Способ опорожнения участков трубопровода от газа в многониточных системах магистральных газопроводов



Способ опорожнения участков трубопровода от газа в многониточных системах магистральных газопроводов
Способ опорожнения участков трубопровода от газа в многониточных системах магистральных газопроводов
Способ опорожнения участков трубопровода от газа в многониточных системах магистральных газопроводов
Способ опорожнения участков трубопровода от газа в многониточных системах магистральных газопроводов
Способ опорожнения участков трубопровода от газа в многониточных системах магистральных газопроводов
Способ опорожнения участков трубопровода от газа в многониточных системах магистральных газопроводов
Способ опорожнения участков трубопровода от газа в многониточных системах магистральных газопроводов

 

F17D1 - Трубопроводы (транспортировка изделий или материалов по трубопроводу с помощью пневмогидравлического носителя B65G 51/00, B65G 53/00; аппараты для распределения или разлива жидкостей B67D; специальные устройства для транспортировки жидкостей из резервуаров большой емкости в транспортные средства или суда или наоборот, например загрузочные или разгрузочные транспортные средства или портативные резервуары B67D 5/00; транспортировка разрабатываемого драгами материала по трубопроводу E02F 7/10; канализационные трубопроводы E03F 3/00; теплоизоляция трубопроводов F16L 59/00; центральная отопительная система F24D)

Владельцы патента RU 2419738:

Открытое акционерное общество Конструкторско-производственное предприятие "Авиамотор" (RU)
Общество с ограниченной ответственностью "Фирма "Мера" (RU)
Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "Мотор" (RU)
Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Казань" (RU)

Способ опорожнения участков трубопроводов от газа в многониточных системах магистральных газопроводов относится к трубопроводному транспорту газа и может быть использован для опорожнения участков трубопроводов в многониточных системах газопровода, параллельные нити которых соединены перемычками в местах расположения запорно-отключающих устройств, перед проведением профилактических или восстановительных работ, Способ опорожнения участков трубопроводов от газа в многониточных системах магистральных газопроводов заключается в перекрытии в одной из нитей газопровода опорожняемого участка на его входе посредством запорно-отключающих устройств, направлении газа через перемычки между нитями в обвод опорожняемого участка по параллельным нитям газопровода, отсоединении посредством запорно-отключающих устройств в перемычках опорожняемого участка на его выходе от параллельных нитей газопровода, отсоединении посредством запорно-отключающих устройств в перемычках всех далее расположенных участков нити, содержащей опорожняемый участок, на всем пути от опорожняемого участка до ближайшей, по направлению транспорта газа, газоперекачивающей станции от параллельных нитей, соединении тем самым опорожняемого и примыкающих, далее расположенных по направлению транспорта газа, отсоединенных от параллельных нитей участков с входным коллектором нагнетателя ближайшей, первой по направлению транспорта газа от опорожняемого участка газоперекачивающей станции, перекрытии одной из нитей газопровода, расположенной за первой по направлению транспорта газа от опорожняемого участка газоперекачивающей станцией посредством запорно-отключающего устройства на выходе из газоперекачивающей станции, отсоединении этой нити посредством запорно-отключающих устройств в перемычках от параллельных нитей газопровода на всем пути до следующей, второй по направлению транспорта газа от опорожняемого участка газоперекачивающей станции, соединении, тем самым, этой нити газопровода на выходе с входным коллектором второй по направлению транспорта газа от опорожняемого участка газоперекачивающей станции, отсоединении посредством запорно-отключающих устройств штатного нагнетателя первой газоперекачивающей станции от остальных штатных нагнетателей и соединении его входа с выходным участком нити газопровода, содержащей опорожняемый и примыкающие далее по направлению транспорта газа участки, соединении выхода этого, отсоединенного от других нагнетателя с входным участком отсоединенной от параллельных нити газопровода между первой и второй газоперекачивающими станциями, в откачке газа отсоединенным штатным нагнетателем из нити газопровода, содержащей опорожняемый и примыкающие далее, отсоединенные от параллельных нитей участки, в отсоединенную от параллельных нить газопровода между первой и второй газоперекачивающими станциями в пределах диапазона рабочих характеристик нагнетателя и его привода, перекрытии опорожняемого участка на его выходе посредством запорно-отключающего устройства и удалении из опорожняемого участка оставшегося газа. При этом до перекрытия опорожняемого участка на его входе и отсоединения посредством запорно-отключающих устройств штатного нагнетателя первой газоперекачивающей станции от остальных штатных нагнетателей и соединения его входа с выходным участком нити газопровода, содержащей опорожняемый и примыкающие далее по направлению транспорта газа участки, а также соединения выхода этого, отсоединенного от других нагнетателя с входным участком отсоединенной от параллельных нити газопровода между первой и второй газоперекачивающими станциями, на данном штатном нагнетателе выполняют замену сменной проточной части на сменную проточную часть с большей степенью повышения давления. Технический результат - повышение эффективности опорожнения участков трубопроводов от газа, реализация возможности максимального использования штатного оборудования, снижение потребности в дополнительном оборудовании, либо устранение потребности в нем. 3 з.п. ф-лы, 7 ил.

 

Способ опорожнения участков трубопроводов от газа в многониточных системах магистральных газопроводов относится к трубопроводному транспорту газа и может быть использован для опорожнения участков трубопроводов в многониточных системах газопроводов, параллельные нити которых соединены перемычками в местах расположения запорно-отключающих устройств, перед проведением профилактических или восстановительных работ.

Известен способ опорожнения участков трубопроводов от газа в многониточных системах магистральных газопроводов, параллельные нити которых соединены перемычками в местах расположения запорно-отключающих устройств, в котором отключают опорожняемый участок посредством запорно-отключающих устройств, направляют газ в обвод опорожняемого участка по параллельным нитям газопровода, сообщают опорожняемый и примыкающий, расположенный далее по направлению движения газа, участок с входным коллектором нагнетателя следующей, первой же газоперекачивающей станции, выравнивают давление газа в опорожняемом и примыкающем участках до уровня давления во входном коллекторе первой газоперекачивающей станции, затем откачивают часть газа из опорожняемого участка в действующую нить газопровода штатным резервным газоперекачивающим устройством в составе нагнетателя и его привода в функционирующую нить газопровода с использованием дополнительных устройств, с последующим стравливанием остатка газа в атмосферу (патент RU 2145030 С1, 23.10.1997. Способ опорожнения участков трубопровода от газа в многониточных системах газопроводов и устройство для его осуществления).

Недостатками известного способа являются необходимость в дополнительном оборудовании, значительные весовые параметры дополнительного оборудования в варианте его больших мощностей, отсюда - трудности его доставки к газоперекачивающим станциям, необходимость доработки штатного оборудования под стыковку с дополнительным оборудованием, что снижает эффективность опорожнения участков трубопроводов от газа.

Наиболее близким к заявляемому техническим решением-прототипом является способ опорожнения участков трубопроводов от газа в многониточных системах магистральных газопроводов, параллельные нити которых соединены перемычками в местах расположения запорно-отключающих устройств, заключающийся в перекрытии в одной из нитей газопровода опорожняемого участка на его входе посредством запорно-отключающих устройств, направлении газа через перемычки между нитями в обвод опорожняемого участка по параллельным нитям газопровода, отсоединении посредством запорно-отключающих устройств в перемычках опорожняемого участка на его выходе от параллельных нитей газопровода, отсоединении посредством запорно-отключающих устройств в перемычках всех далее расположенных участков нити, содержащей опорожняемый участок, на всем пути от опорожняемого участка до ближайшей, по направлению транспорта газа, газоперекачивающей станции от параллельных нитей, соединении тем самым опорожняемого и примыкающих, далее расположенных по направлению транспорта газа, отсоединенных от параллельных нитей участков с входным коллектором нагнетателя ближайшей, первой по направлению транспорта газа от опорожняемого участка газоперекачивающей станции, перекрытии одной из нитей газопровода, расположенной за первой по направлению транспорта газа от опорожняемого участка газоперекачивающей станцией посредством запорно-отключающего устройства на выходе из газоперекачивающей станции, отсоединении этой нити посредством запорно-отключающих устройств в перемычках от параллельных нитей газопровода на всем пути до следующей, второй по направлению транспорта газа от опорожняемого участка газоперекачивающей станции, соединении, тем самым, этой нити газопровода на выходе с входным коллектором второй по направлению транспорта газа от опорожняемого участка газоперекачивающей станции, отсоединении посредством запорно-отключающих устройств штатного нагнетателя первой газоперекачивающей станции от остальных штатных нагнетателей и соединении его входа с выходным участком нити газопровода, содержащей опорожняемый и примыкающие далее по направлению транспорта газа участки, соединении выхода этого, отсоединенного от других нагнетателя с входным участком отсоединенной от параллельных нити газопровода между первой и второй газоперекачивающими станциями, в откачке газа отсоединенным штатным нагнетателем из нити газопровода, содержащей опорожняемый и примыкающие далее, отсоединенные от параллельных нитей участки, в отсоединенную от параллельных нить газопровода между первой и второй газоперекачивающими станциями в пределах диапазона рабочих характеристик нагнетателя и его привода, перекрытии опорожняемого участка на его выходе посредством запорно-отключающего устройства и удалении из опорожняемого участка оставшегося газа (патент RU 2362087 С1, 19.03.2008. Способ опорожнения участков трубопровода от газа в многониточных системах газопроводов (варианты)).

