Е. А. Демин, А. В. Олимпиев, Л. А. Пономарев, В. И. Михайлов – ОАО «Звезда-Энергетика»

В настоящее время наметилась устойчивая тенденция в энергоснабжении нефтяных месторождений – выработка электроэнергии и тепла на локальных теплоэлектростанциях (ТЭС), использующих в качестве топлива попутный нефтяной газ. Это позволяет не только обеспечивать потребителей энергией, но и решать вопросы экологии, связанные с вредными выбросами и сжиганием попутного нефтяного газа в факелах.

Утилизация попутного нефтяного газа (ПНГ) – один из важных элементов экологической политики государства. Правительством РФ реализован ряд мер, побуждающих нефтедобывающие компании к утилизации ПНГ (к сожалению, пока они носят в основном «репрессивный» характер):
В лицензионных соглашениях предусмотрены обязательные требования по утилизации ПНГ.
Установлены штрафы за выброс в атмосферу загрязняющих веществ. После ратификации Россией Киотского протокола штрафы за выброс метана (в том числе в составе ПНГ), сжигаемого на факельных установках, были увеличены в 1000 раз.
Правительство устанавливает цены на попутный газ, приобретаемый перерабатывающими предприятиями (в первую очередь АК «Сибур») у нефтяных компаний. Однако эти цены, по мнению многих, занижены и не могут быть стимулом для создания достаточной инфраструктуры для утилизации ПНГ. Одним из наиболее эффективных способов утилизации попутного газа является применение его в качестве топлива для электростанций. При приемлемом составе газа эффективность этого способа довольно высока. Электростанция с утилизацией тепла, работающая на ПНГ (при его учетной стоимости 300 рублей за 1000 м³) окупается за 3-4 года. В последнее время ведущие нефтяные компании активно развивают данное направление, однако темпы ввода энергетических мощностей отстают от желаемых.
ОАО «Звезда-Энергетика» имеет многолетний опыт проектирования, строительства, эксплуатации и обслуживания дизельных и газопоршневых (ГПЭС) электростанций на нефте- и газодобывающих объектах России и стран СНГ. В число таких электростанций входят установки, использующие в качестве топлива как природный, так и попутный нефтяной газ, который образуется при дегазации пластовой нефти.
Данные электростанции выполнены на базе электроагрегатов фирмы Cummins различной единичной мощности. Диапазон мощности при выборе электростанций для нефтяных месторождений весьма широк – от 4 до 55 МВт. Естественно, что и типы привода, и фирмы-изготовители в этом случае – разные. Состав электростанций, в связи с применением различных типов агрегатов, может по своей конфигурации широко варьироваться. Эффективная мощность энергетических установок, использующих ПНГ, во многом зависит от физического и химического состава этого газа.
В качестве энергетических агрегатов, в зависимости от установленной мощности, используются газопоршневые и газотурбинные приводы. По сравнению с газопоршневым, газотурбинный привод имеет свои особенности:
•    возможность увеличения номинальной электрической мощности до 120% при температуре ниже 15 °С. Это очень важный фактор, поскольку основные нефтяные месторождения находятся в северных районах со среднегодовой температурой около 0 °С, и потребление электроэнергии зимой значительно возрастает;
•    топливный газ может использоваться с любым значением метанового индекса, детонация топлива исключена. Основной критерий применимости топлива – индекс Воббе, связанный с калорийностью и объемными расходами топлива через камеру сгорания для получения заявленной мощности. Другой критерий – температура топливного газа, которая должна быть выше точки росы на 5...10 °С;
•    при необходимости получения большого количества тепла в виде горячей воды или пара газотурбинные установки находятся вне конкуренции;
•    для получения необходимого давления газа при работе турбины (1,5...2,2 МПа) требуется дожимной компрессор, так как давление попутного газа при дегазации пластовой нефти составляет не более 0,6 МПа.
Следует отметить, что в отличие от газотурбинных, газопоршневые двигатели снижают свою эффективную мощность при уменьшении (с определенного уровня) значения метанового индекса, который характеризует детонационную способность топлива. Поэтому некоторые производители применяют модификации газопоршневых двигателей с пониженными степенями сжатия – это позволяет снизить допустимое значение метанового индекса при уменьшении КПД.
Ряд модификаций с различными степенями сжатия (10,5 и 8,0) представлен двигателем типа VHP9500GSI компании Waukesha. Номинальная мощность этого привода, составляющая 1250 кВт (при использовании стандартного топливного газа и степени сжатия 10,5), уменьшается до 1050 кВт при снижении метанового индекса до 36 и степени сжатия 8,0. Электростанции на базе такого двигателя, способного работать с низкими значениями метанового индекса, являются перспективными при использовании попутных газов в качестве топлива. Однако есть существенная проблема – большой вес агрегата «двигатель-генератор» (23 т), что связано с его относительно низкой частотой вращения (1000 об/мин). Для сравнения: вес газопоршневого агрегата типа QSK60G (фирмы Cummins) мощностью 1160 кВт и частотой вращения 1500 об/мин составляет 15,5 т.
