Министерство образования Российской Федерации.
Тюменский Государственный Нефтегазовый Университет.
Филиал в городе Сургуте.
на тему: «Газотурбинные электростанции для нефтяных месторождений»
Выполнил: студент 3-го курса группы НР-99
Дорогавцев Н.А.
Проверил:
Сорокин П.М.
г. Сургут
2001г.
АННОТАЦИЯ
В данной работе рассматривается возможность размещения газотурбинных установок в районе нефтяных месторождений для утилизации попутного газа.
В качестве базового варианта при выборе основного и вспомогательного оборудования приняты решения по ГТД фирмы SOLARTURBINES и технические возможности поставок российских предприятий- изготовителей.
В предложении представлен вариант компоновки основного оборудования в легко сборном укрытии.
Размещение оборудования в легко сборном укрытии позволяет создать нормативные условия для обслуживающего персонала при техническом обслуживании и ремонте, а также условия для последующей модернизации и реконструкции оборудования.
ОАО «Компания ЭМК-Инжиниринг» имеет лицензию Федерального лицензионного центра ФЛЦ а 007596 на выполнение функций Генподрядчика, Генпроектировщика, Заказчика и инжиниринговых услуг на территории Российской Федерации, стран СНГ и за рубежом, а также лицензии Госгортехнадзора России:
- на проектирование, строительство и эксплуатацию оборудования для объектов газового хозяйства (№ 4205П-02102523, № 4205С-02102524, № 4205 Э-02102525);
- на проектирование объектов котлонадзора, монтаж и эксплуатацию объектов котлонадзора и подъемных механизмов (№ 12П-0219587, № 12М- 0219588, № 12Э-0219589).
Компания является корпоративным членом Российской Ассоциации Управления проектами "СОВНЕТ" и членом Международной Ассоциации Управления проектами (IРМА), ведущие специалисты Компании в области инвестиций и финансового анализа являются членами "Гильдии профессиональных инвестиционных консультантов, советников и экспертов", созданной в 1997 г. по инициативе Торгово-промышленной Палаты и Минэкономики РФ.
Персонал Компании представляет собой высококвалифицированных специалистов, имеющих большой опыт проектирования, строительства и организации работ на энергетических объектах, как в России, так и за рубежом.
Научно-технический потенциал Компании и квалификация сотрудников гарантирует высокое качество проведения исследовательских и проектных работ, изготовление оборудования, а также его шеф-монтаж и реконструкцию.
Высокая квалификация научно-технического персонала позволяет быстро и эффективно реагировать на запросы рынка энергетического строительства, разрабатывать новые технические решения и оказывать высококвалифицированные виды услуг и сервисного обслуживания.
Компания имеет свои представительства в городах: Тюмень, Сургут, Ташкент и филиал в г. Екатеринбурге, что позволяет обеспечить организацию и контроль работ по заключенным Компанией контрактам в различных регионах.
В настоящее время Компания выполняет следующие работы:
• реконструкцию первой очереди Тюменской ТЭЦ-1, включая:
- проектные работы с привлечением на договорной основе ведущих проектных институтов ОАО "УралВНИПИэнергопром", ОАО "СевЗапВНИПИэнергопром", ОАО "Энергомонтажпроект", АО "ЭНИН", КПК Санкт-Петербургского технического университета, ОАО "ВТИ";
- строительно-монтажные работы с привлечением в качестве подрядчиков строительно-монтажных организаций: ОАО "Электрозапсибмотаж", ОАО "Сибэнергомонтаж", АООТ СПК "Тюменьэнергострой", ОАО "Энергоспецстрой, ТОО СФ "Тюменьпромстрой";
- комплектную поставку оборудования, реализуемую на основе двусторонних договоров поставок фирмами ОАО "ЭМК" (поставка паровой турбины и турбогенератора), ОАО ТКЗ "Красный котельщик" (котельная установка), Белэнергомаш (трубопроводы высокого давления), Чеховэнергомаш (арматура высокого давления);
- наладочные работы совместно с ОАО "УралОРГРЭС" и другими организациями;
- разработку систем управления АСУ ТП совместно с ЗАО "ПИК- Прогресс".
• проводит инжиниринговые работы по созданию головного энергомодуля ГТУ-60, включая разработку технических требований и технических условий на оборудование входящее в комплект модуля в контейнерном исполнении, АСУ ТП энергомодуля, шеф-монтажные работы и испытания, совместно с фирмами ОАО "Электросила", АОЗТ "НИИТурбокомпрессор", ЗАО "ПуК-Прогресс", "АВВ-РЕЛЕ" г. Чебоксары.
• осуществляет ввод в эксплуатацию энергоблока е 1 мощностью 800 МВт на Талимарджанской ГРЭС (Республика Узбекистан).
В настоящее время Компания занимается решением задач по обеспечению электро- и теплоэнергией потребителей с использованием газотурбинных установок малой мощности.
Компания поддерживает деловые связи с зарубежными фирмами, производителями энергетического оборудования.