Недостатками известного способа являются недостаточная эффективность процесса опорожнения, вызванная тем, что в большинстве штатных нагнетателей используются ротора (сменные проточные части) с небольшой степенью повышения давления, чаще всего с степенью повышения давления π=1,44, следствием чего является большой остаток газа в опорожняемом участке трубопровода, что в целом снижает эффективность опорожнения участков трубопроводов от газа.

Технической задачей изобретения является повышение эффективности опорожнения участков трубопроводов от газа, особенно в начальный период откачки газа, реализация возможности максимального использования штатного оборудования, снижение потребности в дополнительном оборудовании, унификация дополнительного оборудования применительно к различным газоперекачивающим станциям.

Решаемая техническая задача в способе опорожнения участков трубопроводов от газа в многониточных системах магистральных газопроводов, заключающемся в перекрытии в одной из нитей газопровода опорожняемого участка на его входе посредством запорно-отключающих устройств, направлении газа через перемычки между нитями в обвод опорожняемого участка по параллельным нитям газопровода, отсоединении посредством запорно-отключающих устройств в перемычках опорожняемого участка на его выходе от параллельных нитей газопровода, отсоединении посредством запорно-отключающих устройств в перемычках всех далее расположенных участков нити, содержащей опорожняемый участок, на всем пути от опорожняемого участка до ближайшей, по направлению транспорта газа, газоперекачивающей станции от параллельных нитей, соединении тем самым опорожняемого и примыкающих, далее расположенных по направлению транспорта газа, отсоединенных от параллельных нитей участков с входным коллектором нагнетателя ближайшей, первой по направлению транспорта газа от опорожняемого участка газоперекачивающей станции, перекрытии одной из нитей газопровода, расположенной за первой по направлению транспорта газа от опорожняемого участка газоперекачивающей станцией посредством запорно-отключающего устройства на выходе из газоперекачивающей станции, отсоединении этой нити посредством запорно-отключающих устройств в перемычках от параллельных нитей газопровода на всем пути до следующей, второй по направлению транспорта газа от опорожняемого участка газоперекачивающей станции, соединении, тем самым, этой нити газопровода на выходе с входным коллектором второй по направлению транспорта газа от опорожняемого участка газоперекачивающей станции, отсоединении посредством запорно-отключающих устройств штатного нагнетателя первой газоперекачивающей станции от остальных штатных нагнетателей и соединении его входа с выходным участком нити газопровода, содержащей опорожняемый и примыкающие далее по направлению транспорта газа участки, соединении выхода этого, отсоединенного от других нагнетателя с входным участком отсоединенной от параллельных нити газопровода между первой и второй газоперекачивающими станциями, в откачке газа отсоединенным штатным нагнетателем из нити газопровода, содержащей опорожняемый и примыкающие далее, отсоединенные от параллельных нитей участки, в отсоединенную от параллельных нить газопровода между первой и второй газоперекачивающими станциями в пределах диапазона рабочих характеристик нагнетателя и его привода, перекрытии опорожняемого участка на его выходе посредством запорно-отключающего устройства и удалении из опорожняемого участка оставшегося газа, достигается тем, что до перекрытия опорожняемого участка на его входе и отсоединения посредством запорно-отключающих устройств штатного нагнетателя первой газоперекачивающей станции от остальных штатных нагнетателей и соединения его входа с выходным участком нити газопровода, содержащей опорожняемый и примыкающие далее по направлению транспорта газа участки, а также соединения выхода этого, отсоединенного от других нагнетателя с входным участком отсоединенной от параллельных нити газопровода между первой и второй газоперекачивающими станциями, на данном штатном нагнетателе выполняют замену сменной проточной части на сменную проточную часть с большей степенью повышения давления.

Кроме того, при замене сменной проточной части на сменную проточную часть с большей степенью повышения давления может быть установлена сменная проточная часть с меньшим, чем у сменной проточной части штатного нагнетателя, паспортным значением давления газа на нагнетании.

При этом, для замены штатной сменной проточной части на сменную проточную часть с большей степенью повышения давления может быть выбрана сменная проточная часть с паспортным значением давления газа на нагнетании Рнагн, находящемся в диапазоне Рвх2≤Рнагн<0,9·Ршт.нагн, где

- Рвх2 - рабочее давление газа во входном коллекторе газоперекачивающей станции, второй по направлению транспорта газа от опорожняемого участка, при штатной работе нагнетателя и газоперекачивающей станции в целом;

Ршт.нагн - паспортное значение давления газа на нагнетании штатного нагнетателя газоперекачивающей станции.

Кроме того, замена сменной проточной части на сменную проточную часть с большей степенью повышения давления может быть выполнена дополнительно на одном или нескольких нагнетателях второй, по направлению транспорта газа от опорожняемого участка, либо на второй и нескольких последующих по направлению транспорта газа от опорожняемого участка газоперекачивающих станциях, с выделением этих нагнетателей в единый временно однониточный газопровод путем отсоединения его от параллельных нитей посредством запорно-отключающих устройств, и синхронной откачкой газа по выделенному однониточному трубопроводу выделенными нагнетателями с замененными сменными проточными частями в пределах диапазона рабочих характеристик выделенных нагнетателей и их приводов.

Технический эффект в части замены сменной проточной части нагнетателя на сменную проточную часть с большей степенью повышения давления заключается в увеличении количества газа, сохраненного для потребителя и не сброшенного в атмосферу.

Технический эффект в части замены сменной проточной части нагнетателя на сменную проточную часть с большей степенью повышения давления, с одновременно меньшим, чем у сменной проточной части штатного нагнетателя, паспортным значением давления газа на нагнетании заключается в дополнительном увеличении количества газа, сохраненного для потребителя и не сброшенного в атмосферу.

Технический эффект в части замены сменной проточной части нагнетателя на сменную проточную часть с большей степенью повышения давления и с паспортным значением давления газа на нагнетании Рнагн, находящемся в диапазоне Рвх2≤Рнагн<0,9·Ршт.нагн, где

Рвх2 - рабочее давление газа во входном коллекторе газоперекачивающей станции, второй по направлению транспорта газа от опорожняемого участка, при штатной работе нагнетателя и газоперекачивающей станции в целом;

Ршт.нагн - паспортное значение давления газа на нагнетании штатного нагнетателя газоперекачивающей станции,

заключается в обеспечении оптимальных режимов откачки газа и в дополнительном увеличении количества газа, сохраненного для потребителя и не сброшенного в атмосферу.

Технический эффект в части замены сменных проточных частей нагнетателей на сменные проточные части с большей степенью повышения давления на нескольких, последовательно расположенных по направлению транспорта газа, газоперекачивающих станциях заключается в дополнительном, относительно способа по п.1, увеличении количества газа, сохраненного для потребителя и не сброшенного в атмосферу.

Предлагаемое изобретение поясняется чертежами.

На фиг.1 представлена схема одного из возможных расположений трубопроводов, запорно-распределительных узлов, перемычек, свечей и запорно-отключающих устройств (ЗОУ) в многониточной, в данном случае четырехниточной системе магистрального газопровода в районе нескольких газоперекачивающих станций, на которой можно рассмотреть примеры реализации способа; на фиг.2 дан в увеличенном масштабе вид А фиг.1 - схема расположения трубопроводов, перемычек, свечей и запорно-отключающих устройств в запорно-распределительном узле магистрального газопровода (схема расположения газораспределительной арматуры индивидуальна для каждого отдельного запорно-распределительного узла; в дальнейшем, в целях удобства пояснения способа принято, что схема расположения газораспределительной арматуры во всех запорно-распределительных узлах одинакова); на фиг.3 дан в увеличенном масштабе вид Б фигуры 1 - схема расположения нагнетателей, коллекторов, трубопроводов, перемычек, свечей и запорно-отключающих устройств в газоперекачивающей станции (схема расположения газораспределительной арматуры индивидуальна для каждой отдельной газоперекачивающей станции; в настоящем описании для всех газоперекачивающих станций схема расположения газораспределительной арматуры принята одинаковой; кроме того, учитывая, что схема расположения газораспределительной арматуры индивидуальна для каждого отдельного входного или выходного запорно-распределительного узла, в дальнейшем, в целях удобства пояснения способа принято, что схема расположения газораспределительной арматуры во всех входных и выходных запорно-распределительных узлах всех газоперекачивающих станций одинакова и соответствует схеме запорно-распределительных узлов, расположенных между газоперекачивающими станциями); на фиг.4 приведены данные по распределению давлений в опорожняемом участке газопровода и в примыкающих к нему, далее расположенных участках нити газопровода на всем пути по направлению транспорта газа от опорожняемого участка до ближайшей, первой по направлению транспорта газа газоперекачивающей станции, а также в участках нити газопровода на пути от первой до следующей, второй по направлению транспорта газа от опорожняемого участка газоперекачивающей станции для различных рабочих состояний при реализации способа по п.1, п.2 и п.3 формулы изобретения; на фиг.5 дан в увеличенном масштабе вид В фигуры 4 - данные по распределению давлений в опорожняемом участке газопровода и в примыкающих к нему, далее расположенных участках нити газопровода от опорожняемого участка до ближайшей газоперекачивающей станции; на фиг.6 приведены данные по распределению давлений в опорожняемом участке газопровода и в примыкающих к нему, далее расположенных участках нити газопровода на всем пути по направлению транспорта газа от опорожняемого участка до ближайшей газоперекачивающей станции, а также в участках нити газопровода на пути до следующей, второй по направлению транспорта газа от опорожняемого участка газоперекачивающей станции и на пути за ней, до следующей, третьей по направлению транспорта газа от опорожняемого участка газоперекачивающей станции, для различных рабочих состояний при реализации способа по п.4 формулы изобретения; на фиг.7 дан в увеличенном масштабе вид Г фигуры 6 - данные по распределению давлений в опорожняемом участке газопровода и в примыкающих к нему, далее расположенных участках нити газопровода от опорожняемого участка до ближайшей газоперекачивающей станции.

