Издательский Центр Аква-Терм

ТЭЦ на нефтезаводском газе/ В. Баторшин

Опубликовано: 20 мая 2015 г.

230

В процессе нефтепереработки на НПЗ образуются значительные объемы побочного продукта – нефтезаводского газа, пригодного для сжигания. Поскольку для бесперебойной работы НПЗ требуется большое количество пара и электроэнергии, рациональным решением является сооружение мини-ТЭЦ, использующих нефтезаводской газ в качестве основного топлива. Все статьи номера ЗДЕСЬ,

Одним из примеров успешного использования нефтезаводского газа в качестве основного топлива можно считать сооружение в штате Техас (США) ТЭЦ Sweeny рядом с нефтеперерабатывающим заводом компании Phillips Petroleum Co., потребляющим примерно 907 т/ч пара и 110 МВт электрической мощности. Избыток электроэнергии, вырабатываемой новым энергогенерирующим объектом, реализуется на открытом рынке. Фактически ТЭЦ Sweeny удовлетворяет все нужды нефтеперерабатывающего производства в паре и электроэнергии. В свою очередь три газовых турбины ТЭЦ получают 3/4 необходимого им топлива от Phillips Petroleum в виде нефтезаводского газа.

ТЭЦ Sweeny, находящаяся в пригороде г. Хьюстона (см. рисунок), располагается на площади 3,97 га, примыкающей к территории НПЗ, который включает в себя центр сжижения природного газа и нефтехимическое производство. ТЭЦ обязана обеспечивать нужды этого завода ежечасно в течение всего года.

До заключения соглашения о покупке энергии завод сжигал нефтезаводской газ в девяти дымогарных котлах. После появления признаков старения котлов, учитывая их низкий КПД и значительные выбросы вредных веществ в атмосферу, компания Phillips решила приобретать пар и электроэнергию на коммерческой основе.

Рисунок. ТЭЦ Sweeny

sweeny.png

Обслуживает ТЭЦ в настоящее время 15 человек. Благодаря комбинированному производству тепла и электроэнергии, стоимость последней весьма низкая, и это дает преимущества ее владельцам на местном оптовом рынке электроэнергии.

Потребность в гарантированном обеспечении НПЗ паром и электроэнергией обусловила необходимость применения в ходе реализации проекта новой технологии, поэтому для достижения высокой надежности поставок было решено пожертвовать несколькими процентными пунктами КПД ТЭЦ. В этой связи специальная комиссия по выбору оборудования намеренно не заказала ГТУ с максимально высокой начальной температурой газов и наиболее перспективные системы остальной части электростанции.

Основой ТЭЦ являются три ГТУ 501D5A Econopac, поставленные компанией Westinghouse Electric Corp. ГТУ работают на смеси топлива, в которой доля нефтезаводского газа достигает 75 %, а природного газа – 25 %. Гарантийная мощность ГТУ при температуре наружного воздуха 20 °С и относительной влажности 60 % составляет 115,5 МВт, мощность собственных нужд ­­– 12,4 МВт. ГТУ пускают на природном газе, а затем переходят на смесь газов. Проектные параметры ТЭЦ приведены в таблице.

Таблица 1. Проектные параметры ТЭЦ Sweeny

Электрическая мощность ТЭЦ

334 560 кВт

Электрическая мощность ГТУ

346 980 кВт

Удельный расход тепла по низшей теплоте сгорания

12 582 кДж/(кВт·ч)

Выхлоп ГТУ:

Расход

1351,0 т/ч

Температура

545 °С

Давление

343 мм рт. ст.

Котлы-утилизаторы:

Расход

817,2 т/ч

Давление

3,7 МПа

Температура

351 °С

КПД нетто ТЭЦ Sweeny мог  быть выше, если бы на ней использовали две перспективные ГТУ мощностью по 165 МВт вместо трех меньшей мощности. Однако, как отмечалось выше, выбор оборудования был обусловлен главным обязательством ТЭЦ перед компанией Phillips – выполнением требований по обеспечению надежности энергоснабжения. Номинальная потребность в паре соответствует максимальной производительности двух котлов-утилизаторов, так что третий котел всегда находится в резерве. В случае необходимости старые дымогарные котлы на территории завода также могут давать пар.

Высококачественное топливо, образовавшееся в процессе нефтепереработки, собирается и используется для получения смеси. Для очистки газа от нефтяных остатков Phillips использует барабанные сепараторы. Четыре газовых компрессора, размещенные на территории завода, повышают давление газа с 0,4 до 2,8 МПа перед подачей его к ГТУ. Обычно в работе находятся только два компрессора; для привода компрессоров требуется 5–7 МВт мощности.

Газ, подаваемый с завода на ТЭЦ по однониточному газопроводу, перед ГТУ подвергается дополнительной очистке. При первых пусках отмечалось улавливание фильтрами некоторого количества нефти из топливного газа, но для ГТУ утилизация этого вида топлива не является проблемой.

