新建一条氢气管道供应氢气，初期掺氢比例为30%。最终实现纯氢发电。

佛罗里达电力和照明公司计划在其现有的奥基乔比燃气发电厂上开展掺氢示范，掺氢比例为5%，在其中1台7HA.02燃机上进行测试。预计将安装3 000万块太阳能电池板，由25 MW电解槽系统制氢，每天生产10.8 t氢气。

1.2 欧洲

欧盟于2020年发布《欧洲气候中性氢能战略》，明确了氢能的发展方向是可再生能源制氢，但未提出燃气轮机掺氢或纯氢发电的目标^[12]。欧盟多国已实施中小型燃气轮机掺氢发电的示范项目，但尚未涉及H级燃气轮机。

德国将新建17~21GW的燃气发电厂，未来可掺氢运行^[13]。2022年德国天然气发电装机容量为27.5 GW，未来将大幅增长。其中，莱茵集团计划于2025年在维斯韦勒建设800 MW燃气联合循环发电厂，投入商业运行时可实现50%掺氢比例发电，到2035年实现纯氢发电。

英国政府计划将现有燃气发电厂改造为掺氢运行，并考虑对掺氢发电厂提供补贴，但尚未公布正式提案。另外，挪威Equinor计划在赫尔市Saltend工业园区开发H2H项目，将建设世界上最大的天然气制氢装置，园区内的发电厂将改用氢气和天然气混合燃料，掺氢比例为30%。

1.3 日本

日本经济产业省在2021年发布的第6次《战略能源计划》中提出2个附加新目标：一是2030年在天然气发电机组中实现30%掺氢比例的燃烧并建设纯氢发电厂；二是2030年氢和氨发电占日本总发电量的1%^[14]。

2023年11月，三菱动力基于高砂氢园区566 MW T-point 2联合循环发电厂验证设施，成功在部分负荷和满负荷下使用并网的M501JAC燃气轮机进行了30%氢气和天然气混合发电的示范。该测试使用园区内生产的氢气，验证了在掺氢燃烧过程中可实现相同的稳定燃烧和低NO _x 排放^[15]。

1.4 中国

《“十四五”能源领域科技创新规划》提出，集中攻关的燃气轮机非常规燃料燃烧技术包括开展掺氢燃气轮机设计、制造、试验及稳定低排放燃烧技术研究。《中国2030年能源电力发展规划研究及2060年展望》报告显示，2050年我国燃氢机组装机1亿 kW，2060年将增至2亿 kW。

2022年3月，广东省能源集团旗下的惠州大亚湾石化区综合能源站项目正式开工。项目一期建设2×670 MW燃气-蒸汽联合循环热电冷联产机组，采用9HA.01燃机，计划实现10%的掺氢燃烧，以消纳乙烯生产过程中产生的含氢尾气，将成为国内首个使用天然气、氢气混合燃料的H级燃机项目^[16]。该项目首台机组于2024年3月投产。

2023年11月，国投吉能(舟山)燃气发电有限公司2×745 MW燃气发电项目通过初步设计审查。该项目拟建设2台套H级燃气-蒸汽联合循环机组，采用9HA.02燃机。机组计划采用10%氢气与天然气混合发电，并在后期氢气气源落实后转为掺氢运行。该项目于2024年3月开工建设。

2 主要燃气轮机厂商技术发展路线

2.1 H级燃气轮机掺氢能力

2019年1月，燃气轮机行业承诺在2030年前开发出纯氢燃气轮机^[17]。其中，通用电气、西门子和三菱等主要厂商均就H级纯氢燃气轮机推出了相应的发展计划^[18]。H级燃气轮机的掺氢能力见表1。

表1 H级燃气轮机掺氢能力

Tab. 1 Hydrogen blending capacity of H-class gas turbines

厂商

燃机型号

频率/Hz

燃烧器类型

掺氢能力

(体积分数/%)

通用电气

(GE)

HA系列

50/60

DLN 2.6e

50(试验)

100(目标)

西门子

(Siemens)

STG5-9000HL

STG6-9000HL

DLE

50(试验)

100(目标)

STG5-8000H

STG6-8000H

DLE

30(试验)

