Строительство установок подготовки газа и газотурбинных электростанций (ГТЭС) с получением электроэнергии на собственные нужды на промыслах.

Рис.3.  ГТЭС

Для нефтегазовой отрасли России снижение себестоимости добычи углеводородного сырья становится одним из факторов выживания. В некоторой степени это снижение может быть достигнуто за счет уменьшения расходов на тепло и электроэнергию.

Так, в Западной Сибири, кладовой российской нефти, удельные расходы энергии на добычу 1 тонны нефти доходят до 100-120 кВт-ч/т. Средний тариф в "Тюменьэнерго" во втором полугодии 1998 года был равен 273 руб/кВт-ч, а затраты потребителя на использование 1 МВт нагрузки стали доходить до 2 млн. рублей в год.. Существенно увеличилась и стоимость сооружения линий электропередач, которые нефтяники тянут к своим объектам за свой счет. Строительство 1 километра ЛЭП класса 110 кВ в прошлом году обходилось в пределах 700 тыс. рублей.

В условиях несовершенства и перегибов в государственной тарифной политике, при существующем монополизме РАО "ЕЭС России" рассчитывать на снижение стоимости отпускаемой электроэнергии не приходится.

Конкурентом большой энергетики может стать малая энергетика, т.е. строительство своих собственных тепло- и электроисточников, в том числе, автономных газотурбинных установок, работающих на попутном нефтном газе.

Заинтересованность в сооружении на своих месторождениях автономных электростанций проявило ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»: были выполнены технико-экономические обоснования по применению автономных электростанций мощностью 25 и 40 мегаватт. Срок окупаемости капитальных вложений по расчетам составит 3-5 лет (в зависимости от вариантов эксплуатации).

Предварительные совместные проработки, проведенные специалистами центра "Энергия", ОАО "Ноябрьскнефтегаз" и ООО "Лукойл-Западная Сибирь" показали, что для автономного варианта энергоснабжения нефтяного месторождения (электрическая мощность 25 МВт) себестоимость энергии оказывается в 2,5 раза ниже существующих тарифов "Тюменьэнерго"

НК "Сургутнефтегаз" к 2000 году рассчитывает построить на Тяновском и Конитлорском месторождениях две газотурбинные электростанции (ГТЭС) общей мощностью 28 МВт, поставщиком которых является совместное российско-американское предприятие "Искра-Энергетика", созданное в Перми в 1996 году. Это предприятие стало головным поставщиком ГТЭС мощностью от 2,5 до 25 МВт. Реализация этого проекта позволит избежать затрат на строительство многокилометровых газопроводов, компрессорных станций, линий электропередач и подстанций, позволит получить более дешевую электроэнергию для разработки новых месторождений и достичь максимальной утилизации нефтяного газа.

Газотурбинные установки (ГТУ) имеют малый удельный вес на единицу вырабатываемой мощности, автоматизированы. ГТУ широко применяются в качестве привода на компрессорных станциях магистральных трубопроводов. Они являются наиболее перспективным видом энергетических установок для промыслов и газовых хранилищ, т.к. в этом случае компрессорные станции совершенно автономны, что очень важно для промысловых объектов.

Однако применение ГТУ для выработки электроэнергии сдерживается низким КПД (~0,35), высокой стоимостью и небольшим межремонтным периодом работы, что связано с высокими температурами газа (~1300 К), при которых работает турбина. Стоимость установки в значительной мере обусловлена применением высококачественных жаропрочных дорогостоящих конструкционных материалов.

С целью повышения КПД и межремонтного периода работы ГТУ, а также снижения ее стоимости ДАО ЦКБН предлагается использовать биагентное рабочее тело.

Рис.4. Схема электростанции с ГТ У, использующей биагентное рабочее тело

Принципиальная схема такой ГТУ представлена на рисунке. В осевой компрессор 1 поступает атмосферный воздух, который сжимается и подается в камеру сгорания 2. Топливом для данной установки служит углеводородный газ, поступающий в камеру сгорания после компрессора 3. В камеру сгорания насосом 4 нагнетается вода. В результате сгорания топлива образуются газы, которые перемешиваются с водой. При этом возникает смесь, состоящая из перегретого водяного пара, продуктов сгорания топлива и остаточного воздуха. Это биагентное (парогазовое) рабочее тело подается на турбину 5, а после нее направляется в рекуперативный теплообменник 6, в котором происходит передача тепла воде, поступающей в камеру сгорания. После теплообменника биагентное рабочее тело приобретает температуру, при которой происходит конденсация воды. Образовавшийся водный конденсат отделяется от газовой фазы в сепараторе 7, откуда газ удаляется в атмосферу, а вода направляется на вход насоса 4. Подпиточная вода подается в сепаратор противоточно удаляемому газу. Турбина 5 имеет общий вал с генератором 8 электрического тока. Пуск установки осуществляется электродвигателем 9.

По расчетам КПД газотурбинного привода изменяется от 0,873 до 0,695 в зависимости от возрастания отношения давления рабочего тела до турбины и после в пределах от 4 до 20, эффективность газотурбинного привода на биагентном рабочем теле более, чем в 2 раза выше, чем при работе традиционным способом. Температура рабочего тела после турбины - ~400 К.