Повышение эффективности работы энергетических центров на попутном газе

УДК 621.311.26

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ

ЦЕНТРОВ НА ПОПУТНОМ ГАЗЕ

Я.Э. Шклярский, Р.А. Салов

В статье рассматривается пример использования попутного нефтяного газа (ПНГ) в качестве топлива для энергетического центра на базе турбин комбинированного питания для обеспечения бесперебойного электроснабжения потребителей в случае сбоев в системе подготовки ПНГ. Для определения влияния распределения нагрузки между турбинами различных типов на переход на дополнительный источник топлива была разработана имитационная модель газотурбинной электростанции в среде MATLAB/Simulink. Компьютерная модель разработана на основе фундаментальных принципов термодинамики и газовой динамики. На основании полученных результатов моделирования были сформулированы рекомендации по повышению эффективности работы газотурбинной электростанции.

Ключевые слова: автономная электростанция, попутный нефтяной газ, смена видов топлива, распределение нагрузки между параллельными энергоблоками.

В настоящее время проблема эффективного использования попутного нефтяного газа (ПНГ) на нефтяных месторождениях является одной из важнейших энергетических проблем. Многие нефтегазовые компании предпринимают меры, направленные на повышение энергетической эффективности производства и уровня полезного использования ПНГ с целью предотвращения глобальных изменений климата и сокращения выбросов парниковых газов [1, 2]. Это связано с требованиями экологической безопасности, принятыми международным сообществом и ратифицированными многими странами мира [3]. Значительным стимулом для рационального использования ПНГ также послужило повышение платы за загрязнение окружающей среды посредством сжигания попутного газа [4]. Данные меры способствуют формированию новой политики, направленной на рациональное и бережное использование энергоресурсов, запасы которых ежегодно сокращаются.

Среди существующих на сегодняшний день методов утилизации ПНГ наиболее перспективным и энергоэфффективным является его использование в качестве топлива в газотурбинных электростанциях (ГТЭС), обеспечивающих потребность промыслового оборудования в электрической энергии.

В зависимости от типа газотурбинной установки можно выделить следующие топологии энергоцентра: только с однотопливными турбинами, только с битопливными турбинами, и с двумя типами турбин.

Научные вопросы изучения ГТЭС, систем и методов управления режимами их работы рассматривались в трудах ряда ученых, среди которых Ершов, Меньшов [5], Першин [6], Rowen [7], Tavakoli [8], Camporeale [9] и многие другие.

Однако в работах указанных авторов уделено недостаточно внимания исследованию мер по повышению эффективности работы автономных электростанций, имеющих в своем составе турбины комбинированного питания. Следовательно, разработка научных методов решения этой проблемы является актуальной задачей. Актуальность исследования работы энергетического центра на ПНГ также подчеркивается тем фактом, что в ближайшие годы политика нефтяных компаний в значительной степени будет определяться необходимостью утилизации попутного газа. 1. Структура энергетического центра на попутном газе Функциональная схема автономной электростанции на ПНГ приведена на рис.1.

Упр авл ение регулирующим кл апаном д авл ешхя

САУ

Рис. 1. Функциональная схема ГТЭС с условными обозначениями

В схеме рис.1 использованы следующие условные обозначения: ДНС - дожимная насосная станция; ГК - компрессор газовый; ПИ - ПИ-регулятор; ДД - датчик давления; САУ - система автоматического управления; СГ - синхронный генератор; РУ - распределительное устройство.

Энергетический центр в своем составе имеет систему подготовки газа, на вход которой подается сжатый до давления 0,5 МПа ПНГ от до-жимной насосной станции (ДНС). Система подготовки газа осуществляет осушку, очистку и подогрев газа для газотурбинной установки (ГТУ) в соответствии с техническими требованиями завода-изготовителя. После обработки подготовленный ПНГ подается на газовые компрессоры, один из которых находится в работе, а другой в холодном резерве. Компрессоры служат для создания давления 2,5 МПа на входе турбин. Их производительность такова, что один работающий компрессор может обеспечить топливом все четыре турбины. После газ поступает в ресивер, служащий в

485

качестве накопителя газа, и затем подается на вход газовых турбин. В условиях отсутствия управляемого привода компрессора, требуемый уровень давления в системе определяется регулирующим клапаном, установленным в байпасной линии.

