Энергосберегающая технология производства электроэнергии при перекачке природного газа по трубопроводной системе

В.А. Федоров 
О.О. Мильман 
Д.В. Федоров 
А.М. Тринога 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩАЯ ТЕХНОЛОГИЯ 
ПРОИЗВОДСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ  
ПРИ ПЕРЕКАЧКЕ ПРИРОДНОГО ГАЗА  
ПО ТРУБОПРОВОДНОЙ СИСТЕМЕ 
 
 
 

 

 

 

 

 

Москва 
Издательство МГТУ им. Н.Э. Баумана 
2011 

УДК 
620.9; 658.264 
ББК 
31.3 
 
Ф33 
 
 
Федоров В.А. 
Ф33 
 
Энергосберегающая технология производства электроэнергии при перекачке 
природного газа по трубопроводной системе / В.А. Федоров,  
О.О. Мильман, Д.В. Федоров, А.М. Тринога. – М.: Издательство МГТУ  
им. Н.Э. Баумана, 2011. – 52 с. 
 
ISBN 978-5-7038-3534-0 
 
Авторами систематизирован и обобщен мировой опыт создания энергосберегающих 
технологий на базе газотранспортных предприятий ряда стран, а также их 
собственный опыт создания парогазового цикла на компрессорной станции «Чаплыгин» (
ООО «Мострансгаз»). 
В книге приведено описание действующих энергоустановок с использованием 
воды и органических теплоносителей, дан анализ преимуществ и недостатков таких 
технических решений. Обоснована особая эффективность реализации энергосберегающих 
установок с приводом генератора на компрессорных станциях, где наряду  
с газотурбинным установлены электроприводы нагнетателей. 
Система магистральных газопроводов России по своим масштабам и энергопотреблению 
превосходит все мировые аналоги. В этом плане особенно важно эффективное 
использование всех ресурсов, вовлечение которых в цикл производства электроэнергии 
дает эффект, весьма существенный в масштабах производства ее в России. 
Авторы оценивают его величиной 4–5% от общего энергопотребления, и это не 
исчерпывает все возможности в этом направлении работ. 
Приведенные материалы позволяют оценить важность продолжения и интенсификации 
работ в этом плане, перспективы получения масштабного экономического  
и социального эффектов, а также экологических преимуществ энергосберегающих 
установок на базе компрессорных станций магистральных газопроводов. 
Книга будет полезна специалистам в области транспорта газа, инженерам-
энергетикам и студентам. 
 
Рецензент: заведующий кафедрой инженерной теплофизики Московского энергетического 
института (технического университета), д-р техн. наук Яньков Г.Г. 
Работа выполнена в рамках госконтракта с Министерством образования и науки РФ 
Шифр «2004-04-2.4-20-01» 
 
УДК 
620.9; 658.264 
ББК 
31.3 
 
 
 Федоров В.А., Мильман О.О.,  
Федоров Д.В., Тринога А.М., 2011 
 Оформление. Издательство  
ISBN 978-5-7038-3534-0 
МГТУ им. Н. Э. Баумана, 2011 

ВВЕДЕНИЕ 

Газотранспортная система России (ГТС) является одной из крупнейших 
в мире [1], по мощности газовых потоков и энерговооруженности она значительно 
превосходит газопроводы всех промышленно развитых стран 
(табл. В.1). 

Таблица В.1 
Основные характеристики ГТС 

Протяженность, тыс. км 
161,6 

Длина газопроводов, км 
от 100 до 5000 

Количество параллельных ниток 
до 10 

Диаметр труб, мм 
400–1420 

Рабочее давление, МПа 
5,45–7,45–8,35–9,8 

Газопроводы Ду 1020–1420, % 
более 60 

Многониточные коридоры 
11 

Межсистемные перемычки 
25 

Газораспределительные станции 
3867 

Подземные хранилища газа 
25 

Компрессорный парк ОАО «Газпром» в 2011 г. (42,3 млн. кВт, 
280 компрессорных станций (КС), 646 компрессорных цехов) имеет следующую 
структуру по типу привода: газотурбинный – 87,9%, электрический – 
11,8%, поршневой – 0,3%. Технологическая структура парка: линейные 
КС магистральных газопроводов – 89,2%, дожимные КС (ДКС) на 
промысловых сооружениях – 9,2%, КС станций подземного хранения 
(ПХГ) – 1,6%. 
Энерговооруженность газовой промышленности определяется потребностями 
технологических процессов добычи, транспортировки, хранения, 
переработки и распределения природного газа. 
Трубопроводный транспорт газа в ОАО «Газпром» развивается по следующим 
направлениям [2]: 

