• Скачать в формате PDF

К. В. Бушмелев, Д. А. Деринский, И. А. Зинкин – ЗАО «Искра-Энергетика»

В декабре 2011 года одна из ведущих инжиниринговых компаний – «Искра-Энергетика» отмечает свой 15-летний юбилей. За прошедший период наработан уникальный опыт в области строительства под ключ и комплексной поставки оборудования для газотурбинных электростанций и компрессорных станций  суммарной установленной мощностью около 1 ГВт. В настоящее время ЗАО «Искра-Энергетика» выполняет приоритетный проект по строительству под ключ энергетического комплекса по производству электроэнергии и утилизации попутного нефтяного газа на Южно-Приобском месторождении ОАО «Газпром нефть».

Первый этап по строительству на месторождении энергетического комплекса был завершен в декабре 2010 г. вводом в эксплуатацию газотурбинной электростанции «Южно-Приобская» мощностью 96 МВт.
На втором этапе, стартовавшем в конце 2010 г., реализуется проект по строительству газокомпрессорной станции (ГКС) «Южно-Приобская» для подготовки и транспортировки попутного нефтяного газа и 60-км газопровода высокого давления от ГКС «Южно-Приобская» до точки врезки с выходом с КС-1 «Приобская» (РН-Юганскнефтегаз). После смешения потоков попутный газ от ГКС и КС-1 будет транспортироваться на 167 км по действующему газопроводу на Южно-Балыкский ГПК (ООО «СИБУР»). Кроме того, ПНГ с ГКС будет использоваться в качестве резервного топлива для ГТЭС «Южно-Приобская».
Проект по утилизации ПНГ является результатом сотрудничества трех ведущих российских нефтегазовых компаний – «Газпром нефть», «СИБУР» (выступают инвесторами строительства ГКС) и «Роснефть». В октябре текущего года Проект газокомпрессорной станции получил положительное заключение Государственной экспертизы.
ЗАО «Искра-Энергетика» (г. Пермь) является генеральным подрядчиком по строительству под ключ Южно-Приобской ГКС. Энергетические объекты, взаимодействующие с ГКС, также построены под ключ компанией «Искра-Энергетика»: КС-1 «Приобская» – в 2008 году и ГТЭС «Южно-Приобская» – в 2010-м.
Генеральными проектировщиками выступают краснодарский институт «НИПИгазпереработка» (проектирование ГКС) и ОАО «Гипротюменнефтегаз» (проектирование газопровода). В настоящее время завершается выпуск  рабочей документации на ГКС, газопровод и реконструкцию Южно-Приобской ГТЭС.
В соответствии с проектом размещены заказы на изготовление оборудования. Выполнены работы по подготовке площадки строительства ГКС, начато строительство фундаментов зданий и сооружений.
Газокомпрессорная станция
ГКС предназначена для приема ПНГ от кустов Южно-Приобского месторождения, с последующим компримированием газа, осушкой и подачей его в газопроводную систему для транспортировки на Южно-Балыкский ГПК (газоперерабатывающий комплекс). В случае неполного приема газа в транспортную систему, излишки его будут поставляться в качестве топливного газа на Южно-Приобскую электростанцию. Смесь легких углеводородов, выделяющихся при сжатии, по напорному трубопроводу будет подаваться на установку подготовки нефти (УПН) месторождения.
Номинальная производительность ГКС по входу достигнет 500 млн м³ в год, при этом обеспечивается устойчивая работа станции в диапазоне 125…625 млн м³ с двумя компрессорными линиями. Давление газа на входе в станцию составит 0,2…0,25 МПа, на выходе – до 7,8 МПа.
Очередность строительства предусматривает ввод в эксплуатацию двух компрессорных линий 1-й очереди и одной резервной компрессорной линии 2-й очереди. Максимальная производительность трех линий превысит 900 млн м3/год, что обеспечит перспективные планы по утилизации ПНГ при дальнейшем освоении месторождения.
