Развитие энергосберегающих технологий транспорта газа в настоящее время является одной из важных задач в нефтегазовом секторе экономики РФ.

Основные направления развития энергосберегающих технологий транспорта природного газа связаны с экономией его ресурсов, прежде всего, как топлива газотурбинных установок (ГТУ). Значительные ресурсы энергосбережения по природному газу имеются у ОАО «Газпром» и его дочерних газотранспортных структур (ООО): Баштрансгаз, Волгоградтрансгаз, Волготрансгаз, Кавказтрансгаз, Лентрасгаз, Мострансгаз, Пермтрансгаз, Самаратрасгаз, Сургутгазпром, Таттрансгаз, Томсктрансгаз, Тюментрансгаз, Уралтрансгаз, Югтрансгаз.

Протяженность магистральных газопроводов на территории России превышает 150 тыс. км, по которым в 2004 г. было перекачено около 630 млрд, природного газа. В составе газотранспортных предприятий находится 251 компрессорная станция (КС), более 85% КС имеют в своем составе газоперекачивающие агрегаты (ГПА), которые приводятся в действие газотурбинными установками (ГТУ) различных типов и мощностей.

В табл. 12.1 приведена структура парка газоперекачивающих агрегатов (ГПА) ОАО «Газпром». Из данных табл. 12.1 следует, что основным видом энергетического привода КС на магистральных газопроводах большого диаметра (диаметр трубы 1020-1420 мм) являются газотурбинные установки (ГТУ) и электродвигатели. Так всего на магистральных газопроводах задействовано более 4000 ГПА различных типов общей мощностью более 41 млн. кВт.

Таблица 12.1 Парк газоперекачивающих агрегатов ОАО «Газпром»

Газотурбинные установки (ГТУ) получили на магистральных газопроводах наибольшее распространение: на их долю приходится около 74,2 % от общего количества и более 85 % по мощности.

Каждый из трех видов энергетических приводов ГПА имеет свои преимущества и недостатки, рассмотрим их.

Газотурбинный привод:

- автономен, в качестве топлива используется перекачиваемый газ;

- концентрирует значительную мощность в одном агрегате;

- имеет сравнительно небольшие размеры;

- высокоэффективен только при низкой цене на природный газ.

Недостатками ГТУ являются:

- снижение со временем КПД на 10-20% до 0,20-0,25; высокий уровень газовых выбросов в атмосферу. Например, у ГТК-10 номинальной мощности 10,0 МВт после 80-90 тыс. ч работы мощность составляет 8,0-9,0 МВт.

Электропривод

- прост в эксплуатации и обслуживании;

- рабочий межремонтный ресурс до 150 тыс. ч;

- слабое воздействие на экологию окружающей среды.

К числу недостатков ГПА с электрическим приводом следует отнести необходимость наличия дешевой электроэнергии в месте расположения КС, неустойчивую работу при частых сменах объема перекачиваемого газа.

Поршневые ГПА:

- имеют относительно высокий КПД на уровне 35-36%;

- обеспечивают большую степень сжатия газа.

Недостатки поршневых ГПА: малая мощность агрегатов, большая металлоемкость, небольшой межремонтный пробег, около 5-6 тыс. ч.

Для повышения надежности, эффективности и КПД работы КС за счет использования преимуществ каждого из видов приводов компрессорные станции одновременно оборудуют ГПА с газотурбинным и электрическим приводом. Практическим примером реализации такого энергосберегающего подхода являются ООО «Мострансгаз» и входящие в него КС «Алгасово» и «Давыдовская»; ООО «Сургутгазпром» и входящие в него КС «Самсоновская» и «Демьяновская».

В табл. 12.2 приведена характеристика парка газотурбинных установок магистральных газопроводов РФ.

Попробуем оценить количество природного газа, которое потребуется сжечь в ГТУ для бесперебойной работы КС на полную мощность 34 млн. кВт или 34 млн. кДж/с в течение года.

