Способ осушки полости подводного участка магистрального газопровода после гидравлических испытаний

Способ осушки полости подводного участка магистрального газопровода после гидравлических испытаний

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к транспорту газа по магистральному газопроводу и может быть использовано при строительстве подводных участков магистральных газопроводов. Подводные участки магистральных газопроводов прокладывают по дну водоемов: морей, рек, озер, а также подводные газопроводы-шлейфы соединяют морские газовые месторождения с терминалами, расположенными на побережье. Подводные участки магистрального газопровода могут иметь протяженность, сопоставимую с протяженностью подземного магистрального газопровода. Например, подводный участок магистрального газопровода «Россия - Турция» проложен по дну Черного моря и имеет протяженность 400 км. Процесс сооружения подводных участков магистрального газопровода включает в себя обязательные предпусковые испытания на прочность и герметичность, которые проводят путем заполнения их водой с подъемом давления до заданной величины, выдержки под этим давлением и последующим опорожнением до атмосферного давления. В отличие от подземного магистрального газопровода, линейные участки которого ограничены запорной арматурой и имеют протяженность до 30 км, особенности технологического процесса осушки подводного участка большой протяженности заключаются в следующем:

- гидравлические испытания и осушку полости подводного участка осуществляют по всей его протяженности;

- производительность установок, используемых для осушки, зависит не только от пропускной способности подводного участка, но и в значительной степени от его аккумулирующей способности;

- после гидравлических испытаний и удаления воды в подводном участке содержится влажная среда с температурой точки росы не выше 6°С, и для достижения заданной проектной глубины осушки (например, до температуры точки росы минус 60°С) требуется применять специальные технологии, позволяющие осуществлять фазовые переходы значительных объемов влаги и ее эвакуацию из полости подводного участка. Технология осушки подводного участка газопровода должна удовлетворять следующим условиям:

- минимальная температура точки росы в полости подводного участка должна быть не выше минус 60°С, что соответствует относительной влажности среды в полости газопровода после осушки не выше 0,0457%, при этом проектную температуру точки росы после осушки линейных подземных участков устанавливают равной минус 20°С;

- остаточная концентрация воздуха в смеси с природным газом, подаваемым в полость подводного участка после осушки, должна быть не выше нижнего предела взрываемости (<5%).

Известен способ осушки полости оборудования [1], основанный на первоначальном вакуумировании и последующей продувке полости, находящейся под вакуумом, наружным атмосферным воздухом, который вводят непосредственно из окружающего пространства, дросселируют и осушают, причем наружный атмосферный воздух дросселируют при вводе в полость, а осушают непосредственно в полости, находящейся под вакуумом, путем его расширения. При этом воздух вводят в количестве, обеспечивающем стационарный режим вакуумной продувки и в течение времени вплоть до достижения остаточной влажности в осушаемой полости заданной величины.

Недостаток такого способа осушки заключается в том, что данный способ не обеспечивает осушку полости подводного участка магистрального газопровода до температуры точки росы ниже минус 20°С, так как при продувке атмосферным воздухом полости подводного участка магистрального газопровода, находящегося под вакуумом, глубина осушки ограничена влагосодержанием атмосферного воздуха, поступающего в осушаемую систему.

