WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

Для демонстрации превосходства метода контроля расхода следует рассмотреть диаграмму. На рисунке 12 изображен массовый расход газа, скорость газа на лабиринте, перепад давлений на лабиринте для углеводородного газа в зависимости от способа контроля. Данные для графика были получены при перепада «газ-газ» 0.7 кгс/см2 и скорости газа 10 м/с, соответственно. Следует заметить, что эквивалентный массовый расход для разных типов контроля достигается лишь при давлениях около 200 кгс/см. В диапазонах давления уплотняющего газа от 46 до 75 кгс/см2, характерных для эксплуатации газоперекачивающего оборудования, при использовании метода контроля перепада давления «газ-газ», массовый расход уплотняющего газа примерно на 70-80% больше, чем при использовании альтернативного способа.

Мониторинг технического состояния картриджа уплотнения. Как уже упоминалось выше по тексту, для непосредственной работы СГУ используется небольшое количество газа, который затем сбрасывается на свечу.

Как видно из графиков (рис. 13) величина утечки через картридж СГУ (в данном случае John Crane Type 28 AT) составляет 50-100 л/мин на характерных режимах работы ГПА и зависит от конструкции; скорости вращения вала;

температуры, давления и состава уплотнительного газа.

_ © Нефтегазовое дело, 2005 http://www.ogbus.ru Рис 12. Диаграмма расхода газа через лабиринт (молярный вес 25) Основным методом мониторинга технического состояния картриджа является контроль величины утечки через уплотнительный зазор. Резкое увеличение расхода газа через свечу сигнализирует о выходе из строя первой ступени СГУ. САУ ГПА должно предоставлять функции графического представления трендов утечек, накопление статистической информации и обеспечить срабатывание предупредительной сигнализации при достижении опасных величин утечек. При превышении определенного производителем СГУ значения агрегат должен быть нормально остановлен. Длительная работа на второй ступени уплотнения не рекомендуется требованиями к безопасности процесса.

На случай катастрофического выхода из строя торцевого уплотнения необходимо предусмотреть установку предохранительных клапанов на линиях свечных трубопроводов.

Требование к модулю буферного газа. Буферный газ требуется для работы барьерного уплотнения. Давления буферного газа должно соответствовать, заявленному фирмой производителем барьерного уплотнения, с учетом потери давления в технологических трубопроводах. Наиболее часто в качестве буферного газа используется инструментальный воздух. Его использование требует уделять повышенное внимание безопасным приемам эксплуатации системы СГУ. Наиболее предпочтительным является использование в качестве буферного газа азота.

_ © Нефтегазовое дело, 2005 http://www.ogbus.ru Рис 13. Факторы, влияющие на величину утечки через уплотнительный зазор картриджа СГУ фирмы «John Crane» К буферному газу предъявляются более мягкие требования к степени фильтрации.

В точке подвода воздуха степень фильтрации должна составлять примерно 10 микрон и степень очистки от влаги 99,97% Буферный газ подлежит фильтрации сразу после точки подключения.

Стандарт API 614 требует наличия 2-х параллельно включенных фильтров.

Наличие одного фильтра в корпусе из нержавеющей стали является вполне приемлемым и более экономически выгодным решением. Фильтр оборудуется байпасной линией для проведения технического обслуживания и замены фильтрующих элементов. Так же как и в случае фильтрации уплотнительного газа требуется наличие коалесцирующих фильтрующих элементов 5 мкм (абсолютная фильтрация).

Фильтры должны быть оборудованы системой контроля перепада давления на фильтрах. При достижении максимально допустимого перепада необходимо срабатывание предупредительной сигнализации.

_ © Нефтегазовое дело, 2005 http://www.ogbus.ru Рис 14. Типовая технологическая схема модуля сброса газа на свечу после первого каскада СГУ API 614 требует наличия системы контроля перепада между давлением буферного газа и давлением газа после второй ступени картриджа СГУ. Контроль осуществляется при помощи автоматического пневматического регулятора.

Перепад давления между давлением газа после второй ступени СГУ и буферным газом обычно должен быть 0.2-0.35 кгс/см2 для лабиринтного и 0.35-0.75 кгс/смдля сегментного барьерного уплотнения.

Необходима индикация перепада давления между буферным воздухом и давлением в вентиляционной полости 2-го каскада СГУ.

Наличие давления буферного газа является необходимым условием алгоритма запуска ГПА. САУ обеспечивает блокировку ПНС на запуске и выполнение вынужденного останова при исчезновении расхода буферного газа (воздуха) на режиме.

