USD 77.7325

0

EUR 85.7389

0

BRENT 25.06

0

AИ-92 42.41

-0.03

AИ-95 46.27

-0.09

AИ-98 51.09

-0.02

ДТ 47.74

-0.02

396

Газотурбинная электростанция Ватьеганского месторождения

Газовые турбины известны давно, но они лишь недавно стали активно использоваться в энергетике. Именно газовые турбины могут стать основой развития энергетического комплекса равнинных территорий и территорий, богатых природными ископаемыми, такими как нефть и газ.

 

Normal 0 false false false MicrosoftInternetExplorer4 st1\:*{behavior:url(#ieooui) } /* Style Definitions */ table.MsoNormalTable {mso-style-name:"Обычная таблица"; mso-style-parent:""; font-size:10.0pt;"Times New Roman";}

1.     Введение  

Газовые турбины известны давно, но они лишь недавно стали активно использоваться в энергетике. Именно газовые турбины могут стать основой развития энергетического комплекса равнинных территорий и территорий, богатых природными ископаемыми, такими как нефть и газ. Применение газовых турбин реально даже при очень небольших объемах строительных работ. Они во много раз легче паровых турбин и занимают намного меньше места, поскольку в них нет крупногабаритного и тяжелого парового хозяйства (котлы, насосы и др.). При этом управление ими гораздо легче автоматизируется, т.е. такие станции требуют меньше обслуживающего персонала и т.п.

Экономическая эффективность газовых турбин сегодня может быть весьма высокой. Так, если на выходе газовой турбины в теплообменнике выходящими газами греть воду и паром охлаждать горячий тракт турбины вместо воздуха (который очень дорог в обычном цикле), то при температуре газа 1500 °С, достижение которой ставится сейчас как задача, можно говорить об уровне КПД реального газотурбинного цикла порядка 60-62 %. А это в полтора раза выше, чем в предельном паротурбинном цикле.

Также актуальность внедрения газотурбинных установок, потребляющих в качестве основного топлива попутный нефтяной газ, можно рассматривать с точки зрения охраны природы и эффективного использования попутно получаемого сырья.

Можно привести наиболее характерные примеры уже созданных и эксплуатирующихся газотурбинных установок (ГТУ). Газотурбинная ТЭЦ мощностью 25 МВт вполне конкурентоспособная с мировыми по экономическим показателям (КПД 37 %) на базе двигателя НК-37СТ Самарского НПО им. Н.Д. Кузнецова сейчас запущена в работу в Самаре. В Перми начаты серийный выпуск и поставка 4-мегаваттной установки. Созданы ГТУ-ТЭЦ в 1,25 МВт в Санкт-Петербурге, 2,5 МВт - в Рыбинске, 10 МВт - в Уфе. Уже реализована станция в 20 МВт, созданная московской фирмой "Энергоавиа".

Также необходимо особо отметить ГТЭС-72 Ватьеганского месторождения, введением в строй которой сегодня занимается ООО «Лукойл».

 

2.     Комплекс технологических объектов по подготовке и переработке попутного нефтяного газа Ватьеганского месторождения.

 

В настоящее время для электроснабжения потребителей, а также в целях утилизации попутного нефтяного газа, на площади Ватьеганского месторождения Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области расположен комплекс технологических объектов по подготовке и переработке попутного нефтяного газа, в состав которого входят:

-       узел врезки в газопровод «Повх – Локосовский газоперерабатывающий комбинат (ЛГПК)»;

-       узлы секущих задвижек при переходе через реку и на входе газа на ГТЭС;

-       газотурбинная электростанция (ГТЭС-72);

-       комплекс сооружений повышающей подстанции с трансформаторами 10/35 кВ, открытым распределительным устройством ОРУ-35 кВ и закрытым распределительным устройством ЗРУ-6 кВ;

-       котельная;

-       резервная дизельная электростанция;

-       комплекс технологических сооружений узла подготовки газа;

-       комплекс пожаротушения.

Для обеспечения технологической связи на территории ГТЭС предусмотрена мачта связи.

