CC BY
73
УДК 621.438
ГАЗОТУРБИННЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ НА НЕФТЕГАЗОВЫХ ПРОМЫСЛАХ
Салават Галимьянович ЗАГИТОВ
Арктическая газовая компания Стерлитамак, Россия Salavat_str@mail.ru
Abstract
Устойчивое и надежное электроснабжение являются важным фактором любого производственного процесса. В связи с развитием и расширением по территориальному признаку нефтегазопромысловых районов всё больше возрастает спрос на собственные источники генерации. В связи со сложностями реконструкции распределительных сетей, их перегруженности, а также отдалённости от магистральных сетей из-за большого рассредоточения нефтегазоконденсатных месторождений (НГКМ) перспективным считается направление внедрения распределённой генерации. Использование нетрадиционных источников электроэнергии из-за значительных мощностей потребителей и надёжности электроснабжения в данном случае, а также ряда других специфических факторов (непостоянство, зависимость от погодных условий и времени суток, невысокий коэффициент полезного действия (за исключением водных источников энергии), высокая стоимость, недостаточная единичная мощность установок) не являются решением проблемы. В настоящее время в России широкое распространены электростанции малой и средней мощности, такие как - газотурбинные (ГТЭС), в том числе мобильные (МГТЭС), дизельные (ДЭС) и газопоршневые (ГПЭС).
Keywords: Турбогенератор, газотурбинная электростанция, утилизационный теплообменник, электрическая энергия, тепловая энергия, когенерация, автоматизация, групповое регулирование, распределительная генерация.
Introduction.
Одним из альтернативных решений данной проблемы является использование в качестве собственного источника электроснабжения газотурбинных генераторных установок (ГТГУ) (рис. 1, 2). ГТГУ предназначена для обеспечения электроэнергией потребителей газовой, нефтяной, агропромышленной и других отраслей хозяйства, при этом электростанция может использоваться как в качестве базового или резервного источника энергоснабжения, так и в качестве автономного источника электроэнергии для удаленных и труднодоступных объектов. В большинстве случаев вышеуказанные электростанции подключаются к распределительным электрическим сетям до 220 кВ, при котором их мощности расходуются непосредственно в ближайших узлах нагрузки.
Шумоглушитель
V
Блок воздухоочистки
Блок вентиляции отсека турбогенератора
Контейнер турбоблока Ограждения
Отвод выхлопной на Компенсатор раме
Двигатель
Узлы крепления и регулировки
Рисунок 1 - ГТГУ серии «Урал»
1 - Контейнер
2 - Входное устройство
3 - Газотурбинный привод 4- Выходное устройство
5 - Редуктор
6 - Муфта фрикционная
7 - Турбогенератор
Рисунок 2 - ГТГУ ЭГ-6000 фирмы «Мотор-СИЧ» (Украина)
Электростанции на базе ГТГУ могут использоваться для покрытия пиковых нагрузок в электрических сетях, либо работать в режиме синхронного компенсатора за счёт расширения возможностей повышения напряжения в сети.
Materials and methods.
ГТГУ — современная, высокотехнологичная установка, генерирующая электрическую и тепловую энергию. В качестве первичного двигателя для ГТГУ используют авиационные турбовальные двигатели (рис.3), топливная система и камера сгорания которых специально переоборудована для использования попутного нефтяного (ПНГ) или природного газа. Очень часто используются двигатели, что называется «с крыла», по той или иной причине списанные с полётов, что значительно удешевляет стоимость установки.
ГТЭ-8/ МС-Э
Рисунок 3 - семейство газотурбинных приводов ГТЭ-6,3/МС-Э, ГТЭ-8/МЭ
Питание топливным газом осуществляется от установки подготовки топливного и импульсного газа (УПТИГ) в составе технологической установки нефтегазоконденсатного месторождения, где он проходит фильтрацию, осушку, выводится на определённое рабочее давление и подогревается до необходимой температуры. Хотя при низких давлениях попутного нефтяного газа УПТИГ необходимо доукомплектовывать компрессорами, это значительно решает проблему по утилизации ПНГ и существенно уменьшить объемы выбросов загрязняющих веществ в атмосферу, а также не даст компании попасть под штрафные санкции со стороны государства.