При количественном сгорании природного газа (в расчете на метан), в условиях полного превращения тепловой энергии в механическую, теоретически его годовой расход на всех ГТУ мощностью 34 млн. кВт составит:

(34 000 000 кДж/с 31 536 000 с/г) / 35 200 кДж/ 38 млрд. /г.

ГТ - газовая турбина; ГТК - газотурбинный компрессор; ГТН - газотурбинный насос; ГПА - газоперекачивающий агрегат; ГПУ - газоперекачивающая установка.

Таблица 12.2 Характеристика ГТУ магистральных газопроводов

Тип ГТУ	Мощность, МВт	КПД агрегата, %	Количество, шт	, МВт
Центавр	2,6/3,9		20/10
ГТ-700-5	4,3
ГТ-5	4,4
ГТ-750-6	6,0/6,5		99/5
ГТ-6-750	6,0
ГТН-6	6,0
ГПА-Ц-6,3	6,3
ГТ-10	10,0
ГТ-10И	10,0
ГПУ-10	10,0

Продолжение табл. 12.2

Из приведенной оценки видно, что теоретически тепловой энергии, запасенной в 38 млрд, природного газа, достаточно для выработки механической энергии, необходимой для транспортировки газа по газотранспортной системе магистральных газопроводов при работе всех ГТУ на установочной мощности.

КПД газоперекачивающих агрегатов

Средний годовой расход природного газа для работы КС составляет примерно 26 млрд. . Среднее арифметическое значение КПД газоперекачивающих агрегатов (ГТУ), примерно равно 28% (см. табл. 12.2). Эго означает, что приблизительно около 7 млрд, расходуется на перекачку природного газа, а 19 млрд, приходятся на тепловые и технологические потери. Поэтому цена энерго - и ресурсосбережения только на транспорте газа составляет при экспортной цене на природный газ около 100$/1000 порядка 1,9 млрд. $/год.

В табл. 12.3 приведены объемы технологических потерь природного газа при работе ГТУ различных типов для двух пусков агрегатов в год. Видно, что технологические потери природного газа при пусках и остановках ГТУ составляют около 17 млн. /год.

КПД ГТУ, т.е. величину, характеризующую полезно используемую часть тепла, выделяющегося при сжигании топлива, можно рассчитать по формуле:

где - низшая теплота сгорания топлива, кДж;

- теплота выходящего потока (дымовые газы),кДж;

- потери тепла в окружающую среду, кДж.

Таблица 12.3 Годовые объемы технологических потерь природного газа

на ГТУ магистральных газопроводов

Тип ГТУ	Количество агрегатов, шт.	Расход газа на пуск ГПА,	Расход газа при остановке ГПА,	расход (5) = (2)
Центавр
ГТ-700-5
ГТ-5
ГТ-750-6

Продолжение табл. 12.3

Для грубой, не учитывающей тепловые потери, оценки КПД ГТУ можно в первом приближении воспользоваться формулой КПД цикла Карно, показывающей, какая доля тепла может быть превращена в работу:

где и - теплота (кДж) и температура (°С) продуктов сгорания на входе в турбину,-

и - теплота (кДж) и температура (°С) продуктов сгорания на выходе из турбины.

Например, для ГТ-10 по данным табл. 12.4 оценка КПД по формуле для цикла Карно дает величину:

в то время как из табл. 12.2 видно, что КПД ГТ-10 составляет 0,29.

Структура расхода природного газа на КС

Анализ расхода природного газа на компрессорной станции (КС) - аудит природного газа - является одним из основных путей сокращения его расхода как энергетического и материального ресурса.

Весь объем перекачиваемого КС природного газа можно разделить на товарный и потребляемый самой КС. Рассмотрим структуру потребления газа на газотурбинной КС (рис. 12.1). Газ на КС расходуется по двум основным каналам: на собственные нужды (основное и вспомогательное производства) и технологические потери. Причем 80-85% объема потребления природного газа составляет газообразное топливо для ГТУ.