CC BY
55УДК 621.438
Р. З. Тумашев, Н. Г. Бодров
КОГЕНЕРАЦИОННАЯ ГАЗОТУРБИННАЯ УСТАНОВКА НА ПОПУТНЫХ НЕФТЯНЫХ ГАЗАХ С ВЫСОКИМ СОДЕРЖАНИЕМ ТЯЖЕЛЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ
Рассмотрена возможность применения попутных нефтяных газов с высоким содержанием тяжелых водородов в качестве топлива в ко-генерационных газотурбинных установках. Для создания условий бездетонационного горения такого топлива газотурбинные установки выполнены с измененной по сравнению с традиционной последовательностью процессов. Проведена оптимизация параметров установок с учетом массогабаритных характеристик узлов.
E-mail: tchin@power.bmstu.ru; nikolaybodrov@gmail.com
Ключевые слова: попутный нефтяной газ, тяжелые углеводороды, метановое число, детонация, газотурбинная установка с измененной очередностью процессов, система подготовки топливного газа, коэффициент полезного действия, электрическая энергия, теплота, мощность.
Актуальной проблемой нефтегазового сектора Российской Федерации является утилизация и рациональное использование попутного нефтяного газа (ПНГ), который в отличие от природного газа, состоящего в основном из метана, содержит значительное количество этана, пропана, бутана и других предельных углеводородов, а также неуглеводородных компонентов, таких как азот, углекислый газ, сероводород. Состав ПНГ зависит от нефтяного месторождения и может изменяться. Содержание тяжелых углеводородов, начиная с этана, достигает в попутном газе 20...50 % и более. В большинстве случаев ПНГ сжигают в факелах непосредственно на нефтяных месторождениях, что связано с удаленностью от мест переработки газа, отсутствием транспортной инфраструктуры, необходимостью строительства газоперерабатывающих заводов.
Сжигание ПНГ в факелах приводит к значительным потерям ценного сырья и ухудшению экологической обстановки в районах добычи. Рациональное использование ПНГ возможно в нефтехимической промышленности, когда в результате переработки получают товарный газ, газовый бензин, различные фракции легких углеводородов. Также существует возможность применения ПНГ в качестве первичного источника энергии для выработки электрической энергии и теплоты, которые необходимы для процессов добычи и транспортировки нефти. В настоящее время степень утилизации ПНГ в Российской Федерации составляет в среднем 70.75 %.
При постоянном росте тарифов на электроэнергию и теплоту использование ПНГ для выработки электрической и тепловой энергии на местах экономически оправдано. В силу удаленности месторождений затраты на строительство электростанций компенсируются значительным снижением затрат на строительство сетей и трансформаторных подстанций, а себестоимость вырабатываемой электроэнергии оказывается в 2-3 раза ниже установленных тарифов [1]. Штрафы нефтедобывающим компаниям за сжигание ПНГ в объеме более 5 % общего количества получаемого газа, начиная с 2012 г., многократно увеличиваются, что делает экономически выгодным повышение степени утилизации до 95 %. Поэтому нефтедобывающие компании при освоении новых месторождений предусматривают строительство электростанций для собственных нужд, реализуемых на базе газопоршневых и газотурбинных установок (ГТУ) [2].
Применение попутного нефтяного газа в газотурбинных и газопоршневых двигателях ограничено опасностью возникновения детонационных явлений. Даже незначительное количество тяжелых углеводородов в попутном газе снижает метановое число и приводит к необходимости понижения давления в энергетических установках. Метановое число ПНГ в зависимости от места нефтедобычи может изменяться от 25 до 95 [1, 2].
В настоящее время для покрытия потребности в электроэнергии при добыче нефти на месторождениях в отдаленных от центров энергоснабжения районах начали применять газотурбинные установки, с помощью которых решают проблемы как энергоснабжения, так и утилизации попутного нефтяного газа [3]. При этом, как правило, используют ПНГ первой и второй ступени сепарации, который прошел процессы очистки, компримирования до давления, определяемого параметрами газотурбинной установки, осушки, подогрева. Требования к ПНГ регламентированы техническими характеристиками установок. С повышением давления в цикле количество тяжелых углеводородов в ПНГ необходимо уменьшать для увеличения метанового числа. В большинстве случаев газ последней третьей ступени сепарации, состоящий до 80 % (мас.) из тяжелых фракций (этан и выше) и имеющий давление, близкое к атмосферному, сжигают в факельных установках.
Ввиду изложенного выше целесообразно рассмотреть возможность применения ПНГ с низким метановым числом для генерации энергии газотурбинными установками. В этом случае необходимо организовать его сжигание при низком давлении, так как в противном случае повышается вероятность возникновения детонационных явлений в камере сгорания установки.