Технологический комплекс объектов ГТЭС обеспечивает:

-       отбор газа из газопровода «Повх-ЛГПК» и его транспортировку до технологической площадки ГТЭС;

-       прогрев газа выше точки росы;

-       подачу осушенного и компримированного газа на газотурбинную электростанцию;

-       возвращение выпавшего из газа конденсата в технологический процесс;

-       сброс газа на факел с установки подготовки в аварийных ситуациях;

-       обеспечение теплоносителем объектов ГТЭС;

-       обеспечение противопожарной безопасности объектов;

-       выработку электроэнергии ГТЭС для повышающей подстанции 10/35 кВ.

 

Технологическая схема работы вышеуказанного комплекса отображена на рисунке 1. Этот процессорганизован следующим образом: газ, от узла подключения к газопроводу «Повх-ЛГПК», с давлением ~ 1,9 МПа и температурой 0-15°С, поступает во входной сепаратор С-1, в котором происходит улавливание основного количества конденсата поступающего на ГТЭС.

Жидкая фаза из сепаратора С-1 опорожняется автоматически при достижении максимального уровня, путем откачки с помощью насоса Н-1 на узел подключения к газопроводу «Повх-ЛГПК», а газ с давлением ~1,97 МПа поступает в блок фильтрации и подогрева. Также системой автоматизации обеспечивается контроль температуры и давления газа в сепараторе.

При неисправности блока насосной откачки конденсата жидкая фаза из сепаратора С-1 опорожняется сбросом на факел в ручном режиме через задвижку 4д/2 и ручной клапан КЛ-8. Дренажный сброс от насоса Н-1 осуществляется в подземную емкость Е-1.

Для защиты ГТЭС в аварийных ситуациях на линии сброса газа на факел предусмотрена задвижка с электроприводом 7г. При возникновении аварийной ситуации (потеря герметичности и снижение давления в С-1, срабатывание датчиков загазованности либо датчиков пожарной сигнализации) защита ГТЭС обеспечивается автоматическим закрытием задвижек с электроприводом 1г/1 (узел подключения к газопроводу от узла врезки) и 4г (выход газа из С-1), что влечет за собой прекращение подачи газа. Оставшаяся часть газа в оборудовании сбрасывается на факел.

Для исключения попадания влаги на газотурбинные агрегаты предусмотрен блок фильтрации и блок подогрева. В состав блока фильтрации входят два фильтр-сепаратора ФС-1/1,2 (рабочий и резервный) для улавливания капельной жидкости и механических примесей. Четыре кожухотрубчатых теплообменника Т-1/1-4 предназначены для подогрева газа и исключения возможности выпадения конденсата в газопроводе от узла подготовки и транспортировки газа (УПТГ) к газотурбинной установке (ГТУ).

В теплообменниках Т-1/1-4 происходит подогрев газа до температуры ~30°С антифризом от котельной. Контроль температуры на входе в  теплообменники    Т-1/1-4 осуществляется при помощи датчика температуры, установленного на общем коллекторе входа газа. Для обеспечения контроля давления газа после каждого теплообменника установлен датчик давления. При возникновении неисправности и изменении рабочих параметров на теплообменниках они отключаются при помощи секущей арматуры в ручном режиме. Также системой автоматизации предусмотрен контроль температуры газа после теплообменников на общем коллекторе.

Часть газа после подогрева через регулирующий клапан КЛ-2/1,2 поступает на котельную в качестве топлива. Клапан КЛ-2/1,2 понижает давление с 1,9 МПа до 0,3 МПа на входе в котельную.

Из блока фильтрации и подогрева газ с давлением ~1,90 МПа и температурой ~30°С поступает на оперативный узел учета газа и далее в коллектор на газотурбинные агрегаты. Предусмотрено и подключение к данному технологическому контуру перспективной компрессорной станции, для чего на трубопроводе газа на ГТУ также установлены шаровые краны 11г, 12г, 27г. При этом клапан КЛ-3 несет на себе еще одну функцию. Данный клапан открывается при давлении 2,95 МПа, (срабатывание по датчику давления установленному на линии газа на ГТУ), обеспечивая защиту от превышения давления в газопроводе.

