Территория Нефтегаз № 5 2019

Подмосковная компания «Газспецтехника» имеет многолетний и уникальный опыт производства установок для рекуперации паров бензина и нефтепродуктов, а также газоочистных систем. О значении подобного оборудования в технологической цепочке производства, поставок и реализации нефтепродуктов рассказывает директор ООО «Газспецтехника» Александр Вячеславович ТРОФИМОВ.

– Расскажите, пожалуйста, об истории вашего предприятия, о том, какую продукцию для нефтегазового комплекса оно производит.

– Компания «Газспецтехника» была образована в 2000 г. в г. Сергиев Посад Московской области специалистами экологического отдела НИИ химического машиностроения. Этот институт, сегодня входящий в состав «Роскосмоса», был создан в советские годы, испытывал ракетно-космическую технику, а наш отдел занимался вопросами минимизации эмиссии паров топлива, в т. ч. керосина, при их использовании и перевалках.

В первые годы своей работы «Газспецтехника» разработала и изготовила порядка 50 установок мокрой абсорбционной очистки газов для тяжелого машиностроения, химической промышленности и строительной отрасли. В частности, это были установки для очистки газов литейных печей и асфальтобетонных заводов.

В 2009 г. мы получили первый заказ от нефтебазы, находящейся в черте Сергиева Посада, на установку улавливания и рекуперации паров бензина и нефти. Многие нефтехранилища в России были построены около 50 лет назад в достаточном по тогдашним нормативам удалении от жилых кварталов, но города разрослись, и нефтебазам нужно было строить свою работу с учетом более жестких экологических требований. Помимо этого, наш заказчик собирался построить на территории нефтебазы мини-нефтеперерабатывающий завод (НПЗ), что также требовало специального решения для соблюдения экобаланса. Мы проанализировали весь свой и общемировой опыт по снижению углеводородных выбросов и рекуперации парогазовой смеси с помощью таких различных методов, как адсорбция, абсорбция, мембранная технология, термическое обезвреживание, и остановились на технологии конденсации паров при охлаждении до температуры –35 °С. Первая пилотная установка была создана в 2009 г. За прошедшие 10 лет мы создали еще 20 систем рекуперации разной производительности – от 100 до 4000 м³ парогазовой смеси в час. Такая установка-«четырехтысячница» недавно была нами смонтирована на Омском НПЗ компании «Газпром нефть». Мы прошли в этой компании аудит на соответствие техническим требованиям, сейчас проходим подобную процедуру в ПАО «Транснефть».

– Только ли экологические задачи решаются с помощью рекуперационных установок?

– При хранении, перевалке и транспортировке нефтепродуктов, как и других химических веществ, идет процесс парообразования. Простейший пример – характерный хлопок, который вы слышите, открывая бензобак своего автомобиля. Задача рекуперационных установок состоит в том, чтобы уловить и вернуть эти пары в состав рабочей среды в интересах одновременно экологии, экономики и промышленной безопасности. Экологическая ценность установки рекуперации паров (УРП) заключается в том, что он предотвращает выброс паров нефтепродуктов в атмосферу, где они под воздействием ультрафиолета и озона превращаются в диоксины. Пары нефтепродуктов легко воспламеняемы и взрывоопасны. Их рекуперация на нефтебазах и НПЗ повышает пожарную безопасность данных объектов. Помимо этого, испаряемость ощутимо уменьшает количество нефтепродукта при его реализации, а рекуперационные установки позволяют свести эти потери к минимуму.

– Где устанавливаются ваши рекуператоры?

– На всех важнейших узлах технологической цепочки производства, транспортировки, хранения и реализации нефтепродуктов. На НПЗ это эстакады перевалки нефтепродуктов в железнодорожные и автомобильные цистерны. На нефтебазах, куда поступают нефтепродукты с НПЗ для последующего распределения на автозаправочные станции (АЗС), рекуперационными установками оснащаются резервуарные парки. Кроме того, установки рекуперации паров нашли широкое применение при заправках нефтью и нефтепродуктами морских и речных танкеров.