В работах [4, 5] показано, что изменение по сравнению с традиционными очередности процессов в газотурбинных установках приводит к повышению их эффективности ввиду отсутствия энергетических затрат на компримирование топливного газа низкого давления, так как в этом нет необходимости, а в случае малых мощностей (несколько де-
сятков киловатт) — дополнительно за счет снижения газодинамических потерь в проточной части установки, связанных с увеличением размеров. Максимальное давление в цикле таких установок незначительно отличается от атмосферного. Помимо электрической энергии установка вырабатывает теплоту в виде горячей воды в газоохладителе, расположенном перед компрессором, который является неотъемлемой частью ГТУ. Применение аналогичного подхода к утилизационным газотурбинным установкам позволяет сжигать ПНГ с высоким содержанием тяжелых углеводородов (низким значением метанового числа) при близком к атмосферному давлении, когда практически отсутствуют условия для возникновения детонации и образования конденсата тяжелых углеводородов и водяных паров. Отпадает необходимость установки дожимного топливного компрессора и, следовательно, отсутствуют затраты энергии на компримирование, так как давление ПНГ третьей ступени сепарации превышает давление в камере сгорания ГТУ.
Для исключения образования жидких фракций в топливной системе газотурбинных установок необходимо, чтобы температура попутных нефтяных газов превышала точку росы по углеводородам и воде, которая зависит от концентрации тяжелых углеводородов и водяных паров, а также от давления топливного газа. Чем выше содержание тяжелых углеводородов в топливном газе, тем выше точка росы, которая, как правило, достигает максимальных значений при давлениях, характерных для современных ГТУ, выполненных по традиционным схемам. Вода может соединяться с углеводородами и образовывать гидратные пробки в топливной системе при температуре выше или ниже точки росы по углеводородам [6, 7]. Накопление в трубах, подводящих газ, незначительного количества конденсата (вода, жидкие углеводороды) приводит к повреждению ГТУ. В установках с измененной последовательностью процессов вследствие низкого давления температура точки росы по углеводородам и воде понижается.
Разработанный энерготехнологический комплекс для утилизации ПНГ третьей ступени сепарации с низким давлением и высоким содержанием тяжелых углеводородов включает в себя систему подготовки топлива и когенерационную газотурбинную установку с измененной последовательностью процессов и сжиганием газа при давлении, близком к атмосферному (рис. 1). В технологическую схему подготовки топлива в соответствии с рекомендациями, изложенными в [8—11], включены абсорбер для удаления серосодержащих веществ, сепаратор для удаления механических примесей и капельной жидкости, адсорберы для осушки газа. Предусмотрен подогрев топливного газа в системе подготовки, топливной магистрали и непосредственно перед камерой сгорания ГТУ для предотвращения конденсации тяжелых углеводородов. Подогрев осуществляется выше точки росы наиболее тяжелых углеводородов, но ниже температуры самовоспламенения.
Рис. 1. Схема энерготехнологического комплекса:
1-газовая турбина; 2 — камера сгорания; 3 — топливоподогреватель; 4 — рекуператор; 5 — компрессор; 6 — электрический преобразователь; 7 — циркуляционный насос; 8, 11 — холодильники; 9 — подогреватель; 10 — теплообменник; 12 — сепаратор; 13 — насос откачки воды; 14 — вакуум-насос; 15 — нейтрализатор сероводорода (Клаус-процесс); 16 — насос; 17 — резервуар с водой; 18 — питательный насос; 19 — десорбер; 20 — насос перекачки воды из десорбера в абсорбер; 21 — насос перекачки воды из абсорбера в десорбер; 22 — абсорбер; 23 — центробежный сепаратор; 24 — регулятор расхода; 25 — адсорбер на стадии осушки; 26 — адсорбер на стадии регенерации; 27 — адсорбер на стадии охлаждения
Теплоту и электроэнергию для системы подготовки топлива генерируют в когенерационной газотурбинной установке, работающей следующим образом. В камеру сгорания 2 поступает воздух из окружающей среды, подогретый в рекуператоре 4, и топливный газ из системы подготовки топлива, предварительно подогретый в топливопо-догревателе 3 (см. рис. 1). Давление в камере сгорания 2 немного меньше атмосферного на величину гидравлических потерь при движении воздуха в предшествующих элементах ГТУ. Расширяясь в турбине до давления, значительно ниже атмосферного, горячие продукты сгорания совершают работу, часть которой тратится на привод компрессора 5, а оставшаяся часть — на привод электрогенератора 6. Из турбины 1 продукты сгорания, отдав часть теплоты в рекуператоре 4 воздуху, попадают в газоохладитель 8, затем в компрессор 5, в котором давление рабочего тела повышается до атмосферного, и далее выбрасываются в окружающую среду. Отводимая в газоохладителе 8 теплота передается водой подогревателю 9 системы подготовки ПНГ, а также используется для обогрева производственных помещений, для бытовых нужд на нефтепромыслах. Генератор установки обеспечивает электроэнергией насосные агрегаты энерготехнологического комплекса, электрооборудование, систему освещения.