Для обеспечения бесперебойного снабжения турбин газом предусмотрено два коллектора подачи газа. В случае выхода из строя электроприводной арматуры, расположенной на отдельном отводе на каждую ГТУ, предусмотрено отключение данного отвода секущими шаровыми кранами на коллекторе.

Сброс газа из трубопроводов и сепаратора осуществляется в факельный коллектор.

Для непрерывного обеспечения факельной системы, а именно запальной и дежурной горелок газом для розжига, предусмотрена линия подачи газа от входного сепаратора на блок управления. Управление факелом производится по месту от шкафа управления согласно инструкции завода-изготовителя. Сигнал от фотодатчиков контроля наличия пламени поступает как в операторную, так и к блоку управления.

Для оперативного учета газа, сгорающего в факельной системе, на факельной линии установлен счетчик газовый СГ-2.

 

3.     Узел врезки в газопровод «Повх - ЛГПК»

 

Узел врезки предназначен для подачи газа на газотурбинную электростанцию (ГТЭС) от газопровода «Повх-ЛГПК» Ду500, сепарации газа от газового конденсата и отвода конденсата от ГТЭС.

Газ, транспортируемый по газопроводу на Локосовский газо-перерабатывающий комбинат, при закрытой задвижке с электроприводом Зд1 направляется в расширитель Р-1 по трубопроводам Ду300 через задвижки Зд2 и Зд3, согласно технологической схеме автоматизации (рисунок 1).

По линии входа газа в расширитель Р-1 через Зд2 газ подводится в расширитель сверху вниз для обеспечения отбоя капель конденсата о дно расширителя.

По линии входа газа в расширитель через Зд3 газ поступает в расширитель снизу вверх. По этой же линии выделившийся газовый конденсат отводится в существующий газопровод «Повх-ЛГПК» перед закрытой электрозадвижкой Зд1 по направлению потока газа от Повха. Конденсат на данном участке газопровода отводится по уровню через регулирующий клапан РК-3 на участок существующего газопровода - после электрозадвижки Зд1.

После расширителя часть газа отводится в линию подачи газа на ГТЭС, а остальной газ направляется дальше в газопровод «Повх-ЛГПК» на участок после закрытой задвижки Зд1, при этом газ проходит через регулирующие клапаны РК-1,2 предназначенные для создания давления в линии подачи газа на ГТЭС.

Конденсат с ГТЭС поступает в линию подачи газа на ГТЭС через обратный клапан КО-1.

При аварийном отключении Повховской компрессорной станции проектом предусмотрена подача газа с обратной стороны газопровода. При этом задвижка Зд4 (без электропривода) закрывается, а газ проходит через клапан РК-1 или РК-2, переведенный в постоянно открытое положение.

Система автоматизации узла подключения.

Системой автоматизации по узлу врезки предусмотрено:

-       измерение, контроль уровня конденсата в газопроводе «Повх-ЛГПК» до закрытой задвижки Зд1, по направлению потока газа, поз.1.1а, 1.2а соответственно с выводом показаний и регистрации на АРМ оператора ГТЭС. Предусмотрен отвод конденсата по уровню через регулирующий клапан РК-3 в газопровод «Повх-ЛГПК», после закрытой задвижки.

-       сигнализация минимального и максимального значения уровня в газопроводе «Повх-ЛГПК» до закрытой задвижки Зд1, по направлению потока газа, поз. 1.3а,1.4а соответственно, с выводом показаний и регистрации на АРМ оператора ГТЭС;

-       сигнализация высокого значения уровня в расширителе Р-1, поз. 1.5а с выводом показаний и регистрации на АРМ оператора ГТЭС;

-       измерение, контроль, регулирование давления газа на линии подачи газа на ГТЭС поз. 1.7а, с выводом показаний и регистрации на дисплее компьютера в операторной ГТЭС. Регулирование и стабилизация давления газа осуществляются с помощью регулирующего клапана РК-1 или РК-2 (один в работе и один в резерве), создающего «подпор» газа в линии подачи газа на ГТЭС. При понижении давления газа клапан прикрывается, при повышении давления – открывается;

-       блокировка по низкому давлению газа на линии подачи газа на ГТЭС поз. 1.7а. При срабатывании блокировки открывается задвижка Зд1, закрывается электрозадвижка на узле крановой площадки III и производится аварийный останов ГТЭС.

