CC BY
29ЭНЕРГЕТИКА
Андрей Рубанов, ведущий специалист Департамента развития ООО «ЭНЕРГАЗ»
Энергоцентры месторождений: особенности создания и надежной эксплуатации
Обеспечение энергетической автономности месторождений - комплексная задача, предполагающая разработку и внедрение уникальных инженерных решений, анализ надежности и экологичности, оценку эффективности, экономических и технических рисков, обоснование выбора генерирующего и технологического оборудования, заботу о качестве топливного газа.
Необходимость создания энергоцентра собственных нужд (ЭСН) месторождения обусловлена такими причинами, как:
• сопоставимость затрат на подвод электроэнергии и тепла с расходами на строительство собственной электростанции (новое строительство);
• проблемы с региональными энергосетями либо со стоимостью дополнительной электроэнергии (расширение мощностей);
• наличие и качество электроэнергии, критичное для непрерывности технологического процесса или чреватое нарушением технологии;
• штрафы за выбросы в атмосферу попутного нефтяного газа (ПНГ) и прочих продуктов, сопоставимые со стоимостью оборудования электростанции;
• возможность использования дешевого или собственного «бесплатного» газа в качестве топлива для электростанции;
• ожидание роста тарифов на электроэнергию;
• удаленность месторождения от коммуникаций, что осложняет транспортировку углеродного сырья.
ЭСН КАК ОСНОВА ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ
ЭСН повышает энергоэффективность нефтегазодобычи, помогая собственнику решать задачи:
• покрытия электрических нагрузок в условиях сетевых ограничений;
• выработки тепловой мощности для объектов месторождений;
• обеспечения технологических потребностей в горячей воде и паре для закачки в пласты;
• снижения затрат на потребление энергоресурсов;
• уменьшения зависимости от тарифной политики на энергорынке;
• роста объема рационального применения попутного нефтяного газа. Однако есть и проблемы,связанные со сложностью строительства ЭСН на отдаленных промыслах, обеспечением экологичности генерации и отпуском избытка электроэнергии в общую сеть.
ГПЭС ИЛИ ГТЭС?
Востребованные приводы генераторов для автономных ЭСН - это газопоршневые (ГПД) и газотурбинные (ГТД) двигатели. При выборе между ними владельцы будущих ЭСН всегда задаются вопросами расхода топлива и эксплуатационных затрат, добиваясь доходности и короткого срока окупаемости.
Отметим, что удельный расход топлива на выработанный 1 кВт.ч меньше у газопоршневой установки при любом
18
16
х ч: £
и- 14
Ш
X ^
| 12
сС
о
% 10 о.
■5 Л
5 8
ГТД
ГПД
----
100 90 80 70 60 50 40 30 Нагрузка, %
Рис. 1. Удельный расход топлива газопоршневого и газотурбинного двигателей
2,0
1,5
1,0
Щ 0.5
1 ГТД (5о1аг ТаигиБ 60 ТигЫпев)
ГТЭС 5 ГП Ц63516
(Са1 ГПЭС . егрН1аг)
6 8 Год эксплуатации
Рис. 2. Эксплуатационные затраты на электростанцию мощностью 5 МВт
102
№ 3-4 апрель 2021 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
ENERGY SECTOR
Фото 1. Газопоршневая электростанция Барсуковского месторождения Фото 2. Энергоцентр «Ярега». В качестве топлива здесь используется работает на попутном газе природный газ
нагрузочном режиме (рис. 1). Ведь коэффициент полезного действия поршневых машин составляет 36-45 %, а газовых турбин (в простом цикле) -25-34 %.
Сравнение эксплуатационных затрат тоже говорит в пользу ГПЭС (рис. 2). Скачками на графике ГТЭС отмечены капитальные ремонты турбины. Ремонты ГПЭС обходятся значительно дешевле.
