А. Б. Бзаров – ОАО «Доминанта-Энерджи»

В нефтегазовой отрасли активно применяются системы автономного энергоснабжения, в которых источниками электрической мощности являются газотурбинные электростанции. Основное топливо для ГТЭС – попутный нефтяной газ и продукты его переработки. По мере ввода в действие ранее спроектированных объектов первоначальные подходы к разработке топливных систем ГТЭС несколько изменились. Это обусловлено осмыслением опыта эксплуатации и учетом нерасчетных режимов работы оборудования на ряде месторождений.

Типовые решения топливной системы ГТЭС в проектах, выполненных в 2000-2007 гг., формировались как линейные схемы с последовательным преобразованием параметров газового топлива. При их построении основной задачей было достижение требуемых показателей газа аналогично системам промышленных электростанций на природном газе. Опыт эксплуатации таких объектов показал, что данный подход при построении схемы подготовки топливного газа недостаточно эффективен.
В статье обобщен опыт компании «Доминанта-Энерджи» в разработке топливных систем станции на базе ГТУ Centrax 501-KB7 для локальных энергосистем. Выводы сделаны на основе опыта проектирования и строительства трех ГТЭС мощностью 10,4 МВт, 27 МВт и 35 МВт, обеспечивающих собственные нужды трех нефтяных месторождений: Верх-Тарского (Новосибирская обл.), Верхнечонского (Иркутская обл.) и Ван-Eганского (Тюменская обл.) в период с 2008 по 2010 гг.

Условия эксплуатации газотурбинных установок
Особенности строительства и эксплуатации ГТЭС собственных нужд на нефтегазовых месторождениях определяются суровыми климатическими условиями, отдаленностью от центральных и региональных энергосистем, сезонностью транспортировки габаритных грузов. Специфика режимов работы, состав и размерность генерирующего оборудования ГТЭС, в том числе технологических решений при их проектировании и строительстве, обусловлены непрерывностью процессов буровых работ и переработки нефти при возможности присоединения дополнительных нагрузок.
При создании топливных систем компания «Доминанта-Энерджи» основывается на следующих требованиях к сети электропитания, обусловленных нагрузками и составом потребляющего оборудования:
•    запас располагаемой мощности определяется характером пусковых нагрузок и должен быть не менее пятикратного уровня номинальной мощности самого крупного потребителя сети;
•    запас мощности должен находиться в состоянии оперативного вращающегося резерва с приемом нагрузки по включению;
•    аварийная разгрузка одного генерирующего агрегата не должна приводить к веерному отключению источников мощности сети по перегрузке;
•    коэффициент статической неравномерности частоты в сети не должен превышать нормированный уровень в диапазоне «холостой ход – номинальная нагрузка»;
•    в случае технологической аварии система должна обеспечить безаварийную разгрузку на мощность любого отключаемого потребителя (группы);
•    соблюдение показателей качества электроэнергии.
Требованиям заказчика к типовому проекту организации энергосистемы автономного энергоснабжения отвечают газотурбинные установки с приводами на базе конвертированных судовых или авиационных двигателей. Их отличают следующие преимущества:
•    достаточная единичная мощность;
•    малый удельный вес на единицу генерируемой мощности;
•    высокая приемистость по переменной мощности нагрузки;
•    устойчивость частоты вращения вала на переменных режимах;
•    короткое время запуска и приема нагрузки.
Существующие модели ГТУ обеспечивают нужные выходные показатели энергосистем в целом. Но при этом достижение данных показателей создает определенные сложности в разработке вспомогательных и обеспечивающих систем ГТЭС, в частности – систем газоснабжения. Эти сложности в основном обусловлены следующими факторами:
•    требованием поддерживать рабочие показатели во всем диапазоне расхода топлива в статическом и динамическом режиме;
•    жесткой связью живучести и качества работы газотурбинного привода со степенью подготовки топлива и требованием сохранения его качества на всех режимах;
•    избирательной чувствительностью топливной аппаратуры к отдельным компонентам и показателям топлива.
Из нагрузочной кривой установки CX501-KB7 мощностью 5,2 МВт при разовом включении с холостого хода и обратном отключении нагрузки 3,3 МВт следует, что система газоснабжения должна обеспечить контрольные показатели газа (давление, температура, степень осушки) с запасом регулирования скорости подачи топлива. Это определяет быстродействие системы подготовки и подачи газа. При этом необходимо помнить об основных последствиях выхода контрольных показателей топлива на переменных режимах за границы, установленные производителем, – техническом ресурсе ГТУ, обусловленном их конструкцией.