Управление процессами выработки электроэнергии обеспечивает система автоматического управления (САУ). САУ обеспечивает управление работой синхронных генераторов с регулированием по активной и реактивной мощности, переход битопливных турбин на дизельное топливо, а также управление работой регулирующего клапана. Выработанная генераторами электроэнергия поступает на распределительное устройство (РУ) напряжением 6кВ и затем по воздушным линиям (ВЛ) передается потребителям.

Для обеспечения непрерывного электроснабжения потребителей в составе ГТЭС предусмотрены турбины, способные работать и на газовом, и на дизельном топливе. В случае отказа в системе подготовки и подачи ПНГ САУ вырабатывает сигнал, который инициирует переход с основного на дополнительное топливо. Если подсистема, отвечающая за смену топлива для турбин с двойным питанием, не обеспечивает нормальных условий выработки электроэнергии, начинается сжигание ПНГ.

Турбины SGT-100 «Typhoon», показанные на рис.1 под номерами №1 и №2, обладают способностью работать на двух упомянутых выше видах топлива. Мощность энергоцентра составляет порядка 30 МВт.

2. Цель и методология исследования. Основными потребителями выработанной электроэнергии являются объекты нефтедобывающих предприятий, а именно:

- асинхронные и синхронные электроприводы кустов и отдельных скважин,

- системы поддержания пластового давления.

Все эти объекты требуют бесперебойного электроснабжения [10].

В ходе эксплуатации энергоцентра были отмечены случаи аварийных остановок турбин двойного питания вследствие неудачного перехода с газового на дизельное топливо. В связи с этим возникают следующие проблемы:

- обеспечение успешного перехода битопливных турбин на дизельное питание при отключении компрессора,

- обеспечение требуемой динамической реакции системы подачи топлива на быстрое изменение нагрузки.

Была выдвинута гипотеза о существовании связи между распределением нагрузки на турбины и сменой видов топлива в системе подготовки. Целью исследования является определение влияния режимов работы ГТЭС на выполнение необходимых условий перехода системы на резервное топливо. Данные условия заложены в алгоритме работы блока контроля перехода, который входит в состав САУ.

Исследования процессов в ГТЭС при различных условиях проводились при помощи имитационной модели, разработанной в компьютерной среде MATLAB/Simulink. Структура модели приведена на рис. 2. Построение каждого блока модели осуществлялось на основании фундаментальных принципов термодинамики и газовой динамики.

Для компрессора связь между подачей Q и давлением P учитывается формулой: [11, 12]:

' 1/ш Po

Q

1 - 0,025

-1

vр уу

крк^п,

где р0 - выходное давление, Па; р1 - входное давление, Па; ш - коэффициент политропы; кр - коэффициент давления; кр = 0.95...0.98; кь — коэффициент герметичности; к1 = 0.95 ^ 0.98; п - число двойных ходов поршня в минуту.

Ресивер служит для сглаживания пульсаций давления. Основным уравнением для определения его динамических реакций является закон сохранения массы [13]:

dш

— = ш, -шо, 0)

где ш- общая масса газа за единицу времени t, кг/с; ш{ - массовая подача на входе, кг/с; шо - массовая подача на выходе, кг/с.

Используя уравнение идеального газа при небольших отклонениях температуры и уравнение (1), можно получить зависимость давления от объемной подачи [14]:

сР^) А<2г - Qo )• Р(^

dt Уг '

где Р(^ - давление в ресивере в момент времени t, Па; ¥г - объем ресиве-

3 3

ра, м ; Qi - подача на входе ресивера м /с; Qo - подача на выходе ресивера, м /с.

В соответствии с [15], характеристика регулирующего клапана при малых изменениях давления системы может быть представлена линейной зависимостью:

Q = Qo • ъ,

где Q - массовый расход через клапан, м/с; Ъ = 0-1 - положение клапана.

Связь потока на входе газовых турбин с выходной мощностью нагрузки ГТЭС получена аппроксимацией экспериментальных данных. В пределах рабочей зоны эта зависимость носит линейный характер [16]:

Q = Qo + k • р .

3. Результаты и обсуждение.

При сбое в системе подготовки газа система управления газотурбинными установками дает команду на смену топлива. Сигнал перехода

487

турбин двойного питания на дизельное топливо и отключения обычных турбин формируется при достижении давления 1800 кПа и скорости падения давления 20 кПа/с.

Исследование динамики перехода турбин на другой режим питания производилось при различных начальных условиях, определяемых загруженностью ГТУ по активной мощности.

