1建设联合循环电厂的历史背景
改革开放以来，浙江省的经济发展较快，虽然建设投产了较多的发电机组，但仍不能满足负荷发展的需要，尤其是调峰容量不足，供需矛盾突出。1995～2000年间浙江电网统调最高负荷和峰谷差的增长情况见表1。
其中1995年统调最高负荷573．9万kw，最大峰谷差181．0万kw，而当年浙江电网统调水电装机容量仅66．7万kw，正常情况下，利用火电调峰后，尚有20万kw左右的调峰缺口，丰水季节水电调峰能力降低，主要依靠火电调峰，调峰缺口40万kw左右。在这一年中，125～200 mw机组轮番启动达130台次，严重影响设备寿命和电网的安全运行。因此，自1995年以来，浙江省在各主要负荷中心，如宁波、温州、绍兴等地区相继建设了一批烧油的联合循环电厂，如绍兴大明电厂、镇海燃机电厂、金华燃机电厂、温州龙湾燃机电厂、宁波舜龙丰山燃机电厂、瑞安燃机电厂，这批燃机电厂简况见表2。建设燃气蒸汽联合循环发电机组既能增加装机容量，又具有调峰功能，对于缓解浙江省电力工业紧张状况，解决电网峰谷差起到了一定的作用。
2 联合循环电厂现状及存在的问题
燃气蒸汽联合循环电厂具有热效率高、启动快、调节灵活、占地少、投资省、建设周期短等优点。镇海燃机电厂、温州龙湾燃机电厂装机容量为300 mw级，机组的配置采用二拖一，即2台燃气轮发电机组的高温排气经2台余热锅炉产生的蒸汽带动一台蒸汽轮发电机组。绍兴大明电厂、宁波舜龙丰山燃机电厂、瑞安燃机电厂的装机容量为50mw级，机组的配置采用一拖一。金华燃机电厂装机容量为100 mw级，机组的配置为2组一拖一。上述电厂所采用的燃料，有轻油、重油及原油。采用双燃料系统的机组，即启停时燃用轻油，正常工况下燃用重油（或原油）。
近几年来，石油价格不断上涨，燃油无论是轻油还是重油，其价格几乎比前两年上涨了50％。经测算，燃油联合循环电厂中，燃料成本约占发电成本的55％～65％，燃料价格的上涨使发电成本大大增加，直接影响燃机电厂的经济效益。因此许多原来燃用轻油的燃机电厂，如武汉汉能燃机电厂、汕头燃机二厂、珠海洪湾燃机电厂以及省内的宁波舜龙丰山燃机电厂、金华燃机电厂等，已被改造或正在改造成烧重油。从烧轻油改造成烧重油，电厂的经济性有所改善，但随着厂网分开、竞价上网等政策的实施，若重油价格仍居高不下，烧重油的燃机电厂将面临严峻的挑战，因此部分电厂正在探索改烧重油为烧气。
3实施油改气的技术经济条件分析
3．1天然气的供应
提供稳定可靠的天然气，是燃机电厂由烧油改为烧气的必备条件，随着国家西气东输工程的实施以及东海油气资源的开发利用，为浙江省已建的烧油燃机电厂改烧天然气提供了条件。3．1．1西气东输天然气
新疆塔里木盆地面积56万km2，天然气资源量8．39万亿m3，占全国天然气总资源的22％，是我国天然气资源最丰富的盆地。到目前为止，已累计探明天然气地质储量4 190亿m3。西气东输是将塔里木天然气通过管道输往我国东部地区，管道自塔里木的轮南，途径新疆、甘肃、宁夏、陕西、山
西、河南、安徽、江苏、上海等9个省市区，全长4 167 km。管道输气量为120亿m3／年，其中100亿m3供给长江三角洲地区，预计在2004年开始供气。
3．1．2东海春晓天然气
春晓气田群位于东海陆架盆地西湖凹陷南部，离宁波约300 km。气田群已经探明天然气地质储量652．15亿m3，控制天然气地质储量50．59亿m3，春晓天然气群预计在2004年开始供气，一期工程稳产期年供气能力约25亿m3。
3．2天然气的特性