Максимальное давление в цикле утилизационной газотурбинной установки с измененной последовательностью процессов немного меньше атмосферного, поэтому для подачи попутного газа после третьей ступени сепарации, имеющего большее, чем в камере сгорания ГТУ давление, не требуется дожимной компрессор. Следует отметить, что давление среды от выхода из турбины 1 до входа в компрессор 5 в несколько раз ниже атмосферного и определяется степенью повышения давления в компрессоре, т. е. в отличие от традиционных ГТУ проточная часть установки находится под разрежением.
Проведена оптимизация параметров утилизационной ГТУ с измененной последовательностью процессов на попутных нефтяных газах третьей ступени сепарации. Поскольку состав ПНГ существенно зависит от месторождения, то в качестве примера были рассмотрены нефтеносные районы Западной Сибири. Согласно анализу опубликованных данных, среднее значение расхода попутного газа третьей ступени сепарации, приходящееся на одну скважину, с составом, указанным в таблице, составляет около 7 нм3/ч [12-14]. Низшая теплота сгорания О газа примерно равна 47 МДж/кг (69 МДж/Нм3). При сжигании указанного количества попутного газа выделяется около 134 кВт тепловой энергии, которая может быть частично преобразована утилизационной ГТУ в электрическую энергию и теплоту в виде горячей воды. Сжигание топливного газа с метановым числом 36 происходит в камере сгорания ГТУ при атмосферном давлении, поэтому детонационные процессы отсутствуют (см. таблицу).
Компонент (N О О (N £ Метан Этан Пропан Изобутан н-Бутан Изопентан н-Пентан Гексан + высшие
Содержание компонента в газе, % (мас.) 0,6 0,1 20,3 14,0 35,3 6,5 13,9 2,7 3,7 2,9
Содержание компонента в газе, % (об.) 0,4 0,1 41,9 15,4 26,5 3,7 7,9 1,2 1,8 1,1
Точка росы при атмосферном давлении, °С -78 -95 -162 -89 -42 -2 -1 28 36 69
Температура самовоспламе -нения, °С — — 538 472 466 405 309 233
Метановое число — — 100 43 34 10,5 9,5 6,5 5,0 4,5
Метановое число смеси 36
Опасные концентрации (ГОСТ 12.1.011-8) — — 8,2 — 4,2 3,2 2,55 2,5
При численных исследованиях ГТУ варьируемыми параметрами
*
являлись степень повышения давления в компрессоре жк, которую изменяли от 1,5 до 4,5, температура на входе в компрессор (Т*вх = = 300.523 K) и турбину (Т* = 1 073.1 173 K), степень регенерации
(о-рег = 0,80.0,86). Рассмотренные диапазоны изменения параметров обеспечивают приемлемые массогабаритные и стоимостные характеристики утилизационной ГТУ с измененной последовательностью процессов.
Температура рабочего тела при входе в компрессор Т*вх существенно влияет на величину вырабатываемой электрической Ne и тепловой Q мощности утилизационной ГТУ, а также на электрический т]е и суммарный ^ коэффициенты полезного действия (рис. 2). С увеличением температуры Т*вх все параметры ГТУ существенно уменьшаются. Поэтому в качестве рациональной принята Т*вх = 300 K
несмотря на ухудшение в этом случае массогабаритных характеристик газоохладителя.
О, кВт цъ%
90
Ne, кВт
46 40 35 30 25 20 15 10
Це. %
35
30
25
20
15
10
70 60 50 40 30 20 10
90 80 70 60 50 40 30 20
-/V
71
Пг
Рис. 2. Зависимость параметров когенерационной ГТУ от температуры
* *
рабочего тела перед компрессором Тквх при различных значениях пк (Тг* = 1 173 К; орет = 0,8)
Увеличение степени регенерации во всем рассматриваемом диапазоне изменения значений п* приводит к росту эффективности и
мощности установки (рис. 3), однако при этом ухудшаются массога-баритные показатели рекуператора, что ограничило выбранную степень регенерации величиной 0,8. Переход на большие степени повышения давления п* в цикле (примерно до 4,0) увеличивает электрическую мощность N и КПД 7/е. При этом происходит снижение температуры продуктов сгорания за турбиной Т* , а следовательно, и при входе в газоохладитель, что приводит при неизменной температуре Тк*вх = 300 К к уменьшению тепловой мощности 0 установки и суммарного КПД ^ (см. рис. 3).