100(目标)

三菱

(Mitsubishi)

M501JAC

M501GAC

预混DLN

多簇DLN

30(试验)

100(目标)

M701JAC

M701GAC

预混DLN

多簇DLN

30(试验)

100(目标)

注：DLN为干式低氮氧化物(dry low NO _x，DLN)；DLE为干式低排放(dry low emission，DLE)。

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2.2 通用电气燃烧技术

通用电气HA系列燃气轮机采用DLN燃烧器微孔预混燃烧技术^[19]。通用电气从2005年开始研发DLN 2.6e燃烧技术，经过多次实验室试验和设计改进，直至最终定型。DLN 2.6e具有3个重要特征：轴向燃料分级燃烧、减少反应停留时间和先进的预混技术。DLN 2.6e的剖面^[20]如图1所示。

图1

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图1 DLN 2.6e剖面图

Fig. 1 DLN 2.6e sectional view

图中灰白色管束部分为预混器，红色部分为预混器的壳体。轴向燃料分级燃烧的喷嘴分布在燃烧筒过渡段一体件的上下部。一体件的后半部分与1级喷嘴入口连接。压气机排气逆流围绕整个燃烧室。空气逆流先进入燃烧器端盖，然后进入预混管束，与管束外空腔的燃料在微管内均相混合。

DLN 2.6e的燃料适应性强，当前实验室验证的燃氢能力为50%。其采用毫米级直径的小尺寸喷嘴，预混充分，燃料流动速度快，当燃料流动速度大于燃烧速度时，可避免回火的发生。其采用分级燃烧，使火焰高温区域更加均匀，可降低NO _x 排放。

2.3 西门子燃烧技术

西门子SGT5/6系列燃气轮机采用DLE燃烧技术^[21]，配备第三代DLE燃烧器。该燃烧器具有以下设计特点：

1）燃料喷嘴、燃烧室火焰筒及其过渡段在燃烧室上呈环形阵列分布；

2）增加燃烧喷嘴级数，改进燃料和空气的预混质量，提高燃料适应性；

3）减少燃烧驻留时间，优化NO _x 排放水平；

4）优化密封设计，改进热障涂层设计，减少冷却空气用量。

SGT5/6-9000HL燃烧系统^[22]如图2所示。在该系统中，燃料和空气在燃烧前混合，以精确控制火焰温度。DLE燃烧系统通常使用涡流稳定火焰与稀薄预混合相结合，在不稀释燃料的情况下实现低NO _x 排放。可接受的掺氢比例取决于具体的系统设计和发动机运行条件，为提高掺氢比例，需改造硬件和控制系统，以使系统安全运行。

图2

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图2 SGT5/6-9000HL燃烧系统

Fig. 2 SGT5/6-9000HL combustion system

2.4 三菱燃烧技术

三菱J/G级燃气轮机采用预混DLN和多簇DLN两种燃烧器。预混DLN燃烧器已完成30%掺氢比例的混烧试验，验证了燃烧时无回火发生，NO _x 排放在51.25 mg/m³以内；多簇DLN燃烧器正在研发中，将应用于纯氢燃烧，计划在2025年3月完成工厂实压试验^[23]。多簇DLN燃烧器结构^[24]如图3所示。

图3

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图3 多簇DLN燃烧器结构

Fig. 3 Multi-cluster DLN burner structure

氢气的浓度越高，回火的风险越大。如在预混DLN燃烧器中燃烧更高比例的氢气，则需要更大的空间，并且回火的风险增加。为实现短时间内在狭窄空间中混合，与预混DLN燃烧器不同，多簇燃烧器设计了一种微孔喷射燃料混合方式，使火焰分散且变得更加细长，采用大量喷嘴代替原预混DLN的喷嘴结构，喷嘴孔径更小，可以在不使用旋流器的情况下用较小的体积混合空气和氢气，并实现高回火阻力和低NO _x 燃烧。