Многониточная система магистрального газопровода (фиг.1) включает несколько нитей трубопроводов, в данном примере четыре нити трубопроводов 1-4, проходящие через газоперекачивающие станции 5k, где индекс k соответствует номеру газоперекачивающей станции, считая по направлению транспорта газа от опорожняемого участка, при этом индекс k=1 имеет газоперекачивающая станция 51 - первая по направлению транспорта газа от опорожняемого участка, а в зависимости от местонахождения газоперекачивающей станции от опорожняемого участка k может быть целым числом или нулем. При расстоянии между соседними газоперекачивающими станциями порядка L=150000 м, учитывая, что схема расположения газораспределительной арматуры во всех газоперекачивающих станциях 5k принята одинаковой, учитывая, что между соседними газоперекачивающими станциями расположены запорно-распределительные узлы 6, ближайшие из которых обычно расположены друг от друга на расстоянии l≅30000 м, и соответственно, в данном примере между двумя соседними газоперекачивающими станциями будет находиться пять участков магистрального газопровода с расположенными примерно через l≅30000 м запорно-распределительными узлами, через которые проходят нити 1-4 магистрального газопровода, учитывая, что схема расположения газораспределительной арматуры во всех запорно-распределительных узлах принята одинаковой, нумерация всех запорно-распределительных узлов 6 принята с индексами i и k, то есть 6ik, где i - порядковый номер запорно-распределительного узла, считая от предшествующей по направлению транспорта газа газоперекачивающей станции, k - порядковый номер станции, за которой находится данный запорно-распределительный узел (считая, что k=1 это станция, являющаяся первой по направлению транспорта газа за опорожняемым участком, а k=0 это станция, находящаяся непосредственно до опорожняемого участка, для всех газораспределительных узлов, расположенных между станциями 50 и 51, в том числе и находящихся на входе и выходе опорожняемого участка, индекс k будет иметь значение k=0). При этом, во всех запорно-распределительных узлах для всех газораспределительных устройств принимается та же двойная индексация, с теми же индексами i и k, соответствующими запорно-распределительному узлу 6ik. Запорно-распределительные узлы 6ik (фиг.2 - вид А фигуры 1) содержат запорно-отключающие устройства 7ik-10ik нитей (трубопроводов) 1-4 магистрального газопровода, перемычки 11ik-13ik на входе и 14ik-16ik на выходе из запорно-распределительных узлов 6ik, содержащие свои запорно-отключающие устройства 17ik-22ik, байпасы 23ik-25ik также с запорно-отключающими устройствами 26ik-28ik, а также свечи 29ik с запорно-отключающими устройствами 30ik. Газоперекачивающие станции 5k (фиг.3 - вид Б фигуры 1) содержат нагнетатели с приводами 31ik-36ik, входной 37k и выходной 38k запорно-распределительные узлы (учитывая, что схема расположения газораспределительной арматуры во всех запорно-распределительных узлах принята одинаковой, нумерация отдельных элементов во входном 37k и выходном 38k запорно-распределительном узлах принята с двойным индексом «вх» или «вых» и k, где «вх» - первый индекс, обозначающий расположение запорно-распределительного узла на входе в газоперекачивающую станцию, либо «вых» - первый индекс, обозначающий расположение запорно-распределительного узла на выходе из газоперекачивающей станции, k - второй индекс, соответствующий ранее принятому порядковому номеру станции), запорно-отключающие устройства ниток магистрального газопровода 39k-42k входной 43k и выходной 44k коллекторы с перемычками и байпасами на входе и на выходе из газоперекачивающей станции, имеющими собственные запорно-отключающие устройства 45k-54k. В конструкции газоперекачивающих станций всегда предусмотрено число нагнетателей, превышающее число нитей магистрального газопровода, для четырех-шести ниточных газопроводов, как правило, на два (как это и показано на фиг.1 и 3). Данные по распределению давлений в опорожняемом участке газопровода, в примыкающих к нему, далее расположенных участках нити газопровода на всем пути по направлению транспорта газа от опорожняемого участка до ближайшей газоперекачивающей станции, а также в участках нити газопровода на пути до следующей газоперекачивающей станции и на пути за ней для различных рабочих состояний, на которых рассматриваются примеры реализации способа, приведены на фиг.4-7, приведены данные по давлениям в магистральном газопроводе для штатного режима работы и различных режимов откачки газа (в виде характеристик 55-77), при этом характеристики приведены для всех рассматриваемых участков трубопроводов, отсоединяемых от параллельных нитей трубопроводов, расположенных между запорно-отключающими устройствами 8ik с порядковыми номерами запорно-отключающих устройств NЗOУ, соответствующими ранее принятой индексации для i и k, то есть NЗOУ=8ik. При этом всегда n - целое число ≥ 1, k - целое число или нуль.

Рассмотрим пример реализации способа по п.1, п.2 и п.3 формулы настоящего изобретения: предположим, что с целью проведения плановых профилактических работ опорожнению подлежит участок на одной из ниток 2 четырехниточного магистрального газопровода, расположенный между газоперекачивающими станциями 5k=50 и 5k=51 между запорно-распределительными узлами 6ik=620 и 6ik=630, или, что то же самое, между запорно-отключающими устройствами NЗOУ=820 и NЗОУ=830, находящимися в запорно-распределительных узлах 6ik=620 и 6ik=630, соответственно на входе и выходе опорожняемого участка, то есть газоперекачивающая станция 51 является первой по направлению транспорта газа от опорожняемого участка (учитывая, что между газоперекачивающими станциями находится пять участков, данный участок между запорно-распределительными узлами 620 и 630 будет третьим от предшествующей газоперекачивающей станции 50, то есть расположенным между вторым 620 и третьим 630 запорно-распределительными узлами, если считать от предшествующей газоперекачивающей станции 50, или между расположенными в запорно-распределительных узлах 620 и 630, запорно-отключающими устройствами 820 и 830, как это показано на фиг.4-5). В соответствии с заявленным, по п.1, п.2 и п.3 формулы настоящего изобретения способом, на участке между газоперекачивающими станциями 50 и 51 перекрывают опорожняемый участок на входе посредством запорно-отключающих устройств 820, 2120, 2220 запорно-распределительного узла 620 в нити 2, в перемычках 1420, 1520 и байпасах 2420 и направляют газ в обвод опорожняемого участка по параллельным нитям 1, 3 и 4 газопровода через перемычки 1220, 1320, байпасы 2520, 2320. Перекрывают в запорно-распределительных узлах 630, 640 и входном запорно-распределительном узле 371 газоперекачивающей станции 51, примыкающие к нити 2, отсоединяемой от параллельных нитей 1, 3 и 4, перемычки 12ik, 13ik, 14ik, 15ik и байпасы 24ik, 25ik посредством запорно-отключающих устройств 18ik, 19ik, 21ik, 22ik, 27ik. При этом, оставляя запорно-отключающие устройства 830 и 840 нити 2 магистрального газопровода в запорно-распределительных узлах 630, 640 и запорно-отключающее устройство 8вх1 нити 2 магистрального газопровода во входном запорно-распределительном узле 371 газоперекачивающей станции 51 открытыми, соединяют, тем самым, опорожняемый и примыкающие, далее расположенные по направлению транспорта газа, участки отсоединенной от других нити 2 с входным коллектором 431 нагнетателя следующей, первой к опорожняемому участку по направлению транспорта газа газоперекачивающей станции 51. Далее, при нахождении запорно-отключающих устройств в указанном положении, при работающих нагнетателях газоперекачивающей станции 51 происходит перетекание газа за счет разности давлений газа, из области большего давления в районе запорно-распределительного узла 620 в область меньшего давления во входном коллекторе 431 газоперекачивающей станции 51. При достаточно длительном времени давление газа в опорожняемом и примыкающих, далее расположенных по направлению транспорта газа участках нити 2 может даже выровняться до уровня давления во входном коллекторе 431 газоперекачивающей станции 51. Одновременно с перекрытием нити 2 на входе (в запорно-распределительном узле 620) и выделении нити 2 в отдельную магистраль на участках запорно-распределительных узлов 630, 640, то есть отсоединением ее от параллельных нитей 1, 3 и 4 и соединением ее, тем самым, с входным коллектором 431 нагнетателя первой, по ходу транспорта газа, газоперекачивающей станции 51, одну из нитей газопровода, например ту же нить 2, в месте расположения за газоперекачивающей станцией 51 перекрывают на выходе из газоперекачивающей станции 51 запорно-отключающим устройством 401, отсоединяют ее посредством запорно-отключающих устройств 481, 18вых1, 19вых1, 21вых1, 22вых1, 27вых1, 18i1, 19i1, 21i1, 22i1, 27i1, 18вх2, 19вх2, 21вх2, 22вх2, 27вх2 от параллельных нитей газопровода на всем участке между газоперекачивающими станциями 51 и 52, оставляя открытым лишь запорно-отключающее устройство 8вх2 на входе в газоперекачивающую станцию 52 соединяют, тем самым, отсоединенный от параллельных нитей 1, 3 и 4 участок нити 2 на выходе с входным коллектором 432 следующей, второй от опорожняемого участка по направлению транспорта газа газоперекачивающей станции 52. Далее, при нахождении запорно-отключающих устройств в указанном положении, при работающих нагнетателях газоперекачивающей станции 52 происходит перетекание газа за счет разности давлений газа, из области большего давления в районе запорно-распределительного узла 381 в область меньшего давления во входном коллекторе 432 газоперекачивающей станции 52. При достаточно длительном времени, давление газа в отсоединенных от параллельных нитей участках нити 2 на всем протяжении от газоперекачивающей станции 51 до газоперекачивающей станции 52 может даже выровняться до уровня давления во входном коллекторе 432 газоперекачивающей станции 52. Заранее, еще до отсоединения нити 2 от параллельных нитей, выделяют в первой газоперекачивающей станции 51 любой штатный нагнетатель, исходя из удобства подключения к данной выделенной нити 2 до и после газоперекачивающей станции 52. Учитывая наличие на всех газоперекачивающих станциях нагнетателей в количестве большем, чем число нитей газопровода, плановое выделение любого нагнетателя для проведения каких-либо работ не приводит к ограничению транспорта газа. В данном примере, исходя из удобства подключения, в газоперекачивающей станции 51 выбирают нагнетатель 331. Если перед выполнением работ по опорожнению участка трубопровода выделенный штатный нагнетатель работал в трассу, его выключают, при этом для работы в трассу может быть задействован любой из резервных нагнетателей 351, 361, при необходимости. На выбранном нагнетателе 331 заранее, до выполнения работ по опорожнению участка, заменяют сменную проточную часть (СПЧ) на СПЧ с большей степенью повышения давления и готовят нагнетатель к работе.