Рис. 2. Имитационная модель энергоцентра

Аварийное состояние моделировалось отключением компрессора. В качестве реакций системы рассматривались временная зависимость остаточного давления Рост ^) и потребность ГТУ в газовом потоке Qтр (/).

Критерием успешного перехода системы на резервное топливо служила нулевая потребность в газовом потоке и остаточное давление выше критического значения.

Рассмотрим случаи успешной и неуспешной смен топлива в системе в соответствии с графиками Рост (I) и Qтр ^), полученными при различном распределении мощности станции между отдельными турбинами.

Графики успешного перехода турбин с газового на дизельное топливо приведены на рис.3, графики неудачного перехода - на рис.4.

488

Как видно из графиков, в момент времени ^ происходит отключение компрессора, что приводит к постепенному снижению давления давление в ресивере. При достижении давлением значения Рмин САУ формирует сигнал запуска для системы управления процессом перехода. В момент времени 12 завершается подготовка и инициируется переход на дизельное топливо. В момент времени в случае успешного перехода потребность в газовом топливе снижается до нуля при давлении Рост(^з) > Рф, а в случае неуспешного - давление падает до критической

отметки и система управления подает сигнал на аварийную остановку всех турбин.

Рис. 3. Изменение давления (а) и потребности турбины в газовом топливе (б) при успешном переходе ГТУ с ПНГ на дизельное топливо

Рис. 4. Изменение давления (а) и потребности турбины в газовом топливе (б) при неуспешном переходе ГТУ с ПНГ на дизельное

топливо

При заданной мощности ГТЭС мощность турбин двойного питания варьировалась от 0,5 до 4,5 МВт, мощность других ГТУ - от 1,0 до 7,5 МВт. Для этих условий было получено семейство графиков, подобных изображенным на рис.3 и рис.4, которые были использованы для построения кривых, отражающих влияние нагрузки турбин на остаточное давление в ресивере (рис. 5).

Рис. 5. Зависимость остаточного давления в ресивере от мощности, генерируемой (а) ГТУ двойного питания (б) однотопливными ГТУ

Как видно из рис. 5, а, увеличение нагрузки на турбины комбинированного питания приводит к значительному снижению остаточного давления, которое находится вблизи от критического значения. Подобное поведение при преобладающей нагрузке битопливных турбин может привести к длительному переходу на резервное топливо и последующему сбою в успешном переходе.

В свою очередь, увеличение нагрузки на однотопливные турбины приводит к улучшению условий успешного перехода турбин двойного питания с ПНГ на дизельное топливо. Это связано с тем, что после активации смены топлива и быстрого отключения однотопливных турбин вся емкость ресивера будет использоваться для поддержания переходного процесса в битопливных турбинах в соответствии с заданной процедурой.

Исходя из этого, можно сделать вывод о том, что для повышения эффективности работы энергоцентра на ПНГ с турбинами двойного питания управление параллельными энергоблоками необходимо осуществлять согласно полученным зависимостям, что позволяет осуществить эффективную смену питания на резервный источник.

В условиях изменяющейся нагрузки САУ ГТЭС должна отслеживать изменение потребности в электроэнергии и осуществлять управление ГТУ, сохраняя надлежащее распределение нагрузки между турбинами для успешного перехода на резервный источник топлива в случае аварийной ситуации.

4. Вывод

Использование ПНГ в качестве топлива для ГТЭС позволяет нефтяным компаниям не только вырабатывать дополнительную электроэнергию, но также ведет к снижению стоимости добычи нефти из-за отсутствия необходимости платить за другой вид энергии.

К сожалению, сбои в работе ГТЭС вызывают необходимость сжигания газа, что подчеркивает важность повышения эффективности работы энергоцентра на ПНГ для обеспечения бесперебойного электроснабжения нефтепромыслового оборудования.

Представленные в статье результаты исследования позволили показать, что распределение нагрузки между турбинами различных типов оказывает влияние на переход с основного на резервный источник топлива в случае сбоев в системе подготовки ПНГ. Даны рекомендации по повышению эффективности работы ГТЭС путем регулирования системы на основе полученных зависимостей. Данные рекомендации могут быть использованы нефтяными компаниями в области разработки технических регламентов.

Список литературы

1. Отчеты в области устойчивого развития // Официальный сайт компании Роснефть [Электронный ресурс] URL: https://www.rosneft.ru/ De-velopment/reports/ (дата обращения: 20.11.2017).

2. Экология // Официальный сайт компании Сургутнефтегаз [Электронный ресурс] URL: http://www.surgutneftegas.ru/ru /ecology/ (дата обращения: 20.11.2017).

