一． 油改气的效益
1．烧油改烧气后节省的燃料费用
    烧油改烧气后节省的燃料费用，对于两种型号的燃机按照以下数据分别计算如下：
1.)适用机组：
PG6581B简单循环燃气轮机（标准状况下，烧天然气）：
功率        透平排气温度     热耗率
（kW）     （℃）         (kJ/kW.h)
41890     544                11257 

    烧液体燃料时的发电成本计算：燃油热值按10270大卡/公斤=42.990MJ/kG计取，热耗率按气体燃料时计取。

燃料价格：	(元/t)	2500	3000	3500	4000	4500	5000
发电成本：	(元/kW.h)	0.6548	0.7857	0.9167	1.0476	1.1786	1.3095

    烧天然气时的发电成本计算：天然气热值（例如，克拉2气田天然气）按34.28MJ/m3计取。

    PG6581B型燃气轮机简单循环运行时，在不同的燃料价格条件下油改气后，每千瓦-小时电量节省的燃料费用，列入表1.

    图1.PG6581B型燃气轮机简单循环运行时，油改气前后在不同的燃料价格条件下，每千瓦-小时电量节省的燃料费用变化曲线图

    假设一台简单循环6B型燃机，以35000kW的功率发电运行，油改气前的液体燃料价格分别为2500元/t和5000元/t，改为烧气后的气体燃料价格分别为1.5元/m3和1.75元/m3，每年运行不同小时情况下节省的燃料费用列入表2.

2.)适用机组：
    PG9171E简单循环：
    功率     透平排气温度            热耗率
   （kW）        （℃）            （kJ/kW.h）
   123400         543                 10650 

    烧液体燃料时的发电成本计算：燃油热值按10270大卡/公斤=42.990MJ/kG计取，

    烧气体燃料时的发电成本计算：天然气热值（例如，克拉2气田天然气）按34.28MJ/m3计取，

    PG9171E型燃气轮机简单循环运行时，油改气前后在不同的燃料价格条件下，每千瓦-小时电量节省的燃料费用，列入表3。
表3.

根据表3中的数据，可绘出PG9171E型燃气轮机简单循环运行时，油改气前后在不同的燃料价格条件下，每千瓦-小时电量节省的燃料费用变化曲线如图2所示：

    图2.PG9171E型燃气轮机简单循环运行时，油改气前后在不同的燃料价格条件下，每千瓦-小时电量节省的燃料费用变化曲线图

    假设一台简单循环9E型燃机，以120000kW的功率发电运行，油改气前的液体燃料价格分别为2500元/t和5000元/t，改为烧气后的气体燃料价格分别为1.5元/m3和1.75元/m3，每年运行不同小时情况下节省的燃料费用列入表4。
             表4

燃油价格 元 /t	气体燃料 价格 元 /m 3	每年运行小时数（小时）
		2000	2500	3000	3500	4000	4500
		每年节省的燃料费用（万元）
2500	1．50	3669.6	4587	5504.4	6421.8	7339.2	8256.6
	1．75	1807.2	2259	2710.8	3162.6	3614.4	4066.2
5000	1．50	18537.6	23172	27806.4	32440.8	37075.2	41709.6
	1．75	16675.2	20844	25012.8	29181.6	33350.4	37519.2

2．改烧气体燃料后，机组功率有所提高，热耗率下降，也给业主带来直接经济效益。对于联合循环运行的燃气轮机，烧重油改为烧天然气后，透平排气温度提高，有利于提高蒸汽参数和汽轮机的出力。仍以PG6581B和PG9171E机型为例，制造厂家给出数据如表5。从表5看出，PG6581B型燃机从重油燃料改烧天然气后，功率提高4062kW，约提高10.7%；热耗率下降307kJ/kW.hr，降低约2.65%。排气温度提高25℃。PG9171E型燃机在环境温度20℃的情况下，从烧柴油改为烧天然气，功率也提高了3200kW，提高约2.7%；热耗率下降90kJ/kWhr，约下降0.83%。