Кроме того, в качестве СПЧ, задействованной в процессе опорожнения участка трубопровода от газа, может быть использована СПЧ с меньшим, чем у СПЧ штатного нагнетателя, паспортным значением давления газа на нагнетании, что способствует более устойчивой работе нагнетателя в условиях понижения давления на входе при откачке газа.

При этом СПЧ может быть выбрана с паспортным значением давления газа на нагнетании Рнагн, находящемся в диапазоне

Pвx2≤Рнагн<0,9·Ршт.нагн,

где Рвх2 - рабочее давление газа во входном коллекторе газоперекачивающей станции, второй по направлению транспорта газа от опорожняемого участка, при штатной работе нагнетателя и газоперекачивающей станции в целом;

Ршт.нагн - паспортное значение давления газа на нагнетании штатного нагнетателя газоперекачивающей станции, что обеспечивает большее соответствие или приближение параметров работы СПЧ к рабочему диапазону давлений в газопроводе, реализуемому при откачке газа.

В процессе подготовки к работе по откачке газа выбранный нагнетатель 331 с замененной СПЧ на СПЧ с большей степенью повышения давления отсоединяют от остальных нагнетателей посредством запорно-отключающих устройств 491, 501 сначала на выходе из него для выравнивания давления до уровня во входном коллекторе газоперекачивающей станции 51, после чего перекрывают запорно-отключающие устройства 451, 461, 471, 481 газоперекачивающей станции 51, соединяют тем самым вход выделенного нагнетателя 331 с выходным участком нити газопровода, содержащей опорожняемый, расположенный между запорно-распределительными узлами 620 и 630, а также примыкающие далее по направлению движения газа участки нити 2, открывают запорно-отключающее устройство 401 и соединяют тем самым выход выделенного нагнетателя 331 с входным участком выделенной нити 2 газопровода между газоперекачивающими станциями 51 и 52. Затем по готовности отсоединенного от остальных штатного нагнетателя, запускают привод нагнетателя 331 и, в пределах диапазона рабочих характеристик нагнетателя 331 и его привода, производят откачку газа выделенным нагнетателем 331 из нити газопровода, содержащей опорожняемый и примыкающие далее участки в нить газопровода между газоперекачивающими станциями 51 и 52, соответственно и во входной коллектор 432 газоперекачивающей станции 52 и, следовательно, далее в трассу, после чего перекрывают опорожняемый участок на выходе из него в запорно-распределительном узле 630 посредством запорно-отключающего устройства 830. Далее, опорожнение участка трубопровода 2 между запорно-распределительными узлами 620 и 630 может быть выполнено другими известными действиями, например перекачкой газа из опорожняемого участка в действующие нити газопровода при помощи специальных устройств, сжиганием или сбросом в атмосферу через свечи 2920, 2930. По выполнении работ по опорожнению участка трубопровода от газа, вместо сменной проточной части с увеличенной степенью повышения давления вновь устанавливают штатную сменную проточную часть.

Технический результат от реализации заявленного способа заключается в том, что перед удалением из опорожняемого участка оставшегося газа, например сбросом в атмосферу или перекачкой газа в действующие нити газопровода другими известными действиями, производится снижение давления газа в опорожняемом участке газопровода стационарным нагнетателем высокой производительности, эффективность которого увеличена путем замены штатной СПЧ нагнетателя на СПЧ с большей степенью повышения давления. Соответственно уменьшается остаток газа в опорожняемом участке, что уменьшает время последующего опорожнения участка другими известными действиями, например сжиганием через свечи или сбросом газа в атмосферу, или перекачкой в действующие нити газопровода при помощи специальных устройств. Например, в настоящее время наиболее распространенной является транспортировка газа по многониточным системам магистральных газопроводов с диаметром труб d=1420 мм, расстоянием между запорно-распределительными узлами порядка l=30 км, расстоянием между соседними газоперекачивающими станциями порядка L=150 км, при использовании нагнетателей с степенью сжатия от π=1,44 до π=2,20 и в исключительных случаях до π=3,00 (см. Хисамеев И.Г., Сафиуллин А.Г., Гузельбаев Я.З. и др. Опыт разработки сменных проточных частей с различными степенями сжатия. // Газотурбинные технологии. - 2007. - №6 (57), с.12-14). При этом, из условий совместной работы всех нагнетателей из входного коллектора газоперекачивающей станции в выходной, все нагнетатели имеют равную или близкую степень повышения давления π. В качестве конкретного примера эффективности способа рассмотрим один из наиболее распространенных вариантов нагнетателей с степенью повышения давления π=1,44, эксплуатируемых при наибольших значениях давления в трубопроводе (т.е. наибольшего содержания газа в опорожняемом участке), когда на выходе из газоперекачивающих станций обеспечивается давление Рвых=7,45 МПа при давлении на всасе, то есть во входном коллекторе этой и следующей газоперекачивающих станций, Рвх=5,18 МПа, что соответствует нагнетателям модели 650-121-2 (ОАО «Компрессорный комплекс», г.Санкт-Петербург, используемым на компрессорной станции КС «Арская» Шеморданского ЛИГУ газопровода Уренгой-Помары-Ужгород), или нагнетателям с СПЧ-18/76-1,44 (поставляемых ОАО «Казанькомпрессормаш», используемым на газоперекачивающих станциях ООО «Газпром добыча Ноябрьск»). Моделей нагнетателей с газотурбинными и электрическими приводами на данные условия транспортировки газа много (выпускаются ОАО Казанькомпрессормаш», г.Казань; СНПО им. М.И.Фрунзе, г.Сумы; ОАО НПО «Искра», г.Пермь и др); в настоящем примере принят вариант штатного нагнетателя производства ОАО «Казанькомпрессормаш», с СПЧ-18/76-1,44, имеющий производительность объемную, отнесенную к нормальным условиям (температура воздуха Тн=20°С, давление Рн=0,1013 МПа), G=0,56·106м3/ч, паспортное значение давления газа на всасе нагнетателя Рвс=52,75 кгс/см2=5,17 МПа, паспортное значение давления газа на нагнетании Ршт.нагн=76,3 кгс/см2=7,48 МПа (здесь и далее характеристики СПЧ производства ОАО «Казанькомпрессормаш» взяты по материалам статьи: Хисамеев И.Г., Сафиуллин А.Г., Гузельбаев Я.З. и др. Опыт разработки сменных проточных частей с различными степенями сжатия. // Газотурбинные технологии. -2007. - №6 (57), с.12-14). При необходимости опорожнения среднего участка, как было показано в примере реализации способа, равнорасположенного от соседних газоперекачивающих станций 50 и 51, то есть расположенного между запорно-распределительными узлами 620 и 630, при перекрытии опорожняемого участка в режиме транспорта газа посредством запорно-отключающих устройств запорно-отключающих устройств 820, 2120, 2220 на входе опорожняемого участка и запорно-отключающих устройств 830, 1830, 1930, 2730 на его выходе в опорожняемом участке остается около трех миллионов кубических метров газа (отнесенного к нормальному давлению Рн=0,1013 МПа). На фиг.4 и 5 приведены данные по давлениям в магистрали: при транспорте газа в штатном режиме 55, 56; при перекрытии опорожняемого участка между запорно-отключающими устройствами с номерами, в соответствии с принятой индексацией NЗОУ=8ik на его входе NЗОУ=820 и выходе NЗОУ=830 непосредственно во время транспорта газа (характеристика 57), после выравнивания давления в опорожняемом участке; при соединении опорожняемого участка и участках между запорно-распределительными узлами 630 и 6вх1 с входным коллектором 431 газоперекачивающей станции 51, с отсоединением от параллельных нитей 1, 3, 4 газопровода после выравнивания давления в опорожняемом участке и участках между запорно-распределительными узлами 630 и 6вх1, до уровня давления во входном коллекторе газоперекачивающей станции 51 (характеристика 58), или по готовности нагнетателя, что может наступить до выравнивания давления в опорожняемом участке и участках между запорно-распределительными узлами 630 и 6вх1 до уровня давления во входном коллекторе газоперекачивающей станции 51 (характеристика 59); при соединении участков между запорно-распределительными узлами 6вых1 и 6вх2 с входным коллектором 432 газоперекачивающей станции 52, с отсоединением от параллельных нитей 1, 3, 4 газопровода после выравнивания давления в участках между запорно-распределительными узлами 6вых1 и 6вх2 до уровня давления во входном коллекторе газоперекачивающей станции 52 (характеристика 60), или по готовности нагнетателя, что может наступить до выравнивания давления в участках между запорно-распределительными узлами 6вых1 и 6вх2 до уровня давления во входном коллекторе газоперекачивающей станции 52 (характеристика 61). Процесс откачки газа описанным способом, с использованием нагнетателя 331 с замененной СПЧ на СПЧ с большей степенью повышения давления начинается с уровня давления в трубопроводе, показанного характеристиками 58 или 59 (на входе нагнетателя 331), и характеристиками 60 или 61 (на выходе нагнетателя 331). Начальные значения давления в опорожняемом и расположенном далее, до входного коллектора газоперекачивающей станции 51 участках нити газопровода, а также начальные значения давления в отсоединенной нити газопровода между газоперекачивающими станциями 51 и 52 не влияют на конечный результат, а только на время откачки газа.