Особенности тепловых процессов газотурбинных агрегатов
Основным фактором, влияющим на располагаемый ресурс ГТУ, является тепловой режим работы элементов его горячих частей и динамических нагрузок на вращающиеся части двигателя. Характер действия этих процессов в приводах авиационного типа и связь с качеством подготовки топлива описан ниже.
Вначале отметим, что при модернизации прототипа сохраняются либо минимально изменяются основные элементы двигателя – проточная часть корпуса, роторная часть газогенератора, корпус камеры сгорания, маслосистема. В некоторых типах приводов газогенератор надстраивается корпусом свободной силовой турбины, в одновальных прототипах – наращиваются ступени наддува воздуха на входную часть компрессора. Камеры сгорания современных двигателей обладают высокой удельной тепловой мощностью – порядка 35…55 МВт/м³.
Основное требование – стабильность формы и положения факела в зоне А и равномерное перемешивание горячего и холодного воздуха в зоне В. На постоянных режимах ГТУ устойчивость положения факела в зоне горения и стабильность радиального распределения температуры определяется фазовой однородностью топлива и равномерностью его подачи и перемешивания. На переменных режимах этот процесс характеризуется высокой скоростью изменения подачи тепла в КС, следующей по времени за изменением электрической мощности.
С учетом кинетики образования топливной смеси в первичной зоне КС, стабильность фронта пламени и форма факела задают жесткие ограничения на процессы смешения газа с воздухом, однородность и устойчивость смеси, поступающей в зону горения. В КС обеспечивается полнота сгорания не ниже 99 %, диапазон устойчивости горения с α ~2,5…15, максимальная температура не должна превышать среднее значение более чем на 6 %, радиальный разброс температуры 2 %.
К негативным факторам, возникающим на постоянных режимах, относятся нерегулярные колебания давления в форсунках, связанные с пленочным течением конденсата в коллекторах, и изменение режимов смешения и горения. На переменных режимах действие этих факторов усиливается за счет вносимых возмущений статического давления перед форсункой и в первичной зоне смешения. В результате наблюдаются следующие процессы, которые отрицательно влияют на располагаемый ресурс работы двигателя:
•    двухфазное течение топлива в форсунках;
•    нарушение формообразования струи газа в первичной зоне А;
•    снижение качества смешения с воздухом и полноты сгорания;
•    срывы и проскоки пламени при «запирании» форсунки;
•    преждевременное самовоспламенение топлива на пусковых режимах;
•    «глушение» топливной струи с обрывом пламени;
•    низкочастотные колебания статического давления в КС;
•    радиальные пульсации факела с перегревом стенок жаровой трубы;
•    осевые пульсации с перегревом соплового аппарата турбины.
Таким образом, устойчивость газовой фазы является одним из важнейших требований к топливу, а степень равновесности газовой смеси высокого давления на всех режимах – обязательный показатель качества подготовки попутного газа.
Приведенные ниже диаграммы фазового равновесия газовых смесей показывают, что в качестве критерия равновесности можно выбрать разность температур подачи газа и его конденсации (точка росы) при заданном давлении газа в месте подключения ГТУ для всех значений его расхода. По этому критерию при любых расходах топлива равновесность газа должна составлять минимум 10 °С для самых неблагоприятных условий работы топливного оборудования.

Требования к системам подготовки и подачи топлива ГТУ
Наиболее жесткие требования к контрольным показателям топливного газа устанавливаются производителями авиапроизводных ГТУ с камерами сгорания трубчатого и трубчато-кольцевого типа, с одновальной кинематической схемой. Такие двигатели обладают максимальной динамикой на переменных режимах, оптимальны для пикового и полупикового регулирования и в силу этого требуют максимальной гибкости системы подготовки и подачи топлива при соблюдении его контрольных показателей. Например, для ГТУ Centrax 501-KB7 производитель налагает следующие ограничения:
1) давление газа – 2,0 МПа, отклонения менее 0,03 МПа;
2) расход – до 2000 м³/ч по метановому эквиваленту калорийности;
3) число Воббе в пределах 34…52 МДж/м³;
4) температура газа не выше +82 °С;
5) состав смеси: предельные углеводороды с минимальным содержанием ароматических углеводородов;
6) однородное фазовое состояние смеси;
7) запас по температуре газа над точкой росы +10 °С;
8) очистка загрязнений не ниже 3 мкм;
9) вариация теплотворной способности газа Q, не более 400 кДж/(с•м³);
10) скорость набора ∂G/∂t подачи топливного газа не ниже 400…2000 м³/ч в секунду.
В данном случае соблюдение одних показателей ужесточает выполнение других, поскольку между ними существует взаимосвязь. Так, соблюдение требования по темпу набора производительности компрессора, в силу воздействия на технологические параметры системы подготовки газа, вызывает изменение рабочей температуры газа и степени его равновесности по показателям 4, 6, 7 по причине инерционности подогревателей. Для разрыва этой обратной связи в систему вводится технологический запас подготовленного топлива. Это обеспечивает сглаживание скачков по расходу на состояние системы по давлению, температуре и качеству очистки.
В наших проектах на узле стабилизации давления используются ресиверы-аккумуляторы подготовленного сжатого газа – расчетный объем 16 м³ на 6 МВт ГТУ. Они располагаются перед блоками конечной осушки и подогрева. При оценке запасаемого объема следует исходить из переходных характеристик двигателя на самых жестких режимах. Одновальные конвертированные авиадвигатели допускают наибольшие скачки нагрузки (холостой ход–номинал), что, по сравнению со ступенчатой загрузкой двигателей со свободной турбиной, определяет повышенные требования к динамичности системы газоподготовки.
При выборе технологии обработки ПНГ нужно помнить о второй группе контрольных показателей, обусловленных природой его происхождения, а именно коррозионно-опасных факторах и вариантах состава газа.

