1 стр. из 1

Чистинное нефтяное месторождение расположено в восточной части Ханты-Мансийского АО, в бассейне реки Большой Юган, в 120 км юго-западнее г. Нижневартовска. В 2005 г. лицензии на поиск и добычу нефти и газа в пределах Чистинного лицензионного участка были переданы ОАО «Славнефть-Мегионнефтегазгеология», входящему в состав ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» — базового нефтегазодобывающего предприятия ОАО «НГК «Славнефть» и являющемуся одной из крупнейших геологических организаций в Среднем Приобье. Извлекаемые запасы нефти, по результатам геолого-разведочного исследования, составляют 21594 тыс. т. Промышленная разработка месторождения недропользователем началась в 2003 г. и планомерно наращивалась.

Генпроектировщиком обустройства Чистинного месторождения выступает ДЗАО «НижневартовскНИПИнефть». В первой части статьи рассказывалось о выборе типа привода, о генерирующем оборудовании и структуре электростанции.

Распределительное устройство

Комплектное распределительное устройство (КРУ) серии D‑12PT «КРУЭЛТА» предназначено для приема и распределения электрической энергии трехфазного переменного тока частотой 50 Гц и напряжением 6 кВ в соответствии с ТЗ заказчика.

КРУ обеспечивает прием мощности от дизельной и газопоршневой установок и синхронизацию электростанций на общую шину, а также подключение общей мощности электростанций к внешней нагрузке. Кроме того, КРУ обеспечивает электростанцию напряжением 0,4 кВ.

Распределительное устрой­ство выполнено в виде двух секций, объединенных секционным выключателем и разъединителем. Включение электростанций в работу на общую шину (замыкание секционного выключателя) происходит в автоматическом/ручном режимах по команде с АРМ.

Система подготовки топливного газа

Внешняя система газоподготовки включает газорегулирующий пункт, обеспечивающий подачу газа на впускной коллектор ГПГУ с необходимыми параметрами; фильтр-сепаратор циклонного типа для очистки топливного газа от механических примесей и капельной жидкости; фильтр тонкой очистки, обеспечивающий окончательную подготовку топливного газа, и подогреватель топливного газа уличного исполнения, размещенный вне модуля ГП. Система подготовки газа размещается в самостоятельном модуле вблизи электростанции. В двигателях используется газ, получаемый непосредственно после установки сепарации нефти без дополнительной подготовки. Редуцирование выполняется с 6 до 3 атмосфер. Нулевое содержание сероводорода в составе ПНГ не потребовало включения в СПТГ агрегата сероочистки.

Подогрев осуществляется при помощи подогревателя топливного газа ПТПГ-30 производства завода «Факел». Агрегат предназначен для непрямого нагрева газа до температуры +40° С на выходе из подогревателя, что позволяет избежать конденсации жидкой фракции в топливной магистрали электростанции и ГПГУ. Номинальная производительность по газу — 25 тыс. м3/ч. Исполнение агрегата позволяет эксплуатировать подогреватель при температуре окружающей среды от –55° С до +40° С и, соответственно, не требует отдельного блок-модуля для своего размещения. Управление работой подогревателя осуществляется микропроцессорным блоком, интегрированным в общую АСУ ТП электростанции.

Все трубопроводы подачи газа (от модуля газоподготовки до ГПГУ) покрыты теплоизоляцией и снабжены системой электрического подогрева.

Система утилизации тепла

Система утилизации тепла служит для отбора тепла, выделяющегося при работе ГПГУ, так как во время работы ГПГУ химическая энергия топлива превращается в электрическую с КПД порядка 40%. Оставшиеся 60% вырабатываемой энергии переходят в тепло, основная часть которого полезно используется системой утилизации тепла энергоцентра.

Охлаждающая жидкость рубашки охлаждения двигателя циркулирует в системе утилизации тепла (рис. 2), последовательно проходя через:
рубашку охлаждения (1), где она нагревается, отбирая тепло, выделяющееся в цилиндрах двигателя;
пластинчатый теплообменник (2), служащий для передачи тепла контуру потребителя, где горячая жидкость охлаждается контуром потребителя;
аварийный радиатор (3), используемый в случае отсутствия потребности в тепле у потребителя.

Пластинчатый теплообменник. Представляет собой теплообменник пластинчатого типа, служащий для передачи тепла внутреннего контура охлаждения двигателя сетевой воде потребителя. В качестве теплообменного оборудования использовались пластинчатые теплообменники производства «Ридан» (Россия) в количестве 4 шт. Единичная тепловая мощность — 1200 кВт. Теплообменный агрегат вырабатывает 12,5 кг/с горячей воды, температура которой составляет 95° С. Горячая вода расходуется для обеспечения промышленной добычи нефти и теплоснабжения технологических объектов промысла.

