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 (%).

 

    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 (Р_min^изб=1.5 МПа и Р_max^изб=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.