天然气的主要成分为甲烷，不同的气田，其特性会有一定的差别，以西气东输的天然气为例，在1．013×105pa下，温度为20℃时，天然气的低位热值为8080×4．1841 kj／m3，密度为0．6982 kg／m3，相对密度0．5796。经净化后的天然气几乎不含硫，是一种清洁高效能源，有利于环境保护。
3．3烧油改烧气的技术可能性
机组由烧油改造成烧气，主要是燃料系统发生了变化，需要从原来的轻油／重（原）油双燃料系统改造成轻油／天然气双燃料系统或天然气单燃料系统。如果供气可靠，可以拆除油罐或将油罐移作它用，改造成天然气单燃料系统，否则可采用轻油／天然气双燃料系统。燃机电厂从烧油改成烧气，主要的改造工作是包括建设一套天然气供应系统、燃气轮机本体和余热锅炉本体改造及相关辅助系统的核算和改造。
3．3．1天然气供应系统
厂内天然气供应系统包括调压站及相应的输气管线，调压站的配置取决于输送到电厂的天然气的成分及压力、燃机的进气要求以及环境条件。如pg9171e重型燃气轮机进气参数：压力2 450～3 100kpa，温度最低15℃（在烃类和水的露点温度以上，且应有一定过热度）；最高70℃。厂内天然气调压站除具备对入厂气起控制调整以适合燃机进气要求外，还应具备计量、分离、过滤和加热等功能。当厂外供气压力高于燃机进口要求压力时，则需通过调压阀减压稳压后送入燃机，否则还应采用增压机升压，然后再送入燃机。布置调压站需要一定的场地，如s209e联合循环机组若考虑增压机基本上需要25 m×40 m的场地。
3．3．2燃气轮机本体的改造
根据设备制造商介绍，若将pg9171e重型燃气轮机由烧油改为烧气，燃机的燃烧系统及markv控制系统需作相应的改动。
（1）燃气轮机本体部分的改造
双燃料喷嘴（14只／每台机）、伺服阀装置、气体燃料清吹系统、液体燃料清洗系统、气体燃料管道、控制油管道、滤网、燃气控制和关断调节组合阀、控制气过滤器、透平机和燃气室的燃气探测、仪表柜的修改等。
（2）燃气轮机辅助部分的改造
双联燃气过滤分离器（2×100％）、燃气流量测量、压力变送器、差压变送器和3只温度传感器、消防开关阀和通风阀模块、人工充氮系统等。
（3）燃气轮机mark v控制系统的变更
制造商认为，上述三部分改造工作技术上无难度，时间大约需要一月左右，所需要的改造费用约为100万美元／套，服务费20万美元／套。
3．3．3余热锅炉本体的改造
燃油机组燃用重油时，含硫量较高，为避免余热锅炉尾部腐蚀，排烟温度高达170℃以上。改烧天然气后，由于几乎不含硫，一般排烟温度为80℃左右，故应要求设备制造商研究是否在余热锅炉尾部增设凝结水受热面，以降低排烟温度，提高机组的热经济性。10％左右，故需对原有的发电机及主变的出力进行核算。当需设置增压机时，则需对厂变的容量进行核算，厂用电接线适当改造。
3．4．2水系统
机组由烧油改造为烧气，循环水量和化学补给水量基本不变。如需设置增压机时，需增加冷却水，故需对工业冷却水系统进行核算或适当改造。
3．5实施油改气的经济性
据有关资料介绍并经测算，s209e机组由烧重油改烧天然气后，主要经济指标变化如表3。也即燃料改变后，机组出力约增加10％，效率增加8％。
目前重油市场的价格约1 800元／t，若天然气的价格为1．0～1．2元／nm3，则s209e由烧重油改烧天然气生产每千瓦时电能的燃料成本约可下降0．09～0．13元。若按年生产电能10亿kw·h计，可减少燃料费用支出9 000～13 000万元。
4结论
