本文来源于国家能源局2014年燃气发电安全监管报告（NEA），时间较久，有些内容可能过时，但仍有借鉴意义，仅供大家参考。
存在主要问题
（一）燃气发电核心技术未完全掌握，制约燃气发电产业发展目前，国内制造企业与国外企业合作中在关键技术方面存在壁垒，对燃气发电核心技术还不完全掌握，主要表现在以下几个方面：
1、燃机设计制造中燃烧器、透平叶片等热部件完全依靠进口，发展存在瓶颈。国内制造企业虽然能够制造、组装燃气发电机组，但在整机设计、热部件材料制造以及冷却和隔热涂层等关键技术方面尚未实现实质性突破，燃机燃烧器、透平叶片等热部件仍完全依靠进口。
2、整机检修维护依赖原厂商，维修费用昂贵。受设备设计制造核心技术不掌握的制约，国内对整机检修维护核心技术掌握不深、不透，机组检修维护、改造升级、部件更换等都依赖原厂商，主要部件发生故障需返厂检修，检修维护费用昂贵。
3、机组运行中燃烧参数不能自主调整，运行安全存在隐患。燃烧调整为原厂商的核心技术，必须由原厂商进行。燃机发电企业没有掌握整机燃烧调整的标准和参数，运行人员不能通过燃烧自动调整确保机组在燃烧脉动最小和在排放最佳点运行，不利于有效控制安全状况和开展异常诊断、分析。
（二）燃气发电设备设计制造质量存在问题，影响机组运行可靠性近年来，国内燃气发电机组存在设计制造质量问题，压气机、燃烧器及热通道部件、发电机、燃气系统等故障多发,尤以F 级机组较为突出。
1、压气机存在质量缺陷，运行中发生叶片断裂等事故。部分机型压气机由其原机型模化设计而成，缺少必要的试验校核等后续工作，不能适应频繁启停、变工况运行，出现压气机叶片断裂等事故；部分机型压气机转子由于拉杆螺栓与轮盘结合面设计不合理导致三级轮盘出现裂纹。
2、燃烧器及热通道部件存在质量缺陷，实际运行时间缩短。国内引进机组存在燃烧器及热通道部件质量缺陷，实际运行时间普遍达不到原厂家设计值，需提前修理或报废。
3、发电机存在质量缺陷，多次返厂检修。部分E 级燃机发电机和F级国产化燃机发电机存在制造、装配质量问题，发电机返厂检修频繁。
（三）机组性能不能完全适应运行要求和环境条件，影响设备寿命我国燃气发电机组大部分引进国外技术，不能完全适应国内运行方式和运行环境，设备维修周期和使用寿命相应缩短。
1、机组启停频繁，缩短设备检修周期。燃气发电因电网调峰需要以及部分地区“照付不议”的供气合同规定影响，机组启停频繁，热通道部件普遍存在涂层脱落、裂纹、烧损，使用寿命缩短。
2、环境条件恶劣，增加设备更换频次。受空气质量及成分的影响，燃气机组易出现进气滤芯积灰、积尘、堵塞现象，过滤器更换周期明显缩短，压气机叶片结垢腐蚀，影响机组出力和效率。
3、部分机组AGC 调节不能完全满足调度规定要求。燃气-蒸汽联合循环机组蒸汽轮机调节较燃机工况变化速度存在迟缓，AGC 调节更依赖燃气轮机出力调整，其响应速度受到影响，不能完全满足个别地区调度机构规定要求，且机组在负荷大幅度频繁变化时热部件寿命也受到影响。
（四）燃气发电并网运行存在薄弱环节，影响安全生产
1、机组在非安全区域运行，增加停机概率。部分燃气发电企业和调度机构对机组非安全区域不掌握，运行方式安排不合理，机组运行负荷没有远离燃烧模式切换点，极易造成机组强迫停运和燃烧室部件损坏。
2、二次系统安全防护管理不完善，存在安全漏洞。部分企业二次系统安全防护管理工作不到位，存在问题整改不及时、不彻底，安全防护策略不符合规定，安全防护装置不符合要求。