– Помимо вертикально-интегрированных нефтяных компаний (ВИНК), владеющих НПЗ, нефтебазами и АЗС, нефтепродуктами также оперирует в национальном масштабе ПАО «Транснефть». Какие технические решения предлагает для этой компании «Газспецтехника»?

– Главная потребность ПАО «Транснефть» в УРП – это перевалка нефтепродуктов в портах Приморска, Козьмино, Новороссийска. В Козьмино, к примеру, компания использует рекуперационную установку французского производства с технологией угольной адсорбции. Установки рекуперации также применяются компанией в резервуарных парках линейных производственно-диспетчерских станций (ЛПДС). К примеру, на ЛПДС «Кротовка» используется такая установка эжекционного типа. «Газспецтехника» разработала для компании «Транснефть» проект рекуперационной установки производительностью 30 тыс. м³ / ч для загрузки морских танкеров. В настоящее время проект проходит процедуру технического согласования.

– Как и кем осуществляются монтаж и сервис рекуперационных установок?

– Мы не только сами производим разработанные нами установки, включая системы управления, но и монтируем их на объектах заказчиков, а также обслуживаем на всем протяжении жизненного цикла. Штат компании расширен за счет соответствующих служб.

– Насколько массово решается задача установки рекуператоров на АЗС?

– Это очень важный вопрос, на наш взгляд, требующий популяризации за счет обсуждения в СМИ. Дело в том, что нефтебазы и НПЗ государственное законодательство уже обязало ставить установки улавливания и рекуперации паров, а АЗС – еще нет. В связи с этим ВИНК, как правило, экономят на модернизации АЗС, их систем налива и хранения. А у большинства независимых владельцев АЗС пока нет понимания важности этой задачи.

Испарения нефтепродуктов на АЗС на стадиях разгрузки автоцистерны и налива на раздаточных колонках не только ухудшают экологию населенных пунктов, но и снижают потенциальную прибыль продавцов за счет потерь. В этой связи оснащение АЗС установками улавливания и рекуперации топливных паров выглядит задачей, требующей безотлагательного решения, особенно в условиях повышения экологических требований, а также роста цен на бензин.

Сегодня мы разработали новую технологию специально для АЗС. Модель рекуперационной установки с низким энергопотреблением (3–4 кВт) на ее основе уже создана, и мы будем показывать образец на специализированных выставках, готовясь к серийному производству. Есть заинтересованность в этой установке у ПАО «ЛУКОЙЛ» (у них была своя, менее удачная технология), у китайских компаний (ведь в Китае уже два года реализуется экологическая программа «Чистое небо»).

– Как должна выглядеть «идеальная АЗС» и существуют ли такие в мире?

– В Великобритании, к примеру, бензовозы имеют порт загрузки-выгрузки в нижней части цистерны. Пары при этом не уходят в атмосферу, как у бензовоза с верхним люком, а остаются внутри цистерны. При сливе топлива в хранилище городской АЗС бензовоз образовавшиеся в процессе пары просто увозит. Их остаток (с учетом того, что объем паров в полтора раза превышает объем самого бензина) улавливает рекуперационная установка. Топливораздаточные колонки при этом оснащены вакуумными насосами, улавливающими пары бензина при заправке автомобилей. В Москве и ряде других российских городов есть соответствущие проекты и инициативные группы перехода на использование нового поколения АЗС, но пока это все не работает, нуждаясь в поддержке на законодательном уровне.

– Каковы основные конкуренты вашей компании?

– Их фактически нет. Есть отдельные поставщики (в том числе сейчас уже и нашего оборудования), но они не обладают, как «Газспецтехника», собственным конструкторским бюро, инжиниринговым центром, производственным блоком, службами монтажа и сервиса. Специфика производства рекуперационных установок заключается в том, что каждый такой проект сугубо индивидуален. У всех заказчиков свои требования, и мы стараемся их максимально изучить, предлагая подробный опросный лист. В отличие от иностранных изготовителей рекуперационного оборудования, мы способны реагировать на запросы клиентов буквально день в день – в области как сервиса, так и производства. Кадровый состав также относится к числу наших преимуществ: специалистов в нашей области в вузах не готовят, их нужно долго «взращивать».