Наиболее близким решением по технической сущности и достигнутому результату является способ осушки полости газопровода [2], основанный на заполнении средой осушаемого газопровода, находящегося под давлением, равным атмосферному, подъеме давления в осушаемом газопроводе до заданной величины, продувке, сбросе давления до вакуума с последующей осушкой полости газопровода, находящегося под вакуумом, при подъеме давления и продувке в качестве среды используют атмосферный воздух, а при осушке в осушаемом газопроводе формируют газовую среду в виде смеси атмосферного воздуха и предварительно подготовленного до заданной влажности инертного газа, полученного из атмосферного воздуха путем его разделения на азот и кислород в полимерных половолоконных мембранах. Кислород удаляют, а полученный инертный газ на основе азота перекачивающим средством нагнетают в осушаемый газопровод. После выхода из осушаемого газопровода смеси инертного газа атмосферного воздуха и воды газовую среду отделяют от жидкости, жидкость удаляют, осушенный инертный газ вновь смешивают с атмосферным воздухом и после разделения на азот и кислород полученной газовой смеси, удаления кислорода и воды инертный газ на основе азота рециркуляционным дожимным перекачивающим средством возвращают в осушаемый газопровод. Недостаток данного способа осушки заключается в том, что способ не обеспечивает осушку полости подводного участка магистрального газопровода до температуры точки росы ниже минус 20°С в течение установленного проектом времени, так как не позволяет осуществить регулирование режимов осушки с учетом аккумулирующей способности подводного участка, а также в процессе осушки не обеспечивает баланс между объемом испаряющейся влаги, объемом откачиваемой влаги и объемами замещения азотом влажного воздуха, содержащегося в полости подводного участка магистрального газопровода. Кроме того, экономическая целесообразность применения вышеуказанного способа осушки ограничена объектами осушки. Например, указанный способ эффективен для объектов, в технологических обвязках которых проектами предусмотрены рециркуляционные трубопроводы, например промысловые установки комплексной подготовки газа, компрессорные станции магистрального газопровода, так как способ осушки полости магистрального газопровода предусматривает рециркуляцию осушающей среды с выхода на вход осушаемого газопровода, и данный способ экономически не эффективен для подводных участков магистрального газопровода, так как для осуществления рециркуляции осушающей среды по такому способу осушки потребовалось бы построить временный трубопровод протяженностью, равной расстоянию между отсечными кранами подводного участка магистрального газопровода. Целью изобретения является повышение эффективности и снижение времени осушки полости подводных участков магистрального газопровода после гидравлических испытаний.

Поставленная цель достигается тем, что в предлагаемом способе осушки, основанном на заполнении средой осушаемого подводного участка магистрального газопровода, находящегося под давлением, равным атмосферному, подъеме давления до заданной величины, сбросе давления до вакуума, продувке азотом с последующей осушкой полости подводного участка магистрального газопровода, согласно изобретению с целью достижения заданной скорости испарения воды в условиях вакуума и эвакуации паров воды из полости подводного участка при продувке первоначально в полость подводного участка нагнетают предварительно осушенный атмосферный воздух, через заданные равные интервалы времени определяют скорость изменения влажности воздуха и осушку полости подводного участка магистрального газопровода осуществляют вакуумированием с постоянной скоростью изменения влажности вплоть до момента ее снижения, а последующую доосушку полости подводного участка магистрального газопровода до заданных значений влажности одновременно с вакуумированием ведут азотом, полученным в полимерных половолоконных мембранах из атмосферного воздуха путем его разделения на азот, кислород и удаления кислорода и воды. Предварительно, до начала осушки полости подводного участка магистрального газопровода, рассчитывают характеристики работы откачных вакуумных агрегатов и подводного участка в виде совмещенного графика в координатах «производительность - давление», определяют производительность откачных вакуумных агрегатов, соответствующую пропускной и аккумулирующей способности подводного участка магистрального газопровода при его вакуумировании от давления, равного атмосферному, до давления заданной величины, а максимальную производительность откачных вакуумных агрегатов при насыщении откачиваемой среды парами воды и продолжительность откачки влаги из полости подводного участка определяют по формулам:

где: q_max - максимальная производительность откачных вакуумных агрегатов(м³/час); Y_A - показатель аккумулирующей способности подводного участка; R - внутренний радиус труб (м); L - протяженность подводного участка газопровода (м); η - коэффициент динамической вязкости среды, откачиваемой из полости подводного участка газопровода (кг час/м²); α - скорость изменения давления за время τ₁ при вакуумировании подводного участка (мбар/час); τ₁ - продолжительность откачки влаги при вакуумировании с максимальной производительностью откачных вакуумных агрегатов (час); Р_Н - давление в полости подводного участка в начале вакуумирования (мбар); h_К - разность геодезических высотных отметок профиля трассы в конце подводного участка газопровода (между подводной и береговой частью газопровода) (м); h_н - разность геодезических высотных отметок профиля трассы в начале подводного участка газопровода (между береговой и подводной частью газопровода) (м); T - абсолютная температура в полости подводного участка газопровода (К); V_вл - объем влаги в полости подводного участка газопровода (кг); V_тр - геометрический объем полости подводного участка газопровода (м³); I_к - расстояние между геодезическими высотными отметками профиля трассы в конце подводного участка газопровода (м); I_н - расстояние между геодезическими высотными отметками профиля трассы в начале подводного участка газопровода (м); H₁ - упругость паров воды в начале осушки (мм рт.ст.); Н₃ - упругость паров воды в полости подводного участка, соответствующая заданному значению влажности среды (мм рт.ст.); - скорость изменения давления в полости подводного участка за время dτ при изменении упругости паров воды от H₁ до Н₃ (мбар/час); N - кратность обмена среды в объеме подводного участка газопровода (отношение суммарного количества влаги, которое следует удалить для достижения заданной величины влажности, к количеству влаги, откачиваемой из одного объема подводного участка газопровода). При продувке воздухом согласно изобретению определяют начальные параметры, характеризующие термодинамическое состояние среды, содержащейся в полости подводного участка магистрального газопровода перед началом осушки, измеряют давление, температуру, температуру точки росы воздуха, содержащегося в полости подводного участка магистрального газопровода, температуру и давление наружного воздуха, температуру и давление предварительно осушенного воздуха, нагнетаемого в полость подводного участка, по результатам измерений указанных параметров определяют количество влаги, оставшейся в полости подводного участка после гидравлических испытаний и удаления воды перед продувкой воздухом, а количество удаляемой в процессе осушки влаги для достижения заданных проектных значений влажности рассчитывают по формуле:

