В настоящее время на перекачивающих станциях отечественных магистральных нефтепроводов в качестве привода насосов в основном используют электродвигатели, что обусловлено наличием разветвленной сети электроснабжения, достаточно высокой надежностью самого электродвигателя, относительной простотой его конструкции, отработанной технологией обслуживания и ремонта.
Однако при наличии доступной системы газоснабжения, нефтеперекачивающие агрегаты с газотурбинным приводом могут эффективно конкурировать даже в районах с дешевой электроэнергией. В районах, где отсутствует централизованное электроснабжение, применение насосных агрегатов с газотурбинным приводом выходит на первый план.
Известно, что подобная практика существует за рубежом. Газотурбинные установки достаточно широко применяются (хотя и не имеют доминирующего значения) на крупных нефтепроводах в Алжире, Ираке, Иране, Канаде, Саудовской Аравии, США (на Аляске).
Примером использования газотурбинного привода в России является нефтепровод в рамках проекта «Сахалин-2». По заказу «Sakhalin Energy Investment Company Ltd.» (SEIC) ОАО «Авиадвигатель» разработал и изготовил два газотурбинных насосных агрегата ГТНА «Урал-6000» для перекачки сырой нефти. Выбор газотурбинного привода определило наличие в сахалинском проекте параллельных ниток нефтепровода и газопровода и отсутствие системы централизованного электроснабжения.
Так как на территории Приморского края нефтепровод и газопровод на многих участках идут параллельно и в одном технологическом коридоре, то экономически целесообразней подключить насосы нефтеперекачивающей станции №38 к газотурбинному приводу.
При замене электропривода на газотурбинный появляется возможность увеличения числа оборотов насосного агрегата, так как ротор электродвигателя развивает частоту вращения равную 3000 об/мин, а частота вращения выходного вала газотурбинного двигателя может достигать значения более 10000 об/мин.
Увеличение номинальной частоты вращения насоса повышает его подачу, напор, мощность. Но увеличение числа оборотов выше 4000 в минуту приводит к возникновению сильной кавитации, приемлемым считается увеличение до 3500 об/мин.
Для регулирования частоты вращения вала газотурбинные установки компонуются редуктором. Червячно-цилиндрический редуктор Р-45-01, присоединенный к двигателю ГТД-4РМ, позволяет понизить частоту вращения выходного вала не только до номинальных 3000 об/мин, но и до допустимых 3500 об/мин.
Если, например, на нефтеперекачивающей станции в общей сложности установлено четыре насоса НМ 3600-230, то привод каждого насоса осуществляется от электродвигателя СТДП 3150-2УХЛ 4, единичной мощностью 3150 кВт. В этом случае альтернативным будет являться газотурбинный привод на базе газотурбинного двигателя ГТД-4РМ мощностью 4000 кВт и коэффициентом полезного действия равным 32,5 %. Частота вращения выходного вала составляет 10500 об/мин, но после присоединения к двигателю червячно-цилиндрического редуктора Р-45-01(коэффициент полезного действия равен 95 %), это значение можно регулировать и снизить до необходимых 3000 об/мин. Расход газа на все газотурбинные двигатели составляет 3 761,64 м3/ч.
Зная общий часовой расход газа, посчитаем годовые затраты. Они составят 204 758 820 рублей. В связи с переходом на газотурбинный привод, экономия затрат с учетом снижения расхода электроэнергии на привод насоса составит 43 926 140 рублей ежегодно (согласно упрощенному расчету).
Газотурбинный привод позволяет существенно уменьшить денежные затраты на электропотребление нефтеперекачивающей станции, так как основными потребителями электричества на станции являются электродвигатели приводов насосов.