– Каковы планы и перспективы развития компании?

– За время работы над установками конденсационного типа мы пришли к выводу, что дальнейшее повышение их эффективности, как и соблюдение европейских норм, может дать только комбинация применяемых технологий. В настоящее время мы работаем над схемой рекуперационной установки, в которой конденсация с применением низких температур будет предваряться очисткой парогазовой смеси от влаги, углеводородов и серы. После конденсации будет проводиться тонкая очистка методом адсорбции через угольный фильтр. Как известно, адсорбция углеводородов сопровож-дается тепловыделением, ускоряющим разрушение угольного фильтра. В нашей схеме до 85 % углеводородов будут удаляться из потока до стадии адсорбции в угольном фильтре. В условиях такой комбинации технологий качество работы установки возрастет, а обслуживание станет менее затратным – вплоть до необходимости замены угольного фильтра не чаще чем один раз в 10–15 лет.

Еще одна важная проблема современной перевалки нефти и нефтепродуктов – гидратообразование. Повышение экспортных объемов прямогонного бензина, наблюдаемое в последнее время, существенно осложняет работу рекуперационных установок конденсационного типа. При перевалке этого вида топлива за счет присутствия в его парах легких углеводородов – этана, бутана, метана и пропана – образуются гидраты, засоряющие теплообменники рекуператоров. Мы разработали технологию борьбы с гидратообразованием методом впрыска в рекуператор пропиленгликоля. Подобная установка успешно работает в Новороссийске уже год. По нашей просьбе специалисты ПАО «Транснефть» провели дополнительный анализ всех видов продукции наливного терминала и выяснили, что и нефть при всей ее подготовленности также иногда содержит пропан и, следовательно, склонна к гидратообразованию.

Повышению эффективности наших решений способствуют и другие технологии, такие, к примеру, как утилизация тепла холодильных машин. Мы надеемся, что исследования и разработки ООО «Газспецтехника» приведут к созданию наиболее эффективной технологии рекуперации парогазовой смеси в масштабах отечественной нефтегазохимии, и рады, что находим как отечественный производитель понимание в лице крупнейших компаний – участников этого рынка.

ООО «Газспецтехника»

141351, РФ, Московская обл.,

Сергиево-Посадский р-н,

дер. Жучки, д. 2д, оф. 6

Тел.: +7 (495) 988‑09‑46

e-mail: info@gazst.ru

http://gazst.ru

На примере Прегольской ТЭС, введенной в эксплуатацию в марте 2019 г., рассмотрим возможности комплексной газоподготовки на базе многофункциональных технологических установок, применяемых в автоматизированном процессе очистки, осушки, подогрева, редуцирования, учета, контроля качества, компримирования и подачи топливного газа к турбинам парогазовых энергоблоков.

Э.С. Зимнухов, руководитель Департамента реализации проектов ООО «ЭНЕРГАЗ»

НОВАЯ ГЕНЕРАЦИЯ

Переведем исторический счетчик времени на шесть лет назад. Тогда после «блэкаута» 2013 г. по поручению Президента России и в соответствии с распоряжениями Правительства РФ было решено гарантировать необходимые энергетические мощности и надежно обезопасить энергосистему Калининградской области.

Для решения этой стратегической задачи создали ООО «Калининградская генерация». Инвестором проекта стало АО «Роснефтегаз» с объемом инвестиций 100 млрд руб. Операторами проекта выступили компании Группы «Интер РАО», которые будут эксплуатировать новые ТЭС.

