Способ опорожнения участков трубопровода от газа в многониточных системах магистральных газопроводов

Способ опорожнения участков трубопровода от газа в многониточных системах магистральных газопроводов

Иллюстрации

Показать все

Реферат

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 Р_нагн, находящемся в диапазоне Р_вх2≤Р_нагн<0,9·Р_{шт.нагн}, где

- Р_вх2 - 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;

Р_{шт.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 Р_нагн, находящемся в диапазоне Р_вх2≤Р_нагн<0,9·Р_{шт.нагн}, где

Р_вх2 - 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;

Р_{шт.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 5_k, 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 5_k 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 6_ik, 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 6_ik. Запорно-распределительные узлы 6_ik (фиг.2 - вид А фигуры 1) содержат запорно-отключающие устройства 7_ik-10_ik нитей (трубопроводов) 1-4 магистрального газопровода, перемычки 11_ik-13_ik на входе и 14_ik-16_ik на выходе из запорно-распределительных узлов 6_ik, содержащие свои запорно-отключающие устройства 17_ik-22_ik, байпасы 23_ik-25_ik также с запорно-отключающими устройствами 26_ik-28_ik, а также свечи 29_ik с запорно-отключающими устройствами 30_ik. Газоперекачивающие станции 5_k (фиг.3 - вид Б фигуры 1) содержат нагнетатели с приводами 31_ik-36_ik, входной 37_k и выходной 38_k запорно-распределительные узлы (учитывая, что схема расположения газораспределительной арматуры во всех запорно-распределительных узлах принята одинаковой, нумерация отдельных элементов во входном 37_k и выходном 38_k 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 39_k-42_k входной 43_k и выходной 44_k коллекторы с перемычками и байпасами на входе и на выходе из газоперекачивающей станции, имеющими собственные запорно-отключающие устройства 45_k-54_k. 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 8_ik с порядковыми номерами запорно-отключающих устройств N_ЗOУ, соответствующими ранее принятой индексации для i и k, то есть N_ЗOУ=8_ik. 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 5_k=5₀ и 5_k=5₁ между запорно-распределительными узлами 6_ik=6₂₀ и 6_ik=6₃₀, или, что то же самое, между запорно-отключающими устройствами N_ЗOУ=8₂₀ и N_ЗОУ=8₃₀, находящимися в запорно-распределительных узлах 6_ik=6₂₀ и 6_ik=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 6_30, 6₄₀ и входном запорно-распределительном узле 37₁ газоперекачивающей станции 5₁, примыкающие к нити 2, отсоединяемой от параллельных нитей 1, 3 и 4, перемычки 12_ik, 13_ik, 14_ik, 15_ik и байпасы 24_ik, 25_ik посредством запорно-отключающих устройств 18_ik, 19_ik, 21_ik, 22_ik, 27_ik. При этом, оставляя запорно-отключающие устройства 8₃₀ и 8₄₀ нити 2 магистрального газопровода в запорно-распределительных узлах 6₃₀, 6₄₀ и запорно-отключающее устройство 8_вх1 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, 18_вых1, 19_вых1, 21_вых1, 22_вых1, 27_вых1, 18_i1, 19_i1, 21_i1, 22_i1, 27_i1, 18_вх2, 19_вх2, 21_вх2, 22_вх2, 27_вх2 от параллельных нитей газопровода на всем участке между газоперекачивающими станциями 5₁ и 5₂, оставляя открытым лишь запорно-отключающее устройство 8_вх2 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 Р_нагн, находящемся в диапазоне

P_вx2≤Р_нагн<0,9·Р_{шт.нагн},

где Р_вх2 - 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;

Р_{шт.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 Р_вых=7,45 МПа при давлении на всасе, то есть во входном коллекторе этой и следующей газоперекачивающих станций, Р_вх=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 Т_н=20°С, давление Р_н=0,1013 МПа), G=0,56·10⁶м³/ч, паспортное значение давления газа на всасе нагнетателя Р_вс=52,75 кгс/см²=5,17 МПа, паспортное значение давления газа на нагнетании Р_{шт.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 Р_н=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 N_ЗОУ=8_ik на его входе N_ЗОУ=8₂₀ и выходе N_ЗОУ=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 6_вх1 с входным коллектором 43₁ газоперекачивающей станции 5₁, с отсоединением от параллельных нитей 1, 3, 4 газопровода после выравнивания давления в оп