BIM. Инжиниринг объектов
капитального строительства

Собственная генерация для добывающей промышленности

Собственную генерацию для добывающей промышленности можно разделить на две больших группы:

  1. Собственная генерация на местном топливе (ПНГ - попутный нефтяной газ, шахтный метан и т.д.).

    Попутный нефтяной газ имеет множество особенностей (низкая детонационная стойкость, значительная доля азота и углекислого газа, наличие сероводорода). Эти особенности непосредственно влияют на выбор оборудования генерации и вспомогательной инфраструктуры.

    Например, при повышенном содержании сероводорода необходимо проводить мероприятия по сероочистке газа, иначе оборудования будет гораздо быстрее вырабатывать свой ресурс.

    Низкое содержание метана (низкое метановое число) приводит к значительному снижению выходной мощности классических газопоршневых установок. Причина в возникновении детонации в цилиндрах при подаче стандартного количества топлива. Имеются примеры стандартного оборудования типа Jenbacher или Caterpillar, установленного для работы на ПНГ (предварительно подготовленном, очищенном от серы и жидкости), но так и не выведенного на паспортные режимы. В итоге, работа продолжалась на 50-70% от номинальной мощности.

     

  2. Собственная генерация на привозном топливе (трубопроводный или сжиженный природный газ и т.д.).

В большинстве случаев на объектах добывающей промышленности применяется блочно-модульный принцип компоновки оборудования, без строительства капитального здания. В случае невозможности доставки упакованного в заводских условиях контейнера, на площадке сооружается легковозводимый блок-модуль нужных размеров.

Также объекты добывающей промышленности характеризуются сложными нагрузками (большое количество мощных электродвигателей). Варианты решения разнообразны и зависят от конкретной ситуации:

  1. Параллельная работа с ЕЭС (Единой Энергетической Системой).

    Является очень удобным инструментом для сглаживания нагрузок, но имеет свои ограничения (формулируются в технических условиях на технологическое присоединение). Для работы с ЕЭС необходимо выполнить проект «Схемы выдачи мощности», реализовать соответствующие защиты, а также снизить до требуемого уровня токи короткого замыкания (например, установив токоограничивающие реакторы). Присоединение к ЕЭС не всегда возможно по причине возможной удаленности объекта от сетевой инфраструктуры.

  2. Реализация АСУ генерирующего оборудования

    Когда в системе присутствуют как базовые, так и пиковые (маневровые) блоки. АСУ выполняет функцию оптимизации системы по критерию снижения отказов и повышения топливной эффективности.

    Например, имеются следующие источники электроснабжения:

    • газопоршневые установки (характеризуются высокой топливной эффективностью, но не терпят сбросов/набросов нагрузки);
    • газотурбинные установки (характеризуются средней топливной эффективностью, которая сильно ухудшается при снижении загрузки оборудования, теряет ресурс на каждом цикле запуск/останов, но имеет высокую маневренность, то есть может принимать значительные скачки нагрузки);
    • дизельные установки (очень дороги в эксплуатации, но могут принимать значительные скачки нагрузки).

    Задача АСУ:

    • приоритетно загружать базовые высокоэффективные блоки (ГПУ);
    • держать в работе количество маневровых блоков (ГТУ с загрузкой ~30-50%), необходимое для демпфирования возможных сбросов/набросов нагрузки;
    • оперативно вводить в эксплуатацию аварийные источники (ДГУ) для минимизации простоя основного производства;
    • кроме генерирующего оборудования, контролировать и управлять вспомогательным оборудованием (силовыми ячейками, тепловыми контурами, системами вентиляции, подготовки и подачи газа и т.д.).

    Возможно построение пикового блока на накопителях энергии (супермаховик, блок аккумуляторных батарей) или применение балластной нагрузки.

Вторичные энергоресурсы когенерационных установок в виде горячей воды и пара используются в технологических процессах и теплоснабжении хозяйственно-бытовых помещений.

Краткая информация о собственной генерации добывающих предприятий

Примерная стоимость Энергоцентра

Ориентир стоимости объекта (Pэл = 5 МВт): 4,5-7,0 млн евро

8-10% - инжиниринг (вкл. предпроект, проектирование, функции технического заказчика)

45-65% - основное оборудование (КГУ, котлы, ДГУ)

15-20% - вспомогательное оборудование (ТХ, ЭС, ОВ, ВК, СС, ГСВ, ДТ)

3-5% - общестроительные работы (КЖ, КМ, АР)

6-8% - монтаж и материалы (ТХ, ЭС, ОВ, ВК, СС, ГСВ, ДТ)

5-6% - автоматизация

3-4% - пусковая наладка и сдача в эксплуатацию

В случае контейнерной поставки стоимость основного оборудования увеличивается до 75-80%, а стоимость инжиниринга, вспомогательного оборудования, общестроительных и монтажных работ несколько снижается. Категорически не рекомендуется отказываться от общей системы диспетчеризации.

