RU90505U1 - GAS BOILER INSTALLATION OF A GAS COMPRESSOR STATION OF A MAIN GAS PIPELINE - Google Patents

Abstract

1. Газодожимная установка газокомпрессорной станции магистрального газопровода, содержащая устройство подготовки буферного природного газа для сухих газодинамических уплотнений (СГУ) нагнетателей природного газа, отличающаяся тем, что 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. ! 2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что поршневой компрессор выполнен однопоршневым, без смазки цилиндропоршневой группы, с использованием самосмазывающихся уплотнительных материалов. ! 3. Установка по п.1, отличающаяся тем, что содержит на входе в компрессор фильтр с коалесцирующим фильтрующим элементом и фильтр очистки от механических примесей на выходе из компрессора. ! 4. Установка по п.1, отличающаяся тем, что содержит электроприводные шаровые краны на входе и выходе газа и для сброса газа из контура компрессора на свечу. ! 5. Установка по п.1, отличающаяся тем, что блок автоматического управления включает шкаф управления и силовой шкаф с автоматом ввода резерва. ! 6. Установка по п.1, отличающаяся тем, что электропривод компрессора содержит преобразователь частоты. ! 7. Установка по любому из пп.1-6, отличающаяся тем, что все узлы и системы установки размещены на жестком каркасе. ! 8. Установка по п.7, отличающаяся тем, что она размещена в контейнере. ! 9. Установка по п.8, отличающаяся тем, что контейнер выполнен с теплоизоляцией и с двумя изолированными друг от друга отсеками и содержит обогревательные устройства и датчики температуры, подключенн�1. A gas booster installation of a gas compressor station of a main gas pipeline, comprising a natural gas buffer preparation device for dry gas dynamic seals (SGU) of natural gas superchargers, characterized in that the natural gas buffer preparation device is designed as an electric booster piston compressor and includes an inlet gas filtration system and installation output, controlled valves and automatic control unit. ! 2. Installation according to claim 1, characterized in that the reciprocating compressor is single-piston, without lubrication of the cylinder-piston group, using self-lubricating sealing materials. ! 3. Installation according to claim 1, characterized in that it contains a filter with a coalescing filter element at the compressor inlet and a filter for removing mechanical impurities at the compressor outlet. ! 4. Installation according to claim 1, characterized in that it contains electric ball valves at the inlet and outlet of the gas and for venting gas from the compressor circuit to the candle. ! 5. Installation according to claim 1, characterized in that the automatic control unit includes a control cabinet and a power cabinet with an automatic transfer switch. ! 6. Installation according to claim 1, characterized in that the compressor electric drive comprises a frequency converter. ! 7. Installation according to any one of claims 1 to 6, characterized in that all the components and systems of the installation are placed on a rigid frame. ! 8. Installation according to claim 7, characterized in that it is placed in a container. ! 9. Installation according to claim 8, characterized in that the container is thermally insulated and has two compartments isolated from each other and contains heating devices and temperature sensors connected

Description

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.The utility model relates to devices for the preparation of a buffer (sealing) gas used in dry gas dynamic seals (SGU) of natural gas blowers that are part of gas pumping units (GPU) at pumping and booster gas compressor stations of gas pipelines.

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.It is known that the specifics of operating a gas-compressor unit at the gas compressor stations of the main gas pipelines requires particularly careful preparation of buffer natural gas and barrier air to ensure the operation of the gas-compressor unit and the gas-condensing unit as a whole.

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/см² 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».To ensure the operation of SSU, it is necessary to provide for the supply of buffer natural gas with the given parameters at all operating modes of the gas compressor unit. The sealing gas supply system must ensure that the pressure of the sealing gas exceeds the design pressure by at least 3.5 kgf / cm ² in all modes of operation of the gas compressor, including emergency and normal shutdown, starting the gas compressor, operation in the "Ring" mode, low degrees of compression at the connection point to ensure adequate control of the gas-gas differential.