-       измерение температуры газа на линии подачи на ГТЭС поз. 1.6а, с выводом показаний и регистрации на АРМ оператора ГТЭС;

-       измерение давления конденсата на линии подачи конденсата с ГТЭС поз. 1.8а, с выводом показаний и регистрации на АРМ оператора ГТЭС;

-       сигнализация состояния электрообогрева (включен или выключен) на АРМ оператора ГТЭС;

-       измерение, сигнализация давления газа на линии подачи газа на ГТЭС, на узле врезки, после электрозадвижки Зд5;

-       измерение, сигнализация давления конденсата на линии подачи конденсата с ГТЭС, на узле врезки, после электрозадвижки Зд15.

Далее по линии подачи газа на ГТЭС предусмотрены крановые площадки секущих электрозадвижек, с визуализацией на АРМ оператора ГТЭС.

     


4.     Газотурбинная электростанция (ГТЭС)  

Электростанция простого цикла мощностью 72 МВт состоит из трех цехов ангарного исполнения, объединенных в одно здание. В каждом энергоцехе смонтированы два энергоблока ЭГЭС-12С.

В составе каждого энергоблока привод ГТУ-12ПГ-2, высокоресурсный силовой редуктор и турбогенератор специального исполнения ТС-12-2РУХЛ3 номинальной мощностью 12,36 МВт.

Энергетический привод разработан на базе газогенератора авиадвигателя четвертого поколения ПС-90А,   33,7% (ISO). Компрессор и турбина оборудованы активной системой регулирования радиальных зазоров, что позволяет повысить КПД на различных режимах.

Эксплуатация ГТЭС предусмотрена в условиях умеренного и холодного климата по ГОСТ 15150 при значениях атмосферной температуры от минус 60 до +35 °С и в интервале атмосферных давлений 630-800 мм.рт.ст. Топливо для ГТЭС – попутный нефтяной газ. Энергоблоки обеспечивают круглогодичную и круглосуточную работу без ограничения, за исключением времени на проведение регламентных работ, оговоренных руководством по эксплуатации в рамках установленных ресурсов. Количество пусков одного энергоблока – не более 100 пусков в год.

Располагаемая мощность ГТЭС – 72 МВт, согласно данным по мощности шести применяемых энергоблоков в составе электростанции.

Время пуска одного энергоблока с момента подачи команды на пуск до постановки под нагрузку – не более 12 минут, включая длительность вентиляции газовоздушного тракта перед запуском двигателя в течение 5 минут.

Заявленный срок службы одного энергоблока – не менее 20 лет.

 

4.1.          Описание работы энергоблока ЭГЭС-12С

 

В состав ЭГЭС-12С входят следующие системы:

-       газотурбинная установка (ГТУ);

-       система выхлопа;

-       система газообеспечения ЭГЭС / топливопитания ГТУ;

-       маслосистемы двигателя, редуктора и турбогенератора;

-       системы охлаждения (вентиляции) ГТУ, трансмиссии и турбогенератора;

-       система автоматического управления ЭГЭС;

-       автоматизированная система пожаротушения с установкой газового пожаротушения;

-       системы электропитания собственных нужд;

-       система измерения вибраций BentleyNevada;

-       аппаратура синхронизации;

-       блок защиты турбогенератора.

 

Рабочим телом газотурбинной установки (ГТУ) является атмосферный воздух. При работе воздух забирается через воздушное очистительное устройство, имеющее шумоглушитель, и через наборный тракт всаса и камеру всаса поступает в компрессор газотурбинного двигателя. Компримируемый воздух, пройдя через компрессор, поступает в камеру сгорания, где смешивается с газом.

Продукты горения проходят через турбину высокого давления и свободную силовую турбину, осуществляющую привод генератора.

Отработавшие в силовой трубе продукты сгорания через выходную улитку направляются в тракт выхлопа, где температура их снижается при расширении в выхлопном тракте расширителя, и выбрасываются через выхлопную трубу.