 повышение рабочего давления до 9,8 и 11,8 МПа; 
 применение высокопрочных труб с внутренним гладкостным покрытием 
для уменьшения гидравлических потерь; 
 применение ГПА нового поколения с надежностью, топливной экономичностью 
и экологическими показателями мирового уровня; 
 применение нового поколения газовых компрессоров с показателями 
эффективности мирового уровня; 
 применение современных регулируемых электроприводов; 
 автоматизация технологических процессов для обеспечения малолюдных 
технологий; 
 применение системных программно-оптимизационных комплексов; 
 применение технологии ремонта газопроводов под давлением и мобильных 
компрессорных станций; 
 ориентация преимущественно на российское или кооперированное 
производство (при условии их конкурентоспособности). 
Однако основной технологией повышения энергетической и финансовой 
эффективностей использования природного газа и получения дополнительного 
дохода при его транспортировке является производство электроэнергии 
за счет использования тепла уходящих газов [2]. 
ОАО «Газпром» затрачивает на транспортировку около 9% (около 
54 млрд. н.м3 в год) добываемого газа при среднем КПД газоперекачивающих 
агрегатов около 20%. Для сравнения потребление газа 
ОАО «Мосэнерго» составляет 22 млрд. н.м3/год. 
Утилизация самых крупномасштабных среднепотенциальных техногенных 
выбросов в России позволяет при транспортировке природного 
газа получить два дополнительных товарных продукта без затрат дополнительного 
топлива: электроэнергию (до 40 млрд. кВт·ч) и квоты на продажу 
СО2 до 50 млн. тонн в год. 
В России впервые в мире в 80-е годы прошлого столетия были внедрены 
технологии с парогазовым циклом на ГКС «Грязовец» и ГКС «Чаплыгин» 
для перекачки природного газа и производства электроэнергии (или 
получения механической энергии). 
В 2007 г. предлагаемая технология включена в качестве приоритетного 
направления в «Стратегию развития ОАО «Газпром» в электроэнергетике». 
Направление производства электроэнергии именно с этого времени 
стало профильным для ОАО «Газпром». 
В Германии на ГКС «Мальнове» в 2007 г. установлена паровая (водяной 
пар) конденсационная турбина мощностью 22 МВт с воздушным конденсатором, 
которая использует для своей работы тепло уходящих газов от 
трех газовых турбин единичной мощностью по 26 МВт. Паровая турбина 
является приводом газового компрессора. Поставщиком энергетического 
оборудования MAН Турбо. 

В США также имеется опыт эксплуатации газокомпрессорных станций  
с турбинными установками и пентаном в качестве теплоносителя, использующими 
тепло уходящих газов газовых турбин. При работе совместно  
с газовой турбиной мощностью 28 МВт производится дополнительно 6,5 МВт 
(брутто) электрической энергии с использованием паровой турбины. 
В настоящей работе рассматриваются различные технологии производства 
электрической и механической энергии с использованием тепла уходящих 
газов на ГКС без дополнительного дожигания топлива. Предлагается 
новая энергоэффективная технология, исключающая использование 
дорогих и металлоемких паровых котлов-утилизаторов с дожигом природного 
газа и длинных газоходов большого диаметра. 

1. ТРАДИЦИОННАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ 
ГАЗОКОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ  
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЕЙ И ТЕПЛОМ 

С целью повышения эффективности работы газотранспортной системы 
необходима реализация мероприятий по внедрению энергосберегающих 
технологий на газоперекачивающих компрессорных станциях. 
В настоящее время на действующих ГКС применяются в основном две 
технологии, направленные на утилизацию тепла отходящих газов приводных 
ГТУ: газовые подогреватели сетевой воды и регенеративный подогрев 
воздуха за компрессором ГТУ. Процент ГПА, работающих с применением 
таких схемных решений, невелик. 
Обе технологии имеют недостатки. Первая не может быть широко распространена 
из-за отсутствия полноценного потребителя тепла. Компрессорные 
станции редко находятся в непосредственной близости от жилых 
районов или производственных предприятий. Транспорт тепла на большие 
расстояния экономически не оправдывает себя. Также невысокая эффективность 
такого метода обусловлена сезонными изменениями температуры. 
Второй метод имеет как побочный эффект значительное усложнение 
приводной ГТУ, снижение ее надежности, усложнение и удорожание эксплуатации. 
Вместе с тем сам эффект от применения регенерации ограничен 
увеличением КПД на величину порядка 10%. Лучший образец – ГТУ 
Solar Mercury 50 мощностью 4,6 МВт с КПД 38,51%. Для сравнения ГТУ 
простого цикла Solar Centaur 50 мощностью 4,6 МВт имеет КПД 29,34%. 
Электроэнергия к оборудованию ГКС в большинстве случаев подводится 
извне (от сбытовых энергосистем). 
На КС «Вуктыльская» в 2010 г. реализован вариант смешанного электроснабжения. 
В качестве основного источника используется специальная 
газотурбинная электростанция. Дополнительно резервирование подачи 
электроэнергии на ГКС обеспечивается от энергосистемы и ДЭС [4]. 
Строительство и реконструкция электростанций в ОАО «Газпром» осуществлялось 
в соответствии с Программой внедрения и строительства 
электростанций и энергоустановок в 2002–2005 гг. и на период до 2010 г. 
Электростанция работает в когенерационном цикле, снабжая потребителя 
электроэнергией и теплом. Она создана на базе трех энергоблоков 