Одним из положительных моментов в работе ГТГУ является возможность работы в режиме когенерации, т.е. выработку установкой помимо электрической энергии тепловую энергию, за счёт утилизации уходящих газов котлами утилизаторами, или утилизационными теплообменниками (УТ), а также использование дополнительных газотурбинных надстроек паросиловых установок (парогазовые установки), где энергия уходящих газов используется для привода собственного генератора, либо компрессора топливного газа основной газотурбинной установки [5].
Results and discussion.
ГТГУ способна отдавать потребителю значительное количество тепловой энергии - с коэффициентом ~ 1:2 по отношению к электрической мощности, что повышает КПД ГТГУ с 42-51% простого цикла работы, до 60% и более. Если учитывать то, что такие электростанции устанавливаются непосредственно рядом с потребителем (нефтегазоконденсатное месторождение и пр.), то также увеличивается КПД теплосетей, за счёт сокращения транспортных и теплопотерь в сетях тепловодоснабжения.
компрессор
регенератор
турбогенератор клапан
Рисунок 4 - Схема когенерационной установки в составе электростанции
Основу автономных электростанций составляют одна или несколько ГТГУ, объединенных общей системой управления в единый энергетический комплекс - газотурбинную электростанцию (ГТЭС) (рис.5). ГТЭС может иметь электрическую мощность от двадцати киловатт до сотен мегаватт.
Рисунок 5 - Модульная газотурбинная электростанция комплекса энергетического НГКМ, состоящая из четырёх газотурбинных генераторных установок ЭГ-6000 с возможностью расширения до шести машин, оснащённых котлами утилизаторами типаУТ-102 (г. Ухта)
Компоновка таких электростанций может состоять как из отдельных модулей, как самостоятельных единиц, объединённых в один энергетический комплекс (КЭ), так и общим энергоблоком размещённых в общем здании или сооружении (мини-ТЭЦ, или ГТУ-ТЭЦ).
У каждой из этих систем есть свои плюсы и минусы.
При компоновке отдельными модулями, у такой электростанции есть одно важное преимущество - это её расширение путём установки дополнительного модуля и, как следствие, увеличение мощности. При этом не потребуется кардинального изменения в конструктиве внутриплощадочных сетей и, соответственно не затребует больших затрат, в этом случае необходимо заранее зарезервировать определённую площадь для установки дополнительных модулей. Недостатками такой системы являются: необходимость теплоизоляции подведённых коммуникаций, теплопотери блоков установки, установка на каждую ГТГУ персональной газораспределительной и дренажной систем, а также некомфортные условия для обслуживающего персонала.
Электростанция, выполненная единым энергоблоком, исключает недостатки предыдущей компоновки, но при этом имеет свои, в некоторых случаях даже более существенные, это: увеличение мощности электростанции возможно только путём замены единичных генераторных установок (если проектом заранее не предусмотрено выделенное место под дополнительные машины), либо строительство дополнительной электростанции, что затребует существенные капиталовложения, а так же повышенные требования к шумо- и виброизоляции.
ГТГУ имеют, как правило, высокую степень автоматизации и дистанционное управление. В задачи автоматизации входят: ручное и автоматическое управление всеми системами установки по заложенным алгоритмам, контроль параметров и стабильности системы, защита оборудования от повреждений. Глубина внедрения автоматизации характеризуются по ГОСТ степенью автоматизации [7]. Такая высокая автоматизация позволяет электростанции работать в разных режимах (длительный и/или резервный) и как одиночно, так и составе электростанции, работающей как на изолированного потребителя (автономно), так и параллельно с сетью (в энергосистеме).
Автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) ГТЭС по своей архитектуре мало чем отличаются от профильных. Они представляют собой трехуровневую
распределенную систему с защитой от отказов, что обеспечивает высокую надежность. Для простоты и надёжности обслуживания, АСУ ТП ГТЭС не интегрируется в общепромысловую АСУ ТП НГКМ.
Одним из решений АРМ оператора управления энергоблоками является пульт центрального группового регулирования частоты и мощности станции (ПЦГРЧМ) (рис.5), операторский интерфейс которого позволяет полностью контролировать параметры каждой установки по отдельности и работу установки. ПЦГРЧМ предназначен для дистанционного управления частотой и напряжением блока электростанций и управления режимами работы. Связь ПЦГРЧМ с АСУ Э осуществляется по сетевому каналу связи Ethernet с использованием какого-либо протокола обмена данными (Fast Ethernet, Modbus, IEC 60870-5-101/104, TCP/IP и др.) (рис.6).
АСУ ТП ГТЭС должны обеспечивать возможность: модернизации системы с постепенным наращиванием функциональности и изменением конфигурации без демонтажа и замены существующего оборудования; использование эффективных схем резервирования, таких как 100% «горячее» резервирование управляющей сети, серверов базы данных, резервирование контроллерного оборудования и т.д.; использование распространённых протоколов обмена данными.
Рисунок 5 - Пульт центральный группового регулирования частоты и мощности
Одной из важнейших особенностей газотурбинных агрегатов является влияние температуры и давления окружающего воздуха на характеристики агрегата ГТГУ, таких как выходная мощность на генераторе и расход топлива. При этом каждому градусу изменения температуры воздуха на входе осевого компрессора газотурбинной установки соответствует изменение её эффективной мощности на 1 % и выше, а при изменении давления и неизменной температуре наружного воздуха, мощность установки изменяется прямо пропорционально изменению наружного давления.
N3. кВт 8000
7200 7160 1
Ne. гтэ-8/МС
6000
4000
2000
Nz. max 7200 - 6960..
1— - — - —1 ,6/BU\
6060 1 6920 67 4 (Г 6= 6000
6080 59
50 7 о1
.4 5
• 25*30 »37 -50-55
Т.С
-60 -40 -20 о -20 -40
_Электрическая мощность максимальная
газотурбинной электростанции (работа с перегрузом). Ns max
Электрическая мощность электростанции.Из Максимальная электрическая мощность турбогенератора (работа с перегрузом) Ыт.г.
мощность ГТП ГТЭ-8/МС (с потерями на Вхобе/бых лопе). Ne
Рисунок 7 - График зависимости электрической мощности, развиваемой ГТУ, от температуры окружающего воздуха. Приведенные значения максимальной электрической мощности справедливы
при значениях собф=0,8.
Как видно из графика (рис.7), для оптимальной работы ГТГУ необходимо учитывать не столько номинальную мощность генератора, сколько фактическую (номинальную, паспортную) мощность самого привода. Поэтому, для вычисления коэффициента загрузки ГТГУ необходимо знать, что в условиях эксплуатации при неблагоприятных условиях паспортные данные установки будут отличаться от фактических в сторону понижения на 10 - 20 %. Фактически это является одним из основных недостатков ГТЭС используемых на промысловых НГКМ, где зависимость КПД от расхода топлива не играет особой роли, так как в качестве топливного газа используется ПНГ.
Conclusion.