3 存在的关键问题分析

尽管氢燃料是一种极具潜力的清洁能源，但氢气的物理、化学特性与天然气相比，有着十分显著的差异，如氢气的可燃范围更广，体积能量密度更低，最大层流火焰速度约是天然气的8倍，绝热火焰温度高于天然气等^[25-26]。因此，掺氢燃烧将对燃气轮机的安全稳定运行带来巨大的挑战。在实际应用中，掺氢燃气轮机的设计和运用仍然面临着一些关键问题，如氢气的来源、燃烧技术的改进、污染物排放的控制、发电成本的竞争力等。

3.1 氢气来源

3.1.1 氢气制取

2022年，全球氢气产量约95 Mt。其中，未采用碳捕集、利用与封存(carbon capture, utilization and storage，CCUS)的天然气制氢占比62%，煤制氢占比21%，炼油厂和石化行业副产品制氢占比16%，采用CCUS的化石燃料制氢占比0.6%，电解水制氢占比0.1%，其他占比0.3%^[8]。

图4为2022年不同制氢方式的氢气产量，可知，2022年低排放氢气产量的占比为0.7%，氢气的生产几乎全部来自化石燃料。如果已公布的采用CCUS的化石燃料制氢和电解水制氢项目全部落地，预计到2030年，低排放氢气产量将达到20 Mt，其中电解水制氢占比70%^[8]。2022年和2030年低排放氢气产量对比如图5所示。

图4

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图4 2022年不同制氢方式的氢气产量

Fig. 4 Hydrogen production by different technologies in 2022

图5

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图5 2022年和2030年低排放氢气产量

Fig. 5 Low-emission hydrogen production in 2022 and 2030

2021年，化石燃料制氢成本为1~3美元/kg，采用CCUS的化石燃料制氢成本为1.5~3.6美元/kg，电解水制氢成本为3.4~12美元/kg。预计到2030年，太阳能电解水制氢成本将降至1.6美元/kg，风电电解水制氢成本将降至2.1美元/kg，逐步具备与化石燃料制氢竞争的能力^[8]。

化石燃料制氢成本低，但能耗大，碳排放高。未来从减排的角度考虑，氢气的来源将逐渐从灰氢过渡到蓝氢和绿氢，并以绿氢为主。因为蓝氢的发展取决于CCUS技术的产业化应用^[27-28]，而绿氢源于可再生能源制氢，全生命周期内碳排放为零，更有发展前景。

绿氢制备的主要方法是电解水制氢，分为碱性电解水、质子交换膜电解水和高温固体氧化物电解水。碱性电解水技术成熟度高，成本相对较低，易于大规模应用，但由于系统响应速度慢，难以适应大规模可再生能源消纳。质子交换膜电解水负荷范围宽，响应速度快，运行灵活，易于与风光等可再生能源结合，但催化剂多采用贵金属，运维成本较高，技术替代尚未实现突破。高温固体氧化物电解水具有能量转化效率高、能耗低的优点，有望成为绿氢规模化生产的主流方向，但还需在材料和催化剂等方面进行系统性验证。

对于燃气轮机掺氢发电，现阶段测试或示范项目所用的氢气基本来自园区内生产或由副产品制取的灰氢，产量有限，远不能满足燃气发电机组长期运行所需的氢气量。未来规模化掺氢或纯氢燃烧所需的氢燃料来源，是制约燃气轮机掺氢发电商业化应用的首要问题，但可以预见，其将以可再生能源电解水制氢为主^[29-30]。布局新兴电解槽技术，攻关新型催化剂，实现制氢成本、响应速率和能量转化效率的技术突破，将是解决绿氢制取的关键。

3.1.2 氢气储运

用氢气作为发电燃料的一个重要先决条件是其在现场的可用性，并考虑运输和存储解决方案。利用可再生能源发电制取的氢气，未来依然面临着产能地与需求地不一致的问题，存在大规模跨区域调配的现实需求^[31-32]。如何实现从制氢端到用氢端的大容量安全储运，是亟待突破的技术难点。