При повышенных значениях п* давление в рекуператоре и газоохладителе становится низким, примерно в п* раз меньше атмосферного. Размеры теплообменных поверхностей, массы рекуператора и
газоохладителя возрастают. Увеличиваются также размеры проточных частей лопаточных машин, окружные скорости рабочих лопаток (для лопаточных машин радиального типа) или число ступеней (для лопаточных машин осевого типа). С учетом показателей эффективности утилизационной ГТУ и массогабаритных характеристик узлов
степень повышения давления принята равной п* = 2,35, степень регенерации орег = 0,8, температура на входе в компрессор Т*вх = 300 К.
Температура на входе в турбину Т* выбрана такой, чтобы была возможность выполнить ее неохлаждаемой и тем самым снизить стоимость и увеличить ресурс установки. Для выбранных параметров
ГТУ увеличение Т* в области умеренных ее значений от 1073 до
1173 K приводит к улучшению всех показателей установки (рис. 4). Электрические КПД и мощность увеличились на 13 %. Температура
на входе в турбину принята равной Т* = 1173 К.
--л/е----Це------й--цъ
Рис. 3. Влияние степени регенерации орег на параметры когенерацион-ной ГТУ при различных значениях п** (Тг* = 1173 К; Ткъх = 300 К)
Таким образом в качестве параметров утилизационной установки на попутных нефтяных газах с повышенным содержанием тяжелых углеводородов и с измененной очередностью процессов приняты:
температура рабочего тела на входе в компрессор Т*вх = 300 К, степень повышения давления в компрессоре п* = 2,35, степень регенерации орег = 0,8, температура на входе в турбину Тг* = 1173 К. При этих параметрах электрическая мощность N = 35,2 кВт, тепловая мощность Q = 54 кВт, электрический КПД г/е = 26 %, суммарный КПД г^ = 66 %. Без рассмотренных выше ограничений по массогаба-ритным характеристикам узлов при Тг* = 1173 К, Т*вх = 300 К, п* =
= 4,0, арег = 0,86 электрическая мощность увеличивается до 46 кВт, а электрический КПД до 34 %.
Рис. 4. Зависимость параметров когенерационной ГТУ от температуры продуктов сгорания перед турбиной Т* при п* = 2,3 (арег = 0,8;
Т * = 300 К)
к.вх /
Лопаточные машины утилизационной ГТУ могут быть выполнены с различной частотой вращения роторов, которая определяет размеры и эффективность компрессора и турбины, электрогенератора, ресурс подшипниковых узлов, схему преобразования высокочастотного тока до стандартных значений. Учитывая незначительную мощность утилизационной установки и малые приведенные расходы рабочего тела, в качестве компрессора принят компрессор центробежного типа, а турбины — центростремительного. Расчетные исследования в диапазоне изменения значений частот вращения от 30 000 до 50 000 мин-1 показали, что при п = 35 000 мин"1 лопаточные машины имеют приемлемые размеры и высокое значение КПД. Эта частота вращения принята в качестве расчетной. Центростремительная турбина выполнена с расходом рабочего тела Gгт = 0,354 кг/с, степенью понижения давления пт = 2,1. Мощностной КПД турбины цт = 86,8 %, наружный диа-
метр рабочего колеса 01т = 0,245 м, окружная скорость лопаток на наружном диаметре на входе и1т = 455 м/с. Центробежный компрессор имеет одинаковую с турбиной частоту вращения (установка одно-вальная). Степень повышения давления в компрессоре п* = 2,35, расход рабочего тела Сгк = 0,356 кг/с, адиабатический КПД компрессора г[* = 85,2 %, наружный диаметр рабочего колеса й2к = 0,192 м,
окружная скорость концов рабочих лопаток и2к = 362 м/с. Для увеличения КПД лопатки рабочих колес загнуты против вращения под углом р2л = 60°. В связи с более низким давлением в цикле по сравнению с традиционной ГТУ размеры проточной части лопаточных машин возрастают, что повышает газодинамическую эффективность компрессора и турбины ГТУ малой мощности [4, 5], частота вращения ротора уменьшается.
Выводы.