    燃机油改气后功率的提高以及热耗率的降低，在我们完成的工程中也有体现。例如，我们完成改造的三台PG5361燃机，根据四川电力公司测试院对改造前后机组性能测试的结果表明，改造后的功率分别提高5.755%、4.001%和1.175%；热耗率分别下降5.442%、3.336%和3.173%。当然，应该说明的是这里边也含有对机组的中修使其性能改善的因素。

3．改烧气体燃料后，零部件寿命延长、维护费用减少、维修间隔周期延长。
    燃料种类不同，不仅对同一种零部件的寿命有很大差别，而且维修期也大不相同，例如，英国JB公司根据已生产的燃气轮机的运行经验，制定了高温部件的使用寿命和维修检查周期，见表6。

由表6可以看出，对火焰筒而言，燃用天然气的寿命是烧重油的八倍、维修期是四倍。可见燃料种类不同，机组寿命差别很大。

表6.高温部件使用寿命及维修期限

4．NOX的排放浓度降低，改善了生态环境。
    根据GE公司给出的数据，一台PG9171E燃机，在20℃环境温度下运行，烧天然气时NOX的排放浓度为140PPM（vd@15%O2），烧柴油时NOX的排放浓度为235PPM（vd@15%O2）。可见，烧天然气比烧柴油时NOX的排放浓度降低了40.43%，明显地改善了生态环境。

    从上述分析可以看出，燃机油改气后能够明显提高经济效益、降低能源消耗、减轻劳动强度、改善生态环境，对企业有利、对社会有利、对国家有利。

二． 油改气工作的主要内容、步骤和粗浅体会
1．油改气工作的主要内容
    油改气工程的基本内容，对不同的电站不完全相同。对于燃气轮机部分，主要有：
    (1) 燃气轮机燃料系统改造： 
    根据用户提供的天然气成份分析和热值参数，确定双燃料喷嘴的型号、组合阀型号，并设计天然气分配管路和气体燃料控制阀模块。
    气体燃料系统的主要部件是布置在气体燃料控制阀模块中的气体燃料速比阀和气体燃料控制阀、气体燃料辅助关断阀、有关的气体燃料进口管路、气体燃料滤清器、控制伺服阀、压力传感器、压力开关、压力表、气体燃料分配环管、通气阀及管路。整个系统的设计考虑到气/液两种燃料间的在线互相切换以及两种燃料按一定比例混合燃烧运行的要求。
    (2) 雾化空气系统改造
    (3) 液体燃料喷嘴清吹空气系统改造
    设计和增加液体燃料喷嘴清吹气体管路及其控制阀模块。
    (4) 危险气体检测系统改造
    因为天然气为易燃易爆气体，为保证电厂设备及人员安全，改造后的燃气轮机发电机组增设有危险气体检测系统。在燃气轮机间和气体燃料控制阀室等封闭间室分别设有相应的危险气体检测探头，
    (5) 控制系统改造
    因用户原为烧油的机组，燃机的控制盘按烧液体燃料配置，现要将其改造成烧气体燃料双燃料，必须对控制保护程序、卡件等的进行改造及调试，以适应燃气轮机烧油、烧气和油/气双燃料混烧运行的要求。 
    (6) 增加仪表及阀门控制用的压缩空气站及其管路系统，保证机组安全可靠运行。
    (7) 电气系统符合防爆要求
    (8) 其它必要系统的改造