Выполнение основных технологических задач в составе КС обеспечивают следующие системы:
•    блок предварительной сепарации нефтяного газа до входа в агрегаты;
•    компрессорные агрегаты ГПА-6ДКС Урал;
•    узел промывки газа в скрубберах;
•    узел осушки газа по воде на адсорбентах;
•    узел сбора и откачки СЛУМ;
•    узел подготовки топливного газа для ГПА КС и энергоблоков Южно-Приобской электростанции.
Для обеспечения работы технологической линии предусмотрено факельное хозяйство по сбросу газа в аварийных ситуациях, блочная установка по выработке азота и воздуха КИП, КТП по приему электропитания от ГТЭС «Южно-Приобская» и дальнейшему его распределению. Также будет установлена ДЭС с запасом дизельного топлива на трое суток для аварийного электропитания.
Станция будет оборудована автономной котельной, работающей на ПНГ (резервное топливо – сырая товарная нефть). Предусмотрены две артезианские скважины, блочная станция по выработке питьевой воды.
В служебно-эксплуатационном блоке, где расположится персонал станции, будет находиться главный щит управления станцией и газопроводом, административные и бытовые помещения. Система управления построена на основе программно-технических средств Siemens. Для удобства и оперативности обслуживания станции предусмотрен цех ремонтно-механической мастерской и теплый склад для ЗИП.
В составе станции применяется современное технологическое и вспомогательное блочное оборудование максимальной заводской готовности. Емкостное оборудование ГКС – сепараторы, скрубберы, адсорберы разработаны с применением ноу-хау и патентованных научных разработок ОАО «НИПИгазпереработка» для работы с попутным нефтяным газом.
Газоперекачивающий агрегат
Основой технологического оборудования ГКС является ГПА-6ДКС – серийный газоперекачивающий агрегат разработки и производства НПО «Искра» (г. Пермь). Он выполнен в виде блоков полной заводской готовности.
Агрегат имеет ангарное укрытие, оснащенное системами вентиляции, отопления, освещения, грузоподъемными механизмами. В ангаре размещается основное оборудование – газотурбинная установка ГТУ-6ПГ на базе двигателя Д-30ЭУ-6 разработки ОАО «Авиадвигатель» (г. Пермь) в теплозвукоизолированном кожухе, компрессорная установка. На крыше ангара располагается ВОУ циклонного типа для обеспечения подачи воздуха в ГТУ. Вблизи ангара устанавливается выхлопная труба ГТУ. Для обеспечения работы ГПА рядом с ангаром размещаются четыре блок-бокса:
•    блок управления с САУ и НКУ ГПА;
•    блок пожаротушения с автоматической установкой углекислотного пожаротушения;
•    блоки маслосистемы ГТУ и маслосистемы нагнетателя с установленными на крыше маслоохладителями.
Комплектность ГПА позволяет работать агрегату в автоматическом режиме по заданию оператора ГКС на всех режимах – подготовка к запуску, запуск, выход на холостой ход
и на заданный режим, нормальный и аварийный останов агрегата.
Компрессорные установки ПНГ
Для сжатия попутного нефтяного газа в составе ГПА применены компрессорные установки производства Siemens (поставка дочерней фирмы – ООО «Рустурбомаш», г. Пермь). Компрессорная установка выполнена на единой раме в заводской готовности, для монтажа установки в ангаре ГПА применяется устройство закатки рельсового типа.
На раме компрессорной установки расположены мультипликатор, компрессор низкого давления (НД) и компрессор высокого давления (ВД). Каждый компрессор оснащен масляными подшипниками и газодинамическими уплотнениями. Мультипликатор предназначен для повышения оборотов от привода силовой турбины ГТУ. Он соединен муфтами передачи крутящего момента от ГТУ к компрессору низкого давления.
Компрессоры НД и ВД, соединенные муфтой передачи крутящего момента, работают на одной частоте вращения. На входе в компрессор НД установлен сепаратор, который располагается после блока предварительной сепарации нефтяного газа. На выходе из каждого компрессора устанавливаются сепараторы и АВО газа.
Для повышения качества осушки газа в блоке осушки применяется скруббер по отмывке газа от кислотных и щелочных примесей, установленный между выходом компрессора ВД и входом в компрессор НД.