Казалось бы, выбор очевиден. Но ГПД и ГТД сравниваются по таким критериям, как долговечность, ремонтопригодность, влияние переменной нагрузки, размещение в здании, периодичность и локализация обслуживания, экологич-ность и др. В российских условиях свою роль в выборе оборудования играет также импортозамещение. Специалисты считают, что применение газовых турбин более выгодно на месторождениях с развернутой инфраструктурой, имеющих электрические нагрузки более 20 МВт. Учитываются также потребности в тепловой мощности, которые обеспечивают ГТЭС в когенерационном цикле. ГПД перспективнее для ЭСН небольших месторождений, а также для временных ЭСН, необходимых на начальном этапе обустройства промыслов. Стоит отметить, что энергетическая автономность месторождений востребована: в 2020 г. в России введено в эксплуатацию 11 ЭСН (8 газопоршневых и 3 газотурбинных). На 2021 г. запланирован пуск 15 электростанций (10 ГПЭС и 5 ГТЭС).
ТОПЛИВО ДЛЯ ЭСН
Самое распространенное топливо для ЭСН месторождений - ПНГ (фото
1), что обусловлено высокой эффективностью такого способа рациональной утилизации ПНГ и отсутствием затрат на переработку непростого углеводородного сырья.
Есть энергоцентры, где в качестве топлива применяется природный газ (фото
2). Такие ЭСН строятся, например, на месторождениях с высокой потребностью в электроэнергии при недостатке запасов ПНГ для длительной эксплуатации или полной загруженности турбин. Иногда дефицит восполняется про-бросом питающей нитки от промысла с избытком ПНГ, но это скорее дополняет сложившийся опыт. Интересны проекты станций, применяющих на различных этапах эксплуатации разные виды топлива. Инфраструктура ряда месторождений, особенно удаленных и труднодоступных, не сразу развита для питания ЭСН попутным газом, и тогда временно используется природный газ. Промысел получает необходимые объемы собственной энергии, и на определенном уровне обустройства энергоцентр корректно переводится на ПНГ.
Такой путь, к примеру, прошли Ватье-ганская ГТЭС и самая северная материковая ГТЭС - Восточно-Мессояхская. При перебоях в подаче или истощении запасов ПНГ действующие ЭСН вновь могут перейти на природный газ, т. к. инфраструктура для этого подготовлена изначально.
КОМПЛЕКСНАЯ ПОДГОТОВКА ТОПЛИВНОГО ГАЗА
Подготовка топливного газа независимо от его типа - обязательный технологический процесс, необходимый для планомерной, эффективной и надежной эксплуатации энергоцентров. Группа «ЭНЕРГАЗ» поставила и ввела в эксплуатацию оборудование газоподготовки для 26 ЭСН, построенных компаниями «ЛУКОЙЛ», «Сургутнефтегаз», «Газпром нефть», «Роснефть» и др. Топливо здесь подготавливается для 111 газопоршневых и газотурбинных энергоагрегатов суммарной мощностью 1163 МВт.
На месторождениях действуют пункты подготовки топливного газа, дожимные компрессорные станции (ДКС), многомодульные установки подготовки газа, газорегуляторные станции. Технологические установки «ЭНЕРГАЗ» обеспечивают проектные параметры топливного газа для современного генерирующего оборудования ведущих российских и зарубежных производителей. Установки, предназначенные для ЭСН месторождений, проектируются и изготавливаются с учетом условий эксплуатации, состава, качества и характеристик исходного газа, типа и мощности газоиспользующих энергоагрегатов, технологических задач и особых проектных требований. Оборудование газоподготовки полностью автоматизировано и рассчитано на интенсивный режим эксплуатации. Поставляется в контейнерном (моно-, дубль-блоки), внутрицеховом (ангар-
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 3-4 April 2021
103
ЭНЕРГЕТИКА
ном) и многомодульном исполнениях, в легкосборном укрытии или на открытой раме. Диапазон единичной производительности установок - от 500 до 120000 м3/ч.
Установки различного назначения комбинируются в системы комплексной газоподготовки и топливоснабжения. Такие системы обеспечивают очистку, осушку, подогрев, компримирование (или редуцирование), анализ компонентного состава, технологический или коммерческий учет газа, поступающего на площадку энергоцентра. Дополнительно контролируется качество - измеряются различные параметры газа, подготовленного и подаваемого в энергоагрегаты: содержание примесей, влажность, температура, плотность, давление, калорийность (теплота сгорания).