Распределение давления в магистрали в процессе откачки через некоторое время показано:

- для процесса откачки по прототипу, т.е. с использованием штатного нагнетателя со степенью повышения давления π=1,44, характеристиками 62, 63, а распределение давления по достижении границ диапазона рабочих характеристик нагнетателя 331 и его привода, не выходя за них, показано характеристиками 64, 65. Остаточное давление в опорожняемом участке нити газопровода, после перекрытия его с обеих сторон, показано характеристикой 66;

- для процесса откачки газа по п.1 формулы настоящего изобретения, т.е. с нагнетателем с замененной СПЧ, в данном примере на СПЧ-18/76-1,7 с степенью повышения давления π=1,7 и паспортным рабочим давлением на нагнетании Рспч.нагн=76,3 кгс/см2=7,48 МПа, промежуточные значения давлений в процессе откачки газа не показаны, а распределение давления по достижении границ диапазона рабочих характеристик нагнетателя 331 с замененной СПЧ на СПЧ с степенью повышения давления π=1,7 и паспортным рабочим давлением на нагнетании Рспч.нагн=76,3 кгс/см2=7,48 МПа, и его привода, не выходя за них, показано характеристиками 67, 68. Остаточное давление в опорожняемом участке нити газопровода, после перекрытия его с обеих сторон, показано характеристикой 69;

- для процесса откачки газа по п.2 и 3 формулы настоящего изобретения, т.е. с нагнетателем с замененной СПЧ, и СПЧ с меньшим, чем у СПЧ штатного нагнетателя, паспортным значением давления газа на нагнетании в данном примере на СПЧ-18/5 5-2,15 с степенью повышения давления π=2,15 и паспортным рабочем давлением на нагнетании Рспч.нагн=54,75 кгс/см2=5,37 МПа, промежуточные значения давлений в процессе откачки газа не показаны, а распределение давления по достижении границ диапазона рабочих характеристик нагнетателя 331 с замененной СПЧ на СПЧ с степенью повышения давления π=2,15 и паспортным рабочим давлением на нагнетании Рспч.нагн=54,75 кгс/см2=5,37 МПа, и его привода, не выходя за них, показано характеристиками 70, 71. Остаточное давление в опорожняемом участке нити газопровода, после перекрытия его с обеих сторон, показано характеристикой 72.

Границы диапазона рабочих характеристик нагнетателя, в том числе граница помпажа, определены особенностями конструкции конкретного нагнетателя с конкретной СПЧ; основные характеристики нагнетателей и их границы принято представлять в координатах «степень сжатия» - «объемная производительность», соответственно, при приближении к границам диапазона рабочих характеристик нагнетателя 331 и его привода перекрывают опорожняемый участок на выходе из него запорно-отключающим устройством 830 и выключают выделенный нагнетатель 331. В результате, после перекрытия опорожняемого участка с выходной стороны давление газа в опорожняемом участке составит:

- для процесса откачки по прототипу, т.е. с использованием штатного нагнетателя со степенью повышения давления π=1,44 (характеристика 66), в среднем по участку между запорно-распределительными узлами 620 и 630, около Р20-30=4,50 МПа (вместо Р20-30=6,50 МПа (характеристика 57) при перекрытии участка в режиме транспорта газа, или вместо Р20-30=5,17 МПа при перекрытии участка после предварительного выравнивания давления газа до давления во входном коллекторе первой от опорожняемого участка по ходу транспорта газа газоперекачивающей станции 51;

- для процесса откачки газа по п.1 формулы настоящего изобретения, т.е. с использованием нагнетателя с СПЧ, замененной на СПЧ с большей, чем у штатной степенью повышения давления, в данном примере со степенью повышения давления π=1,7, и паспортным давлением на нагнетании, соответствующим штатной СПЧ (характеристика 69), в среднем по участку между запорно-распределительными узлами 620 и 630, около Р20-30=3,80 МПа (вместо Р20-30=6,50 МПа при перекрытии участка в режиме транспорта газа, или вместо Р20-30=4,50 МПа при перекрытии участка по режимам откачки газа по прототипу);

- для процесса откачки газа по п.2 и 3 формулы настоящего изобретения, т.е. с использованием нагнетателя с СПЧ, замененной на СПЧ с большей, чем у штатной СПЧ степенью повышения давления, в данном примере на СПЧ со степенью повышения давления π=2,15 и паспортным значением давления на нагнетании меньшим, чем у нагнетателя с штатной СПЧ, в данном примере с Рспч.нагн=54,75 кгс/см2=5,37 МПа (характеристика 72), в среднем по участку между запорно-распределительными узлами 620 и 630, около Р20-30=3,20 МПа (вместо Р20-30=6,50 МПа при перекрытии участка в режиме транспорта газа, или вместо Р20-30=4,50 МПа при перекрытии участка по режимам откачки газа по прототипу, или вместо Р20-30=3,80 МПа при перекрытии участка по режимам откачки газа по п.1 формулы настоящего изобретения с вышеуказанными в примере реализации способа параметрами СПЧ). Согласно п.3 формулы изобретения, наиболее приемлемые параметры работы нагнетателя с замененной СПЧ реализуются при паспортном значении давления СПЧ на нагнетании Рнагн, находящемся в диапазоне Рвх2≤Рнагн<0,9·Ршт.нагн. Для выбранного примера реализации, в котором Рвх2 - рабочее давление газа во входном коллекторе газоперекачивающей станции, второй по направлению транспорта газа от опорожняемого участка, при штатной работе нагнетателя и газоперекачивающей станции в целом, имеет значение Рвх2=5,17 МПа (см. фиг.5), а Ршт.нагн - паспортное значение давления газа на нагнетании штатного нагнетателя газоперекачивающей станции - имеет значение Ршт.нагн=7,48 МПа (см. фиг.5), оптимальные значения давления СПЧ на нагнетании Рнагн находятся в диапазоне

5,17 МПа≤Рнагн<0,9·7,48 МПа,

или 5,17 МПа ≤Рнагн<6,73 МПа.

Таким образом, характеристика СПЧ, выбранной для проведения работ по опорожнению участка трубопровода, а именно паспортное значение давления на нагнетании Рспч.нагн=5,37 МПа, находятся по данному параметру в рекомендуемом диапазоне.

Время на снижение давления в опорожняемом участке до Р20-30=4,50 МПа (откачка газа по прототипу) составляет менее часа, время откачки газа по п.1, п.2 и п.3 настоящего изобретения еще меньше, т.к. СПЧ с большей степенью повышения давления обладают и большей производительностью (часовая производительность взятых в настоящих примерах СПЧ с увеличенной степенью повышения давления, относительно штатных СПЧ, почти в три раза больше, чем у штатной СПЧ). В момент перекрытия участка в нити трубопровода, содержащей опорожняемый и примыкающие далее по направлению транспорта газа участки до газоперекачивающей станции 51, т.е. от запорно-отключающего устройства 820 до запорно-отключающего устройства 8вх1 присутствует неравномерность давления (характеристики 64, 67, 70 на фиг.4 и 5), при этом на всасе нагнетателя 331 давление составляет около Рвх33=4,20 МПа для выполнения откачки газа по прототипу, около Рвх33=3,40 МПа для выполнения откачки газа по п.1 формулы настоящего изобретения и около Рвх33=2,80 МПа для выполнения откачки газа по п.п.2 и 3 формулы настоящего изобретения. Давление в опорожняемом участке для данного типа нагнетателя можно снизить дополнительно, если после выключения нагнетателя сделать выдержку Δt, для выравнивания давления в отсоединенной от других нити газопровода на участке от опорожняемого и до запорно-распределительного узла 371 газоперекачивающей станции 51, перекрыв этот участок на время Δt посредством запорно-отключающего устройства 8вх1, после чего может быть выполнена дальнейшая откачка газа посредством открытия запорно-отключающего устройства 8вх1 и повторным включением привода нагнетателя. Предельное значение давления, которое может быть достигнуто в опорожняемом участке определено типом нагнетателя и давлением во входном коллекторе второй, от опорожняемого участка, по направлению транспорта газа газоперекачивающей станции 52. На фиг.5 некоторые из характеристик, представленные на фиг.4, приведены более подробно.