Технологические линии
Входной сепаратор, ГПА-6ДКС, сепараторы после компрессоров НД и ВД и АВО газа составляют компрессорную технологическую линию. В составе станции применены три компрессорные линии: две – первой очереди и одна – второй. В каждой из них для обеспечения работы на «кольцо» и антипомпажной защиты установлены антипомпажные клапаны (фирмы Mokveld) для компрессоров низкого и высокого давления.
Компрессорные линии объединены на входе и выходе в единые коллекторы. Блок предварительной сепарации на входе используется для очистки газа и предохраняет компрессорные линии от залповых выбросов нефти в ПНГ.
После выходного коллектора газ направляется в блок осушки, где применяется универсальный метод адсорбционной осушки, позволяющий извлечь влагу из газовой и жидкой среды. Расчетная точка росы по воде, которая достигается после блока осушки, составляет не более минус 60°С. В составе блока применены три адсорбера, каждый из которых находится в одном из циклов: адсорбции, регенерации, охлаждения. Длительность каждого цикла составляет восемь часов.
В адсорберах применяется синтетический цеолит марки NaA. Для охлаждения и регенерации используется осушенный ПНГ с давлением 3,5 МПа. Отработанный газ регенерации направляется на вход компрессора низкого давления.
Сжатый и осушенный газ через узел коммерческого учета подается на вход газопровода Южно-Приобская ГКС – КС-1 Приобского месторождения.
Система топливоподготовки
Подготовка топливного газа для ГПА-6ДКС и буферного газа для сухих газовых уплотнений выполняется в блоке подготовки топлива (БПТГ). Топливный газ дросселируется до давления 1,6 МПа, буферный – до 4,1…7,8 МПа. Затем газ сепарируется в сепараторах подготовки газа и подогревается в электрических газовых подогревателях, после чего подается на вход в СГУ и топливную систему ГТУ. Для запуска ГКС при проведении пусконаладочных работ с газораспределительной станции Южно-Приобской ГТЭС подается природный газ.
В БПТГ также осуществляется подготовка топливного газа для ГТЭС «Южно-Приобская». Нефтяной газ дросселируется до давления 3,2 МПа, сепарируется и подогревается для подачи на электростанцию. Проектом предусмотрен автоматический переход электро-станции с природного газа на ПНГ и обратно. Это позволяет операторам в безостановочном режиме перевести на питание природным или нефтяным газом, в любом сочетании, от одного до восьми энергоблоков в составе ГТЭС.
Для учета ПНГ, потребляемого электростанцией, на выходе ГКС установлен узел коммерческого учета газа. Подача попутного газа от ГКС для топливопитания электростанции и природного газа от электростанции для запуска ГКС осуществляется по реверсивному газопроводу между ГКС и ГТЭС.
Управление энергетическим комплексом
Длина трубопровода от ГКС «Южно-Приобская» до КС-1 «Приобская» составляет 62 км. Для управления потоками ПНГ от компрессорных станций на Южно-Балыкский ГПК проектом предусмотрена система диспетчеризации. На главных щитах ГКС и КС-1 установлены диспетчерские станции, соединенные между собой радиоканалом и дублирующей оптоволоконной связью. Задает режимы диспетчерская станция КС-1.
Диспетчерская станция ГКС соединена с АСУ ТП газопровода интерфейсной связью. Между АСУ ТП ГКС и АСУ ТП газопровода также введена интерфейсная связь. Такая конфигурация позволяет в режиме он-лайн координировать работу ГКС и транспортной системы ГКС – КС-1 – ГПК. Управление ГКС позволяет передавать в автоматическом режиме не востребованные транспортной системой излишки ПНГ на ГТЭС. Операторские станции ГКС и газопровода установлены на главном щите управления газокомпрессорной станции для визуального контакта операторов всех систем управления.
С вводом в 2012 году в эксплуатацию энергетического комплекса по утилизации попутного нефтяного газа на Южно-Приобском месторождении, ОАО «Газпром нефть» доведет объем утилизации ПНГ до установленных Правительством РФ параметров – 95% от объема добычи.