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).Cleaning the buffer gas should ensure that there is no mechanical impurities in the sealing gas of more than 10 microns, 99.7% moisture filtration at the connection point. It is also critically important to prevent the potential for moisture condensation inside the cartridge installation cavity and on the sealing pair itself due to the Joule-Thompson effect during sequential passage of the sealing gas through the shutoff valves, sealing gap and candles (Principle of operation, technological standards and design and operation requirements dry gas sealing systems, Stepovikov S.N., Kavkaztransgaz LLC, Oil and Gas Business, 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.).It is known to use liquids (oils) in centrifugal compressors, turbines and superchargers of natural gas for “locking” a high-pressure gas medium (RF patent No. 2140577, publ. 1999).

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.A disadvantage of the known technical solution is the need for storage, replenishment, cleaning and circulation of the locking fluid, the possible entrainment of the liquid by natural gas and, as a result, the pollution of natural gas by liquid.

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).Known gas booster installation of a gas turbine power plant in which the problem of leakage of the working medium is solved by feeding into the seal a sealing medium with a pressure exceeding the pressure of the working medium (RF patent No. 2271458, publ. 2006).

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.The known installation contains a gas booster turbocharger (GDTK) and a steam turbine (PPT), while the rotor of the PPT is mounted on the same shaft with the rotor of the GDTK, the GDTK is communicated at the gas inlet with a gas fuel supply line, at the gas outlet with a gas turbine engine, PPT communicated at the steam input with the output of the steam boiler-utilizer in steam, at the steam output - with the steam inlet of the condenser, in which the GDTK and PPT are made in the form of a single tight design, in which the shaft with the GDTK and PPT rotors is equipped with a seal that separates The GDTK gas passage is from the PPT steam path, while the GDTK and PPT are made and mounted on the shaft in such a way that the vapor pressure before the seal on the PPT side exceeds the gas pressure before the seal on the GDTK side in all operating modes of the station’s gas turbine engine.

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.The disadvantage of this solution is that a medium (water vapor) is used to create excess pressure, which is different from the working medium (natural gas), and since the vapor pressure is higher than the gas pressure, steam enters the fuel gas of the gas turbine drive, which can adversely affect at work on fuel equipment and a gas turbine drive. Also, with a single shaft of GDTK and PPT, there are no devices for cleaning water vapor from contaminants and drops larger than 1-5 microns in size, in addition, condensation may form (during cooling and steam reduction), which negatively affects the operation of seals.

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.It is known to use dry gas dynamic seals (for example, John Crane seal - Dry gas seals of turbomachine shafts, overview information "Compressor Engineering", issue XM-5, TSINTIKHIMneftemash, M., 1989, p.6-9). to prevent leaks of the working gas medium in the compressors.

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.However, at low speed of rotation during starts or stops, too much friction heat is generated in such seals, the temperature of the rings rises, which leads to failure of the seals. This is a typical drawback of such seals and the company recommends working with such modes for the shortest possible time. However, this cannot always be agreed upon with the regulations for the operation of a natural gas supercharger as part of a compressor station.

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).Known energy gas turbine installation containing a turbocompressor with a combustion chamber, a booster fuel gas compressor, an external starting engine, an automatic trip clutch (RF patent No. 2111370, 1998 publication).

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.In the known installation there is no possibility of preparing a buffer natural gas of the required quality for supplying dry gas-dynamic seals at the initial moment of start-up, when the pressure of the buffer gas is lower than the pressure of the working medium and the seal may fail due to contamination of the working medium.

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.The objective of the proposed utility model is the creation of an autonomous, economical, efficient gas booster plant for the preparation of a buffer (sealing) natural gas used in dry gas-dynamic seals of natural gas blowers and gas pumping units of compressor stations of natural gas main pipelines and other gas industry facilities. The proposed technical solution expands the arsenal of funds for this purpose.

Сущность предлагаемой полезной модели заключается в следующем.The essence of the proposed utility model is as follows.

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.The gas booster installation of the gas compressor station of the main gas pipeline contains a natural gas buffer preparation device for gas dynamic seals (SSU) of natural gas superchargers, while the natural gas buffer preparation device is made in the form of an electric driven booster piston compressor and includes a gas filtration system at the plant inlet and outlet, controlled valves and automatic control unit.

