氢燃气轮机结合了高效率和灵活性，适用于分布式和集中式供能，有助于各行业脱碳。本文概述了氢燃气轮机技术，包括其原理、燃烧特性、技术难点及我们国家发展现状。
随着以风光为主的可再次生产的能源大规模接入，源荷两侧不确定性明显地增强，这将导致电力系统日内、月内、季度内灵活性调峰需求不断攀升。目前，燃气轮机、煤电机组和抽水蓄能电站构成了全球大部分国家的主要调节电源。同时，随着发电行业碳减排的不断推进，以可再生氢及其衍生物作为零碳燃料替代传统化石燃料逐步成为行业深度脱碳的有效途径。在此背景下，氢燃气轮机的发展愈发受到关注。相比于燃煤发电，氢燃气轮机效率更加高，且兼具传统燃气轮机的灵活性优势，能够频繁启停、快速响应，与波动的可再次生产的能源电力形成良好互补，其机组规模从千瓦级至百兆瓦级不等，
可灵活应用于分布式和集中式供能场景，助力电力、交通、工业、建筑等行业脱碳减排
氢气与甲烷（天然气的主要成分）的物理特性与化学特性存在非常明显差异，富氢天然气会在现有燃烧系统中会产生回火、自燃以及更高的NOx排放和不稳定性等影响。热值方面，氢气的体积低位热值为10.05MJ/m3，约为甲烷的三分之一，为达到同样的热负荷，燃料系统要供应更大的体积流量；燃烧速度方面，氢气层流火焰速度为306cm/s，超过甲烷8倍，质量扩散系数为78.79mm2/s，是甲烷的3倍，易快速形成易爆环境，回火风险更高；燃烧温度方面，氢气的绝热火焰温度为2103℃，比甲烷高约150℃，若不采取一定的措施将导致NOx排放增加。
目前，不一样的等级的燃气轮机允许的掺氢比例典型值为30-50%（重型燃机）、50-70%（小型燃机）、20%（微型燃机）。纯氢燃气轮机技术处于工业示范阶段，尚未实现商业化，其燃烧系统的研发更具挑战性，需针对系统、材料、操作和控制各层面开展集中攻关，并考虑未来氢燃料供应的潜在波动等问题提出可行解决方案
我国大力推动燃气轮机国产化，“十三五”期间全面启动航空发动机和燃气轮机“两机专项”重大科学技术攻关。2024年2月，工信部正式印发《工业领域碳达峰碳中和标准体系建设指南》，明白准确地提出将重点制定包括氢燃气轮机在内的多种氢能替代相关技术和装备标准。氢燃气轮机所需投资较大，技术门槛较高，在国内产业热度相对低于氢燃料电池，主要由央国企牵头开展技术示范和项目落地。国家电投在2021年率先开展相关示范项目，30%掺氢燃气轮机在荆门完成改造和可靠性验证；上海电气和杭州汽轮集团于2023年成功完成7%与25%掺氢比例工况下的燃烧实验。
氢燃气轮机具备绿色低碳优势，可广泛支撑发电、工业、交通等领域脱碳减排。2023年，我国发电与工业部门二氧化碳排放分别约占全国能源体系总排放量的47%与37%，是我国实现碳中和的重点发力方向。参考国际碳市场发展经验，能源密集型行业将陆续纳入我国碳市场范围，且碳配额逐步减少，用能企业将承受更高的碳排放成本。相关试验表明，燃气轮机掺烧30%体积可再生氢即可减少约10%二氧化碳排放量。氢燃气轮机可满足供热、供冷、发电、机械驱动等多种需求，灵活应用于调峰发电、工业热电联供、大型船舶/飞机等多种场景，可大大降低各用能行业减排压力。
我国可再次生产的能源资源与天然气资源区域分布相对一致，可再次生产的能源制氢与天然气可形成供应互补，实现清洁能源保供。可再次生产的能源资源方面，我国“三北”地区（西北、东北和华北）以及东部沿海地区（华东、华南）均有较为丰富的可再次生产的能源资源，可利用电解水制氢进行规模化开发，并就地利用以降低运输成本；天然气资源方面，我国天然气资源大多分布在在鄂尔多斯盆地、塔里木盆地、四川盆地和南海等海域，且在东北、西南、东部沿海均有管道气/LNG进口通道。总的来看，在资源富集地区发展氢燃气轮机可依托丰富的天然气资源为基础支撑，与波动的可再生氢形成互补供应关系，在保障电力、热力供应的同时实现减碳。
氢燃气轮机具备传统燃气轮机灵活调节优势，可通过氢电协同模式助力构建以新能源为主体的新型电力系统。燃气轮机的启动速度仅为煤电机组的二分之一到五分之一，爬坡速率能够达到常规煤电的2-3倍，快速的响应速度使其有满足秒级和分钟级功率调整需求的能力，其与电解水制氢耦合可为电力系统提供短时间和中时间尺度的调节灵活性，提升新能源大规模并网能力。以西北地区为例，在白天新能源大发时期可利用电解水制氢将冗余电力转化为氢气就地利用与部分储存，晚上随着光伏出力降至零，可利用白天制取的可再生氢与天然气混燃，灵活调整氢燃气轮机出力配合夜间波动风电，以满足当地夜间用电负荷或支撑特高压电力外送通道高效运行。