以一套欧洲某地新建H级一拖一多轴燃气轮机联合循环机组为例，拟采用M701JAC燃机，国际标准化组织(international organization for standardization，ISO）标准工况下全厂总出力为814 MW。当掺氢比例为30%时，标准状态下用氢量是49 210 m³/h，即4 120.5 kg/h，如果一天按20 h计算，则用氢量为82 410 kg/d。为满足如此大规模的用氢需求，现有条件下在天然气管道中掺混氢气，输送成本低，是解决氢气长距离、大规模、连续性输送的有效方案^[33-34]。受资源、距离等条件限制，我国现阶段天然气掺氢运输的比例为3%，欧美部分国家天然气掺氢运输最高比例已达到20%^[35]。

氢气通常以压缩气体或液体形式储存和运输，其中85%的氢气是在现场生产或使用，剩余15%的氢气通过卡车或管道运输^[36]。为降低运输成本，未来规划或新建燃气轮机掺氢或纯氢发电项目，宜与可再生能源制氢项目统筹考虑，以靠近氢气生产地。如有输送需求，应考虑利用现有的天然气管道掺氢，为项目提供连续稳定的燃料供应。随着产业的发展，兴建配套的纯氢管道将是未来发展方向。

根据现有研究，涉氢设备、管道等在材料选择、设计制造、规范标准等方面与天然气系统有较大不同。相比于天然气泄漏，高压氢气泄漏的影响范围更广，当前对于掺氢天然气管道多组分气体泄漏在空气中的气体扩散机理尚不明晰，对于管道事故失效特征、事故风险的蔓延及其控制方法尚不明确，长距离输氢管线的应用仍需进一步研究和论证。

3.2 系统改造

3.2.1 主要改造系统

天然气和氢气的特性差异决定了燃料掺氢时，燃气轮机需通过相应的升级改造以适应燃料的变化。由于氢气单位体积的低位热值小于天然气，其进入燃烧器的体积流量将相应增大，且火焰速度高于天然气，因此燃料掺氢燃烧时，需重点解决如何避免回火和火焰振荡、如何改进燃烧室结构、如何设计燃烧系统等问题。相应的主要系统改造如图6所示。

图6

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图6 主要系统改造示意图

Fig. 6 Schematic diagram of main system modification

3.2.2 燃气轮机系统

应根据每个项目的具体情况来评估掺氢量对系统改造工作范围的影响。一般而言，掺氢比例为0%~10%时，无需对现有的材料、设计、控制等系统进行调整；掺氢比例为10%~30%时，需对燃气系统和控制系统等进行适应性改动；掺氢比例为30%~100%时，应进行更广范围的升级改造^[37]。

当掺氢比例较高时，需对燃气轮机的多个系统进行改造，包括以燃烧器、火焰监测为主的燃烧系统，含防火、防爆、有害气体检测、通风系统以及氢气、稀释剂等管道在内的罩壳系统，燃料橇、阀门等^[37]。

3.2.3 燃料供应系统

在石油和天然气行业的应用实践中，燃气的最大压力和温度分别为5 MPa和100 ℃。但对于燃气轮机掺氢发电，燃料气体将会被预热至320 ℃，而当温度高于200 ℃时，氢气对管道金属材料可能造成氢脆腐蚀^[37]。氢脆不仅与温度有关，还与材料所承受的应力有关。随着掺氢比例的提高，氢脆腐蚀程度会加重。使用氢气作为燃料，还面临着与整体安全相关的风险。氢气比天然气更易燃易爆，具有更宽的爆炸极限，如泄漏会增加安全风险，需设置专用的检测装置，并考虑防爆危险区域划分等问题^[38]。

在综合评估体积流量增加以及氢脆的影响后，确认现有设备是否沿用或更换，从而配合燃烧器型号进行相关系统改造，包括具有不同密封布置的新阀门、新管道材料、新计量仪表等。

3.2.4 仪表控制系统

根据氢气防爆、防泄漏的要求，确认现有仪表是否更换。无论是燃料的控制、燃烧的控制，还是下游锅炉的控制，整体的控制系统均需根据掺氢比例进行调整。尤其是混氢燃料控制，如以天然气管道掺氢方式提供燃料，需在燃气轮机控制系统中内置更快的燃料成分分析并设定联锁保护，以满足发电厂的稳定运行。