    属于燃气轮机本身系统之外的，还有天然气燃料前置处理及输送管路建设。
    根据 GE 公司燃气轮机启动、运行工况及燃气轮机对气体燃料气质的要求，天然气必须经过前置处理，使供到燃气轮机气体燃料控制阀模块前的天然气压力、温度、流量和气质完全符合 GE 燃机气体燃料规范的要求，并保证气体燃料流量和压力满足燃气轮机所有启动、运行工况及甩负荷工况的要求。每台燃气轮机配置一套天然气燃料前置处理系统，主要包括以下模块： 
    (1) 设置含有2台100% 容量的天然气前置精细过滤分离模块和相应的排污罐（高压），彻底滤除和分离1μm左右的固体颗粒物和雾状小液滴。保证机组连续安全运行。
    (2) 天然气压力调节模块。
设置天然气压力调节模块，使从前置精细过滤分离撬体来的天然气经天然气调压模块调压后，满足燃气轮机所有运行工况对天然气压力和流量的要求。 
    (3) 天然气流量测量系统。
设置天然气流量测量模块，以测量实际进入燃气轮机的天然气流量。可作为燃气轮机性能测量和监控用。

2. 燃气轮发电机组燃料油改气工程的实施步骤及其部分相关工作的主要阶段如下：

3．在改造过程中，我们还有以下几点粗浅体会：
    (1) 天然气是易燃易爆气体，安全措施一定要到位：增加天然气漏气检测报警装置、防爆设施，通风设施，延长清吹时间，充分排除可能残存的天然气（但这又可能导致点火转速升高，必须采取其它相应措施予以解决）；
    在我们曾经改造过由MARKⅠ轮控盘控制的MS5001燃机中，对于该型机组，据称GE公司不提倡直接用天然气点火。但是，在有些地方（特别是在盛产天然气的地区），业主单位往往极不希望仅仅因为点火而再保留柴油燃料系统。为了保证天然气燃料点火的安全性，必需根据燃料的热值等参数，认真计算燃机的点火转速和点火时天然气的流量，并配合正确连接燃料控制电磁阀，精确调整气体组合阀的控制电路的有关参数，保证机组安全点火一次成功。
对于安全问题，我们的一贯原则是：如果某一个隐患有可能出现，我们就按照它一定会出现来对待——采取有效措施，防患于未然，做到万无一失。
    (2) 燃气轮机是用气量大、增加或减小负荷的速率变化极快的用气设备。供气系统要有足够的储量，管路系统设计要合理，不至于在起动加速或增加负荷时因供气压力明显降低（气量不足）而停机，或者突降负荷时供气压力升高而打开安全阀对空排气；
    (3) 对于改造之后烧气、液双燃料的机组，切换程序设计要合理。燃料的互相切换要在机组点火之前或者达到一定的负荷下（大于25%额定负荷）进行；
    气-液双燃料的混合运行也要遵循一定规则：只有负荷高于一定数值后才允许混烧，混烧时气体燃料流量不小于30%或在25%负荷时不小于60%。混烧时液体燃料占燃料总量的比例不得小于10%；天然气与柴油的混烧和中、低热值煤气与柴油燃料的混烧情况又有所不同。
    (4) 配合好阀站及前置（包括天然气的预处理、加热等）系统的设计；
    (5) 改造工程如能和机组的检修工作结合进行，则更为有利；
    (6) 备品备件及时订货、适时到货，是保证改造工程顺利实施、如期完成的重要条件，必须足够重视，不可掉以轻心。

