Газотурбинные электростанции для нефтяных месторождений

Министерство образования Российской Федерации.

Тюменский Государственный Нефтегазовый Университет.

Филиал в городе Сургуте.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Контрольная работа

по НГПО

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 SOLAR TURBINES 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 Solar Turbines.

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.

Учет топливного газа производится измерительным устройством, меряющим перепад давления на измерительной диафрагме, установленной после скруббера топливного газа. По перепаду давления вычисляется расход топливного газа. Замерное устройство позволяет менять диафрагму во время работы.

 

4. ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ 

 

Газотурбинный энергоблок «Таурус-60» представляет собой комплектный силовой модуль, оснащенный дополнительными и вспомогательными системами, необходимыми для нормальной эксплуатации при подсоединении к соответствующим системам электростанции.

Газотурбинный энергоблок рассчитан на промышленные условия эксплуатации и представляет собой малогабаритный облегченный модуль, занимающий минимальную площадь при монтаже. Блочный принцип позволяет существенно снизить затраты времени, материалов и стоимость монтажа.

 

В комплект газотурбинного энергоблока входят:

• газовая турбина «Таурус-603-7001», выполненная по одновальной схеме;
• воздухозаборный и выхлопной коллекторы турбины;
• основной понижающий редуктор планетарного типа; генератор;
• щит управления турбины/генератора; пусковая система;
• топливная система; система смазки;
• монтажная рама с поддоном для сбора утечек;
• электрическая разводка на монтажной раме.

 

Двигатель, редуктор и генератор смонтированы на стальной единой несущей раме. Механические соединения для подключения агрегата к системам станции размещены по внешнему контуру рамы. Редуктор присоединяется непосредственно к турбине; валы соединяются закрытой зубчатой муфтой, исключая необходимость в регулировке соосности на месте монтажа. Редуктор и генератор соединены сухой дисковой муфтой, закрытой кожухом. Выставление соосности генератора по редуктору обеспечивается регулировочными болтами.

 

Газовая турбина

 

Номинальная мощность турбины (по ISO) – 5,2 МВт.

 

Расчетные характеристики газовой турбины

 

Высота ГТУ над уровнем моря	- 77 м.
Полное сопротивление входного тракта	- 76,2 мм в. ст.
Полное сопротивление выходного тракта	- 76,2 мм в. ст.