Показатели состава ПНГ, критические компоненты смесей
Попутный газ, получаемый в результате фазового разделения основного продукта – нефти, балластной воды и газа, в исходном виде значительно отступает от требований производителей ГТУ по коррозионной активности компонентов, устойчивости состава смеси и параметров состояния. Главные критические показатели сырьевого ПНГ, обусловленные его природой и условиями реального производства, следующие:
•    насыщенность паровой фазы воды до 100 %;
•    наличие аэрозольной фазы воды выше точки насыщения до 30 г/м³;
•    загрязненность парафиновыми фракциями и капельной нефтью; механическими частицами из стволов скважин;
•    наличие продуктов коррозии технологических трубопроводов;
•    сезонное изменение компонентного состава и числа Воббе;
•    высокое значение и нестабильность температуры конденсации на рабочих давлениях;
•    сезонные пульсации давления и температуры;
•    коррозионно-активные компоненты в газовой фазе (H₂S, СО₂);
•    присутствие жестких солей в аэрозольной фазе воды.
Основным носителем солей во влажной смеси газов является аэрозольная фаза пластовой воды, поступающая в ПНГ на стадии разделения сред в нефтяных сепараторах. Последующая местная обработка газа сетчатыми сепараторами на содержание аэрозолей не влияет в связи с развитой дисперсностью солевого тумана – 15…60 мкм. Обработка и отвод солей воды производится на стадии осушки газа от воды. При этом для теоретической оценки солесодержания рекомендуется принимать объем выносимой воды как смесь паров воды 40...50 г/м³ и аэрозоли с водностью 0,05…0,1 г/м³ с содержанием хлористых солей натрия и кальция 300 г/л, что составляет для влажного ПНГ 15…30 мг/м³. Теоретически содержание насыщенной фазы воды в газе для рабочих давлений 2,0…2,8 МПа составляет 0,5…1,0 г/м³. Это означает, что качественная осушка до этих показателей обеспечит необходимый уровень обессоливания 0,5…1,0 ppm.

Фазовое состояние ПНГ и технология осушки
На диаграмме фазового равновесия влажной смеси углеводородов ПНГ в координатах «давление-температура» видно, что рабочая область устойчивой газовой фазы находится правее линии точек росы. При этом повышение давления ПНГ до значений 6…8 МПа приводит к увеличению температуры точки росы, а при дальнейшем повышении давление снижается. При давлении газа 2 МПа температура точки росы для данного состава газа равна примерно 60 °С. Используемые нами технологии опираются на процесс изобарных переходов сжатой смеси попутного газа в области рабочего давления 2,0…2,8 МПа путем охлаждения, конденсации и сепарации жидкой фазы в диапазоне температур правее линии гидратообразования, с последующим нагревом до рабочей температуры.

Варианты построения систем газоснабжения
При построении систем подготовки топливного газа возможны различные варианты организации цикла конденсационной осушки ПНГ с коррекцией его компонентного состава:
Вариант А – конденсация на высшем давлении с глубоким охлаждением и последующим дросселированием до рабочего давления.
Вариант В – конденсация на рабочем давлении со средним охлаждением и последующим нагревом до рабочей температуры.
Вариант С – конденсация на низшем давлении с малым охлаждением и последующим нагревом до рабочей температуры.
По технико-экономическим показателям вариант А – наиболее затратный и должен применяться при соответствующем обосновании. Вариант С, в силу простоты его организации, используется наиболее часто, но неэффективен для типичных составов ПНГ.
Компрессор ДКС следует выбирать очень тщательно, поскольку именно от его работы зависит изменение параметров газа в цикле, а следовательно, и риски нерасчетного отделения конденсата системами компрессора. Так, компрессоры винтового типа с масляной системой уплотнения, имея максимальную приемистость по расходу газа, требуют проверки на скорость абсорбирования маслом конденсата из исходного газа на этапе сжатия.
В настоящее время ведущие производители компрессорного оборудования признают эту проблему, однако универсального решения в виде масел, удовлетворительно стойких к ШЛУ с давлением 1,5…2,8 МПа и достаточной вязкостью в точке насыщения, не предложено. Компромиссным решением является использование компрессоров с раздельными маслосистемами и непрерывным контролем вязкости масла либо роторных компрессоров безмасляного типа.
Решения на базе поршневых компрессоров требуют качественной проработки для режимов переменной производительности системы газоснабжения и соответствующего технико-экономического обоснования.

Наш опыт создания ГТЭС на попутном нефтяном газе показал, что комплексные подходы к производству качественного топлива для ГТУ вошли в культуру проектирования современных электростанций. В настоящей статье мы отразили свое понимание основных проблем при разработке технологии подготовки газа. Формат статьи не позволяет детально развернуть отдельные аспекты данной проблемы, но надеемся, что удалось выделить наиболее острые моменты, с пожеланием коллегам успехов в их преодолении.