1. МОЩНОСТЬ ГТЭС
Газотурбинная электростанция (ГТЭС) предназначена для обеспечения электроэнергией объектов нефтедобычи.
Режим работы ГТЭС постоянный параллельно с энергетической системой.
Потребность в электроэнергии для Конитлорского месторождения составляет 12 МВт, для Тянского месторождения – 16 МВт.
Мощности ГТЭС для месторождений выбирались с учетом возрастания потребления электроэнергии в будущем.
Мощность газотурбинной электростанции для Конитлорского, а также и для Тянского месторождений составляет 5.2 х 3 = 15.6 МВт (три газотурбинных установки по 5.2 МВт).
2. МЕТЕОРОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА
Площадки проектируемых ГТЭС располагаются на объектах нефтедобычи (Конитлорском и Тянском месторождениях).
Учитывая местоположение проектируемых ГТЭС, приняты следующие климатические данные:
- скоростной напор ветра по 11 району (СНиП 2.01.07-85*) 30 кг/м2;
- вес снегового покрова по 1У району (СНиП 2.01.07-85*) 150 кг/м;
- расчетная зимняя температура для ограждающих конструкций - 43 0С;
- сейсмичность района строительства ниже 9 баллов;
- среднегодовая температура -3.1 0С
3. ТОПЛИВО
В качестве основного топлива используется попутный нефтяной газ с рабочим давлением 0.3 – О.б5 МПа и температурой 5 - 20' С.
Объемный состав попутного газа в процентах (%).
| Конитлорское месторождение | Тянское месторождение | |
| Метан (CH4) | 88,41 | 92,42 |
| Этан (C2H6) | 2,22 | 1,45 |
| Пропан (C3H8) | 3,21 | 0,90 |
| i Бутан (C4H10) | 0,74 | 0,60 |
| n Бутан (C4H10) | 1,35 | 0,89 |
| i Пентан (C5H12) | 0,30 | 0,38 |
| n Пентан (nC5H12) | 0,31 | 0,41 |
| Гексан + высшие | 0,60 | 0,75 |
| СО2 | 0,57 | 0,55 |
| Азот (N2) | 1,76 | 1,62 |
| Молекулярный вес, кг/моль*103 | 19,73 | 18,52 |
| Плотность (в стандартных условиях), кг/м3 | 0,820 | 0,770 |
Теплотворная способность – 8546 – 9163 ккал/м3.
Содержание капельной жидкости – не более 100 г/м3.
Содержание механических примесей – не более 50 мг/м3.
Максимальный размер частиц механических примесей – не более 1000мк.
Для обеспечения требуемого качества (топливный газ не должен содержать серы, загрязняющих веществ, воды и жидких углеводородов) и необходимого давления топлива (Рminизб=1.5 МПа и Рmaxизб=2,1 МПа) на входе в газовую турбину на территории станции предусматривается установка подготовки газа включающая в себя: удаление большого объема жидких фракций, повышение давления топливного газа, фильтрацию и учет газа, поставки фирмы SolarTurbines.
Установка состоит из:
- модуля сепарации и учета топливного газа;
- здания компрессорной топливного газа.
Модуль сепарации и учета топливного газа.
На вход модуля подается топливный газ низкого давления. Жидкие фракции углеводорода и воды, содержащие в газе, удаляются в двухфазном сепараторе, который может содержать да 1.6 м3 жидкости. Далее газ направляется в здание компрессорной топливного газа.
Жидкость, удаленная из газа, собирается в нижней части сосуда и насосом перекачивается в автоцистерну или дренажную систему.
Здание компрессорной топливного газа.
В здании размещаются три компрессора. Два рабочих и один резервный. Компрессор топливного газа – ротационный, винтового типа. В компрессор впрыскивается смазочное масло, которое предохраняет лопасти от изнашивания и является уплотнителем. Приводом компрессора является электромотор, сидящий на одном валу с компрессором.
Газ, поступающий в здание, направляется в скруббер газа на всасе компрессора, являющейся двухфазным сепаратором, в котором удаляются оставшиеся после сепарации в модуле топливного газа частицы жидкости.
Газ, выходящий из компрессора, захватывает с собой смазочное масло, которое удаляется в масляной ловушке. Ловушка представляет собой двухфазный коалесцентный фильтр с высокой эффективностью удаления частичек масла.
После масляной ловушки газ направляется в охладитель газа, располагаемый возле здания компрессорной.
Смазочное масло, отделенное от газа в ловушке, подается в охладитель масла, который является составной часть охладителя газа. Далее охлажденное масло, пройдя фильтры, где удаляются твердые частицы величиной 10 микрон и более, подается в боковое входное отверстие компрессора топливного газа.
Компрессор оснащен панелью управления и аварийной сигнализацией.
Газ высокого давления из здания компрессорной направляется обратно в модуль сепарации и учета газа, где поступает в скруббер топливного газа, являющийся коалесцирующим фильтром. В скруббере удаляются мелкие частицы, находящиеся в газе. Топливный газ после скруббера направляется к турбине.