Состав используемой на объекте топливной смеси не разглашается, однако известно, что он постоянно меняется. Теплота сгорания нефтезаводского газа находится в диапазоне от 18,6 до 33,6 МДж/м3. В одном из процессов переработки нефти получается газ с теплотой сгорания столь же высокой, как и у природного газа.

Иногда в ГТУ сжигаются смеси, содержащие до 40 % водорода. Камеры сгорания ГТУ имеют стандартное исполнение, но автоматические регуляторы рассчитаны на колебания концентрации Н2, для того чтобы избежать проскока пламени и обеспечить выполнение действующих нормативов по вредным выбросам в атмосферу.

Паровая нагрузка завода колеблется в диапазоне от 91 до 182 т/ч. В производстве используется пар с параметрами 3,1 МПа/343 °С.

Системы автоматического управления (САУ) ТЭЦ и горелки в газоходах перед котлами-утилизаторами рассчитаны на удовлетворение фиксированных или изменяющихся потребностей в паре. Котлы-утилизаторы спроектированы с барабанами увеличенного диаметра, что позволяет быстро наращивать нагрузку, используя горелки перед котлами, которые могут работать и на нефтезаводском газе. В настоящее время эти горелки функционируют в переменном режиме для выравнивания колебания паровой нагрузки, чтобы ГТУ могли эксплуатироваться в базисном режиме. При необходимости избыток пара сбрасывается в атмосферу. Следует отметить, что в некоторых процессах нефтепереработки образуется пар, который также используется на ТЭЦ.

ТЭЦ продолжает работать даже тогда, когда завод остановлен. Phillips использует график поочередного останова, так что одновременно выводится из эксплуатации для модернизации или ремонта лишь часть оборудования завода или какой-то технологический процесс. Это позволяет избежать холостой выработки пара на ТЭЦ; на использование электроэнергии остановы завода не влияют.

ТЭЦ работает надежно, и ее руководство вполне удовлетворено выбором ГТУ 501D5A в качестве основного оборудования. В пусковой период операторы ТЭЦ практически ежедневно обсуждали со специалистами компании-поставщика отдельные аспекты эксплуатации ГТУ. Так, установленные на станции турбины оборудованы несколькими видами защиты от перегрузок, однако они сохраняют ГТУ в работе в течение длительного времени после срабатывания аварийной сигнализации. Схемы защиты котлов-утилизаторов могут отключать горелки в газоходах. В результате нескольких обсуждений возникших проблем сотрудники Westinghouse нашли приемлемый выход, позволивший устранить лишние отключения и оставить только аварийную сигнализацию, что обеспечило непрерывность паро- и электроснабжения завода.

Среди других проблем, возникших при вводе оборудования в эксплуатацию, следует отметить необходимость наладки сухих малотоксичных камер сгорания, системы подготовки топливной газовой смеси и оборудования для защиты окружающей среды. Коэффициент готовности ГТУ составил 99,6 %. ТЭЦ оказалась в состоянии неготовности лишь один раз, когда была выведена из эксплуатации ГТУ. Время вынужденных остановов энергоблока в течение года строго ограничено и особо оговорено в контракте. Величины выбросов NOx и СО на ТЭЦ равны 25 и 10 ppm, соответственно.

Пуск из горячего состояния от продувки котла до принятия базисной нагрузки занимает 45 мин, останов от базисной нагрузки до охлаждения – 23 мин. Возможен впрыск пара в ГТУ для дополнительного снижения выбросов NOx, однако до сих пор этого не потребовалось.

На ТЭЦ предусмотрено проведение инспекций камер сгорания после 8 тыс. ч работы, высокотемпературных элементов ГТУ – после 24 тыс. ч и полная ревизия – после 48 тыс. ч. Влияние использования нефтезаводского газа на срок службы ГТУ или ее высокотемпературных элементов невелико, но наличие компрессоров нефтезаводского газа несколько увеличивает затраты на ремонт.

Как для САУ ГТУ, так и для остального оборудования ТЭЦ Sweeny используется система распределенного типа компании Westinghouse, обеспечивающая интегральный контроль ТЭЦ, логическое управление и регулирование с помощью устройств взаимодействия «человек/машина» и шины данных.

Намерение энергокомпании снабжать ТЭЦ чистейшей водой реализовалось в монтаже обессоливающей установки производительностью 800 м3/ч с возможностью ее кратковременного повышения до 1140 м3/ч. Система водоподготовки расположена на территории нефтеперерабатывающего завода; компания Phillips Petroleum осуществляет ее эксплуатацию, поставляя воду на ТЭЦ, которая оплачивает эти услуги.

Статья из  журнала «Промышленные и отопительные котельные и мини-ТЭЦ» (№ 2/29 2015)




Поделиться:

вернуться назад