Функционирование ГТУ осуществляется с использованием следующих систем:

Маслоснабжение.

Система маслоснабжения замкнутая, расположена в отдельном контейнере уличного исполнения. Состоит из маслобака, насосов (основной регулировочный, аварийный) и системы поддержания рабочей температуры.

Соединение системы маслоснабжения осуществляется через систему герметичных маслопроводов, входящих в состав газотурбинного агрегата.

Система газоснабжения.

Данная система включает в себя входной блок газоснабжения, который содержит входные фильтры (основной, резервный), отсечные клапаны, сбросные клапаны (осуществляющие сброс газа изнутри агрегатных коллекторов при остановке агрегата), продувочные клапаны (обеспечивающие заполнение фильтров). Система газоснабжения заполняется газом только при установлении рабочих параметров в турбине, а именно при создании достаточного давления в компрессоре турбины для воспламенения поступающего в ГТУ газа.

Остановка агрегата происходит по следующему алгоритму:

- прекращение подачи газа;

- перевод двигателя в режим свободного выбега (15-20 мин).

При этом вентиляция охлаждения внутреннего объема турбины производится компрессором, с одновременным сбросом газа с внутреннего коллектора на свечу.

Все внутриблочные коллекторы неразрывны и находятся в составе газоиспользующего агрегата.

Обеспечение наружного теплового режима ГТУ.

Для обеспечения мер пожарной защиты теплового режима и шумоглушения газотурбинный двигатель помещен в укрытие. Внутренняя полость укрытия оборудована шумо- и теплоизоляцией, датчиками пожарной сигнализации и контроля загазованности, обнаруживающими утечки газа в случаях утраты герметичности газовым трактом двигателя.

Температурный и газовый режимы укрытия обеспечиваются газовой вентиляцией, имеющей основной и резервный вентиляторы.

Включение вентиляторов предшествует пуску двигателя, а выключение производится после остановки двигателя.

Система пожаротушения внутреннего объема укрытия – газовая, с использованием СО2, хранящегося в газобаллонной установке, размещаемой рядом с укрытием.

Пожарный контролер загазованности входит в состав энергоблока, при срабатывании сигнала в предаварийном состоянии происходит остановка энергоблока.

Внешняя полость укрытия, через которую проходит трансмиссия, имеет собственную теплоизоляцию и систему вентиляции, обеспечивающую тепловой режим полости, в которой расположена трансмиссия.

Трансмиссия через полужесткую муфту приводит во вращение редуктор.

Передача крутящего момента от редуктора к генератору осуществляется через аналогичную муфту.

Маслоснабжение блока редуктор–генератор осуществляется от отдельной системы, находящейся в том же контейнере, что и система ГТУ, и пристроена аналогично.

Электроснабжение собственных нужд энергоблока осуществляется от НКУ энергоблока, обеспечивающего питание потребителей во всех режимах работы, в том числе и в аварийном режиме. Имеет в своем составе необходимые аккумуляторы, обеспечивающие питание энергоблока. Для исключения перехода в режим аварийной остановки при кратком отключении, питание энергоблока осуществляется от блока бесперебойного питания общего НКУ.

Управление энергоблоком осуществляется САУ ЭГЭС, которая обеспечивает полный объем управления во всех режимах, а так же осуществляет управление электрическими параметрами агрегата.

Генерация электрической мощности.

Управление системой осуществляется системой управления возбуждения генератора, входящей в состав энергоблока. Данная система выполняет как обычные функции управления напряжением, так и функции гашения поля при срабатывании защит в прилегающих энергосетях.

Поддержание параметров генерации осуществляется в одном из возможных режимов:

- режим постоянного напряжения;

- режим постоянной мощности, с выделенным режимом поддержания соотношения активной реактивной мощности.

Система управления режимами, входящая в САУ ЭГЭС, обеспечивает также режимы параллельной работы агрегатов.

Защита генераторов предусмотрена в объеме по ПУЭ и осуществляется блоком защиты генератора. Необходимые измерительные трансформаторы размещены в корпусе генератора и поставляются вместе с ним.

Источник : lukoil-inform.ru


Система Orphus