25 ноября 2016 года компания ЛУКОЙЛ-Коми ввела ГТУ-ТЭЦ на Усинском нефтяном месторождении (фото 1). Строительство провело ООО «ЛУКОЙЛ-Энергоинжиниринг». Применение основного оборудования отечественного производства и использование инновационных технологий на всех этапах строительства позволили завершить проект за 14 месяцев. Основное и резервное топливо для ЭСН — попутный нефтяной газ (ПНГ). Мощности энергообъекта рассчитаны на потребление
170 млн кубометров ПНГ в год.

Проект осуществлен в целях развития производственной деятельности на Денисовском лицензионном участке. Энергоцентр «Уса» решает несколько задач:

• покрытие электрических нагрузок в условиях сетевых ограничений;
• выработка тепловой мощности для собственных нужд;
• обеспечение технологических потребностей в паре для закачки в пласты;
• сокращение затрат на потребляемые энергоресурсы;
• уменьшение зависимости предприятия от тарифной политики на рынке электроэнергии;
• снижение нагрузки на окружающую среду и улучшение экологической обстановки на промыслах.

Так возможности ЭСН, наряду с увеличением объемов полезного использования ПНГ, обеспечивают рост добычи углеводородов и энергетическую автономность Усинского, Баяндыского и Восточно-Ламбейшорского месторождений.

Установленная электрическая мощность ГТУ-ТЭЦ составляет 100 МВт, тепловая мощность —
120 Гкал/ч.

Энергоцентр состоит из четырех когенерационных энергоблоков, каждый из которых выполнен на основе газотурбинной установки ГТЭ-25ПА с редуктором и турбогенератором мощностью 25 МВт. Количество одновременно работающих ГТУ зависит от текущей потребности объектов месторождений в электроэнергии.

В качестве привода синхронного турбогенератора в составе ГТУ применен газотурбинный трехвальный двигатель ПС-90ГП-25А (фото 2). Его конструкция позволяет проводить визуально-оптический и специальные виды контроля деталей газовоздушного тракта, что дает возможность эксплуатировать привод по его техническому состоянию. При этом предусмотрена возможность замены всех комплектующих агрегатов, отдельных деталей и сборочных единиц двигателя.

Генерирующее оборудование размещено попарно в двух корпусных зданиях (машинных залах), соединенных общим переходом с операторной, что соответствует компоновочным решениям,
ранее принятым и зарекомендовавшим себя на объектах ПАО «ЛУКОЙЛ».
Каждый энергоблок оснащен системами автоматизированного управления и контроля, обеспечивающими централизованное управление на всех этапах эксплуатации.
Отличительная особенность проекта — горизонтальное направление выхлопа турбин (рис. 1). Наряду с блочно-модульным исполнением энергоагрегатов это позволило существенно
сократить сроки строительства ЭСН и снизить расходы на монтаж оборудования.

Пермокарбоновая залежь Усинского месторождения характеризуется аномально высокой вязкостью нефти, поэтому ее добыча ведется с применением тепловых методов воздействия.
Генерируемая на энергоцентре тепловая энергия служит для увеличения нефтеотдачи пластов. В качестве рабочего агента, вытесняющего нефть, здесь используется водяной пар.
На энергоблоках установлено четыре котла-утилизатора (КУП) тепловой мощностью по 30 Гкал/ч. Эти КУП сопряжены с ГТУ, нагрев воды и выработка технологического пара происходит за счет высокой температуры выхлопных газов турбин (порядка 600°С). Производительность каждого КУП составляет 40 т/ч.

Полученный в котлах-утилизаторах рабочий агент по системе трубопроводов распределяется по специальным паронагнетательным скважинам и закачивается в пласты под давлением ≈2 МПа при температуре ≈200°С.

Помимо энергоблоков в структуру ЭСН входит котельная собственных нужд, которая также работает на попутном газе. Она обеспечивает отопление ГТУ-ТЭЦ и предварительный подогрев воды, подаваемой в котлы-утилизаторы.

Для максимально эффективной конверсии ПНГ и надежной эксплуатации генерирующего оборудования энергоцентра необходима качественная подготовка газа перед его подачей на турбины и котельную. Требуемые параметры топлива по чистоте, температуре, давлению и расходу гарантирует многофункциональная технологическая система «ЭНЕРГАЗ», в состав которой входят блок подготовки попутного газа (БППГ) и дожимная компрессорная станция (ДКС).

БППГ (фото 3) осуществляет сепарацию и фильтрацию общего потока ПНГ, подогрев и редуцирование газа для котельной энергоцентра, а также измерение объема топлива, раздельно идущего на ГТУ и котельную.

Технологическая установка располагается на открытой площадке (внутри легкосборного укрытия) и оборудована необходимыми инженерными системами. Режим эксплуатации — автоматический.

Пропускная способность БППГ — 24 059 м³/ч. После предварительной подготовки газ, предназначенный для энергоблоков, направляется в ДКС, которая компримирует его и подает в турбины под давлением 4,5…5 МПа.

ДКС состоит из трех компрессорных установок, выполненных на базе винтовых маслозаполненных компрессоров. Максимальная производительность каждой КУ составляет 21 447 кг/час, что соответствует общему номинальному расходу топлива на все 4 работающие турбины. Фактическая производительность зависит от динамики нагрузки сопряженных ГТУ и контролируется в диапазоне от 0 до 100 %. Для контроля используется специальная двухуровневая система регулирования.

КУ размещаются в отдельных блок-модулях арктического типа (фото 4), снабженных системами жизнеобеспечения и безопасности. Установки дополнительно оснащены потоковыми анализаторами температуры точки росы газа по воде и углеводородам с устройствами для
отбора проб.

Процесс газоподготовки осложнен высоким содержанием жидких фракций в исходном ПНГ, поэтому требуемые значения топлива по влажности достигаются в несколько этапов. Сначала попутный газ поступает в сепаратор-пробкоуловитель БППГ, где идет первичная сепарация и нейтрализуются залповые вбросы жидкости. Затем газ проходит через коалесцирующие фильтры БППГ и фильтры-скрубберы ДКС.

На заключительной стадии применяется метод рекуперативного теплообмена —
каждая компрессорная установка оснащена узлом осушки газа, действующим в режиме рекуперации температуры. Для этого в линию нагнетания интегрированы охладитель и подогреватель, которые образуют промежуточный контур и последовательно осуществляют охлаждение газа, отбой и удаление конденсата, подогрев газа. Осушенное таким образом топливо подается в турбины с температурой на 20° C выше точки росы.