ГАЗОДОЖИМНАЯ УСТАНОВКА ГАЗОКОМПРЕССОРНОЙ СТАНЦИИ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА

Полезная модель относится к устройствам для подготовки буферного (уплотняющего) газа, используемого в сухих газодинамических уплотнениях (СГУ) нагнетателей природного газа, входящих в состав газоперекачивающих агрегатов (ГПА) на перекачивающих и дожимных газокомпрессорных станциях магистральных газопроводов.
Известно, что специфика эксплуатации СГУ нагнетателей ГПА на газокомпрессорных станциях магистральных газопроводов требует особенно тщательной подготовки буферного природного газа и барьерного воздуха для обеспечения работы СГУ и ГПА в целом.
2
Для обеспечения работы СГУ необходимо предусмотреть подачу буферного природного газа с заданными параметрами на всех режимах работы ГПА. Система подачи уплотняющего газа должна обеспечивать превышение давления уплотняющего газа над расчетным давлением на величину не менее чем 3,5 кгс/см на всех режимах работы ГПА, включая аварийный и нормальный останов, запуск ГПА, работа на режиме «Кольцо», режимы с малыми степенями сжатия, в точке подключения для обеспечения адекватного регулирования величины перепада «газ-газ».
Очистка буферного газа должна обеспечивать отсутствие в уплотняющем газе механических примесей более 10 мкм, 99.7% фильтрацию по влаге в точке подключения. Также критически важно не допустить потенциальной возможности конденсации влаги внутри полости установки картриджа и на самой уплотняющей паре из-за эффекта Джоуля-Томпсона при последовательном прохождении уплотняющего газа через запорную арматуру, уплотнительный зазор и свечи (Принцип действия, технологические стандарты и требования к проектированию и эксплуатации систем сухих газовых уплотнений, Степовиков С.Н., ООО «Кавказтрансгаз», Нефтегазовое дело, 2005, http://www.ogbus.ru).
Известно использование в центробежных компрессорах, турбинах и нагнетателях природного газа жидкости (масла) для "запирания" газовой среды высокого давления (патент РФ №2140577, публ. 1999 г.).
Недостатком известного технического решения является необходимость хранения, пополнения запаса, очистки и циркуляции запорной жидкости, возможный унос жидкости природным газом и вследствие этого загрязнение природного газа жидкостью.
Известна газодожимная установка газотурбинной электростанции в которой проблема утечек рабочей среды решается за счет подачи в уплотнение уплотняющей среды с давлением, превышающим давление рабочей среды (патент РФ №2271458, публ. 2006 г).
Известная установка содержит газодожимной турбокомпрессор (ГДТК) и приводную паровую турбину (ППТ), при этом ротор ППТ установлен на одном валу с ротором ГДТК, ГДТК сообщен на входе по газу с подводящей магистралью газового топлива, на выходе по газу - с газотурбинным двигателем, ППТ сообщена на входе по пару с выходом парового котла - утилизатора по пару, на выходе по пару - со входом конденсатора по пару, в которой ГДТК и ППТ выполнены в виде единой герметичной конструкции, в которой вал с роторами ГДТК и ППТ снабжен уплотнением, отделяющим газовый тракт ГДТК от парового тракта ППТ, при этом ГДТК и ППТ выполнены и установлены на валу таким образом, что давление пара перед уплотнением со стороны ППТ превосходит давление газа перед уплотнением со стороны ГДТК на всех режимах работы газотурбинного двигателя станции.
Недостатком такого решения является то, что для создания превышенного давления используется среда (водяной пар), отличная от рабочей среды (природный газ), а так как давление пара выше давления газа, то происходит попадание пара в топливный газ газотурбинного привода, что может негативно сказываться на работе топливной аппаратуры и газотурбинного привода. Также при едином вале ГДТК и ППТ отсутствуют устройства для очистки водяного пара от загрязнений и капель размером более 1-5 мкм, кроме того, возможно выпадение конденсата (при охлаждении и редуцировании пара), что негативно влияет на работу уплотнений.
Известно использование сухих газодинамических уплотнений (например, уплотнение фирмы «Джон Крейн» - Газовые сухие уплотнения валов турбомашин, обзорная информация "Компрессорное машиностроение", вып. ХМ-5, ЦИНТИХИМнефтемаш, М., 1989, с.6-9). для предотвращения протечек рабочей газовой среды в компрессорах.
Однако, при малой скорости вращения при пусках или остановках в таких уплотнениях выделяется слишком много тепла трения, повышается температура колец, что приводит к выходу уплотнений из строя. Это типичный недостаток таких уплотнений и фирма рекомендует на подобных режимах работать минимальное по продолжительности время. Однако, это не всегда можно согласовать с регламентом работы нагнетателя природного газа в составе компрессорной станции.