Сроки реализации Общая длительность проекта: 9-18 месяцев
Условия окупаемости проекта

Окупаемость в пределах 5,0 лет достигается при следующих условиях:

  • высокая стоимость технологического присоединения к электросетям;
  • высокая загрузка генераторных установок;
  • высокий коэффициент использования вторичных энергоресурсов КГУ.
Электрические нагрузки Коэффициент использования мощности: 40-80%.
Использование вторичных энергоресурсов когенерационных установок (КГУ)

Вторичные энергоресурсы генераторных установок используются в технологических процессах и теплоснабжении корпусов.

При производстве пара следует использовать общую с паровыми котлами инфраструктуру пароконденсационной системы (деаэратор, сепаратор, барботер, систему ХВП и т.д.).

Надежность энергоснабжения и качество электроэнергии

Надежность электроснабжения является ключевым фактором, поэтому аварийные источники электроснабжения (дизельные генераторные установки) присутствуют практически на каждом объекте добывающей промышленности.

Бесперебойность электроснабжения обеспечить практически невозможно (по инструментальным причинам – накопители энергии еще слишком дороги), но нужно стремиться к снижению количества сбоев. Например, за счет реализации АСУ генераторного оборудования и/или параллельной работой в ЕЭС.

Требования к подрядчикам

Обладание необходимой квалификацией для выполнения профессионального проекта параллельной работы собственной генерации с ЕЭС или АСУ генераторного оборудования.

Вместе с тем, для ограничения затрат на строительство Энергоцентра нужно:

  1. Выполнить качественное проектирование. Проектная организация должна специализироваться на объектах собственной генерации.

  2. Проект должен выполняться в трехмерном виде (3D) для формирования оптимальных объемно-планировочных решений и минимизации проблем при строительно-монтажных работах.

  3. Все оборудование сгруппировать в несколько удобных лотов и провести конкурсы. Если имеется российский качественный аналог, использовать его. Например, электроустановки или вентоборудование.

  4. Проектировщик должен контролировать всю «вертикаль проекта»: строительно-монтажные работы, пусконаладку и эксплуатацию Энергоцентра. В этом случае работает принцип «ответственности за проектирование».

  5. Разработать отдельную систему автоматизации Энергоцентра (включая ГПУ, котлы, электроустановки, вентиляцию и т.д.). Климатический компьютер теплиц с этой функцией не справляется.

  6. Разработать полноценную техническую документацию (исполнительную, приемо-сдаточную, эксплуатационную и т.д.). Обучить оперативный персонал с прохождением контрольного тестирования.

Распространенные ошибки Все потенциальные ошибки обусловлены низкой квалификацией исполнителей или недостаточным вниманием к проекту Заказчика и исполнителей:
  1. Неправильный выбор генерирующего оборудования или отсутствие полного комплекта качественной документации (технологические схемы, схемы автоматизации, электрические схемы шкафов, таблицы ввода-вывода, алгоритмы АСУ ТП, описание технологического процесса).
  2. Отношение к контейнерной поставке как к «черному ящику», который является законченным изделием и никогда не откажет. Система управления двигатель-генератором действительно не допускает внешнего вмешательства, а вот управление тепловыми контурами обязательно должно быть доступно местному персоналу.
  3. Низкий коэффициент использования потенциала вторичных энергоресурсов ГПУ.
  4. Неудовлетворительные условия для оперативного выполнения сервисных и ремонтных работ.
  5. Отсутствие единой системы диспетчеризации, включающей и генерирующее оборудование, и электроустановки, и вспомогательное оборудование.
Эксплуатация Энергоцентра

Рекомендуется формирование отдельной службы, отвечающей за Энергоцентр, электроустановки и вспомогательное инженерное оборудование (насосы, арматура, датчики и т.д.) всего тепличного комплекса.

Диспетчерский контроль выполняется из Энергоцентра. Возможна организация дополнительного места оператора рядом с основным климатическим компьютером (для выполнения функций оператора Энергоцентра в ночное время).

При необходимости, имеет смысл привлекать внешних специалистов по шеф-эксплуатации собственной генерации.

Описание услуги «шеф-эксплуатации»

Для повышения прозрачности производства и потребления энергоресурсов, рекомендуется создание автоматизированной системы учета энергоресурсов.

Описание АСТУЭ

Примеры объектов

ЭСН Уренгойгазпром

ГТУ-ТЭЦ КНГ-Добыча

Мини-ТЭЦ Южуралзолото

АСТУЭ позволяет:

  1. Получать детальную информацию по типам энергоресурсов (электроэнергия, газ, тепло, холод, вода и канализация).

  2. Получать данные и анализировать расходы энергоресурсов по отдельным зданиям и помещениям.

  3. Обоснованно заниматься снижением тарифной нагрузки.

  4. Находить оптимальный баланс по производству / покупке электроэнергии.

  5. Получать данные для поддержания максимальной топливной эффективности Энергоцентра.

  6. Контролировать эффективность энергосберегающих мероприятий.