Фото 1. Прегольская ТЭС – самый крупный объект новой калининградской генерации

По проекту требовалось до 2021 г. воздвигнуть четыре электростанции суммарной установленной мощностью порядка 1 ГВт – в Гусеве (Маяковская ТЭС), Советске (Талаховская ТЭС), Калининграде (Прегольская ТЭС) и Светловском городском округе (Приморская ТЭС).

Уже в марте 2018 г. были пущены Маяковская и Талаховская ТЭС, обе по 156 МВт. Приморская ТЭС (195 МВт) планируется к вводу в III квартале 2020 г. как резервный источник энергоснабжения региона. Она будет работать на угле в отличие от других электростанций, использующих природный газ.

Добавим к этому, что строительство и поэтапный ввод новых станций сопровождались масштабной модернизацией газотранспортной системы и электросетевого хозяйства с применением технологии «умных сетей».

Все новые ТЭС в совокупности обеспечивают надежность и маневренность калининградской энергосистемы. Пуск же Прегольской ТЭС создал основной запас мощности для форсирования экономического развития области. Предполагается, что энергетический суверенитет региона будет полностью обеспечен с вводом резервной Приморской ТЭС.

Фото 2. Машинный зал новой электростанции

ИМПОРТОЗАМЕЩЕНИЕ В ДЕЙСТВИИ

Прегольская теплоэлектростанция мощностью 455,2 МВт – самый крупный объект новой калининградской генерации. Заказчик этого строительства ООО «Калининградская генерация» – совместное предприятие ПАО «Интер РАО» и АО «Роснефтегаз». Руководило строительством АО «Интер РАО – Управление электрогенерацией». Генеральный подрядчик – ООО «Интер РАО – Инжиниринг».

Все основное оборудование Прегольской ТЭС произведено отечественными предприятиями. Станция состоит из четырех парогазовых блоков мощностью по 113,8 МВт. Каждый энергоблок включает газовую турбину типа 6F. 03 (ООО «Русские газовые турбины»), генератор (НПО «Элсиб»), паровую турбину (ПАО «Силовые машины»), котел-утилизатор (АО «Подольский машиностроительный завод»).

На объекте применены сухие вентиляторные градирни. При строительстве также использованы технологии и решения, снижающие допустимые уровни вредных выбросов в атмосферу.

Основным топливом для станции является природный газ. Парогазовые технологии подтверждают здесь свою высокую эффективность. Электрический КПД составляет 51,8 %, удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии – 236,8 г условного топлива на 1 кВт.ч.

Фото 3. Сухая вентиляторная градирня

КОМПЛЕКСНАЯ ГАЗОПОДГОТОВКА

Снабжение топливом энергоблоков Прегольской ТЭС обеспечивает система комплексной газоподготовки «ЭНЕРГАЗ», включающая многоблочный пункт подготовки газа и газодожимную компрессорную станцию из четырех установок и модуль управления.

Все оборудование поставлялось с максимальной степенью заводской готовности (коэффициент готовности 0,98). Коэффициент технического использования составляет 0,92+, надежности пусков – 0,95+. Расчетный срок службы системы – не менее 25 лет.

Фото 4. Входной блок фильтрации и узел дренажа конденсата ППГ

Пункт подготовки газа

Пункт подготовки газа (ППГ) изготовлен компанией «ЭНЕРГАЗ» по специальному проекту. Это технологическая установка, состоящая из нескольких блок-боксов с оборудованием различного назначения, при монтаже состыкованных в единое здание с общей кровлей. Исключение составляют входной блок фильтрации и узел дренажа конденсата, которые имеют внешнее исполнение на открытой раме.

Входной блок состоит из трех линий с фильтрами грубой очистки газа. Степень очистки – 99,98 % для загрязнений размером свыше 10 мкм. После предварительной фильтрации топливный газ поступает в систему тонкой очистки.

Трехлинейная система с коалесцирующими фильтрами-сепараторами осуществляет дополнительное удаление твердых частиц и отделение капельной влаги.