Известна энергетическая газотурбинная установка, содержащая турбокомпрессор с камерой сгорания, дожимной компрессор топливного газа, внешний пусковой двигатель, автоматическую расцепную муфту (патент РФ №2111370, публикация 1998 г).
В известной установки отсутствует возможность подготовки буферного природного газа требуемого качества для снабжения сухих газодинамических уплотнений в начальный момент запуска, когда давление буферного газа ниже давления рабочей среды и может происходить выход из строя уплотнения вследствие его загрязнения рабочей средой.
Задачей предлагаемой полезной модели является создание автономной, экономичной, эффективно работающей газодожимной установки для подготовки буферного (уплотняющего) природного газа, используемого в сухих газодинамических уплотнениях нагнетателей природного газа и газоперекачивающих агрегатов компрессорных станций магистральных газопроводов природного газа и других объектов газовой промышленности. Предложенное техническое решение расширяет арсенал средств указанного назначения.
Сущность предлагаемой полезной модели заключается в следующем.
Газодожимная установка газокомпрессорной станции магистрального газопровода содержит устройство подготовки буферного природного газа для газодинамических уплотнений (СГУ) нагнетателей природного газа, при этом устройство подготовки буферного природного газа выполнено в виде дожимного поршневого компрессора с электроприводом и включает систему фильтрации газа на входе и выходе установки, управляемую арматуру и блок автоматического управления.
Поршневой компрессор выполнен однопоршневым, без смазки цилиндропоршневой группы, с использованием самосмазывающихся уплотнительных материалов.
На входе в компрессор установлен фильтр с коалесцирующим фильтрующим элементом, а на выходе из компрессора установлен фильтр очистки от механических примесей.
Установка содержит электроприводные шаровые краны на входе и выходе газа и для сброса газа из контура компрессора на свечу.
Блок автоматического управления установки включает шкаф управления и силовой шкаф с автоматом ввода резерва.
Электропривод компрессора может включать частотный преобразователь для регулирования частотой вращения электропривода и производительностью компрессора.
Компрессор с электроприводом, система фильтрации газа и управляемая арматура установки размещены на жестком каркасе.
Установка со всеми системами может быть размещена в контейнере.
Контейнер выполнен с теплоизоляцией и с двумя изолированными друг от друга отсеками и содержит обогревательные устройства и датчики температуры, подключенные к системе автоматического управления установки, а также содержит систему контроля загазованности и охранно-пожарную сигнализацию.
Контейнер имеет вентиляционное устройство, которое подключено к блоку автоматического управления и системе контроля загазованности.
Контейнер может содержать взрывные клапаны в виде легко сбрасываемых панелей контейнера.
На фиг.1 представлена принципиальная схема газодожимной установки газокомпрессорной станции магистрального газопровода для подготовки буферного природного газа СГУ нагнетателей природного газа; на фиг.2 - представлен поршневой компрессор; на фиг.3 - представлен входной фильтр установки, на фиг.4 представлена установка в контейнере - вид в плане, на фиг.5 - то же, вид сбоку.
Газодожимная установка (см. фиг.1) содержит компрессор с электроприводом 1, входной трубопровод установки 2, подключенный к магистральному газопроводу, выходной трубопровод 3 установки, подключенный к коллектору буферного природного газа. На трубопроводе 2 установлены последовательно по ходу газа электроуправляемый клапан 4 и фильтр 5. На выходном трубопроводе 3 после компрессора по ходу газа установлены предохранительный клапан 6 для сброса повышенного давления газа на свечу 7, фильтр 8, управляемый клапан 9 для сброса газа на свечу 7, электроуправляемый клапан 10 и обратный клапан 11. Для отвода конденсата из фильтра 5 предусмотрен дренажный трубопровод 12 с кранами 13 и 14. Для продувки фильтра 8 предусмотрен кран 15 для сброса газа на свечу 7. Для контроля за работой компрессора на трубопроводах 2 и 3 установлены датчики давления 16, для контроля засорения фильтров 5 и 8 предусмотрены датчики перепада давления 17.
Компрессор для сжатия природного газа (см. фиг.2) является поршневым и выполнен сухим (без смазки цилиндропоршневой группы) с применением самосмазывающихся уплотнительных материалов и включает электропривод 18, один цилиндр 19, один шток-поршень двойного действия 20, с поршневыми кольцами из самосмазывающегося материала, сальниковый блок 21 с сальниками из самосмазывающегося материала и возможностью сброса протечек на свечу, коленчатый вал 22, картер 23. Компрессор также включает масляную систему 24, обеспечивающую смазку коленчатого вала 22, подшипников и группы движения в картере 23 и содержащую масляный насос 25, масляный фильтр 26, датчики контроля давления 27 и контроля температуры 28.