1. Изменение последовательности процессов в газотурбинных установках расширяет возможности утилизации нефтяных газов при более высоком содержании тяжелых углеводородов с низким значением метанового числа. Процесс сжигания топливного газа в камере сгорания осуществляется при атмосферном давлении, в отличие от традиционной ГТУ, при котором практически отсутствуют условия для возникновения детонации.
2. Предложенная схема подготовки попутного нефтяного газа с высоким содержанием тяжелых углеводородов обеспечивает уменьшение концентрации серосодержащих веществ до приемлемого уровня, а также осушку попутного газа. Для устранения конденсации тяжелых углеводородов предусмотрен последовательный подогрев ПНГ с помощью подведения теплоты в пределах системы подготовки газа, топливной магистрали и непосредственно перед камерой сгорания ГТУ. Максимальный подогрев газа на 30° ниже температуры самовоспламенения тяжелых углеводородов.
3. Рациональные параметры утилизационной ГТУ с обратной последовательностью процессов, определенные с учетом технико-экономических показателей, изменяются в диапазоне значений: для степени повышения давления в компрессоре от 2,3 до 3,3, для степени регенерации от 0,80 до 0,86 при температуре продуктов сгорания перед турбиной 1173 К (900 °С), перед компрессором 300 К. Электрический КПД установки изменяется от 25 до 33 %, суммарный КПД с учетом вырабатываемой теплоты — от 60 до 67 %. Давление ПНГ всегда выше, чем давление газов в камере сгорания ГТУ, поэтому отпадает необходимость в дожимном компрессоре.
4. Утилизационные газотурбинные установки малой мощности (несколько десятков киловатт) с измененной последовательностью процессов и максимальным давлением в цикле, равным атмосферному, имеют высокую газодинамическую эффективность процессов сжатия
и расширения из-за увеличенных размеров проточной части лопаточных машин, а также пониженную частоту вращения ротора. Компрессоры выполняют центробежными, а турбины — центростремительными и неохлаждаемыми, рекуператоры — пластинчатыми, водяные газоохладители — трубчатыми с оребрением по газовой стороне.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Бетлинский В. Ю., Жердецкий Р. А. У нефтяников есть энергичный попутчик — попутный нефтяной газ для электростанций нефтяных месторождений // Турбины и дизели. 2006. Май — июнь. С. 4-8.
2. Агапов Р. В., Калинин А. Н. 6 МВт на попутном нефтяном газе // Турбины и дизели. 2008. Сентябрь — октябрь. С. 36-41.
3. Макаревич В., Джапаридзе Н. Строительство ГТЭС малой мощности с использованием попутного нефтяного газа // Газотурбинные технологии. Май — июнь. 2003. С. 16-19.
4. Осипов М. И., Тумашев Р. З., Моляков В. Д. ГТУ малой мощности на топливных газах низкого давления с измененной очередностью процессов термодинамического цикла // Междунар. научно-практическая конф. "Малая энергетика — 2003": Труды. Обнинск, 2003. С. 340-343.
5. Осипов М. И., Тумашев Р. З., Моляков В. Д. Усовершенствование ГТУ малой мощности при использовании топливных газов низкого давления // Междунар. научно-практическая конф. "Малая энергетика — 2004": Труды. М., 2004. С. 113-116.
6. Ильина М. Н. Требования к подготовке попутного нефтяного газа для малой энергетики // Изв. Томского политехнич. ун-та. Энергетика. Томск, 2007. Т. 310. № 2. С. 167-171.
7. Особенности сжигания попутного нефтяного газа в газотурбинных установках / Б.А. Рыбаков, В. Д. Буров, Д.Б. Рыбаков, К.С. Трушин // Турбины и дизели. 2008. Май — июнь. С. 2-8.
8. Справочник по пыле- и золоулавливанию / М.И. Биргер, А.Ю. Вальдберг, Б.И. Мягков; под ред. А. А. Русанова. М.: Энергоатомиздат, 1983. 312 с.
9. Рамм В. М. Абсорбция газов. М.: Химия, 1976. 656 с.
10. Берлин М.А., Гореченков В.Г., Волков Н.П. Переработка нефтяных и природных газов. М.: Химия, 1981. 472 с.
11. Гумеров А.Г. Утилизация нефтяного попутного газа. Уфа: ИПТЭР, 2010. 111 с.
12. Обзор деятельности и основные финансовые показатели 2010. Вперед в будущее. URL.: http://annual-report-2010.tnk-bp.ru/ru/exploration_and_production/ upstream/
13. Отчет о деятельности 2010: Разработка месторождений и добыча нефти: ОАО "Лукойл". URL.: http://www.lukoil.ru/materials/images/0il_production/2011
14. http://www.krspolar.ru/press/publications/3
Статья поступила в редакцию 26.09.2012