ЭГЭС-4-03, изготовленных и поставленных ЗАО «Искра-Энергетика». 
Компания также поставила АСУ ТП электростанции, САУ ЭГЭС-4-03 
(разработана при участии ОАО «Леноргэнергогаз») и выполнила шефмонтаж 
и пуско-наладку оборудования. Генеральным подрядчиком выступило 
ООО «Северные газовые магистрали». 
Энергоблок ЭГЭС-4.0000-000-03 разработан НПО «Искра» на базе газотурбинной 
установки ГТУ-4П, которая серийно производится Пермским 
моторным заводом. Турбогенераторы изготовлены Лысьвенским заводом 
тяжелого машиностроения «Привод». 
Электростанция ГТЭС-12 размещена в легкосборном здании. В главном 
корпусе находится следующее оборудование: 
 три энергоблока ЭГЭС-4, установка промывки ГТУ, грузоподъемные 
механизмы; 
 системы отопления, кондиционирования и вентиляции, освещения; 
 системы пожарообнаружения и пожаротушения, контроля загазованности, 
водоснабжения, электроснабжения; 
 производственные и бытовые помещения; 
 операторная с главным щитом управления (ГЩУ) и оборудование 
АСУ ТП. 
Газотурбинный привод ГТУ-4П с двигателем Д-30ЭУ-2 и редуктором  
Р-45 спроектирован на базе авиадвигателя Д-30 серии III разработки 
ОАО «Авиадвигатель». Номинальная мощность привода ГТУ-4П составляет 
4 МВт, эффективный коэффициент полезного действия на клеммах 
генератора – 23,77%. 
Таким образом, при использовании традиционного способа генерации 
электроэнергии с применением газотурбинных установок на газокомпрессорных 
станциях добавляются тепловые выбросы, СОх, NОх в количестве 
76% от дополнительно сожженного в ГТУ газа. 

2. ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕКАЧКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА  
С ПАРОГАЗОВЫМ ЦИКЛОМ  
НА ГАЗОКОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЯХ 

2.1. ТЕХНОЛОГИЯ НА ГКС «ГРЯЗОВЕЦ» (РОССИЯ) 

В 80-х годах прошлого столетия в российских научно-исследовательских 
и опытно-промышленных разработках рассматривались два основных 
альтернативных варианта перехода от простого цикла газотурбинных 
установок (ГТУ) к парогазовому циклу с использованием водяного 
пара, получаемого при утилизации теплоты выхлопных газов ГТУ. Первый 
вариант – паровая турбина (ПТ), так же как и ГТУ, является приводом нагнетателя 
природного газа. Второй вариант – ПТ используется для привода 
электрогенератора [2]. Принципиальное различие этих вариантов заключается 
в том, что в случае использования парогазового цикла с нагнетателем 
не только утилизируется теплота выхлопных газов ГПА, но и один ГПА 
заменяется на паротурбинный перекачивающий агрегат (ГПА), а при использовании 
парогазового цикла для производства электроэнергии число 
ГПА сохраняется. 
Как показал выполненный в 80-е ХХ столетия годы анализ, ПГУ с приводом 
нагнетателя природного газа, в принципе обеспечивали лучшие 
технико-экономические показатели. Поэтому Мингазпромом было принято 
решение о создании первых опытно-промышленных ПГУ с приводом 
нагнетателей на ОПКС «Грязовец». 
Для быстрейшего их внедрении проектом создания первой опытной 
ПГУ с приводом нагнетателя на ГКС «Грязовец» предусматривалось максимальное 
использование серийного оборудования, выпускаемого отечественной 
промышленностью. Основной целью проекта было также приобретение 
опыта строительства и эксплуатации паросилового оборудования  
в условиях компрессорных станций [3]. 
В состав оборудования ПГУ на ОПКС «Грязовец» входили: 
 один газотурбинный агрегат ГТН-25; 

 котел-утилизатор (КУ) типа КГТ-50/16-500 с блоком дожигающих 
устройств (БДУ); 
 паровая турбина К-11-10П; 
 нагнетатель типа 235-23-1 мощностью 10 МВт; 
 воздушно-конденсационная установка с промежуточным теплоносителем. 