Рассмотрим отдельно осуществление способа по п.4 формулы настоящего изобретения. Предположим, что при проведении плановых профилактических работ опорожнению подлежит тот же, что и в предыдущем примере участок на одной из нитей 2 четырехниточного магистрального газопровода, расположенный между газоперекачивающими станциями 5k=50 и 5k=51 между запорно-распределительными узлами 6ik=620 и 6ik=630, соответственно газоперекачивающая станция 51 является первой по направлению транспорта газа от опорожняемого участка (данный участок находится между запорно-распределительными узлами 620 и 630, он будет третьим от предшествующей газоперекачивающей станции 50, как это показано на фиг.6). В соответствии с заявленным способом (по п.4 формулы изобретения) заранее, до отсоединения нити 2 от параллельных нитей выделяют в первой газоперекачивающей станции 51 любой штатный нагнетатель, исходя из удобства подключения к данной выделенной нити 2 до и после газоперекачивающей станции 51. Учитывая наличие на всех газоперекачивающих станциях нагнетателей в количестве большем, чем число нитей газопровода, плановое выделение любого нагнетателя для проведения каких-либо работ не приводит к ограничению транспорта газа. В данном примере, исходя из удобства подключения, в газоперекачивающей станции 51 выбирают нагнетатель 331. Если перед выполнением работ по опорожнению участка трубопровода выделенный штатный нагнетатель работал в трассу, его выключают, при этом для работы в трассу может быть задействован любой из резервных нагнетателей 351, 361, при необходимости. На выбранном нагнетателе 331 заранее, до выполнения работ по опорожнению участка, заменяют сменную проточную часть (СПЧ) на СПЧ с большей степенью повышения давления и готовят нагнетатель к работе. Аналогично, на n последующих газоперекачивающих станциях, от 52 до 5n+1, до выполнения работ по опорожнению участка, выделяют в каждой газоперекачивающей станции от 52 до 5n+1 по одному, как минимум, штатному нагнетателю, исходя из удобства подключения к выделенной нити 2 до и после газоперекачивающей станции 51, и заменяют в них штатные СПЧ на СПЧ с большей степенью повышения давления, готовят нагнетатели к работе. Далее, на участке между газоперекачивающими станциями 50 и 51 отключают опорожняемый участок на входе посредством запорно-отключающих устройств 820, 2120, 2220 запорно-распределительного узла 620 в нити 2, в перемычках 1420, 1520 и байпасах 2420 и направляют газ в обвод опорожняемого участка по параллельным нитям 1, 3 и 4 газопровода через перемычки 1220, 1320, байпасы 2520, 2320. Перекрывая в запорно-распределительных узлах 630, 640 и входном запорно-распределительном узле газоперекачивающей станции 51 примыкающие к нити 2 (отсоединяемой от параллельных нитей 1, 3, 4) перемычки 12ik 13ik, 14ik, 15ik и байпасы 24ik, 25ik посредством запорно-отключающих устройств 18ik, 19ik, 21ik, 22ik, 27ik, при этом оставляя запорно-отключающие устройства 830 и 840 нити 2 магистрального газопровода в запорно-распределительных узлах 630, 640 и запорно-отключающее устройство 8вх1 нити 2 магистрального газопровода во входном запорно-распределительном узле 371 газоперекачивающей станции 51 открытыми, соединяют тем самым опорожняемый и примыкающие, далее расположенные по направлению транспорта газа, участки нити 2 с входным коллектором 431 нагнетателя первой к опорожняемому участку по направлению транспорта газа газоперекачивающей станции 51. Далее, оставляя запорно-отключающие устройства в указанном положении, при работающих нагнетателях газоперекачивающей станции 51 происходит перетекание газа за счет разности давлений газа, из области большего давления в районе запорно-распределительного узла 620 в область меньшего давления во входном коллекторе 431 газоперекачивающей станции 51. При достаточно длительном времени, давление газа в опорожняемом и примыкающих участках нити 2 может даже выровняться до уровня давления во входном коллекторе 431 газоперекачивающей станции 51. Одновременно с перекрытием нити 2 на входе опорожняемого участка (в запорно-распределительном узле 620), отсоединением ее от параллельных нитей 1, 3, 4 до ближайшей газоперекачивающей станции 51, то есть выделением нити 2 в отдельную магистраль на участках запорно-распределительных узлов 630, 640 и соединением ее, тем самым, с входным коллектором 431 нагнетателя первой, по ходу транспорта газа, газоперекачивающей станции 51, перекрывают посредством запорно-отключающего устройства 401 нить газопровода на выходе из ближайшей по направлению транспорта газа газоперекачивающей станции 51 и, дополнительно, задорно-отключающими устройствами, по одной из нитей на выходе каждой из n газоперекачивающих станций, последовательно расположенных далее по направлению транспорта газа, где n - целое число n≥1, означающее число газоперекачивающих станций, за которыми, дополнительно к ближайшей по направлению транспорта газа к опорожняемому участку, перекрывают на выходе одну из нитей газопровода. Исходя из удобства пояснения примера примем, что на выходе каждой из n газоперекачивающих станций перекрывают ту же нить 2. Затем отсоединяют каждую из нитей 2 на всех участках между газоперекачивающими станциями с порядковыми номерами от k=1 до k=(n+2), от параллельных нитей газопровода 1, 3, 4 (при этом порядковые номера k газоперекачивающих станций принимают от ближайшей к нити, содержащей опорожняемый участок, по направлению транспорта газа, соответственно ближайшая к нити, содержащей опорожняемый участок, по направлению транспорта газа, газоперекачивающая станция имеет порядковый номер k=1). Нить 2 отсоединяют от параллельных нитей газопровода 1, 3, 4 посредством запорно-отключающих устройств в перемычках и байпасах на всем пути от каждой газоперекачивающей станции 5k до следующей газоперекачивающей станции 5(k+1) на участках между станциями с порядковыми номерами от k=1 до k=(n+2). Тем самым, каждую из отсоединенных от других и перекрытую на входе нить 2 газопровода на каждом участке от газоперекачивающей станции 5k до следующей газоперекачивающей станции 5(k+1) соединяют на выходе с входным коллектором 43(k+1) газоперекачивающей станции 5(k+1). Затем посредством запорно-отключающих устройств отсоединяют от остальных нагнетателей в (n+1) газоперекачивающих станциях по одному, как минимум, нагнетателю, на которых выполнена замена штатной СПЧ на СПЧ с большей степенью повышения давления, то есть в каждой газоперекачивающей станции с порядковыми номерами от k=l до k=(n+1), при этом соединяют входы нагнетателей, отсоединенных от остальных, газоперекачивающих станций 5k с выходным участком нитей газопровода, отсоединенных от параллельных нитей на участке от газоперекачивающей станции 5(k-1) до газоперекачивающей станции 5k, в том числе соединяют входы отсоединенных от остальных нагнетателей газоперекачивающей станции 51 с выходным участком нити газопровода, содержащей опорожняемый и примыкающие далее до газоперекачивающей станции 51 участки нити газопровода, а выходы отсоединенных от остальных нагнетателей каждой из газоперекачивающих станций 5k начиная от газоперекачивающей станции 51, соединяют с входным участком каждой из нитей, отсоединенных от параллельных нитей газопроводов, расположенных между газоперекачивающими станциями 5k и 5(k+1). Затем, одновременно, на всех газоперекачивающих станциях от 51, то есть с порядковым номером k=1, до 5(n+1), то есть с порядковым номером k=(n+1), по готовности отсоединенных от остальных штатных нагнетателей на всех газоперекачивающих станциях от 51 до 5(n+1), в пределах диапазона рабочих характеристик нагнетателей, отсоединенных от остальных, и их приводов производят откачку газа отсоединенными штатными нагнетателями из нити газопровода, соединенной с входом нагнетателей в нить газопровода, соединенную с выходом нагнетателей, после чего перекрывают опорожняемый участок на выходе из него. При этом газоперекачивающая станция с порядковым номером k=(n+1) является последней, за которой одна из нитей газопровода перекрывается и отсоединяется от параллельных нитей, а за станцией k=(n+2) одна из нитей газопровода уже не перекрывается. Примем для пояснения реализации способа по пункту 4 формулы изобретения n=1. Соответственно, в порядке реализации способа по п.4 формулы изобретения, нить 2, в месте расположения за газоперекачивающей станцией 51 перекрывают на выходе из газоперекачивающей станции 51 запорно-отключающим устройством 401, отсоединяют ее посредством запорно-отключающих устройств 481, 18вых1, 19вых1, 21вых1, 22вых1, 27вых1, 18il, 19il, 21il, 22il, 27il, 18вх2, 19вх2, 21вх2, 22вх2, 27вх2 от параллельных нитей газопровода на всем участке между газоперекачивающими станциями 51 и 52, оставляя открытым лишь запорно-отключающее устройство 8вх2 на входе в газоперекачивающую станцию 52 соединяют, тем самым, выделенный участок нити 2 на выходе с входным коллектором 432 следующей, второй по направлению транспорта газа газоперекачивающей станции 52. Дополнительно, исходя из принятого значения n=1, еще один участок нити газопровода той же нити 2, в месте расположения за газоперекачивающей станцией 52 перекрывают на выходе из газоперекачивающей станции 52 запорно-отключающим устройством 402, отсоединяют ее посредством запорно-отключающих устройств 482, 18вых2, 19вых2, 21вых2, 22вых2, 27вых2, 18i2, 19i2, 21i2, 22i2, 27i2, 18вх3, 19вх3, 21вх3, 22вх3, 27вх3 от параллельных нитей газопровода на всем участке между газоперекачивающими станциями 52 и 53, оставляя открытым лишь запорно-отключающее устройство 8вх3 на входе в газоперекачивающую станцию 53 соединяют, тем самым, выделенный участок нити 2 на участке между газоперекачивающими станциями 52 и 53, на выходе, с входным коллектором 433 следующей, второй по направлению транспорта газа газоперекачивающей станции 53. Далее, выбранный нагнетатель 331 в газоперекачивающей станции 51, в котором штатная СПЧ заменена на СПЧ с большей степенью повышения давления, отсоединяют от остальных нагнетателей посредством запорно-отключающих устройств 491, 501 сначала на выходе из него для выравнивания давления до уровня во входном коллекторе газоперекачивающей станции 51, после чего перекрывают запорно-отключающие устройства 451, 461, 471, 481 газоперекачивающей станции 51, соединяют тем самым вход выделенного нагнетателя 331 с выходным участком нити газопровода, содержащей опорожняемый, расположенный между запорно-распределительными узлами 620 и 630, a также примыкающие далее по направлению транспорта газа участки нити 2, открывают запорно-отключающее устройство 401 и соединяют тем самым выход выделенного нагнетателя 331 с входным участком выделенной нити 2 газопровода между газоперекачивающими станциями 51 и 52. Также заранее, до отсоединения нити 2 от параллельных нитей выделяют во второй газоперекачивающей станции 52 как минимум один штатный нагнетатель, исходя из удобства подключения к данной выделенной нити 2 до и после газоперекачивающей станции 52. В данном примере, исходя из удобства подключения, а также учитывая большую длину нити между первой 51 и второй 52, по направлению транспорта газа от опорожняемого участка трубопровода, в сравнении с длиной нити от опорожняемого участка трубопровода до первой, по направлению транспорта газа газоперекачивающей станции 51, в газоперекачивающей станции 52 может быть выбран как один 332, так и, например два нагнетателя 332 и 352, на которых заранее, до перекрытия опорожняемого участка на входе, заменяют штатные СПЧ на СПЧ с большей степенью повышения давления. Перед началом опорожнения участка, выбранный нагнетатель 332 (или выбранные нагнетатели 332 и 352) в газоперекачивающей станции 52, в которых штатные СПЧ заменены на СПЧ с большей степенью повышения давления, отсоединяют от остальных нагнетателей посредством запорно-отключающих устройств 492, 512, 542 сначала на выходе из них для выравнивания давления до уровня во входном коллекторе газоперекачивающей станции 52, после чего перекрывают запорно-отключающие устройства 452, 472, 482, 522, 532, газоперекачивающей станции 52, соединяют тем самым вход выделенного нагнетателя 332 (или выделенных нагнетателей 332 и 352) с выходным участком нити газопровода 2, расположенного между газоперекачивающими станциями 51 и 52, открывают запорно-отключающее устройство 402 и соединяют тем самым выход выделенного нагнетателя 332 (или выделенных нагнетателей 332 и 352) с входным участком нити 2 газопровода, отсоединенной от параллельных нитей 1, 3, 5, между газоперекачивающими станциями 52 и 53. Затем запускают привод нагнетателя 331 и, в пределах диапазона рабочих характеристик нагнетателя 331 и его привода, производят откачку газа выделенным нагнетателем 331 из нити газопровода, содержащей опорожняемый и примыкающие далее участки в нить газопровода между газоперекачивающими станциями 51 и 52, одновременно запускают привод нагнетателя 333 (или приводы нагнетателей 332, 352) и, в пределах диапазона рабочих характеристик нагнетателя 332 (или нагнетателей 332, 352) и их приводов, производят откачку газа выделенным нагнетателем 332 (или выделенными нагнетателями 332 и 352) из нити газопровода, расположенного между газоперекачивающими станциями 51 и 52 в нить 2 газопровода между газоперекачивающими станциями 52 и 53, соответственно и во входной коллектор 433 газоперекачивающей станции 53 и, следовательно, далее в трассу, после чего перекрывают опорожняемый участок на выходе из него в запорно-распределительном узле 630 посредством запорно-отключающего устройства 830. Границы диапазона рабочих характеристик нагнетателя, в том числе граница помпажа, определены особенностями конструкции конкретного нагнетателя и СПЧ (основные характеристики компрессоров газотурбинных приводов нагнетателей и границы диапазона рабочих характеристик компрессоров газотурбинных приводов принято представлять в координатах «степень сжатия» - «объемная производительность», см. Арсеньев Л.В. Стационарные газотурбинные установки. Справочник. - Л.: Машиностроение, 1989. - 544 с, на рис.VI.15). Далее, удаление из опорожняемого участка трубопровода 2 между запорно-распределительными узлами 620 и 630 остатка газа может быть выполнено другими известными действиями, например перекачкой газа из опорожняемого участка в действующие нити газопровода при помощи специальных устройств, сжиганием или сбросом в атмосферу через свечи 2920, 2930.