3.2.5 其他系统

燃料的变化将引起涉氢辅助系统的调整。燃气轮机排气参数的改变，将影响余热锅炉、汽轮机等后序主要设备的输入数据。随着掺氢比例的提高，NO _x 的排放将显著增加，为将其控制在要求的标准范围内，除在燃烧系统中采取控制措施外，还需配备选择性催化还原(selective catalytic reduction，SCR)脱硝装置。

3.3 对CO₂和NO _x 排放的影响

燃气-蒸汽联合循环机组掺氢后能使CO₂的排放量大幅降低^[39]。如3.1.2节所述的H级一拖一多轴燃气轮机联合循环机组，在ISO工况下，以100%天然气为燃料时额定出力下所需燃料量为94 420 kg/h，全厂净出力约为792 MW，CO₂排放强度约为327.7 g/(kW⋅h)。随着机组掺氢比例的增加，CO₂减排量和碳排放强度变化的曲线如图7所示。

图7

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图7 CO₂减排量和碳排放强度随掺氢比例变化曲线

Fig. 7 Change curves of CO₂ emission reduction and carbon emission intensity with hydrogen volume percentage

由图7可知，当掺氢比例为30%时，CO₂排放强度约为286.2 g/(kW⋅h)，与燃烧纯天然气相比，CO₂排放强度降低约41.5 g/(kW⋅h)，可以减少约12.67%的CO₂排放。根据欧盟授权条例的相关规定，对于化石燃料(含天然气)发电项目，在2030年12月31日前取得建造许可的，其碳排放强度必须低于270 g/(kW⋅h)^[40]，为满足这一要求，本机组燃气轮机掺氢比例需不低于39%。欧洲投资银行为其融资的任何新发电项目设定了不高于250 g/(kW⋅h)的碳排放强度标准^[41]，如上述项目考虑从欧洲投资银行融资，则本机组燃气轮机掺氢比例应不低于48%。

氢气燃烧时的火焰温度很高，温度越高，NO _x 的产生会越多^[42-45]。NO _x 的排放量是燃烧温度的指数函数，NO _x 排放量的增幅随燃料中不同氢气含量变化的拟合曲线^[41]如图8所示。

图8

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图8 NO _x 排放量增幅随掺氢比例变化曲线

Fig. 8 Change curves of NO _x emission increase rate with hydrogen volume percentage

掺烧氢气时火焰温度比纯天然气燃烧时的火焰温度更高，会产生更多的NO _x，这是燃烧器设计所面临的主要问题之一。在环保法规对NO _x 排放要求不变的情况下，一方面需要研发更先进的DLN燃烧器，采取控制手段调节燃烧温度；另一方面需要在设计时考虑效率更高的脱硝系统，将NO _x 排放降至环保限值之内。如果电厂运行初期只有天然气，则可在余热锅炉中预留足够的空间，以采取措施应对未来掺氢运行时额外产生的NO _x，满足将来可能更严苛的法规要求。

3.4 发电成本

燃料成本是电网发电的关键驱动因素，占发电总成本的60%~80%^[46]。由于燃气轮机掺氢燃烧后相关系统调整所导致的成本增加，尚无可供参考的数据，且在总成本中占比相对较小，因此本文主要分析燃料成本和碳税对发电成本的影响。

以上述H级一拖一多轴燃气轮机联合循环机组为例，本文做以下假定：

1）机组按100%掺氢能力设计及建造；

2）随着掺氢比例的变化，机组除燃料成本以外的运行成本维持不变，发电成本仅考虑燃料成本及相应碳成本的影响。

掺氢条件下燃料成本及碳税综合影响因子(the integrated index of fuel cost & carbon tax，IIFC)I_FC的计算式如下：

I_FC=

\frac{C_{N G / H} + T_{C}}{C_{H}}

(1)

其中：

1）I_FC为机组在掺氢条件下运行的发电成本与其在100%燃氢运行条件下的发电成本的比值。

2） $C_{N G / H}$ 为机组在掺氢条件下燃料输入成本，包括机组消耗的天然气燃料及氢燃料。根据国际能源署公布的欧洲联合循环电站天然气燃料平均成本，天然气燃料成本按0.007 58 美元/kJ^[47]取值，氢燃料成本按3.1.1节所述的1.6~3 美元/kg取值。