ПРИМЕРЫ ПОДГОТОВКИ ПОПУТНОГО ГАЗА ДЛЯ ЭСН Установка подготовки ПНГ для газопоршневого энергокомплекса Барсуковского месторождения
Барсуковское месторождение в Ямало-Ненецком АО разрабатывает
ООО «РН-Пурнефтегаз» (ПАО «НК «Роснефть»). С 2019 г. этот промысел получает электричество от энергоцентра, состоящего из 10 газопоршневых агрегатов (ГПА) Cummins C1540 N5C мощностью по 1,5 МВт (фото 1). Добываемый ПНГ перед подачей в ГПА проходит через установку подготовки топливного газа (УПТГ) «ЭНЕРГАЗ» (фото 3), обеспечивающую расчетные параметры топлива по температуре (20-30 °C), давлению (0,3 МПа), расходу (1250-5000 м3/ч) и чистоте (эффективность очистки - 100 % для жидкой фракции и 99,9 % для твердых частиц крупнее 2 мкм). УПТГ - многофункциональный комплекс, в состав которого входят система фильтрации газа с двухступенчатыми фильтрами-коалесцерами, узел сбора и хранения конденсата с подземным дренажным резервуаром, блок коммерческого учета газа с ультразвуковыми расходомерами, двухлинейная система редуцирования, модуль подогрева газа на базе кожухо-трубного теплообменника. В технологическую схему установки включена блочно-модульная котельная (БМК) общей полезной тепловой мощностью 0,19 МВт. Интегрированная
БМК состоит из двух водогрейных кот-лоагрегатов - основного и резервного (для малого расхода) и осуществляет подготовку теплоносителя для узла подогрева газа. Кроме того, БМК обеспечивает обогрев помещений УПТГ.
Система комплексной подготовки газа для ГТУ-ТЭЦ Усинского месторождения
Энергоцентр ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» создан на базе ГТУ-ТЭЦ электрической мощностью 100 МВт и тепловой мощностью 152,1 Гкал/ч. ГТУ-ТЭЦ - это пять энергоблоков, каждый из которых включает газотурбинную установку ГТЭ-25ПА и котел-утилизатор. Энергоцентр «Уса» обеспечивает развитие производства на промыслах Денисовского лицензионного участка. Проектные параметры топлива обеспечивает многофункциональная система «ЭНЕРГАЗ» - блок подготовки попутного газа (БППГ) и ДКС из трех установок (фото 4). БППГ осуществляет сепарацию и фильтрацию общего потока ПНГ, подогрев и редуцирование газа для котельной энергоцентра, а также измерение объема топлива, раздельно идущего на ГТУ и котельную. После предварительной подготовки газ, предназначенный для энергоблоков, компримируется в ДКС и подается в турбины. Особенность данного проекта - высокое содержание жидких фракций в ПНГ. Необходимые значения топлива по влажности достигаются в несколько этапов. Сначала попутный газ поступает в сепа-ратор-пробкоуловитель БППГ, где идет первичная сепарация и нейтрализуются залповые выбросы жидкости. Затем газ проходит через коалесцирующие фильтры БППГ и фильтры-скрубберы ДКС. На заключительной стадии применяется метод рекуперативного теплообмена -каждая компрессорная установка (КУ) оснащена узлом осушки газа, действующим в режиме рекуперации: в линию нагнетания интегрированы подогреватель и охладитель, образующие промежуточный контур и последовательно осуществляющие охлаждение газа, отбой и удаление конденсата, подогрев газа. Осушенное топливо подается в турбины энергоцентра с температурой на 20 °С выше точки росы.