По технологической схеме ГКС паротурбинный агрегат с приводом нагнетателя 
235-23-1 замещал один из агрегатов ГТН-10И в соседнем цехе 
ГКС. Новыми элементами в составе ПГУ были только КУ с БДУ и шиберные 
устройства для переключения потока выхлопных газов. 
Проектом предусматривалось получить следующие технические данные 
ПГУ (при условиях ISO):  

Расход газов через КУ, кг/с.....................................................188 
Температура газов перед КУ, °С ............................................404 
Паропроизводительность КУ, т/ч...........................................50 
Температура пара, °С ..............................................................375 
Температура уходящих газов, °С ...........................................175 
Аэродинамическое сопротивление КУ, Па............................340 
Мощность паровой турбины, МВт.........................................10 
Коэффициент полезного действия ПГУ, % ...........................37,4 

На рис. 2.1 представлена принципиальная ПГУ. 
В 1995 г. усилиями специалистов Севергазпрома, Щекингазстроя, Сев-
занэнергомонтажа, АО «НПО ЦКТИ», СЗО «ВИИПИэнергопром» и Гипроспецгаза 
была смонтирована первая в России опытная ПГУ с котлом-
утилизатором на газоперекачивающей станции. Во время проведения  
комплексных испытаний специализированными организациями (ДАО 
«Оргэнергогаз» и АО «НПО ЦКТИ») были выполнены измерения основных 
параметров установки и получены основные показатели ее работы.  
В табл. 2.1 приведены результаты комплексных испытаний ПГУ для шести 
характерных режимов работы ГТН-25.  
Первые результаты комплексных испытаний полностью подтвердили 
все принципиальные технические решения, заложенные при создании этой 
ПГУ. Практически все основное оборудование паросиловой части ПГУ 
работало в соответствии с его техническими характеристиками и не потребовало 
длительной доводки и наладки. 
Одновременно с созданием ПГУ на ГКС «Грязовец» по поручению 
ОАО «Газпром» ряд организаций – АО «НПО ЦКТИ», ДАО «Промгаз»  
и СЗО «ВНИПИэнергопром» – выполнили работы, показывающие, что для 
достижения оптимальных параметров в составе ПГУ должно использоваться 
специально разработанное основное тепломеханическое оборудование. Это 
обеспечивало бы более глубокую утилизацию теплоты, меньшую металлоемкость 
установки, удобство монтажа и обслуживания в условиях КС. 

1 

20 

19 

19 

3 

13 

18 

16 

4 

17 
6 

11 

14 

15 

10 

9 

8 

7 

5 

2 

 

Рис. 2.1. Принципиальная тепловая схема ПГУ на ГКС «Грязовец»: 
1 – ГТН-25; 2 – КГТ-50/16-50; 3 – барабан-сепаратор; 4 – К-11-10П с нагнетателем 235-23-1;  
5 – конденсатор ПТ; 6 – деаэратор; 7 – пусковой конденсатор; 8 – охладитель конденсата;  
9 – водо-водяной теплообменник; 10 – бак запаса конденсата; 11 и 12 – питательные  
и конденсатные насосы; 13 – электроциркуляционные насосы; 14 – насосы рециркуляции;  
15 – насосы бака запаса конденсата; 16 – РОУ; 17 – регулятор давления; 18 – БДУ;  
19 – шиберы; 20 – пусковая дымовая труба 

Таблица 2.1 

Режимы 
Показатель 
1 
2 
3 
4 
5 
6 

Эффективная мощность нагнетателя 
паровой турбины, кВт 
6915 
7466 
7783 
8321 
9249 
9739 

Мощность ГПА, кВт 
22 328 22 367 22 599 24 430 25 012 25 247

Суммарная мощность ПГУ, кВт 29 242 29 832 30 382 32 751 34 261 34 985
КПД ПГУ 
0,306 
0,311 
0,316 
0,324 
0,336 
0,343 

КПД ГТУ1 
0,223 
0,233 
0,235 
0,242 
0,245 
0,248 

Относительное приращение КПД 
за счет использования теплоты 
выхлопных газов ГТУ, % 
31,3 
33,4 
34,5 
33,9 
37,1 
38,3 

Абсолютное приращение КПД 
ПГУ, % 
7,3 
7,8 
8,1 
8,2 
9,1 
9,5 

1 Расчетный КПД ГТУ – 25 при N = 25 МВт составляет 29%.