3） $T_{C}$ 为机组所需承担的碳税。根据世界银行公布的2023年全球碳税及趋势报告数据，2019—2023年，欧洲二氧化碳排放成本水平为28~104 美元/t，呈现逐年上涨的趋势^[48]。为综合分析不同氢成本及不同碳成本对电站发电成本的影响，碳成本取30~290 美元/t进行分析。

4） $C_{H}$ 为机组在100%纯燃氢条件下消耗的氢燃料成本。

如图9所示，假定氢燃料成本为1.6 美元/kg。当碳成本在30~70 美元/t时，I_FC随着掺氢比例的提高而增加；当碳成本在80~100 美元/t区间时，I_FC随着掺氢比例的提高而降低。这说明在该条件下，只有当碳成本高于80 美元/t时，机组掺氢运行下的发电成本才可与天然气发电成本相竞争。

图9

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图9 掺氢比例对燃料成本及碳税综合影响因子的影响

(氢价为1.6 美元/kg)

Fig. 9 Effects of hydrogen blending ratio on the IIFC(hydrogen price=$1.6/kg)

如图10所示，假定氢燃料成本为2.1 美元/kg。当碳成本在110~140 美元/t时，I_FC随着掺氢比例的提高而增加；当碳成本在150~180 美元/t时，I_FC随着掺氢比例的提高而降低。这说明在该条件下，只有当碳成本高于150 美元/t时，机组掺氢运行下的发电成本才能与天然气运行发电成本相竞争。

图10

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图10 掺氢比例对燃料成本及碳税综合影响因子的影响(氢价为2.1 美元/kg)

Fig. 10 Effects of hydrogen blending ratio on the IIFC(hydrogen price=$2.1/kg)

如图11所示，假定氢燃料成本为3 美元/kg。当碳成本在220~250 美元/t时，I_FC随着掺氢比例的提高而增加；当碳成本在260~290 美元/t时，I_FC随着掺氢比例的提高而降低。这说明在该条件下，只有当碳成本高于260 美元/t时，机组掺氢运行下的发电成本才能与天然气运行发电成本相竞争。

图11

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图11 掺氢比例对燃料成本及碳税综合影响因子的影响(氢价为3 美元/kg)

Fig. 11 Effects of hydrogen blending ratio on the IIFC(hydrogen price=$3/kg)

4 结论

H级燃气轮机掺氢发电还处在测试和示范阶段，尚未进入实质性的商业化运行。燃气轮机掺氢发电从示范到规模化应用，从低碳到零碳，还需要进行更多的试验论证。通过上述分析，得出的主要结论如下：

1）燃气轮机掺氢及纯氢运行是全球能源低碳转型的重要方向，在具有制氢、输氢、储氢区位优势的区域，燃气轮机掺氢发电项目更具大规模商业化的优势。利用以光伏风电为主的可再生能源电解水制氢，将是未来燃气轮机掺氢发电项目的主要氢气来源。

2）因可解决掺氢混烧时自燃、回火、燃烧振荡等造成的不稳定问题，DLN燃烧器将是未来技术的发展方向。当掺氢比例较低时，无需对现有系统进行调整；当掺氢比例较高时，则需根据具体情况进行适应性改动或对燃气轮机系统进行全方位的升级改造。

3）掺氢比例越高，CO₂减排量越大，碳减排效果越明显。当纯氢燃烧时，将实现零碳排放。随着掺氢比例的提高，NO _x 排放量的增幅呈增大趋势，并有超标风险，需通过配置更先进的DLN燃烧器和SCR脱硝装置予以降低。

4）H级联合循环机组掺氢运行和天然气运行工况下发电成本的竞争力取决于氢燃料价格和碳成本。随着大规模可再生能源制氢成本的降低、碳税的实施以及掺氢发电技术的成熟，未来掺氢发电成本将可降至天然气发电成本的同等水平。

参考文献

原文顺序

文献年度倒序

文中引用次数倒序

被引期刊影响因子

[1]

国家发展和改革委员会，国家能源局．

氢能产业发展中长期规划

(2021—2035年)[EB/OL]．(2022-03-24)[2024-02-18]．．