ЭНЕРГАЗ ввел в эксплуатацию систему подготовки топливного газа для нового газотурбинного энергоблока Актобе ТЭЦ

В Республике Казахстан завершается модернизация (расширение) Актобе ТЭЦ. Здесь готовится к пуску когенерационный энергоблок – газотурбинная установка (ГТУ), интегрированная в технологическую схему объекта для работы в парогазовом цикле.

Основную генерацию обеспечит индустриальная газовая турбина Siemens SGT-800 с генератором электрической мощностью 50 МВт. Турбина SGT-800 сочетает в себе надежную конструкцию с высоким КПД и низким уровнем выбросов. За счет большой энергии выхлопа она эффективно используется в комбинированных циклах.

Отработавшие горячие газы (продукты сгорания топлива) из турбины будут поступать в котел-утилизатор производства АО «Подольский машиностроительный завод» для выработки пара с давлением 3,0 МПа и температурой 420°С в объеме 70 тонн в час. Полученный перегретый водяной пар среднего давления направляется на существующие паровые турбины Актобе ТЭЦ для вторичной генерации электроэнергии.

Таким образом, применение парогазовой технологии дает комбинированную выработку энергии и максимальную топливную эффективность, повышает экологичность и экономичность электростанции. Проектная мощность ГТУ – 57 МВт.

Актюбинская теплоэлектроцентраль – это единственный источник централизованного теплоснабжения Актобе, крупнейшего города Западного Казахстана. До пуска нового энергоблока электрическая и тепловая мощность Актобе ТЭЦ составляет 118 МВт и 878 Гкал/ч соответственно.

Для топливоснабжения ГТУ здесь установлена многофункциональная система «ЭНЕРГАЗ», которая обеспечивает соответствие газа заданным параметрам по чистоте, температуре, давлению и расходу. Основные элементы этой системы – блочный пункт подготовки газа (БППГ) и дожимная компрессорная станция (ДКС).

БППГ и ДКС заблаговременно введены в действие специалистами компании СервисЭНЕРГАЗ (Группа ЭНЕРГАЗ), что позволяет казахстанским энергетикам в полном объеме провести комплекс испытаний генерирующего оборудования и в установленные сроки пустить новый энергоблок в эксплуатацию.

Блочный пункт подготовки газа, изготовленный по специальному проекту, служит для учета, фильтрации и редуцирования газа. Пропускная способность БППГ составляет 15 433 м³/ч – аналогично номинальному расходу топлива на ГТУ.

Технологическая установка оснащена сепарационной системой с двухступенчатыми коалесцирующими фильтрами, улавливание конденсата и механических примесей происходит здесь в автоматическом режиме. Эффективность фильтрации газа – 99,9% для частиц крупнее 3 мкм. Узел сбора и хранения продуктов очистки укомплектован подземным дренажным резервуаром (накопительным баком) объемом 1 м³, устройством контроля уровня жидкости и оборудованием для перемещения конденсата и шлама в передвижную емкость.

В ситуациях, когда давление в питающем трубопроводе превышает проектные параметры, газ проходит через модуль редуцирования. Данный элемент БППГ гарантирует снижение и стабилизацию давления на требуемом уровне, а также исключает его перепад на входе в компрессорные установки ДКС.

Для измерения объема топлива, поступающего в энергоблок, на БППГ установлен двухлинейный блок технологического учета газа с относительной погрешностью не более 2%. Данные от него передаются по коммуникационным каналам на верхний уровень АСУ ТП.

Пункт подготовки газа дополнительно укомплектован выходным узлом контроля качества топлива с измерительно-аналитическим оборудованием. БППГ размещён в отдельном всепогодном блок-боксе с интеграцией элементов на единой раме, снабжён системами рабочего и аварийного освещения, отопления и вентиляции помещения, системами безопасности.

После предварительной подготовки поток газа направляется в дожимную компрессорную станцию. ДКС «ЭНЕРГАЗ» состоит из двух модульных компрессорных установок (КУ), предназначенных для компримирования и подачи топлива в турбину ГТУ под давлением 3,1 МПа. Агрегаты функционируют в режиме 1+1 (одна машина в работе, другая в горячем резерве).

Обе КУ выполнены на базе винтовых маслозаполненных компрессоров объемной производительностью по 12 000 кг/ч. Фактический расход газа зависит от нагрузки ГТУ и контролируется в диапазоне от 0 до 100% от номинального. Для контроля применяется специальная двухконтурная система регулирования.

Технологической схемой ДКС предусмотрено устойчивое поддержание расчетной температуры топлива. Линии нагнетания КУ оснащены теплообменными аппаратами, которые охлаждают рабочую среду до уровня оптимальной температуры подачи газа (+60°C), определенной производителем турбины и условиями проекта.

С учетом жестких требований к чистоте топливного газа базовая система фильтрации ДКС, состоящая из коалесцирующих фильтров-сепараторов 1-й и 2-й ступеней очистки, усилена дополнительными элементами: 1) линия всасывания каждой компрессорной установки оборудована защитным стрейнером и высокоэффективным фильтром-скруббером; 2) в модули КУ встроены страховочные фильтры тонкой очистки газа. В результате содержание примесей в топливе на входе в блок отключающей арматуры ГТУ не превышает 0,1 ppmw (мг/кг).

Газодожимные агрегаты полностью автоматизированы, размещаются в собственных укрытиях контейнерного типа, укомплектованных системами жизнеобеспечения. По требованиям безопасности КУ снабжены системами пожарообнаружения, газодетекции, сигнализации, пожаротушения.

В рамках работ по вводу системы подготовки топливного газа для новой ГТУ Актобе ТЭЦ сервисные инженеры ЭНЕРГАЗа выполнили шефмонтаж, пусконаладку и испытания оборудования, а также провели обучение оперативного персонала.