На входе в компрессор для обеспечения надежной работы предусмотрен фильтр (см. фиг.3), содержащий корпус 29, патрубки входа 30 и выхода 31, патрубки сброса конденсата 32 с управляемой арматурой, коалесцирующий фильтрующий элемент 33, крышку 34 для возможности замены фильтрующего элемента 33.
Установка может быть закреплена на жестком каркасе (не показан), и размещена в контейнере 35 (см. фиг 4 и фиг.5), разделенном на отсеки: технологический 36 и управления 37. Вентиляция отсеков контейнера может производиться естественным воздухообменом через расположенные в дверях отсеков вентиляционные проемы 38.
Для поддержания внутри контейнера в холодное время года требуемой температуры (минимально допустимая температура 5°С) контейнер содержит электрические обогреватели 39, связанные электрически с блоком автоматического управления 40, и которые могут регулироваться по показаниям температурного датчика внутри контейнера (не показан).
Для защиты от пожара и взрыва в контейнере может быть предусмотрена система контроля загазованности, охранно-пожарная сигнализация и взрывной клапан в виде легко сбрасываемой панели 41 контейнера, препятствующий разрушению всей установки при возможном взрыве природного газа.
Для принудительной вентиляции в случае высокой загазованности может применяться вентиляционное устройство 42 связанное электрически с блоком автоматического управления 40, и которое может регулироваться по показаниям температурного датчика внутри контейнера (не показан) и по показаниям системы контроля загазованности.
Работает установка следующим образом.
Сжатый природный газ под рабочим давлением из входного магистрального газопровода от трубопровода 2 поступает через кран 4, фильтр 5, где происходит очистка газа от крупных частиц, влаги и масла. Очистка в фильтре 5 осуществляется следующим образом: газ поступает в патрубок 30, и очищается в инерционном сепараторе в нижней части фильтра, где оседают крупные частицы и капли влаги, затем газ через отверстие в промежуточном днище поступает во внутреннюю полость коалесцирующего фильтрующего элемента 33. Проходя через материал фильтрующего элемента капли жидкости, содержащиеся в газе, укрупняются и стекают по наружной поверхности фильтрующего элемента 33 в полость сбора конденсата. Конденсат сбрасывается из нижней и верхней полостей сбора конденсата через патрубки 32 и краны 13 и 14 соответственно. Далее конденсат сбрасывается в дренажный трубопровод 12. После фильтра 5 газ поступает в компрессор 1, где происходит его сжатие. Сжатие газа происходит в цилиндре 19 посредством возвратно-поступательного движения шток-поршня с поршневыми кольцами из самосмазывающегося материала 20 двойного действия (часть комбинированных клапанов работает на всасывание, часть на нагнетание). Уплотнение шток-поршня осуществляется сальниковым блоком 21 с сальниками из самосмазывающегося материала и возможностью сброса протечек на свечу. Возвратно-поступательное движение поршня обеспечивается коленчатым валом 22, который в приводится во вращение электродвигателем 18. Смазка групп движения в картере 23 (коленчатого вала 22, подшипников) обеспечивается масляной системой 24, посредством масляного насоса 25. Очистка масла осуществляется масляным фильтром 26. Для контроля за работой масляной системы компрессора предусмотрены датчики контроля давления 27 и контроля температуры 28.
После компрессора 1 газ повышенного давления проходит в фильтр 8, где производится его очистка от механических частиц. После фильтра 8 через кран 10 и обратный клапан 11 газ направляется в коллектор буферного газа - потребителю (СГУ).
Для контроля и управления компрессором предусмотрены датчики давления 16 на входе и выходе компрессора.
Регулирование производительности компрессора осуществляется частотным преобразователем (не показан) электропривода компрессора, посредством изменения частоты вращения электропривода.
Для контроля за засорением фильтрующих элементов в фильтрах 5 и 8 предусмотрены датчики перепада давления 17.
Предлагаемая установка предназначена для подготовки буферного природного газа, используемого в сухих газодинамических уплотнениях (СГУ) нагнетателей природного газа газоперекачивающих агрегатов для компрессорных станций магистральных газопроводов природного газа и других объектов газовой промышленности.
Установка может быть использована на объектах в контейнерном исполнении, либо в безконтейнерном варианте в составе более крупных технологических линий, при этом система управления установки может быть реализована в системе управления «верхнего» уровня.
Предлагаемая компрессорная установка для подготовки буферного природного газа сухих газодинамических уплотнений нагнетателей природного газа может эффективно и надежно работать при изменении условий работы (рабочего давления, длительных простоях, постоянный безостановочный режим работы) в различных климатических условиях, обеспечивая необходимую производительность, давление и качество буферного природного газа, подаваемого в СГУ, увеличивая их ресурс.
Предлагаемая установка обладает высокой экономичностью и повышает автономность и надежность работы нагнетателей природного газа на компрессорных станциях магистральных газопроводов природного газа.