Основные преимущества газотурбинных электростанций:
- высокая надежность и длительный срок службы (ресурс), средний период работы основных узлов без капитального ремонта составляет до 25 тыс. часов;
- система регулирования скорости вращения ГТГУ, по сравнению с ГПТГ, обладают достаточно высоким быстродействием, что повышает вероятность ресинхронизации генераторов и потери электроснабжения «до нуля» и возможность работы во всем диапазоне мощности (от 10 до 100%), в том числе с резкими набросами и провалами нагрузки;
- стоимость облуживания до пяти раз ниже, чем у ГПЭС и ДЭС (минимальный расход смазочного материала);
- «высокоэнергетический» выход тепловой энергии, если КПД самой газотурбинной установки составляет всего 42-51%, то при когенерации и применении паросиловых установок общий КПД достигает выше 60%;
- малые габариторазмеры, что значительно уменьшает срок строительства, и окупаемости, а также увеличивает мобильность электростанции;
- самая низкая эмиссия вредных веществ по сравнению с двигателями внутреннего сгорания, т.е. более экологичны чем ГПГУ и ДГУ (расход смазочного масла от 5 до 10 % от расхода топлива), чему в последнее время уделяется все больше внимание со стороны экологов;
- быстрый запуск с холодного состояния до набора нагрузки генератором, в том числе в холодное время года (порядка 3-10 минут, в зависимости от мощности);
- низкая, по сравнению с ГПГУ и ДГУ, вибрация;
- отсутствие жидкостной системы охлаждения привода.
Недостатки газотурбинных установок:
- на привод компрессора расходуется до 50 - 70 % мощности, развиваемой турбиной. Поэтому полезная мощность газотурбинной установки гораздо меньше фактической мощности газовой турбины.
- очень большая шумность при работе, значительно превышающая ту, что имеет место при эксплуатации паротурбинных установок.
К числу недостатков к ГТЭС относятся:
- низкий КПД газотурбинного привода из-за расхода (50-70%) мощности на компрессор;
- необходимость предварительного сжатия топливного газа, особенно при использовании
ПНГ;
- низкая ремонтопригодность - при выходе из строя какого-то узла, зачастую требуется полная его замена.
Газотурбинные электростанции имеют большое распространение в энергетике и в нефтегазовом комплексе как источники электрической и тепловой энергии. Применение ГТЭС экономически оправдано в районах отдалённых от инфраструктуры РАО ЕЭС, а также примыкающих к выработанным НГКМ и к действующим промыслам, где можно использовать ПНГ, т. е. газ с невысоким давлением. Таким образом, в основе промысловой энергетики значительной влияние имеют газотурбинные технологии.
References
1. Меркурьев, Г.В. Устойчивость энергосистем / Г.В. Меркурьев, Ю.М. Шаргин. В 2-х т. -СПб.: НОУ «Центр подготовки кадров энергетики», 2008. - Т.2. - 376 с.
2. Павлов Г.М., Меркурьев Г.В. «Автоматика энергосистем»: Издание центра подготовки кадров РАО «ЕЭС России», СПб., 2001. - 387 с.
3. Исследование трехфазного синхронного генератора: методические указания к выполнению лабораторных работ по дисциплинам «Электрические машины» и «Основы электропривода технологических установок» для студентов технических специальностей очной и заочной форм обучения / составители : А. Е. Дубинин, Н. Н. Цаплин. - Самара : СамГУПС, 2012. - 39 с.
4. Эрнст, А.Д. Электромеханические переходные процессы в электрических системах: Курс лекций. — Нижневартовск: Изд-во НВГУ, 2013. — 130 с.
5. Газотурбинные надстройки по схеме ЗИО. - Липец А.У., Дирина Л.В. - Энергетик, 2002, №9, с.11, 12 (заявка №2002101386/06(001836) от 23.01.2002 на получение патента РФ на изобретение).
6. ГОСТ 14965-80 Генераторы трехфазные синхронные мощностью свыше 100 кВт. Общие технические условия (с Изменениями N 1, 2).
7. ГОСТ Р 54403-2011 Установки газотурбинные для привода турбогенераторов. Общие технические условия (с Изменением N 1).
8. ГОСТ Р 53174-2008 Установки электрогенераторные с дизельными и газовыми двигателями внутреннего сгорания. общие технические условия.
9. Правила устройства электроустановок: 7-е издание (ПУЭ)/ Главгосэнергонадзор России. М.: Изд-во ЗАО «Энергосервис», 2007. 610 с.