Аварийный радиатор. Представляет собой сухую градирню и служит для удаления тепла из контура охлаждения двигателя (охлаждения охлаждающей жидкости рубашки охлаждения). В проекте применялись градирни производства компании Guntner (Германия) двух моделей, отличающиеся лишь единичными тепловыми мощностями — 1327 кВт (4 шт.) и 265 кВт (4 шт.).

Система мониторинга и управления энергокомплексом

При помощи программно-аппаратного комплекса осуществляются управление и мониторинг следующего оборудования электростанции:
ГПГУ;
инженерных систем блок-модулей ГПГУ;
системы утилизации тепла с ее инженерными системами;
КРУ 6,3 кВ в блок-модульном исполнении;
инженерных систем блок-модуля РУ.

Для получения информации от ГПГУ используются панели WoodWard серии 6000. Вся информация от ГПГУ поступает по протоколу MODBUS RTU на контроллер СМУ, далее по протоколу SNMP (либо МЭК-101, МЭК-104) — на АРМ оператора электростанции.

Все ГПГУ, системы утилизации тепла, КРУ 6,3 кВ, инженерные системы обслуживаются одним промышленным контроллером, включающим в свой состав необходимое количество плат цифровых и аналоговых входов/выходов под расчетное количество сигналов, необходимых для сбора и анализа дискретной и аналоговой информации, которая не входит в набор данных, поставляемых панелью 6200.

Общее количество обрабатываемых сигналов — около 2000. К основным сигналам относятся:
состояние сухих контактов устройств коммутации;
состояние сухих контактов пожарной сигнализации;
состояние сухих контактов охранной сигнализации;
информация от аналоговых датчиков (давление, температура и т. д.);
информация от устройств релейно-защитной автоматики;
информация от счетчиков учета электроэнергии и др.
Контроллер сбора информации имеет алгоритмы предварительной обработки нештатных ситуаций на уровне блокировки устройства и/или отработки алгоритмов вывода устройства в безопасное состояние.

Система мониторинга и управления имеет в своем составе промышленный компьютер (ПК), объединяющий в себе функции сервера данных, устройства отображения информации и управления технологическим процессом. ПК принимает и обрабатывает информацию от контроллера сбора данных. ПК построен на базе одно- или двухпроцессорной серверной платформы компании SuperMicro или MicroStar. ПК снабжен двумя сетевыми интерфейсами Ethernet, один из которых используется для связи с центральным контроллером, а другой — для организации обмена данными с АРМ операторов. ПК работает под управлением операционной системы Microsoft Windows 2000 Server с установленным SQL сервером для ведения системного архива. На ПК устанавливается ядро программного комплекса EnergoSoft, который управляет контроллером сбора данных, ведет системный архив и обслуживает запросы от оператора электростанции.

Автоматизированное рабочее место оператора снабжено 19-дюймовым жидкокристаллическим монитором, системой звуковой сигнализации в случае нештатной ситуации и устройством вывода информации на печать. ПК позволяет делать резервные копии системного архива по запросу оператора.

Процесс строительства

Все необходимое оборудование и материалы были доставлены на месторождение в период «зимника» 2004–2005 гг. Строительно-монтажные работы на объекте начались в апреле 2005 г., а уже в феврале 2006 г. ЭСН Чистинного месторождения была запущена в эксплуатацию.

Основная часть работ по наладке и вводу в действие оборудования электростанции пришлась на самые суровые зимние месяцы — декабрь и январь, когда температура воздуха опускалась ниже –50° С.

Растущая потребность Чистинного месторождения в электроэнергии потребовала от специалистов, осуществляющих пусконаладочные работы, нестандартного подхода к сдаче оборудования. Основные агрегаты передавались заказчику и ставились в работу сразу по их готовности, не дожидаясь окончания наладки всего энергокомплекса в целом. Так, в первую очередь был запущен дизель-генераторный агрегат, который немедленно был поставлен под нагрузку параллельно с существующими на месторождении энергопоездами.

Дальнейший ввод оборудования в эксплуатацию также осуществлялся поэтапно. Две газопоршневые машины и одна секция распределительного устройства, к которой они подключались, были переданы заказчику спустя два месяца после запуска ДГУ. В течение двух недель, необходимых для регулировки и настройки последних двух газопоршневых агрегатов, ГПГУ обеспечивали запуск и работу буровой (два насоса единичной мощностью 700 кВт и лебедка мощностью 500 кВт).

Полная или частичная перепечатка материалов - только разрешения администрации!