Поршневой компрессор выполнен однопоршневым, без смазки цилиндропоршневой группы, с использованием самосмазывающихся уплотнительных материалов.The piston compressor is single-piston, without lubrication of the cylinder-piston group, using self-lubricating sealing materials.

На входе в компрессор установлен фильтр с коалесцирующим фильтрующим элементом, а на выходе из компрессора установлен фильтр очистки от механических примесей.A filter with a coalescing filter element is installed at the compressor inlet, and a filter for removing mechanical impurities is installed at the compressor outlet.

Установка содержит электроприводные шаровые краны на входе и выходе газа и для сброса газа из контура компрессора на свечу.The installation contains electric ball valves at the inlet and outlet of the gas and for the discharge of gas from the compressor circuit to the candle.

Блок автоматического управления установки включает шкаф управления и силовой шкаф с автоматом ввода резерва.The automatic control unit of the installation includes a control cabinet and a power cabinet with an automatic transfer switch.

Электропривод компрессора может включать частотный преобразователь для регулирования частотой вращения электропривода и производительностью компрессора.The compressor electric drive may include a frequency converter for controlling the frequency of rotation of the electric drive and compressor performance.

Компрессор с электроприводом, система фильтрации газа и управляемая арматура установки размещены на жестком каркасе.An electric compressor, a gas filtration system and controllable fittings of the installation are placed on a rigid frame.

Установка со всеми системами может быть размещена в контейнере.An installation with all systems can be placed in a container.

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.The container is made with thermal insulation and with two compartments isolated from each other and contains heating devices and temperature sensors connected to the automatic control system of the installation, and also contains a gas control system and a fire alarm.

Контейнер имеет вентиляционное устройство, которое подключено к блоку автоматического управления и системе контроля загазованности.The container has a ventilation device that is connected to the automatic control unit and the gas control system.

Контейнер может содержать взрывные клапаны в виде легко сбрасываемых панелей контейнера.The container may contain explosive valves in the form of easily discharged panels of the container.

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.Figure 1 presents a schematic diagram of a gas booster installation of a gas compressor station of a main gas pipeline for the preparation of buffer natural gas SGU natural gas blowers; figure 2 - presents the piston compressor; figure 3 - presents the input filter of the installation, figure 4 shows the installation in the container - a plan view, figure 5 is the same side view.

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.The gas booster installation (see Fig. 1) contains a compressor with an electric drive 1, the inlet pipe of the installation 2, connected to the main gas pipeline, the outlet pipe 3 of the installation, connected to the buffer natural gas collector. An electrically controlled valve 4 and a filter 5 are installed sequentially in the pipeline 2 along the gas flow. A safety valve 6 is installed on the outlet pipe 3 after the compressor in the gas direction to release the increased gas pressure on the candle 7, filter 8, a controlled valve 9 for gas discharge on the candle 7 an electrically operated valve 10 and a non-return valve 11. To drain condensate from the filter 5, a drainage pipe 12 with taps 13 and 14 is provided. For purging the filter 8, a valve 15 is provided for discharging gas to the candle 7. To monitor the operation of the compressor in pipelines 2 and 3, pressure sensors 16 are installed, differential pressure sensors 17 are provided for monitoring the clogging of filters 5 and 8.

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.The compressor for compressing natural gas (see figure 2) is a piston and is dry (without lubrication of the cylinder-piston group) using self-lubricating sealing materials and includes an electric drive 18, one cylinder 19, one double-acting piston rod 20, with piston rings made of self-lubricating stuffing box 21 with gaskets made of self-lubricating material and the possibility of leakage to the plug, crankshaft 22, crankcase 23. The compressor also includes an oil system 24, which lubricates the crankshaft 22, bearings and movement groups in the crankcase 23 and containing an oil pump 25, an oil filter 26, pressure monitoring sensors 27 and temperature control 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.At the compressor inlet, to ensure reliable operation, a filter is provided (see Fig. 3), comprising a housing 29, inlet and outlet pipes 31, condensate discharge pipes 32 with controlled valves, a coalescing filter element 33, a cover 34 for the possibility of replacing the filter element 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.The installation can be mounted on a rigid frame (not shown), and placed in the container 35 (see Fig. 4 and Fig. 5), divided into compartments: technological 36 and control 37. Ventilation of the container compartments can be made by natural air exchange through the compartments located in the doors ventilation openings 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).To maintain the required temperature inside the container during the cold season (minimum allowable temperature of 5 ° C), the container contains electric heaters 39, which are connected electrically to the automatic control unit 40, and which can be adjusted according to the temperature sensor inside the container (not shown).