Сбор газового конденсата и механических примесей происходит в автоматическом режиме. В силу климатических условий дренажный резервуар объемом 10 м3 имеет наземное исполнение. Узел дренажа оснащен электрообогревом, устройством контроля уровня жидкости и оборудованием для удаления конденсата в передвижную емкость.

Для измерения объема газа, поступающего в энергоблоки станции, ППГ укомплектован блоком коммерческого учета газа, который включает три линии нормального расхода и одну – малого. Тип первичных преобразователей расхода (расходомеров) – ультразвуковой. Относительная погрешность блока учета – не более 1 %.

Блок коммерческого учета газа ППГ позволяет проводить взаимные финансовые расчеты между поставщиком, газораспределительной организацией и потребителем, контроль за расходами и гидравлическими режимами систем газоснабжения, составление балансов приема и отпуска газа, контроль за эффективностью использования газа.

Пункт подготовки газа оснащен узлом контроля качества, основу которого составляет потоковый газовый хроматограф непрерывного действия (калориметр) с устройством отбора проб. Функционал этого оборудования: определение компонентного состава газа, измерение теплотворной способности, вычисление плотности и относительной плотности, вычисление числа Воббе.

После фильтрации и учета газ попадает в трехлинейный узел подогрева. Номинальный расход газа через один подогреватель – 53 тыс. м3 / ч. В качестве теплоносителя используется сетевая вода. Здесь газ нагревается до показателей, необходимых для нормальной работы турбин. Оптимальный диапазон температуры подачи газа, установленный производителем газотурбинных установок (ГТУ), составляет 11–40 °C (расширенный диапазон – 11–90 °C).

Фото 5. Технологические отсеки пункта подготовки газа «ЭНЕРГАЗ» 

Проектное давление газа на входе в ППГ – до 4,14 МПа. Его понижение до рабочих параметров подачи в турбины (2,6–3,08 МПа, максимально допустимое – 3,45 МПа) обеспечивает система редуцирования. В ней предусмотрены три нитки редуцирования: две рабочие по 50 % потока и одна резервная.

В конечном итоге пункт подготовки газа подает топливный газ к блокам отключающей арматуры ГТУ с максимальной производительностью 106 тыс. нм3 / ч.

В периоды, когда давление газа, поступающего в ППГ, недостаточно для работы ГТУ (ниже 2,6 МПа), газ после фильтрации и учета, минуя узел подогрева и систему редуцирования, направляется в дожимную компрессорную станцию, где компримируется до необходимых параметров.

Дожимная компрессорная станция

ДКС от компании «ЭНЕРГАЗ» состоит из четырех модульных компрессорных установок (КУ): три в работе, одна – в горячем резерве. КУ выполнены на базе винтовых маслозаполненных компрессоров. Давление на линии нагнетания может быть обеспечено в диапазоне 2,6–3,45 МПа.

Единичная производительность КУ составляет 35,5 тыс. нм3 / ч. Расход газа контролируется в диапазоне от 0 до 100 % от номинального. Для этого применена специальная двухуровневая система регулирования.

Первый уровень – управление золотниковым клапаном компрессора – обеспечивает плавное бесступенчатое регулирование производительности в диапазоне 15–30…100 %, а для контроля производительности в нижнем диапазоне он комбинируется с системой рециркуляции газа (второй уровень), позволяющей максимально быстро и корректно реагировать на резкое изменение нагрузки при переходных режимах работы сопряженных турбин.

Фото 6. Дожимная газокомпрессорная станция

С учетом жестких требований по чистоте топливного газа система фильтрации в установках усилена. Помимо газомасляного фильтра-сепаратора 1‑й ступени очистки и коалесцирующего фильтра 2‑й ступени, в каждый блок-модуль встроен дополнительный (страховочный) фильтр тонкой очистки газа.

Содержание аэрозолей масла в газе на выходе из КУ составляет не более 0,5 ppm. Для контроля этого показателя на общем выходном коллекторе компрессорной станции установлен анализатор содержания паров масла.