_ © Нефтегазовое дело, 2005 http://www.ogbus.ru Рис 15. Типовая технологическая схема модуля фильтрации буферного газа (воздуха) Рис 16. Типовая технологическая схема модуля контроля перепада буферного газа (воздуха) _ © Нефтегазовое дело, 2005 http://www.ogbus.ru Свеча после второго каскада СГУ. Мониторинг технического состояния второго каскада СГУ по аналогии с первым каскадом не представляется возможным, т.к. величина утечки через второй картридж крайне незначительна.

Необходимо оборудовать свечи дренажными вентилями, т.к. эффективность работы барьерного уплотнения можно определить по наличию конденсата масла в трубопроводах. Если перепад между давлением буферного воздуха и давлением в вентиляционной камере после второго картриджа СГУ отсутствует, то возможна миграция масла к уплотнительным поверхностям второго картриджа и наличие масла в дренаже свечных трубопроводов. Длительная работа с системой подвода буферного воздуха, которая не соответствует спецификациям фирмы изготовителя, может приводить к преждевременному выходу из строя второй ступени картриджа СГУ. И наоборот, если при продувке дренажных вентилей влага отсутствует, то это говорит о нормальном функционировании барьерного уплотнения и второго каскада СГУ. В инструкции для обслуживающего персонала должны быть включены действия по продувке дренажных линий и в процессе нормальной работы.

При использовании буферного воздуха в качестве разделительного газа и природного газа в качестве процесс-газа необходимо уделять повышенное внимание безопасной эксплуатации системы. Как известно метан в смеси с воздухом способен образовывать взрывоопасные смеси при концентрациях 5-15% об. Таким образом, концентрация метана в смеси, сбрасываемой после второй свечи должна быть заведомо ниже низшей границы образования взрывоопасной смеси. Обычно расчет ведется с 50% запасом от низшей границы с учетом возможности выхода из строя первого каскада СГУ.

Проблемы, возникающие при эксплуатации систем СГУ. В последнее время выявился ряд недостатков конструкции СГУ, приводивших к случаям массовых отказов. Основной причиной выхода из строя являлось загрязнение уплотняющих поверхностей картриджей СГУ на нестационарных режимах работы компрессорного оборудования.

При попадании примесей в уплотнительный зазор возможны как значительное увеличение величины утечки газа, так и выход из строя уплотнительной пары с ее последующей заменой. Вследствие резкого увеличения силы трения происходит перегрев вращающихся поверхностей, что приводит к деформациям O-образных уплотнительных колец, нарушению геометрии, разрушению вращающегося кольца и т.д.

Можно выделить следующие источники загрязнения уплотнительных поверхностей:

- контакт с процесс-газом.

- миграция масла в полость картриджа уплотнений со стороны подшипниковых камер.

- несоответствие характеристик уплотняющего газа заявленным производителем СГУ (степень фильтрации ниже 3мкм).

Загрязнения поверхностей уплотнительной пары характерны для компрессорного оборудования, использующего газ после сжатия в качестве уплотнительного. Проблема возникает на нестационарных режимах работы, для которых характерна низкая степень сжатия, из-за отсутствия перепада «газ-газ» _ © Нефтегазовое дело, 2005 http://www.ogbus.ru или расхода уплотнительного газа ниже номинальных значений. Такие ситуации возникают при запуске оборудования, при работе на низких степенях сжатия, при останове и разгерметизации компрессора.

Наличие опасности загрязнений СГУ требует принятия мер, направленных на исключения контакта уплотняющих поверхностей с процесс-газом и миграции масла в зону второго картриджа. Если есть возможность, то для работы СГУ на нестационарных режимах работы необходимо использовать уплотняющий газ из дополнительных источников; свести к минимуму число пусков-остановов ГПА.

Наиболее очевидным техническим решением проблемы является установка в систему СГУ дополнительного компрессора низкой производительности для принудительного увеличения давления уплотнительного газа на нестационарных режимах работы. Преимуществом такого подхода является возможность модернизации существующего оборудования. Конкретный вариант будет рассмотрен ниже.

Специалистами фирмы «Caydon Corp.» предложено оригинальное решение, связанное с модификацией компрессора. Вместо лабиринтного уплотнения устанавливается сегментное уплотнение оригинальной конструкции, которое пропускает поток газа только при наличии перепада газа выше определенного значения и только в сторону газовой полости нагнетателя. При недостаточном давлении уплотнительного газа запирающий поршень (кольцо) под действием пружин прижимается к поверхности картриджа СГУ и изолирует полость установки картриджа газового уплотнения от доступа «процесс-газа», предотвращая возможность загрязнения. При появлении расхода газа с давлением, превышающим давление в задуммисной полости компрессора, поршень перемещается в нормально открытое положение. Таким образом, при предъявлении более жестких требований к системам СГУ неизбежно дальнейшее увеличение их стоимости.