Технический результат в части реализации заявленного способа по п.4 формулы изобретения заключается в большем, чем при реализации заявленного способа по п.п.1-3 формулы изобретения, снижении давления и уменьшении количества газа в опорожняемом участке газопровода стационарным оборудованием высокой производительности, что дополнительно уменьшает время последующего удаления оставшегося газа из опорожняемого участка с использованием других известных действий, например перекачкой газа из опорожняемого участка в действующие нити газопровода при помощи специальных устройств, сжиганием или сбросом в атмосферу через свечи. На фиг.6, 7 показано, в пояснение реализации способа по п.4 формулы изобретения, что при использовании дополнительно даже одной (n=1), отсоединенной от параллельных, нити 2 между второй 52 и третьей 53 газоперекачивающими станциями и по одному нагнетателю со степенью сжатия π=2,15 на первой 51 и второй 52 газоперекачивающих станциях давление в опорожняемом участке трубопровода можно снизить до величины Р20-30=1,8 МПа (позиция 77 на фиг.6 и 7), вместо снижения до Р20-30=3,2 МПа при использовании нагнетателей с СПЧ со степенью сжатия π=2,15 только на первой газоперекачивающей станции (позиция 72 на фиг.4 и 5), или вместо снижения до Р20-30=3,6 МПа при использовании штатных нагнетателей с π=1,44 на первой и второй газоперекачивающих станциях при выполнении откачки газа из трубопровода по второму варианту прототипа (позиция 76 на фиг.6 и 7). Распределение давлений в трубопроводах нити 2 в момент начала откачки газа нагнетателями 331, 332 показано характеристиками 58 или 73 (в зависимости от начала откачки по готовности нагнетателя). Распределение давлений в трубопроводах нити 2 в момент приближения к границам их рабочих характеристик и перекрытия опорожняемого участка показано:

- при использовании штатных нагнетателей с π=1,44 на первой и второй газоперекачивающих станциях при выполнении откачки газа из трубопровода по второму варианту прототипа - характеристикой 74;

- при использовании нагнетателей с СПЧ, замененной на СПЧ со степенью сжатия π=2,15 на первой и второй газоперекачивающих станциях при выполнении откачки газа из трубопровода по п.4 формулы изобретения - характеристикой 75.

В момент перекрытия участка в нити трубопровода, содержащей опорожняемый и примыкающие далее по направлению движения газа участки до газоперекачивающей станции 51, т.е. от запорно-отключающего устройства 820 до запорно-отключающего устройства 8вх1 присутствует неравномерность давления (характеристика 75 на фиг.6 и 7). Остаточное давление в опорожняемом участке нити газопровода, после перекрытия его с обеих сторон и выравнивания давления, показано:

- при использовании штатных нагнетателей с π=1,44 на первой и второй газоперекачивающих станциях при выполнении откачки газа из трубопровода по второму варианту прототипа - характеристикой 76,

- при использовании нагнетателей с СПЧ, замененной на СПЧ со степенью сжатия π=2,15 на первой и второй газоперекачивающих станциях при выполнении откачки газа из трубопровода по п.4 формулы изобретения - характеристикой 77.