104
№ 3-4 апрель 2021 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
ENERGY SECTOR
Фото 5. Установка подготовки топливного газа для ГТЭС и объектов УКПГиК на Восточном Уренгое
Фото 6. Система газоподготовки и газоснабжения для газотурбинного энергоцентра «Ярега»
ПРИМЕРЫ ПОДГОТОВКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА ДЛЯ ЭСН Установка подготовки топливного газа для ГТЭС и объектов УКПГиК на Восточно-Уренгойском лицензионном участке На Восточно-Уренгойском участке АО «Роспан Интернешнл» (ПАО «НК «Роснефть») действует установка комплексной подготовки газа и конденсата (УКПГиК). В 2020 г. в ее состав интегрирована и выведена на полную проектную мощность УПТГ. УПТГ «ЭНЕРГАЗ» осуществляет фильтрацию, измерение расхода, подогрев, редуцирование газа и снабжает им объекты УКПГиК, в числе которых котельная, факельная установка, узлы входных шлейфов,горелочное устройство для сжигания промстоков, ДКС низконапорных газов, установки очистки пропан-бутана технического от метанола, низкотемпературной сепарации, регенерации метанола, стабилизации конденсата. Отметим, что для каждого потребителя газ подается с индивидуальными параметрами. Важная функция УПТГ - снабжение топливом новой газотурбинной ЭСН мощностью 105 МВт, построенной на площадке УКПГиК. Эта ГТЭС из семи турбин Titan 130 (Solar) обеспечивает электроэнергией расположенные на Восточном Уренгое объекты добычи, подготовки и транспортировки нефти, газа и газового конденсата.
УПТГ состоит из основного и резервного модулей подготовки топливного газа (МПТГ) (фото 5). МПТГ-1 гарантирует нужды 100 % потребителей УКПГиК. МПТГ-2 запускается при останове основного модуля и осуществляет подачу газового топлива на ГТЭС и котельную. Производительность модулей - 90400 и 32612 нм3/ч соответственно.
Система газоподготовки и газоснабжения
для газотурбинного энергоцентра «Ярега»
Энергоцентр «Ярега», построенный ООО «ЛУКОЙЛ-Энергоинжиниринг», -очередной объект собственной генерации в Республике Коми (фото 2). В его составе - три газотурбинных энергоблока ГТЭС-25ПА (АО «ОДК-Авиадвига-
тель») суммарной мощностью 75 МВт. Для выдачи тепла здесь установлены три котла-утилизатора общей паропро-изводительностью 121 т/ч. Возможности энергоцентра обеспечили растущие потребности в электроэнергии и паре стратегического Ярегского нефтетитанового месторождения, повысили эффективность его разработки и надежность энергоснабжения производственных площадок. Топливом является природный газ, для его подачи в турбины установлены строгие требования по чистоте (содержание примесей не более 0,1 мг/м3), температуре (60-80 °С), давлению (4,5-5,0 МПа) и расходу (21540 нм3/ч). Соответствующие параметры гарантирует система «ЭНЕРГАЗ» - газодожим-ная станция из четырех КУ и блочный пункт подготовки газа (фото 6). Контроль, управление и безопасную эксплуатацию оборудования обеспечивает двухуровневая система автоматического управления газоснабжения (САУ ГС), интегрированная в автоматизированную систему управления технологическими процессами (АСУ ТП) ЭСН. Первый уровень -локальные системы управления,раз-
мещенные в специальных отсеках внутри блок-модулей БППГ и КУ. Второй уровень - шкаф общего управления, автоматизированное рабочее место оператора и пульт аварийного останова, находящиеся в диспетчерской энергоцентра. САУ ГС выполнена на базе микропроцессорной техники с использованием современного программного обеспечения, коммутационного оборудования, каналов и протоколов связи.
Группа ЭНЕРГАЗ наращивает свой вклад в энергетическое обеспечение добычи углеводородов новыми проектами подготовки топливного газа для энергоцентров месторождений.
МРГАЗ
ООО «ЭНЕРГАЗ»
105082, РФ, г. Москва,
ул. Большая Почтовая, д. 55/59, стр. 1
Тел.: +7 (495) 589-36-61
Факс: +7 (495) 589-36-60 |
E-mail: info@energas.ru |
www.energas.ru |
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 3-4 April 2021
105