氢燃气轮机可充分的利用现有燃气轮机技术基础和天然气基础设施，提升天然气设施利用水平，助力行业可持续发展。2023年，天然气发电总装机达到1.26亿千瓦，但平均利用小时数仅2400小时左右，主要作为调峰电站使用。考虑天然气资源限制，相较于煤电机组平均4500以上利用小时数，燃气轮机机组都会存在利用率不足问题，难以承担或兼顾主力电源定位。我国长输天然气管道总里程近12万公里（含地方及区域管道），天然气设施一般生命周期为30年左右。随着天然气行业的碳减排政策逐步收紧，若不采取比较有效措施，将面临利用率降低、资产闲置等问题。通过对现有天然气管道及燃气轮机进行升级改造，使其适应富氢工况下的安全稳定运行，可在满足下业碳减排需求的同时提升相关设施利用水平，进而避免投资搁浅和资源浪费，实现天然气设施可持续发展。
考虑目前全球市场上主要燃气轮机产品均具备一定掺氢燃烧能力，无需增加额外投资对燃气轮机进行升级改造。假设掺氢燃烧不影响燃气轮机发电效率，传统燃气发电用气价格3元/标方，天然气度电排放约为350克/千瓦时，对不同碳价水平下氢燃气轮机氢价承受能力进行简要分析。不考虑碳价影响条件下，按照等热值折算，可再生氢价格需降至10.4元/千克才能与天然气发电价格持平；考虑碳价影响条件下，碳价每提高100元/吨，天然气发电成本上升0.035元/千瓦时，碳价100元/吨、200元/吨、300元/吨、400元/吨条件下，氢燃气轮机可承受氢价可分别提升至10.9元/千克、11.6元/千克、12.2元/千克、12.8元/千克。
目前我国可再生氢平均成本普遍在30元/千克以上，氢燃气轮机发电竞争力较弱。根据《开启绿色氢能新时代之匙：中国2030年“可再生氢100”发展路线年我国可再生氢成本有望降至13元/千克，将初步具备与传统燃气发电竞争能力，且随着碳价与电力系统灵活性需求的不断的提高，氢燃气轮机的技术与经济优势将逐渐凸显。
支撑可再次生产的能源大基地开发与“西电东送”，在“三北”地区打造发展风光（气）氢储一体化外送模式。在新疆、青海、甘肃等可再生资源富集且存在清洁电力外送需求的“三北”地区建设风光（气）氢储一体化基地，通过配套电解水制氢助力可再次生产的能源消纳，利用氢燃气轮机提供系统灵活性支撑，充分依托当地丰富的低成本天然气资源为供应保障，助力提高“三北地区”可再生资源高效利用和稳定外送。
依托“东数西算”示范推进，在西部地区打造分布式风光（气）氢综合能源模式。2021年6月，国家发展改革委等部门联合印发《全国一体化大数据中心协同创新体系算力枢纽实施方案》，首次提出“东数西算”工程，即依托西部丰富可再次生产的能源与土地资源建设数据中心以满足东部算力需求。在西部地区新建的数据中心配套建设以氢燃气轮机为支撑核心的分布式风光（气）氢储综合能源系统，通过多品类能源协同互补，为数据中心等用能稳定性需求与能源承价能力“双高”的最终用户提供绿色稳定的冷热电多种能源供应。
持续推动沿海贸易开放和海洋能源开发，在东部沿海地区发展海风（气）氢储就地消纳模式。广东、江苏、浙江等东部沿海地区经济发达，能源承价能力强，可再次生产的能源资源较好，同时也是我国电力负荷中心与LNG资源富集地区。可紧抓海上风电等可再次生产的能源发展契机，利用氢燃气轮机与海上风电、陆上光伏等可再次生产的能源打捆就地消纳，支撑海洋能源大规模开发。有条件的地区可以风光氢为抓手，拓展与中东、东南亚等探索绿地开发和国际贸易，提升东部沿海地区能源自供应水平与本地电源保障能力。
聚焦先进电解水制氢、新型氢储运、氢燃气轮机等关键研发技术，推动可再生氢制储输用全链条技术降本。将氢燃气轮机核心关键技术纳入“两机”专项基础研究计划，并加快建设氢燃气轮机试验科研条件和基础设施，支撑氢燃气轮机产业规模化、商业化发展。
各地统筹产业基础和发展需求，初期建立面向氢燃气轮机的本地化容量电价补偿机制，并逐步转轨至电力市场辅助服务市场，引导氢燃气轮机等灵活调节资源市场化定价。鼓励和引导有突出贡献的公司强化资源协作，通过梳理明确氢燃气轮机参与电力市场和碳市场的路径，引导各方加快探索氢燃气轮机发展模式。
在“三北”地区与东部沿海地区可再次生产的能源资源与天然气资源较为充足的省份，依托各类资源抓手分场景开展“可再次生产的能源发电+电解水制氢+掺氢/纯氢燃气轮机发电+燃气轮机国产化”全产链一体化科技示范。在能源领域首台（套）重大技术装备等机制中开辟绿色通道，建立需求导向的科技成果转化机制，整体推动有关技术进步及应用。
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