где: V_вл - объем удаляемой в процессе осушки влаги(кг); А - коэффициент, зависящий от диаметра подводного участка магистрального газопровода, толщины пленки жидкости на внутренней поверхности труб и силы поверхностного натяжения (г/км мм рт.ст.); T_тр - абсолютная температура в подводном участке магистрального газопровода (K); L - протяженность подводного участка магистрального газопровода (м); H₁ - упругость паров воды перед началом осушки, соответствующая начальной температуре точки росы в полости подводного участка(мм рт.ст.); Н₃ - упругость паров воды, соответствующая заданной проектной температуре точки росы (мм рт.ст.); ρ - плотность паров воды (кг/м³); V_тр - геометрический объем полости подводного участка магистрального газопровода (м³); d(P_тр,T_тр) - начальное влагосодержание среды при измеренных давлении (Р_тр) и температуре (Т_тр) в полости подводного участка (г/м³); d(Р_нг,Т_нг) - влагосодержание воздуха при измеренных на нагнетании компрессоров давлении (Р_нг) и температуре (Т_нг) (г/м³); Р₀ - давление, приведенное к нормальным условиям (МПа); Р_тр - начальное давление в трубопроводе (МПа). В процессе вакуумирования полости подводного участка газопровода через заданные и равные интервалы времени измеряют производительность откачных вакуумных агрегатов и давление в начале и конце подводного участка, определяют скорость изменения давления откачиваемой из полости подводного участка среды в течение каждого из интервалов времени между соседними измерениями, указанные параметры сравнивают с заданными допусками и осушку полости подводного участка магистрального газопровода осуществляют с постоянной скоростью снижения давления, а при отклонении скорости осушки от заданного предельного значения в полость подводного участка, находящегося под вакуумом, подают азот, при продувке полости подводного участка азотом устанавливают режим максимального насыщения азота парами воды, содержащимися в полости осушаемого подводного участка, причем при превышении скорости насыщения азота парами воды заданной предельной величины регулируют производительность откачных вакуумных агрегатов изменением частоты вращения вала привода и отключением одного или нескольких агрегатов, а величину снижения производительности откачных вакуумных агрегатов и продолжительность заполнения и продувки азотом вплоть до достижения заданной влажности в полости подводного участка магистрального газопровода определяют по формулам:

где: Δq - изменение производительности откачных вакуумных агрегатов (м³/час): q_max - максимальная производительность откачных вакуумных агрегатов (м³/час); β - скорость изменения пропускной способности подводного участка в течении интервала времени между соседними измерениями (м³/час²); t_i - продолжительность осушки между измерениями (час); i - номер измерения: τ₂ - продолжительность заполнения и продувки азотом подводного участка (час); V_тр - геометрический объем полости подводного участка (м³); q_N2 - производительность блока получения азота (м³/час); D_тр - диаметр подводного участка (м); D_пр - диаметр продувочного трубопровода (м): Н₂ - упругость паров воды в полости подводного участка в момент начала заполнения азотом (мм рт.ст.): Н₃ - заданное (проектное) значение упругости паров воды (мм рт.ст.); F - кратность обмена азота в объеме подводного участка для достижения заданной влажности. Особенности осушки подводных участков магистральных газопроводов большой протяженности заключаются в том, что первоначально вакуумирование полости осуществляют в условиях нестационарного режима течения откачиваемой среды, при котором давление и скорость течения среды меняются по длине участка газопровода. При этом объем воздуха в подводном участке превышает объемы влаги, испаряющейся с его внутренней поверхности. Принятая в изобретении физическая модель осушки основана на том, что в процессе вакуумирования частицы жидкости из объема переходят на внутреннюю поверхность, испаряются и с объемом воздуха откачиваются из полости трубопровода, а условиям баланса соответствует оптимальный режим осушки, при котором объем испарившейся при вакуумировании жидкости равен объему воздуха, откачиваемого из полости газопровода за равные промежутки времени. Для определения основных параметров технологического процесса осушки полости газопровода приняли следующие физические модели:

- зависимость термодинамического потенциала системы «жидкость - пар» от изменения упругости паров воды в газопроводе как в условиях равновесия (состояния системы перед началом осушки), так и при нарушении равновесия в процессе осушки, то есть в условиях изменения объемов жидкости и соответственно увеличения давления насыщенного пара по отношению к давлению воздуха, содержащегося в полости подводного участка газопровода;

- зависимость времени откачки влажного воздуха от изменения упругости паров воды и газодинамических параметров (производительности откачных вакуумных агрегатов, давления и температуры среды в полости подводного участка, диаметра газопровода). Для определения объема влаги, содержащейся в полости подводного участка магистрального газопровода, уравнение для полного термодинамического потенциала состояния системы «жидкость - пар» представили в виде:

где: N₁ - количество частиц влаги в паровой фазе (моль); N₂ - количество частиц в жидкой фазе (моль); ϕ₁ - термодинамический потенциал паровой фазы при температуре Т и давлении Р в полости подводного участка (Дж); ϕ₂ - термодинамический потенциал жидкой фазы (Дж); 4πR²σ - энергия жидкости, содержащейся в виде пленки на внутренней поверхности труб подводного участка после удаления воды (Дж); σ - сила поверхностного натяжения; R - внутренний радиус труб подводного участка (м). Для условия равновесия выражение 6 представили в виде:

Выразив количество частиц в жидкой фазе N₂ через объем молекул воды V₂ и учитывая соотношения dϕ₁=V₁dH и dϕ₂=V₂dH после дифференцирования выражения 7 получили уравнение для определения скорости испарения воды в зависимости от изменения упругости паров воды H в подводном участке магистрального газопровода в виде:

Проинтегрировав уравнение 8, получили выражение для определения количества влаги, содержащейся в полости подводного участка магистрального газопровода перед началом осушки в виде формулы:

где: А - коэффициент, зависящий от диаметра труб подводного участка, толщины пленки жидкости на внутренней поверхности труб и силы поверхностного натяжения (г/км мм рт.ст.); Т_тр - абсолютная температура в подводном участке газопровода (К); L - протяженность подводного участка газопровода (м); H₁ - упругость паров воды перед началом осушки (мм рт.ст.); Н₃ - упругость паров воды, соответствующая заданной (проектной) температуре точки росы (мм рт.ст.); ρ - плотность паров воды (кг/м³). Формулу для определения суммарного количества среды, которую необходимо удалить из полости подводного участка магистрального газопровода для достижения заданных проектных значений влажности, представили в виде:

где: V_тр - геометрический объем полости подводного участка (м³);

d(P_тр,T_тр) - начальное влагосодержание воздуха при измеренных давлении (Р_тр) и температуре (Т_тр) в полости подводного участка (г/м³); d(Р_нг,Т_нг) - влагосодержание в воздухе при измеренных на нагнетании компрессоров давлении (Р_нг) и температуре (Т_нг) (г/м³); Р₀ - давление, приведенное к нормальным условиям(МПа); Р_тр - начальное давление в трубопроводе (МПа). Специфика технологического процесса вакуумирования подводных участков большой протяженности заключается в том, что производительность откачных вакуумных агрегатов зависит от пропускной и аккумулирующей способности осушаемого участка. Поэтому для определения времени осушки и максимальной производительности откачных вакуумных агрегатов зависимость производительности от давления q=f(p) разбили на три зоны. На фиг.1 показан график изменения производительности блока откачных вакуумных агрегатов от давления, измеренного в конце подводного участка, а на фиг.2 - то же, в начале участка.