Улучшению условий работы агрегатов и повышению выходной электрической мощности способствует очистка попутного газа и увеличение его метанового индекса. С этой целью применяются установки подготовки топливного газа (УПТГ), предназначенные для защиты агрегатов от возможных залповых выбросов нефти, а также для очистки от различных механических примесей и от капельной жидкости. Конструкция УПТГ должна обеспечивать работу электростанции в непрерывном режиме, при очистке емкостей фильтров – без остановки агрегатов.
Опыт ОАО «Звезда-Энергетика», полученный при эксплуатации ГПЭС на базе двигателей Cummins, показал, что при низком метановом индексе возникают случаи отключения двигателей по причинам детонации и пропуска зажигания в цилиндрах (до 50% случаев остановок на Ярайнерской и Средне-Хулымской электростанциях). Это приводит не только к перерывам в электроснабжении потребителей, но и к снижению срока службы самих газовых двигателей. Кроме того, при значении метанового индекса ниже 52 единиц снижается отбираемая от установок электрическая мощность (пример – Ярайнерская ГПЭС). Учитывая это, компания ведет поиск оптимальных способов повышения качества попутного газа с низким метановым индексом.
На Ярайнерской ГПЭС для очистки топливного газа используется в качестве УПТГ оборудование фирмы Dolinger. Реализация комплекса дополнительных мероприятий, включая и охлаждение газа на этой же электростанции, позволила повысить значение метанового индекса с 42 до 54 единиц.
На Средне-Хулымской ГПЭС в состав УПТГ входят газовый сепаратор СГ-1 производства ОАО «Димитровградхиммаш» и блок подготовки газа (ОАО «Нефтемаш»), Предусмотрена также установка дополнительного центробежного сепаратора производства компании «Нефтехиммашинжиниринг» для удаления из топливного газа аэрозольных нефтяных фракций.
Опыт эксплуатации Харампурской и Кынской электростанций показал, что при метановом индексе около 70 единиц проблем с детонацией не возникает. Работа газопоршневых электростанций на попутном нефтяном газе подтвердила перспективность этого направления выработки электроэнергии для труднодоступных нефтегазовых районов страны. Дешевый попутный газ обеспечивает хорошую эффективность использования ГПЭС как основных источников электроэнергии.
Как правило, все поставляемые электростанции оснащаются системами утилизации тепла различной конструкции и уровня утилизации.
Они комплектуются также резервными источниками питания, позволяющими осуществить запуск станции и сохранить ее работоспособность в любых климатических условиях. Наиболее распространенный аварийный источник питания – дизельная блочно-модульная электростанция мощностью 400... 1000 кВт
Конструктивно электростанции могут создаваться в блочно-модульном и стационарном исполнении. Исключение составляют энергоблоки Wartsila, габариты и вес которых не позволяют разместить их в контейнере. При блочно-модульном исполнении основная часть монтажных и пусконаладочных работ проводится в заводских условиях. Электростанции, выполненные в стационарных и быстровозводимых зданиях, предполагают более удобное обслуживание агрегатов, но монтаж и пусконаладка основного и вспомогательного оборудования переносятся на строительную площадку.
Особый вопрос при проектировании электростанций – определение суммарной установленной мощности и единичной мощности электроагрегатов. Это проблема выбора между надежностью энергоснабжения и стоимостью электростанции. Если станция является единственным источником электроснабжения, то ее надежность должна приближаться к 100%. Это обеспечивается резервированием и такой загрузкой агрегатов, которая позволит избежать отключения электростанции из-за эффекта «домино». Он возникает в том случае, если электроагрегаты работают на режиме, близком к максимальному. При резком увеличении потребления электроэнергии один из агрегатов аварийно отключается, при этом нагрузку воспринимают остальные, которые также отключаются «по перегрузке».
С этим пришлось столкнуться на Ярайнерской ГПЭС, где агрегаты работали без достаточного запаса «вращающейся» мощности. Но на Кынской и Харампурской электростанциях, где нагрузка на агрегаты не превышала 70-80% от максимально возможной, таких проблем практически не возникало. По опыту эксплуатации время повторного запуска буровых установок после останова электростанции составляет 1,5-2 часа. При этом заказчику приходится решать, что выгоднее – простой в добыче нефти или приобретение дополнительного агрегата, который обеспечит оптимальную загрузку. Кроме этого, в соответствии с графиками технического обслуживания, каждый агрегат должен периодически выводиться из работы, что также нужно учитывать при расчете установленной мощности электростанции.
Таким образом, при проектировании станции, являющейся единственным источником электроэнергии на месторождении, следует выбирать такое количество агрегатов, которое обеспечит надежность энергоснабжения потребителей с учетом всех факторов, влияющих на устойчивую работу оборудования.