Для процесса откачки газа по п.4 формулы настоящего изобретения, т.е. с нагнетателями, выделенными для откачки газа по временно однониточному трубопроводу на нескольких подряд расположенных газоперекачивающих станциях по направлению транспорта газа от опорожняемого участка трубопровода, в которых штатные СПЧ заменены на СПЧ с большей, чем у СПЧ штатных нагнетателей степенью повышения давления (в данном примере замена штатных СПЧ с π=1,44 выполнена на СПЧ-18/55-2,15 с степенью повышения давления π=2,15 и паспортными значениями рабочего давления на нагнетании Рспч.нагн=54,75 кгс/см2=5,37 МПа), промежуточные значения давлений в процессе откачки газа не показаны, а распределение давления по достижении границ диапазона рабочих характеристик нагнетателей 331 и 332 с замененными СПЧ на СПЧ с степенью повышения давления π=2,15 и паспортными значениями рабочего давления на нагнетании Рспч.нагн=54,75 кгс/см2=5,37 МПа, и его привода, не выходя за них, показано характеристикой 75. Остаточное давление в опорожняемом участке нити газопровода, после перекрытия его с обеих сторон, показано характеристикой 77.

Давление в опорожняемом участке для данного типа нагнетателя можно снизить дополнительно, если после выключения нагнетателей 331 и 332 сделать выдержку Δt, для выравнивания давления в отсоединенной от других нити газопровода на участке от опорожняемого и до запорно-распределительного узла 371 газоперекачивающей станции 51, перекрыв этот участок на время Δt посредством запорно-отключающего устройства 8вх1, и для выравнивания давления в отсоединенной от других нити газопровода на участке от газоперекачивающей станции 51 до газоперекачивающей станции 52, также перекрыв этот участок на время Δt посредством запорно-отключающего устройства 8вх2, после чего может быть выполнена дальнейшая откачка газа посредством открытия запорно-отключающих устройств 8вх1 и 8вх2, с повторным включением приводов нагнетателей 331, 332. При выдержке Δt=20-30 мин, с последующим однократным включением нагнетателей 331, 332, возможно снижение в опорожняемом участке давления примерно до Р20-30=1,50 МПа (вместо Р20-30=1,80 МПа при перекрытии участка без промежуточной выдержки, т.е. с остаточной неравномерностью газа по длине трубопровода на участке нити до первой газоперекачивающей станции 51. Предельное значение давления, которое может быть достигнуто в опорожняемом участке определено типом нагнетателя и давлением во входных коллекторах второй и третьей, от опорожняемого участка, по направлению транспорта газа газоперекачивающих станций 52 и 53. На фиг.7 некоторые из характеристик, представленные на фиг.6 приведены более подробно.

1. Способ опорожнения участков трубопроводов от газа в многониточных системах магистральных газопроводов, заключающийся в перекрытии в одной из нитей газопровода опорожняемого участка на его входе посредством запорно-отключающих устройств, направлении газа через перемычки между нитями в обвод опорожняемого участка по параллельным нитям газопровода, отсоединении посредством запорно-отключающих устройств в перемычках опорожняемого участка на его выходе от параллельных нитей газопровода, отсоединении посредством запорно-отключающих устройств в перемычках всех далее расположенных участков нити, содержащей опорожняемый участок, на всем пути от опорожняемого участка до ближайшей по направлению транспорта газа газоперекачивающей станции от параллельных нитей, соединении тем самым опорожняемого и примыкающих, далее расположенных по направлению транспорта газа, отсоединенных от параллельных нитей участков с входным коллектором нагнетателя ближайшей, первой по направлению транспорта газа от опорожняемого участка газоперекачивающей станции, перекрытии одной из нитей газопровода, расположенной за первой по направлению транспорта газа от опорожняемого участка газоперекачивающей станцией посредством запорно-отключающего устройства на выходе из газоперекачивающей станции, отсоединении этой нити посредством запорно-отключающих устройств в перемычках от параллельных нитей газопровода на всем пути до следующей, второй по направлению транспорта газа от опорожняемого участка газоперекачивающей станции, соединении, тем самым, этой нити газопровода на выходе с входным коллектором второй по направлению транспорта газа от опорожняемого участка газоперекачивающей станции, отсоединении посредством запорно-отключающих устройств штатного нагнетателя первой газоперекачивающей станции от остальных штатных нагнетателей и соединении его входа с выходным участком нити газопровода, содержащей опорожняемый и примыкающие далее по направлению транспорта газа участки, соединении выхода этого, отсоединенного от других нагнетателя с входным участком отсоединенной от параллельных нити газопровода между первой и второй газоперекачивающими станциями, в откачке газа отсоединенным штатным нагнетателем из нити газопровода, содержащей опорожняемый и примыкающие далее, отсоединенные от параллельных нитей участки, в отсоединенную от параллельных нить газопровода между первой и второй газоперекачивающими станциями в пределах диапазона рабочих характеристик нагнетателя и его привода, перекрытии опорожняемого участка на его выходе посредством запорно-отключающего устройства и удалении из опорожняемого участка оставшегося газа, отличающийся тем, что до перекрытия опорожняемого участка на его входе и отсоединения посредством запорно-отключающих устройств штатного нагнетателя первой газоперекачивающей станции от остальных штатных нагнетателей и соединения его входа с выходным участком нити газопровода, содержащей опорожняемый и примыкающие далее по направлению транспорта газа участки, а также соединения выхода этого, отсоединенного от других нагнетателя с входным участком отсоединенной от параллельных нити газопровода между первой и второй газоперекачивающими станциями, на данном штатном нагнетателе выполняют замену сменной проточной части на сменную проточную часть с большей степенью повышения давления.

2. Способ опорожнения участков трубопроводов от газа в многониточных системах магистральных газопроводов по п.1, отличающийся тем, что при замене сменной проточной части на сменную проточную часть с большей степенью повышения давления выбирают сменную проточную часть с меньшим чем у сменной проточной части штатного нагнетателя паспортным значением давления газа на нагнетании.

3. Способ опорожнения участков трубопроводов от газа в многониточных системах магистральных газопроводов по п.2, отличающийся тем, что для замены выбирают сменную проточную часть с паспортным значением давления газа на нагнетании Рнагн находящемся в диапазоне Рвх2≤Рнагн<0,9·Ршт,нагн, где
Рвх2 - рабочее давление газа во входном коллекторе газоперекачивающей станции, второй по направлению транспорта газа от опорожняемого участка, при штатной работе нагнетателя и газоперекачивающей станции в целом;
Ршт.нагн - паспортное значение давления газа на нагнетании штатного нагнетателя газоперекачивающей станции.

4. Способ опорожнения участков трубопроводов от газа в многониточных системах магистральных газопроводов по п.1, отличающийся тем, что замену сменной проточной части на сменную проточную часть с большей степенью повышения давления выполняют дополнительно на одном или нескольких нагнетателях второй, по направлению транспорта газа от опорожняемого участка, либо на второй и нескольких последующих по направлению транспорта газа от опорожняемого участка газоперекачивающих станциях, с выделением этих нагнетателей в единый временно однониточный газопровод путем отсоединения его от параллельных нитей посредством запорно-отключающих устройств, и синхронной откачкой газа по выделенному однониточному трубопроводу выделенными нагнетателями с замененными сменными проточными частями в пределах диапазона рабочих характеристик выделенных нагнетателей и их приводов.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к технологическим приемам решения задачи обеспечения электрической энергией потребностей собственных нужд (средства телемеханики, контрольно-измерительные приборы, освещение, охранно-пожарная сигнализация и т.д.) автономно функционирующих газоредуцирующих объектов магистральных газопроводов и газовых сетей низкого давления.

Изобретение относится к области транспортировки гелия и углеводородной продукции от месторождений потребителям. .

Изобретение относится к области перемещения текучих сред по трубопроводам, а именно к системе транспортирования газа с низким давлением, и может быть использовано при изменении динамических и расходных характеристик перемещаемой текучей среды, предпочтительно, при изменении расхода перемещаемого газа в трубопроводе.

Изобретение относится к технологии редуцирования природного газа на газоредуцирующих объектах: газораспределительных станциях (ГРС) магистральных газопроводах (МГ) и газораспределительных пунктах (ГРП) системы газораспределения.

Изобретение относится к способу транспортировки газовых продуктов ингибирования образования в текучей среде гидратов, а именно к системам введения ингибирующих веществ в трубопроводы, и может быть использовано при ингибировании образования гидратов газа в трубопроводе, применяемом для транспортирования газообразных углеводородов.
Изобретение относится к дисперсной композиции в виде суспензии на основе масла, содержащей полимеры для снижения сопротивления течению жидкости, и к способу получения такой дисперсной композиции.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу сбора и транспорта многофазной смеси с удаленных кустов скважин со сбросом пластовой воды на кусте скважин и транспорту многофазной смеси на центральный пункт сбора.

Изобретение относится к добыче газа и транспортировке газообразного углеводородного топлива по трубопроводам большой протяженности, проложенным по морскому дну

Изобретение относится к трубопроводному транспорту, а более конкретно к магистральным трубопроводам, предназначенным для транспортировки углеводородов, преимущественно проложенным по дну водоемов, и может быть использовано при прокладке магистральных трубопроводов в сложных условиях

Изобретение относится к газовой технике, в частности к газораспределительным станциям для снижения давления газа в газопроводе

Изобретение относится к газовой технике, в частности к газораспределительным станциям для снижения давления газа в газопроводе

Изобретение относится к системе транспортирования газа с низким давлением и может быть использовано при необходимости изменения динамических и расходных характеристик перемещаемой текучей среды, предпочтительно, при изменении расхода перемещаемого газа в трубопроводе

Изобретение относится к электрохимии нефтехимических процессов

Изобретение относится к трубопроводному транспорту газа и может быть использовано на магистральных газопроводах, на шлейфах и коллекторах газовых месторождений для утилизации конденсата
Наверх