- зона АВ характеризует нестационарный режим течения, при котором давление в каждом сечении вакуумируемой системы меняется по длине подводного участка и во времени. На практике выход на стационарный режим работы откачных вакуумных агрегатов осуществляют в течение 1 часа;

- зона ВС характеризует квазистационарный режим течения при постоянной максимальной производительности откачных вакуумных агрегатов. Исходное выражение для определения максимальной производительности откачных вакуумных агрегатов для квазистационарной модели течения среды в подводном участке при его вакуумировании в соответствии с законом Пуазейля и с учетом профиля трассы представили в виде:

где: q_max - максимальная суммарная производительность откачных вакуумных агрегатов (м³/час); Y_A - показатель аккумулирующей способности подводного участка; R - внутренний радиус труб (м): P_ср - среднее давление в участке газопровода при вакуумировании (мбар); ΔР - разность давлений в начале и конце участка газопровода (мбар); L - протяженность участка газопровода (м); η - коэффициент динамической вязкости среды, откачиваемой из полости участка газопровода (кгч/м²); h_к - разность геодезических высотных отметок профиля трассы в конце подводного участка газопровода (между подводной и береговой частью газопровода) (м): h_н - разность геодезических высотных отметок профиля трассы в начале подводного участка газопровода (между береговой и подводной частью газопровода) (м): T - абсолютная температура в полости подводного участка газопровода (К); V_вл - объем влаги в полости подводного участка газопровода (кг); I_к - расстояние между геодезическими высотными отметками профиля трассы в конце подводного участка газопровода (м); I_н - расстояние между геодезическими высотными отметками профиля трассы в начале подводного участка газопровода (м); H₁ - упругость паров воды в начале осушки (мм рт.ст.); Н₃ - упругость паров воды в полости подводного участка, соответствующая заданному значению влажности среды (мм рт.ст.); - скорость изменения давления в полости подводного участка за время dτ при изменении упругости паров воды от H₁ до Н₃ (мбар/час). Экспериментально определили, что в процессе вакуумирования давление в каждом сечении подводного участка изменяется во времени по экспоненциальному закону:

где: P(τ_i) - давление в конце вакуумирования, равное заданной (проектной) величине (мбар); Р_Н - давление в начале вакуумирования (мбар); τ_i - продолжительность вакуумирования от давления Р₀ до давления Р(τ_i) (мбар); - скорость изменения давления в полости подводного участка за время Δτ (мбар). С учетом зависимости (12) формулу для определения среднего давления в начале подводного участка получили в виде и для определения среднего давления в конце участка - в виде а среднее давление по всей протяженности подводного участка при его вакуумировании от начального давления до конечного давления (Р_ср) и разность давлений в начале и конце подводного участка (АР) представили в виде формул:

где: - отношение среднего давления в конце подводного участка к среднему давлению в начале подводного участка. С учетом формул (13) и (14) произведение ΔP×P_ср, входящее в формулу (11), представили в виде:

При осушке подводных участков магистральных газопроводов проектные величины температуры точки росы устанавливают в диапазоне от минус 20°С до минус 60°С, что соответствует давлениям 1 мбар и 0,002 мбар. В указанном диапазоне конечных давлений при начальном давлении, равном 1000 мбар, величину (1-К²) не учитывают ввиду ее малости. Показатель аккумулирующей способности подводного участка определили по формуле [3]:

где: Y_A - показатель аккумулирующей способности подводного участка; q₁ - производительность в начале подводного участка (м³/час); q₂ - производительность в конце подводного участка (м³/час); Р(0,τ) - давление в начале участка в момент времени τ (мбар); P(I,τ) - давление в конце участка в момент времени τ (мбар); Р(0,0) - начальное давление в начале участка (мбар); P(I,0) - начальное давление в конце участка (мбар). Окончательно выражение (11) для определения максимальной производительности откачных вакуумных агрегатов представили в виде:

где: q_max - максимальная производительность откачных вакуумных агрегатов (м³/час); Y_A - показатель аккумулирующей способности подводного участка; R - внутренний радиус труб (м); L - протяженность подводного участка газопровода (м); η - коэффициент динамической вязкости среды, откачиваемой из полости подводного участка газопровода (кгчас/м²); α - скорость изменения давления за время τ₁, при вакуумировании подводного участка (мбар/час); Р_Н - давление в полости подводного участка в начале вакуумирования (мбар); h_к - разность геодезических высотных отметок профиля трассы в конце подводного участка газопровода (между подводной и береговой частью газопровода) (м); h_н - разность геодезических высотных отметок профиля трассы в начале подводного участка газопровода (между береговой и подводной частью газопровода) (м); Т - абсолютная температура в полости подводного участка газопровода (К); τ₁ - продолжительность откачки влаги при вакуумировании с максимальной производительностью откачных вакуумных агрегатов (час); V_вл - объем влаги в полости подводного участка газопровода (кг); I_к - расстояние между геодезическими высотными отметками профиля трассы в конце подводного участка газопровода (м); I_н - расстояние между геодезическими высотными отметками профиля трассы в начале подводного участка газопровода (м); H₁ - упругость паров воды в начале осушки (мм рт.ст.); Н₃ - упругость паров воды в полости подводного участка, соответствующая заданному значению влажности среды (мм рт.ст.); - скорость изменения давления в полости подводного участка за время dτ при изменении упругости паров воды от H₁ до Н₃ (мбар/час). Продолжительность вакуумирования τ₁ при постоянной производительности q=q_max определили интегрированием выражения и представили в виде формулы:

где: dV - объем откачиваемой из полости подводного участка магистрального газопровода среды за время dτ при изменении давления на величину dp(м³); V_тр - геометрический объем подводного участка (м³); N - кратность обмена среды в объеме подводного участка (отношение суммарного количества влаги, которое следует удалить для достижения заданной величины влажности к количеству влаги, откачиваемой из одного объема подводного участка); q - производительность откачных вакуумных агрегатов (м³/час); H₁ - упругость паров воды в начале осушки (мм рт.ст.); Н₃ - упругость паров воды в полости подводного участка, соответствующая заданному значению влажности среды (мм рт.ст.).

- зона CD характеризует режим, при котором откачиваемые объемы превышают объем испаряющейся при вакуумировании влаги. В процессе осушки производительность откачных вакуумных агрегатов превышает пропускную способность подводного участка. Регулирование производительности осуществляют изменением частоты вращения и отключением одного или нескольких откачных вакуумных агрегатов. Экспериментальным путем определили, что при вакуумировании полости газопровода в диапазоне давлений от 0,2 мбар до 0,01 мбар пропускная способность подводного участка в зависимости от давления и аккумулирующей способности изменяется по закону, близкому к экспоненциальному, функциональную зависимость которого представили формулой:

где: Q(τ) - пропускная способность подводного участка магистрального газопровода (м³/час); Δq=q_max-q₁ - разница между максимальной производительностью откачных вакуумных агрегатов (q_max) и производительностью qτ₁ в момент времени τ₁(м³/час²); β - скорость изменения пропускной способности подводного участка за время Δτ=τ₁-τ₀ (м³/час). С учетом зависимости (19) снижение пропускной способности подводного участка за время Δτ представили в виде:

После интегрирования (20) получили формулу для определения величины снижения производительности откачных вакуумных агрегатов в зависимости от изменения пропускной и аккумулирующей способности подводного участка магистрального газопровода:

где: Δq - изменение суммарной производительности откачных вакуумных агрегатов (м³/час); q_max - максимальная суммарная производительность откачных вакуумных агрегатов (м³/час); β - скорость изменения пропускной способности подводного участка в течение интервала времени между соседними измерениями (м³/час²); τ_i - продолжительность осушки между соседними измерениями (час); i - номер измерения. С целью повышения эффективности и сокращения времени осушки одновременно с регулированием производительности откачных вакуумных агрегатов в полость подводного участка подают азот, полученный из атмосферного воздуха путем его разделения на азот и кислород в полимерных половолоконных мембранах. Температуру точки росы азота, подаваемого в полость подводного участка, регулируют таким образом, чтобы после расширения потока азота в вакууме величина температуры точки росы была бы равной заданному проектному значению. Например, при отношении объема азота на выходе из полимерных половолоконных мембран к объему воздуха, входящему в мембраны, равном 0,5, температура точки росы азота составит минус 50°С, а при отношении, равном 0,42, - минус 60°С. Причем азотирование полости подводного участка осуществляют от начала участка, а откачку среды производят вакуумированием полости от конца участка. Первоначально весь объем подводного участка, находящийся под вакуумом, заполняют азотом. Дальнейшую доосушку осуществляют продувкой азотом и вакуумированием полости подводного участка вплоть до заданной (проектной) величины влажности. Из газовой динамики известно, что если давление наружного воздуха меньше критического, то скорость истечения азота через продувочный трубопровод равна критической и в выходном сечении устанавливается критическое давление. Таким образом, для этапа осушки подводного участка продувкой азотом приняли модель критического истечения. Зависимость временной координаты τ от давления в полости подводного участка магистрального газопровода представили в виде формулы [4]:

где: τ - продолжительность доосушки продувкой азотом(час); L - протяженность подводного участка (м); S - площадь сечения труб подводного участка (м²); S_пр - площадь сечения труб продувочного трубопровода (м²); а_н=(KRT_тр)^0,5 - начальная скорость звука (м/сек); К - коэффициент адиабаты азота; R - универсальная газовая постоянная азота (Дж/кгК); Т_тр - абсолютная температура в полости подводного участка (К); F - кратность обмена среды в объеме подводного участка при замещении воздуха азотом; H₂ - упругость паров воды в полости подводного участка в начале заполнения азотом (мм рт.ст.); Н₃ - упругость паров воды, соответствующая заданной (проектной) температуре точки росы (мм рт.ст.). Граничные условия для продувки азотом представили в виде формулы:

С учетом граничных условий (23) формулу для определения продолжительности осушки подводного участка магистрального газопровода в процессе заполнения азотом и продувки азотом от величины упругости паров H₂ до заданной (проектной) величины Н₃ представили в виде:

где: V_тр - геометрический объем подводного участка (м³); D_тр - диаметр труб подводного участка (м): D_пр - диаметр труб продувочного трубопровода (м): q_N2 - производительность блока получения азота (м³/час). Подставив в выражение 24 значения постоянных величин, продолжительность заполнения и продувки азотом полости подводного участка магистрального газопровода представили в виде формулы:

где: τ₂ - продолжительность заполнения и продувки азотом подводного участка (час); q_N2 - производительность блока получения азота (м³/час); D - диаметр подводного участка (м); D_тр - диаметр продувного трубопровода (м); L - длина подводного участка (м); F - кратность обмена азота в объеме подводного участка для достижения заданной влажности; T - температура в трубопроводе (К); H₂ - упругость паров воды в полости подводного участка (мм рт.ст.); H₃ - упругость паров воды, соответствующая заданной (проектной) температуре точки росы (мм рт.ст.). Формулу для определения суммарного времени осушки вакуумированием, заполнением азотом и продувкой азотом вплоть до заданной (проектной) влажности в полости подводного участка магистрального газопровода представили в виде:

где: τ_Σ - суммарное время осушки подводного участка (час); τ₂ - продолжительность заполнения и продувки азотом (час): N - кратность обмена среды в объеме подводного участка; V_тр - геометрический объем подводного участка (м³); q_max - максимальная производительность откачных вакуумных агрегатов (м³/час); P₁ - давление в трубопроводе в начале вакуумирования (мбар); P₂ - давление в трубопроводе в конце вакуумирования (мбар). На фиг.3 показана схема предлагаемого способа осушки подводного участка магистрального газопровода, где: 1 - магистральный газопровод; 2 - подводный участок магистрального газопровода; 3 - заглушка: 4 - камера продувки; 5 - камера вакуумирования; 6 - блок компрессоров; 7 - блок получения азота; 8 - блок осушки воздуха; 9 - блок откачных вакуумных агрегатов; 10, 11, 12, 15, 16, 17 - кран; 13, 14 - продувочный трубопровод; 18 - датчик температуры наружного воздуха; 19 - датчик давления на входе блока компрессоров; 20 - датчик температуры на выходе блока компрессоров; 21 - датчик давления на выходе блока компрессоров; 22 - анализатор концентрации кислорода на выходе блока получения азота; 23 - гигрометр (измеритель температуры точки росы азота): 24 - гигрометр (измеритель температуры точки росы среды в полости газопровода); 25 - вакуумметр; 26 - гигрометр; 27 - анализатор концентрации кислорода в полости подводного участка магистрального газопровода; 28 - датчик температуры в полос