Рис 17. Сегментное уплотнение _ © Нефтегазовое дело, 2005 http://www.ogbus.ru 4. Преимущества газовых уплотнений Прекращение загрязнения сжимаемого газа маслом. Замасливание проточной части нагнетателя, теплообменников и трубопроводов является весьма нежелательным для технологических процессов. Так, в результате загрязнения газа маслом пропускная способность газопровода снижается на 1-2%. При применении торцевых масляных уплотнений наличие масла высокого давления, кроме того, может привести к утечкам масла в отсеках нагнетателя и снижает общую экологическую чистоту производства.

Снижение расхода электроэнергии. Ввиду того, что для сухих уплотнителей не требуется дополнительных насосных систем высокого давления для циркуляции масла, при их установке нет "побочного" оборудования, потребляющего электроэнергию. Системы с масляными уплотнениями могут потреблять от 50 до 100 кВтч электроэнергии, в то время как системы СГУ используют не более 5 кВтч.

Существенно уменьшаются (в 10 и более раз) потери мощности на трение в уплотнении. Отсутствуют значительные потери механической энергии на привод насоса высокого давления. Эффект от применения сухих газовых уплотнений усиливается в нагнетателях с газотурбинным приводом, так как при снижении потребляемой нагнетателем мощности на 1% расход топлива на газовой турбине уменьшается на несколько процентов. Таким образом, несмотря на эффект от падения мощности ГТУ из-за отбора буферного воздуха, ГПА, оснащенные системами СГУ, имеют лучшие энергетические характеристики.

Рис 18. Энергопотребление СГУ фирмы «John Crane» На приведенной диаграмме можно увидеть, что энергопотребление газовых затворов, установленных на ГПА-12 «Урал», меньше 1 кВт. Для сравнения, на привод насоса ГПА-Ц-6.3 расходуется около 30 кВт, или 0.5% от мощности, развиваемой энергоустановкой ГПА.

При экстренных остановах ГПА стационарное кольцо под действием пружин запирает уплотнительный зазор, обеспечивая надежную герметизацию газовой полости. При использовании масляных систем уплотнение в экстренных _ © Нефтегазовое дело, 2005 http://www.ogbus.ru ситуациях обеспечивается за счет гидроаккумулятора и ограничено по времени, снижая общую степень надежности агрегата.

Техническое обслуживание сухих уплотнений минимальное (один раз в 1-года для отечественных разработок и 3-5 лет для импортных), причем предусматривается визуальный осмотр и замена при необходимости фильтрующих элементов и О-колец уплотнений. Ресурс сухого уплотнения рассчитан на весь срок работы нагнетателя. В системах с торцевыми масляными уплотнениями сложное вспомогательное оборудование масляного хозяйства требует значительный объем ремонтных работ и работ по техническому обслуживанию. Системы СГУ имеют меньшее число вспомогательных узлов, что и обеспечивает повышение общей надежности и снижение количества времени простоев компрессора. В денежном выражении экономия от снижения затрат на ТО может достигать 70 000 долл. в год.

По данным американской организации EPA (Environmental Protection Agency) в рамках программы Natural Gas STAR при установленных масляных уплотнениях уровень дополнительной эмиссии от дегазации циркулирующего масла превышает уровень утечек через газовый затвор и составляет от 1.1 до 5.м3/мин, в зависимости от размера и рабочего давления компрессора. К сожалению, проверить это утверждение оборудованием, имеющимся в распоряжении производственно-санитарной лаборатории Изобильненского ЛПУМГ, не удалось. СГУ, установленные на КС «Ставропольская» имеют максимальный уровень утечек примерно 7 м3/ч. Предполагаемая экономия топливного газа изображена на диаграмме, исходя из работы станции 3-мя агрегатами по 8000 ч. в год.

Рис 19. Предполагаемая минимальная экономия газа на собственные нужды при использовании систем СГУ вместо масляных уплотнителей _ © Нефтегазовое дело, 2005 http://www.ogbus.ru Таким образом, экономия газа на собственные нужды является основным экономическим фактором, оправдывающим применение систем СГУ в газовой промышленности. При проведении анализа необходимости замены масляных уплотнителей на работающем ГПА сбережения от сокращения эмиссии метана должны учитываться наряду с капитальными и эксплуатационными затратами. По предварительным оценкам срок окупаемости систем с газовыми уплотнителями составляет от 8 до 24 месяцев.

Необходимо отметить, что помимо технологических и экономических факторов снижение эмиссии метана убедительный довод экологического характера. Метан является «парниковым» газом и его значительные выбросы в атмосферу крайне нежелательны и опасны.

Рис 20. Экологический эффект от использования СГУ в эквивалентной форме На рисунке 20 изображено эквивалентное количество лесных насаждений, необходимых для поглощения метана; эквивалентное количество «убранных» с улиц автомобилей и количество домовладений, расходующих эквивалентное количество газа в течение года.

Pages:     | 1 || 3 |



© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.