三． 中国气体燃料的供应格局和前景
    据报导，现已初步查明：我国内陆的天然气资源储藏量约59万亿立方米。并已初步形成川渝、陕甘宁、新疆、青海等四大气区。其中，新疆是我国天然气资源大区。预测天然气总资源量达到10万多亿立方米。中国石油天然气集团副总经理苏树林在西气东输工程投产庆典暨表彰大会新闻发布会上说，截至2003年底，新疆的塔里木盆地已累计探明天然气地质储量7000多亿立方米。探明储量仅占天然气总资源量的7.8%。实现年输气200亿立方米、稳定供气30年有可靠的资源保证。至2004年底，西气东输的主力气源——塔里木盆地已建成年生产天然气76亿立方米的能力。已可完全满足西气东输首期供气的需要。其中，西气东输源头主力气田——塔里木克拉2气田探明储量为2500多亿立方米，已于2004年12月1日建成投产。其中央处理厂是亚洲目前最大的天然气处理厂。设计日处理天然气3600万立方米。最大年处理能力120亿立方米。气田天然气中央处理厂各套装置和设备运行安全平稳。迪纳二气田已累计探明天然气地质储量1700多亿立方米。据最新消息，日前探明的大北三井构造区天然气资源总储量达1300亿立方米。将与克拉二、迪纳二气田一起，为“西气东输”提供充足的气源保证。
    鄂尔多斯盆地长庆气区此前的资源评价，天然气资源10.7万亿立方米。截至2003年底，已累计探明天然气地质储量11万亿立方米，可采储量7083亿立方米。天然气资源探明率仅有10.3%。截至2004年12月1日，长庆油田已向外安全供气48.65亿立方米。长庆气区已建成的采气一厂天然气年供气能力62.3亿立方米，年净化能力76亿立方米；以榆林气田为主的采气二厂已建成年产气能力15.1亿立方米。在保证京津冀鲁地区供气的同时，将作为西气东输的储备保安气源。
    东海大陆架蕴藏着丰富的石油、天然气资源。我国东海油气勘探取得了很好的业绩，勘探人员先后在中国东海大陆架发现了平湖、春晓、残雪、断桥、天外天等7个油气田和一批含油气构造。南海崖城气田也早已向香港和海南供气。
    同时，国家正在经济发展较快、天然气需要量较大、缺乏天然气资源的东海沿岸（广东、福建、浙江、上海、江苏、山东等省市）引进液化天然气。广东液化天然气输气干线及广州外围高压管线工程已开工建设或陆续投产。该管线起自深圳液化天然气接收站，经过深圳、东莞、惠州、广州和佛山，将接收站气化后的天然气送至各天然气电厂和城市燃气公司门站。输气干线包括惠州电厂支线、深圳支线和佛山支线全长379公里。福建液化天然气总体项目规模为500万吨/年，第一期260万吨/年。总投资240亿元人民币。按计划将于2007年底建成投产。中国海洋石油公司的四大液化天然气项目（广东、福建、浙江、上海）已经全部启动。
    我国多家烧低热值煤气（高炉煤气）的燃机发电厂已建成投产。
    继燃用高炉煤气之后，燃机燃用焦炉煤气的尝试也已经起步。焦炉煤气是煤炼焦过程中产生的可燃气体。其产率和组成因炼焦煤质和焦化过程条件不同而有所差别，一般每吨干煤可产焦炉煤气300～350m3（标准状态）。煤气组成（体积％）为：氢55-60%，甲烷23-27%，一氧化碳5-8%，C2以上不饱和烃2-4%,二氧化碳1.5-3%,氮3-7%，氧0.3-0.8%。+每Nm3热值约为17～19MJ（4000～4500大卡），属中热值气体燃料的范围。我国是世界上的炼焦大国。据统计，2003年全国炼焦产焦炉煤气760亿m3，年直接排空量达200m3以上,相当于”西气东输”的年输气量。排往空中，不仅浪费能源，也将使生态环境遭到破坏。使焦炉煤气变废为宝，最经济、最简便的利用方式就是发电。不久前，南港公司完成了一台5000系列燃机烧中热值煤气（焦炉煤气）的改造，目前正在调试过程中。另外，我们还与欧罗福国际集团正式签订2套PG6561B燃气轮发电机组拆迁、包装、运输、复装、调试合同。该合同是欧罗福集团焦炉煤气综合利用项目（英文缩写COG）的重要组成部分。欧罗福国际集团山西欧罗福环保能源有限公司委托GE公司对这2套燃机进行烧油改烧焦炉煤气改造。拆迁、运输和燃机在新建电站内的安装、调试，则由我们完成。
    当然我们不能忘记焦炉煤气高含氢、高含尘、杂质多、热值相对较低、成分易变，燃烧不稳，流量波动和芳香烃、焦油等杂质在燃机上应用可能带来的问题以及焦化生产的周期性、不确定性等特点，燃机用户必须提供符合燃机要求的气体燃料。我们也相信，在各方的共同努力下，能够解决这些技术难题。
    国家统计局的经济信息绿皮书预计2006年我国天然气产量595亿立方米。此外，珠三角引进国外液化天然气LNG一期工程370万吨（约50亿立方米）在2006年年中供气。这说明天然气供应是充足的，中长期内应能保证我国燃气轮机的发展需求。
    我们还想提到的一点就是，我国煤层气资源丰富。煤层气是一种以吸附状态赋存于煤层中的非常规天然气，也称“煤矿瓦斯”，其主要成分是甲烷。当其空气浓度达到5%—16%时，遇明火就会爆炸。这是我国煤矿事故的罪魁祸首。直接排放到大气中，其温室效应约为二氧化碳的21倍，对生态环境破坏性极强；而如果把它利用起来，用于发电、民用及汽车燃料、化工等领域，就能成为一种热值高的洁净能源和重要原料。我国煤层气的资源总量约30万亿～35万亿立方米，是仅次于俄罗斯、加拿大的世界第三大煤层气储藏国，能够形成独立的产业，成为天然气工业的重要补充。
    2006年，我国首次将煤层气开发列入“十一五”能源发展规划，计划到2010年开采保护层比例达到90%以上，煤炭瓦斯采率达50%以上，瓦斯抽采量100亿立方米，全国矿井瓦斯利用总量达到50亿立方米，瓦斯发电装机容量达150万千瓦。
    技术上的突破，已为煤层气开发基本扫除了技术障碍。目前我国已形成中联公司、中石化、中石油及各地煤炭大型企业参与，海外军团与国内外科研院所共同合作开发煤层气资源的格局，这些企业不仅掌握了煤层气开发利用的关键技术，而且拥有雄厚的资金实力，积累了十几年煤层气开发利用的经验，掌握了数目可观的煤层气矿权，此前，国家虽然也出台了诸多优惠政策，但由于市场准入、发电上网、基础设施等方面配套政策跟不上，使利用煤层气经济效益不明显，影响了煤层气开发企业的热情，一旦优惠政策和配套措施到位，规模化开发便会展开。而能否实现规模化开发，恰是煤层气能否实现商业化运营的关键。当然，煤层气应用还有不少工作要做。但是，我们相信，我国煤层气的有效利用已为期不远，指日可待。
    输气管网的建设已初具规模。目前我国已建成包括西气东输、陕京二线、忠武线、涩宁兰线、冀宁联络线五条输气干线，（不包括紧锣密鼓建设中的液化天然气输气干线在内）天然气输送管道全长2.62万千米。
    据多家媒体报道,备受关注的第二条西气东输管线的走向方案已基本确定，计划2008年全线开工，2010年建成通气。西气东输二线干线管道设计输气规模300亿立方米/年，该管线将从新疆输送主要来自中亚的天然气，以满足珠三角和长三角地区的能源需求。干线全长4895千米，加上若干条支线，管道总长度超过7000千米。这对改善中国能源结构、保障天然气供应意义重大。将大大有助于满足东部地区尤其是燃气电厂日益增长的天然气需求，有助于燃气电厂的正常运行。
    西气东输、海气登陆、北气南下、川气出川、引进国外（液化和管道）天然气资源、高炉煤气和焦炉煤气的开发利用等资源多样化以及输送管道网络的日益健全，为我国的气体燃料供应展现了乐观前景。