3、分布式和非常规天然气发电还需要不断总结提高。分布式天然气发电以及非常规天然气发电还处于起步示范阶段，关键零部件制造、系统集成还不够成熟，有关组织设计、施工安装、运行维护和安全管理等工作需要不断总结、分析。
4、燃机专业技术力量不足，不能适应燃机产业快速发展需要。目前，我国燃气发电专业技术人才短缺，且流动性大，尤其是掌握燃机运行维护经验的专业技术力量储备不足，专业技术力量不满足燃机快速发展需要，给电厂安全生产带来隐患。
5、安全管理基础不牢固，长效机制尚未有效建立。部分燃气发电企业安全生产工作机制不健全，规章制度和作业规程不完善，安全生产管理不规范，运行维护水平不高，技术监督管理不到位，隐患排查治理工作不深入。
6、风险管控措施不完善，事故防范不到位。部分燃气发电企业反事故措施落实不到位，危险源辨识与风险评估不深入，人身事故防范措施不完善，风险管控能力不强。
（五）燃气发电无序发展问题较为突出，天然气供应与发电不协调有关项目审批单位、天然气供应企业、电力调度机构、燃气发电企业在燃气机组装机容量与天然气供应量、发电用气量与发电量、供气方式与电网调峰等方面没有有效衔接，发电、供气存在不协调现象。
1、部分地区燃机规模不断增加，天然气供应量不足。部分地区没有根据燃气供应能力和电网结构等因素，统筹考虑燃气发电规模、布局和建设时序，存在无序发展、区域布局不合理、气源难以支撑等问题，气电协调难度大。
2、天然气需求季节性不平衡，部分时段气电供需存在矛盾。我国天然气消费和电力需求季节性特征明显，冬季社会用气量大且处于用电高峰，春秋季发电供气有保障而电力负荷相对较低，存在气电供需矛盾，部分地区部分时段存在有气时无电力需求、需要发电时又缺气的现象。
3、天然气供气方式不灵活，燃气发电机组调峰能力受限。天然气供应通常按照“照付不议”合同签订，没有考虑发电调峰和电力供应的需要，将年供气量平均分配至每日向燃气发电企业供气，燃气发电机组只能按“以气定电”原则运行，限制了燃气机组调峰能力。
4、部分地区气电应急机制不完善，安全风险潜在。部分地区天然气供应企业与燃气发电企业之间未建立应急沟通协调机制，应急预案不能相互衔接，如因灾害、故障、检修或外力破坏等造成天然气管道泄漏或阀门关闭，将出现大量燃机停运，影响电力系统稳定和燃气发电机组安全。特别是单一管道供气地区，还将影响到城市热力供应和居民供暖。
（六）相关配套政策和有关标准规范需要进一步完善
1、天然气发电面临气价不断上涨的压力。管道天然气和电力均由行政定价，价格政策直接关系天然气发电企业经营状况。近年来天然气价格大幅上涨，按当前天然气发电上网电价机制和部分地区补贴政策标准，企业经营压力日益加大，影响到安全生产投入和燃气发电产业发展。
2、天然气发电调峰补偿机制不够完善。燃气发电机组在为电网调峰调频作出贡献的同时，也增加了设备检修、维护成本。但部分地区未充分考虑燃气机组调峰调频成本，燃气机组参与电网调峰调频未获补偿或补偿标准偏低，天然气发电调峰补偿机制需进一步认证、完善。
3、安全技术标准和规程规范制定滞后。目前，我国燃气发电只有部分类型的设计规定、验收试验等技术规范和部分机型的运行维护规程，缺少天然气发电厂规划建设导则、设备安装施工规范、运行管理规范和操作规程等规程规范，标准体系不健全，技术标准制定滞后，不能满足燃气发电安全运行需要。
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