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.To protect against fire and explosion, a gas control system, a fire alarm and explosion valve in the form of an easily resettable panel 41 of the container can be provided in the container, which prevents the destruction of the entire installation with a possible explosion of natural gas.

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.For forced ventilation in the event of high gas contamination, a ventilation device 42 may be used that is electrically coupled to an automatic control unit 40, and which can be controlled by the readings of the temperature sensor inside the container (not shown) and by the readings of the gas control system.

Работает установка следующим образом.The installation works as follows.

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.Compressed natural gas under operating pressure from the inlet gas pipeline from pipeline 2 enters through a valve 4, filter 5, where gas is purified from large particles, moisture and oil. The cleaning in the filter 5 is carried out as follows: the gas enters the nozzle 30, and is cleaned in the inertial separator at the bottom of the filter, where large particles and moisture drops settle, then the gas through the hole in the intermediate bottom enters the inner cavity of the coalescing filter element 33. Passing through the material of the filter element, liquid droplets contained in the gas are enlarged and flow down the outer surface of the filter element 33 into the condensate collection cavity. Condensate is discharged from the lower and upper condensate collection cavities through nozzles 32 and taps 13 and 14, respectively. Next, the condensate is discharged into the drainage pipe 12. After the filter 5, the gas enters the compressor 1, where it is compressed. Gas compression occurs in the cylinder 19 by means of a reciprocating motion of the piston rod with piston rings of double-acting self-lubricating material 20 (some combined valves work for suction, some for discharge). The piston rod is sealed by a gland block 21 with gaskets of self-lubricating material and the possibility of dumping leaks onto the plug. The reciprocating movement of the piston is provided by a crankshaft 22, which is driven by an electric motor 18. The lubrication of the motion groups in the crankcase 23 (crankshaft 22, bearings) is provided by the oil system 24, by means of an oil pump 25. Oil is cleaned by an oil filter 26. For monitoring for the operation of the compressor oil system, pressure monitoring sensors 27 and temperature monitoring sensors 28 are provided.

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).After compressor 1, the high-pressure gas passes into the filter 8, where it is cleaned from mechanical particles. After the filter 8 through the valve 10 and the check valve 11, the gas is directed to the buffer gas collector - the consumer (SGU).

Для контроля и управления компрессором предусмотрены датчики давления 16 на входе и выходе компрессора.For monitoring and controlling the compressor, pressure sensors 16 are provided at the inlet and outlet of the compressor.

Регулирование производительности компрессора осуществляется частотным преобразователем (не показан) электропривода компрессора, посредством изменения частоты вращения электропривода.The compressor performance is controlled by a frequency converter (not shown) of the compressor electric drive, by changing the speed of the electric drive.

Для контроля за засорением фильтрующих элементов в фильтрах 5 и 8 предусмотрены датчики перепада давления 17.To control the clogging of the filter elements in the filters 5 and 8, differential pressure sensors 17 are provided.

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.The proposed installation is intended for the preparation of buffer natural gas used in dry gas dynamic seals (SGU) of natural gas blowers of gas pumping units for compressor stations of natural gas main pipelines and other gas industry facilities.

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.The installation can be used at facilities in container design, or in a containerless version as part of larger production lines, while the control system of the installation can be implemented in the control system of the "upper" level.

