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, инженерамэнергетикам 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