В технологическую схему КУ интегрирован каскад последовательных газоохладителей и газонагревателей, что обеспечивает «отбой» конденсата и устойчивое поддержание проектной температуры топлива для турбин энергоблоков (до 90 °C).

Установки размещаются в собственных всепогодных укрытиях контейнерного типа, оснащенных системами жизнеобеспечения (обогрев, вентиляция, освещение). Согласно требованиям по безопасности каждая КУ оборудована системами пожарообнаружения, газодетекции, сигнализации, пожаротушения.

Фото 7. Компрессорная установка № 1 в составе ДКС топливного газа  

Модуль управления локальными САУ

Пункт подготовки газа и дожимные компрессорные установки полностью автоматизированы. Их системы автоматизированного управления (САУ) осуществляют подготовку к пуску, пуск, останов и поддержание оптимального режима работы; контролируют технологические параметры; обеспечивают автоматические защиты и сигнализацию; обрабатывают параметры рабочего процесса и аварийных событий с выдачей информации по стандартному протоколу обмена.

Локальные САУ ППГ и ДКС размещены в общем модуле управления (в отдельном укрытии), расположенном на площадке газового хозяйства в непосредственной близости от ППГ. Модуль выполнен на базе современной микропроцессорной техники с использованием передового программного обеспечения и коммутационного оборудования.

Фото 8. Модуль управления локальными САУ

Основные компоненты САУ ППГ имеют резервирование, благодаря чему неисправность любого из них не приводит к останову пункта подготовки газа. Резервирование элементов САУ ДКС не выполнялось, т. к. надежность эксплуатации компрессорных установок гарантируется наличием резервной КУ.

В отсутствие внутристанционного электроснабжения собственные источники бесперебойного питания обеспечивают автономную работу программно-технического комплекса САУ ППГ не менее 1 ч, а САУ ДКС – не менее 0,5 ч.

Модуль интегрирован с верхним уровнем автоматизированной системы управления технологическими процессами и обеспечивает дистанционное управление оборудованием, контроль загазованности в помещениях, вывод информации о состоянии элементов и узлов на панель оператора. Управление с блочного щита управления электростанции осуществляется в полном объеме аналогично управлению «по месту».

Фото 9. Система комплексной газоподготовки и газоснабжения «ЭНЕРГАЗ

ПРИРАЩЕНИЕ ОПЫТА

Шеф-инженерные работы по вводу в эксплуатацию системы газоподготовки и газоснабжения Прегольской ТЭС выполнили специалисты ООО «СервисЭНЕРГАЗ» (входит в Группу компаний «ЭНЕРГАЗ»).

Данный проект стал еще одним примером творческого соединения многолетнего опыта Группы «ЭНЕРГАЗ» с новаторскими техническими решениями. Это значимый этап в работе проектировщиков и инженеров компании по повышению эффективности и надежности технологического оборудования газоподготовки и газоснабжения для крупных электростанций, объектов малой энергетики, автономных центров энергоснабжения промышленных предприятий, объектов сбора и транспортировки попутного нефтяного газа, энергоцентров собственных нужд месторождений, объектов специального назначения (испытательные стенды газовых турбин и технические учебные центры).

С каждым реализованным проектом «ЭНЕРГАЗ» наращивает организационную практику и оттачивает инженерный профессионализм. Сегодня в нашем активе 150 проектов на территории 36 регионов России и стран СНГ. Начиная с 2007 г. введены или готовятся к пуску 290 технологических установок.

ПОСЛЕСЛОВИЕ

Итак, Калининградская область получила энергетические основания для достижения опережающих темпов социально-экономического развития. В регионе созданы условия для энергоснабжения в изолированном режиме. Задача энергобезопасности области решена.

ООО «Энергаз»

105082, РФ, г. Москва,

ул. Большая Почтовая, д. 55 / 59, стр. 1

Тел.: +7 (495) 589‑36‑61

Факс: +7 (495) 589‑36‑60

e-mail: info@energas.ru

www.energas.ru