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.The proposed compressor installation for the preparation of buffer natural gas of dry gas-dynamic seals of natural gas blowers can efficiently and reliably work when changing working conditions (operating pressure, long shutdowns, continuous non-stop operation) in various climatic conditions, providing the necessary performance, pressure and quality of buffer natural gas served in SSU, increasing their resource.

Предлагаемая установка обладает высокой экономичностью и повышает автономность и надежность работы нагнетателей природного газа на компрессорных станциях магистральных газопроводов природного газа.The proposed installation is highly economical and increases the autonomy and reliability of natural gas blowers at compressor stations of natural gas main pipelines.

Claims (12)

1. Газодожимная установка газокомпрессорной станции магистрального газопровода, содержащая устройство подготовки буферного природного газа для сухих газодинамических уплотнений (СГУ) нагнетателей природного газа, отличающаяся тем, что 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.1. A gas booster installation of a gas compressor station of a main gas pipeline, comprising a natural gas buffer preparation device for dry gas dynamic seals (SSU) of natural gas superchargers, characterized in that the natural gas buffer preparation device is designed as an electric booster piston compressor and includes an inlet gas filtration system and installation output, controlled valves and automatic control unit. 2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что поршневой компрессор выполнен однопоршневым, без смазки цилиндропоршневой группы, с использованием самосмазывающихся уплотнительных материалов.2. Installation according to claim 1, characterized in that the piston compressor is single-piston, without lubrication of the piston-cylinder group, using self-lubricating sealing materials. 3. Установка по п.1, отличающаяся тем, что содержит на входе в компрессор фильтр с коалесцирующим фильтрующим элементом и фильтр очистки от механических примесей на выходе из компрессора.3. Installation according to claim 1, characterized in that it contains a filter with a coalescing filter element at the compressor inlet and a filter for removing mechanical impurities at the compressor outlet. 4. Установка по п.1, отличающаяся тем, что содержит электроприводные шаровые краны на входе и выходе газа и для сброса газа из контура компрессора на свечу.4. Installation according to claim 1, characterized in that it contains electric ball valves at the inlet and outlet of the gas and for venting gas from the compressor circuit to the candle. 5. Установка по п.1, отличающаяся тем, что блок автоматического управления включает шкаф управления и силовой шкаф с автоматом ввода резерва.5. Installation according to claim 1, characterized in that the automatic control unit includes a control cabinet and a power cabinet with an automatic transfer switch. 6. Установка по п.1, отличающаяся тем, что электропривод компрессора содержит преобразователь частоты.6. Installation according to claim 1, characterized in that the compressor electric drive comprises a frequency converter. 7. Установка по любому из пп.1-6, отличающаяся тем, что все узлы и системы установки размещены на жестком каркасе.7. Installation according to any one of claims 1 to 6, characterized in that all the components and systems of the installation are placed on a rigid frame. 8. Установка по п.7, отличающаяся тем, что она размещена в контейнере.8. Installation according to claim 7, characterized in that it is placed in a container. 9. Установка по п.8, отличающаяся тем, что контейнер выполнен с теплоизоляцией и с двумя изолированными друг от друга отсеками и содержит обогревательные устройства и датчики температуры, подключенные к блоку автоматического управления установки, а также содержит систему контроля загазованности и охранно-пожарную сигнализацию.9. Installation according to claim 8, characterized in that the container is insulated with two compartments isolated from each other and contains heating devices and temperature sensors connected to the unit’s automatic control unit, and also contains a gas control system and a fire alarm . 10. Установка по п.8, отличающаяся тем, что контейнер имеет вентиляционное устройство.10. Installation according to claim 8, characterized in that the container has a ventilation device. 11. Установка по п.10, отличающаяся тем, что вентиляционное устройство подключено к блоку автоматического управления и системе контроля загазованности.11. Installation according to claim 10, characterized in that the ventilation device is connected to an automatic control unit and a gas control system. 12. Установка по п.8, отличающаяся тем, что контейнер содержит взрывной клапан в виде легко сбрасываемой панели контейнера.

12. Installation according to claim 8, characterized in that the container contains an explosive valve in the form of an easily resettable panel of the container.