3. Киотский протокол // Официальный сайт рамочной конвенции ООН об изменении климата [Электронный ресурс] URL: http://unfccc.int/ kyoto protocol/items/2830.php (дата обращения: 20.11.2017).

4. Об особенностях исчисления платы за негативное воздействие на окружающую среду при выбросах в атмосферный воздух загрязняющих веществ, образующихся при сжигании на факельных установках и (или) рассеивании попутного нефтяного газа: постановление Правительства РФ от 08.11.2012 г. № 1148 (ред. от 17.12.2016) // Российская бизнес-газета. 2012. №873.

5. Меньшов Б.Г., Ершов М.С. Надежность электроснабжения газотурбинных компрессорных станций. М.: Недра, 1995. 288 с.

6. Першин П.И. Разработка математической модели многоагрегатной газотурбинной электростанции для исследования и оптимизации алгоритмов управления: автореф. дис. на соиск. учен. степ. канд. техн. наук. Санкт-Петербург, 2006. 27 с.

7. Rowen W.I. Representations of Heavy-Duty Gas Turbines // Journal of Engineering for Power. 1983. V.105. P. 865-869.

8. Tavakoli M.R.B., Vahidi B., Gawlik W. An Educational Guide to Extract the Parameters of Heavy Duty Gas Turbines Model in Dynamic Studies Based on Operational Data // IEEE Transactions On Power Systems, 2009. V. 24 (3). P. 1366-1374.

9. Camporeale S.M., Fortunato B. Dynamic analysis and control of turbo-gas power plant // Proceedings of the 32nd Intersociety Energy Conversion Engineering Conference (IECEC-97). 1997. P. 1702-1707.

10. Меньшов Б.Г., Ершов М.С., Яризов А. Д. Электротехнические установки и комплексы в нефтегазовой промышленности: учебник для вузов. М.: Недра, 2000. 487 с.

11. Черкасский В.М. Насосы, вентиляторы, компрессоры: учебник для теплоэнергетических специальностей вузов- 2-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1984. 416 с.

12. Schmidt C. Modeling and Simulation of Air Compressor Energy Use // Proceedings of Conference ACEEE Summer Study on Energy in Industry. 2005. P. 131-142.

13. Черный Г.Г. Газовая динамика: учебник для университетов и втузов. М.: Наука, 1988. 424 с.

14. Maxwell R. Dynamic Simulation of Compressed Air Systems // Conference Proceedings of ACEEE Summer Study on Energy Efficiency in Industry. 2003. P. 146-156.

15. Patrascioiu C., Panaitescu C., Paraschiv N. Control Valves - Modeling and Simulation // Proceedings of the 5th WSEAS International Conference on Dynamical Systems and Control, 2009. P. 63-68.

16. Meherwan P.B. Gas Turbine Engineering Handbook - 4th Edition. UK: Elsevier, 2012. 956 p.

Шклярский Ярослав Элиевич, д-р техн. наук, доц., проф., зав. кафедрой, js-10@mail.ru, Россия, Санкт-Петербург, Санкт-Петербургский Горный университет,

Салов Роман Алексеевич, асп., max. turin@mail. ru, Россия, Санкт-Петербург, Санкт-Петербургский Горный университет

IMPROVEMENT IN EFFICIENCY OF POWER PLANTS BASED ON ASSOCIATED

PETROLEUM GAS

Y.E. Shklyarskiy, R.A. Salov

The article examines an example of associated petroleum gas (APG) usage as a fuel for gas turbine power plant based on turbines with combined diesel-gas supplying for ensuring continuous power generation in case offailures in the system ofpreparation of APG. It is important to reveal the influence of load-sharing among the turbines of different types on the transition to an additional source of turbine fuel. Therefore, based on the fundamental principles of thermodynamics and fluid dynamics gas-turbine power plant simulation model has been developed utilizing MATLAB/Simulink environment. Based on simulation results, recommendations have been worked out for the improvement of the efficiency of gas turbine power plant.

Key words: gas turbine power plant, associated petroleum gas, fuel change, load-

sharing.

Shklyarskiy Yaroslav Elievich, doctor of technical sciences, professor, head of the department, _ js-10@mail.ru, Russia, Saint-Petersburg, Saint-Petersburg Mining University,

Salov Roman Alekseyevich, postgraduate, max. turin@,mail.ru, Russia, Saint-Petersburg, Saint-Petersburg Mining University