四． 南港公司做过的油改气工作
    1998到1999年，公司成功地完成了陕北长庆油田靖边长庆燃气发电厂2台PG5301燃气轮机的油改气改造和调试；2001年，完成了四川英惠燃气发电有限公司的3台PG5361燃气轮机的搬迁安装、油改气改造和调试（其中2台装在江油发电厂、1台装在五通桥发电厂等）；2004年，完成了苏州高达热电厂两台PG6551B燃气轮发电机组的烧油改烧气体和液体双燃料工程；2005年，完成了宁波科丰燃机热电有限公司1台PG6531B燃机的油改气工程；2006年5月，完成常州苏源燃机电厂1台PG6551B燃气轮机的改造（改造之后为烧气体和液体双燃料，用气体燃料点火）；2006年春节期间（正月初二），施工队伍又开赴珠海，对珠海深能洪湾电力有限公司2台PG6541B燃机进行油改气工程，该公司6B燃机原使用轻柴油和重油燃料。鉴于目前天然气供应量不足，用户要求机组仍具有燃用轻柴油和重油燃料功能。这对改造工作提出了较高要求，一是机组上的油、气管道需要合理排放安装，二是控制系统（MK IV）需改造适应这样的要求。在我们的认真组织、精心施工下，两台机的改造分别于当年3月和9月完成；2007年9月，我们完成了柳州燃机电厂的一台烧柴油的PG5361燃气轮机改烧柳州钢厂的中热值焦炉煤气的改造；根据正在执行的拆迁重建合同，我们还将对搬迁至非洲迦纳特马电厂使用的四台PG6541B燃机中的两台（原属深圳月亮湾电厂）进行油改气的改造。我公司与深圳福华德电力有限公司签订的2台PG9171E燃气轮机的油改气改造合同，日前已完成施工，正在等待调试。我公司已经完成和正在施工的燃机油改气工程项目，列入表7。

