Éliminer le besoin de surpresseurs de gaz de phoque

Sep 23, 2023

30 mai 2023

Examen plus approfondi de la fiabilité des joints d'étanchéité latéraux du procédé

Les utilisateurs finaux de compresseurs centrifuges dans les secteurs du pétrole, du gaz et d’autres industries de transformation sont confrontés à un besoin croissant de réduire les émissions fugitives, les coûts et les temps d’arrêt inutiles. L'avènement des systèmes de joints à gaz secs (DGS) a joué un rôle important dans les efforts visant à atteindre ces objectifs en résolvant de nombreux problèmes fréquemment rencontrés avec les joints humides, notamment des taux de fuite élevés, une fiabilité réduite et des OPEX élevés. Cependant, il existe des possibilités d'améliorer encore le fonctionnement des compresseurs, en particulier des unités qui utilisent des compresseurs de surpression de gaz d'étanchéité, qui peuvent constituer une source importante de maintenance et d'OPEX.

Siemens Energy a développé un mécanisme d'étanchéité qui permet aux opérateurs d'éliminer le besoin d'un surpresseur de gaz d'étanchéité en protégeant le DGS de la contamination des gaz de procédé à des vitesses lentes ou lorsque le compresseur est arrêté dans un état de veille sous pression. Cet article donne un aperçu de la conception et de la fonctionnalité du joint et aborde les applications de compresseur dans lesquelles il peut être bénéfique.

La plupart des compresseurs centrifuges modernes sont équipés de DGS pour l'étanchéité des extrémités d'arbre. Ces dernières années, de nombreux compresseurs existants dotés de joints humides ont également été équipés de systèmes DGS. Le type de DGS le plus largement utilisé pour les applications de compresseurs de gaz naturel est une conception « tandem », dans laquelle deux joints d'étanchéité (primaire et secondaire) sont installés aux extrémités de l'arbre du compresseur. Pendant le fonctionnement du compresseur, le joint primaire absorbe la différence de pression. Le joint secondaire sert de secours en cas de défaillance du joint primaire.

Un DGS se compose de deux anneaux d'accouplement (un rotatif et un fixe). Lorsque le compresseur ne fonctionne pas, les anneaux sont maintenus en contact étroit par des ressorts et une répartition de pression statique. Lorsque le compresseur fonctionne, les forces hydrodynamiques maintiennent l'anneau fixe contre le ressort. Cela crée un espace de travail de quelques micromètres entre les faces du joint. La conception permet des taux de fuite très faibles mais, par conséquent, le DGS a besoin d’un approvisionnement en gaz propre et sec pour fonctionner de manière fiable.

Typiquement, ce gaz est prélevé à la sortie du compresseur. Le gaz est filtré et conditionné pour éliminer les impuretés, puis injecté entre le DGS et le labyrinthe côté procédé (PSL). Le flux agit comme un tampon (c'est-à-dire un film) et protège le DGS de la pénétration des gaz de procédé.

Lorsque le compresseur tourne à grande vitesse, la décharge fournit une pression suffisante pour faire passer le flux de gaz de scellage à travers le système de conditionnement et de filtration sur le panneau de scellage à gaz sec, fournissant ainsi une source propre de gaz de scellage au DGS. Cependant, lorsque la vitesse de rotation est lente (généralement pendant le démarrage et/ou l'arrêt), il n'y a pas suffisamment de pression pour faire circuler le gaz d'étanchéité à travers le panneau d'étanchéité au gaz et le gaz de traitement non traité est capable de migrer dans l'espace d'étanchéité. Cela peut entraîner plusieurs problèmes coûteux, notamment une dégradation des joints, entraînant un temps moyen entre pannes (MTBF) plus court, une augmentation des temps d'arrêt et une augmentation potentielle des coûts si le DGS doit être remplacé.

Pour protéger le DGS pendant le démarrage ou en cas de déclenchement/dérèglement du compresseur, la plupart des opérateurs installent des surpresseurs de gaz d'étanchéité à commande pneumatique (et éventuellement des réchauffeurs) sur le skid de conditionnement du gaz ou le panneau de gaz d'étanchéité. Le surpresseur de gaz de cachetage est programmé pour démarrer automatiquement si la pression différentielle du gaz de cachetage tombe en dessous d'un certain niveau, garantissant ainsi un fonctionnement fiable du DGS.

Dans le cas des surpresseurs alternatifs, qui constituent la majorité du marché, les opérateurs choisissent parfois d'installer un deuxième compresseur qui reste en veille en cas de panne du surpresseur primaire. Les surpresseurs alternatifs sont intrinsèquement gourmands en OPEX et sont souvent cités par les utilisateurs finaux comme l'un des composants les plus problématiques de l'ensemble des compresseurs.

Ces dernières années, un nombre croissant d'opérateurs ont commencé à abandonner les unités à mouvement alternatif au profit de surpresseurs de gaz de scellage à moteur électrique (rotatifs), qui offrent une fiabilité beaucoup plus élevée. Cependant, ils présentent l’inconvénient d’un CAPEX élevé et peuvent ne pas être applicables dans tous les scénarios en raison de leur faible capacité de chute à basse pression. Le coût initial des boosters peut également être difficile à justifier dans de nombreux cas, en particulier pour les exploitants d'unités existantes, qui ne disposent peut-être que d'un nombre limité d'années de service. De plus, ils peuvent ne pas être réalisables dans des endroits éloignés qui ne disposent pas d’une alimentation électrique fiable.