表7.南港公司完成的和正在施工的燃机油改气项目一览表

    经我们改造和调试的有GE公司的5000系列、6000系列的燃机，目前正在改造和调试9000系列的机组。其轮机控制盘从MARKⅠ、Ⅱ到MARKⅤ型都有。这些机组中，有的使用了二十多年（例如，从北京搬迁到长庆油田的两台5000系列燃机，就是我国於上个世纪七十年代初期进口并经过长期使用的机组）；有的多年尘封；有的经过数次易地搬迁。几乎每个工程都会碰到一些棘手的问题。零部件损坏严重、导线和元器件严重老化，备件购置困难，图纸资料残缺不全、也没有人能较详细地述说机组的状况，各种问题应有尽有。改造之后，有的只烧气体燃料，有的烧气、液双燃料，在液体燃料中，有的甚至还包括既能烧柴油，又能烧重油。面对如此要求，经过认真组织、精心设计、严格施工，最终都能按用户要求圆满的完成改造任务。我们的现场人员的工作态度、敬业精神以及工程质量都能得到用户好评。
    南港公司有为做好电站燃机油改气工程服务的得天独厚的良好条件：有GE公司的6000系列以及PG9171E燃机的国内合作制造厂——南京汽轮电机厂为依托；有曾经在燃气轮机—发电机组的产品设计工作中的机务、电气、控制以及辅机等专业岗位上工作多年的工程技术骨干；有在燃机产品制造过程中各个相关专业工种不可多得的熟练技术工人。这些技术骨干和技术工人不仅具有一定的燃机设计和制造技能，而且有对各种型号和复杂状况下数十台电站燃气轮机安装、大中小修、成功改造和调试、保运行的经验。南港公司是具有建设部颁发的12万5千千瓦及以下的电站燃机安装资质的单位。在燃机电站建设安装战线上多年奋斗的业绩，经电力和基建系统专家的共同考核评审，得到了充公肯定。南港公司是GE公司燃机产品备件的中国代理商，积累了十多年备件购销运营经验。2005年获得了GE公司颁发的“GE能源集团2005年销售渠道杰出表现奖”，我们可以以优惠的价格、通畅的渠道得到供货商的高质量备件。必要时，也可以从我们多年运营建立的网络单位进行调济，及时得到用户急需的备品。我们有信心为电厂燃机的油改气做好各项服务，为电厂的节能减排、提高经济效益做出应有贡献！

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