Способ откачки природного газа из отключенного участка газопровода в многониточной системе магистральных газопроводов с применением газоперекачивающих агрегатов компрессорной станции (варианты)

Способ откачки природного газа из отключенного участка газопровода в многониточной системе магистральных газопроводов с применением газоперекачивающих агрегатов компрессорной станции (варианты)

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Способ откачки природного газа из отключенного участка газопровода в многониточной системе магистральных газопроводов с применением газоперекачивающих агрегатов компрессорной станции относится к области магистрального транспорта газа и применяется перед проведением ремонтных работ на газопроводе. Использование газа из отключенного участка газопровода - одна из узловых задач ОАО «Газпром» в области ресурсосбережения. Применяемые на сегодняшний день способы использования природного газа из отключенного участка газопровода ограничены и имеют ряд недостатков. Перед проведением ремонтных работ на магистральном газопроводе необходимо отключить участок и освободить его от газа. Для этого участок газопровода перекрывают линейными кранами, транспортируемый газ направляют в обвод отключенного участка. При проведении опорожнения от газа отключенного участка газопровода применяют различные способы его использования.

1. Перепуск газа на вход КС (компрессорная станция).

Снижение давления газа до входного давления КС - наиболее часто применяемый способ частичного использования газа из участка. Как правило, компрессорные цеха (КЦ) многоцеховой КС работают в совместном режиме с открытыми перемычками на входе и выходе КЦ (вдоль трассовые перемычки между соседними нитями газопроводов закрыты). При отключении участка газопровода (здесь и далее принято отключение участка протяженностью 30 км, условным диаметром 1400 мм) открывают краны на перемычках с соседними нитями газопроводов перед первым по ходу газа линейным краном (ЛК) отключаемого участка для обеспечения транспортировки объемов газа в обвод отключенного участка и затем закрывают этот ЛК. Давление газа в отключенном участке газопровода снижают до входного давления КС с 6,35 МПа (среднее давление газа в отключенном участке газопровода) до 5,2 МПа (фиг.1). Далее закрывают второй по ходу газа ЛК отключаемого участка газопровода. Участок газопровода отключен и локализован. Оставшийся объем газа (приблизительно 2,8 млн м³), при давлении 5,2 МПа, стравливают из участка в атмосферу. Недостаток этого способа - малый объем использованного газа из участка (500-700 тыс. м³) и значительный объем стравленного газа.

2. Перепуск газа в соседний, отремонтированный, участок газопровода.

Газ из отключаемого участка перепускают в отремонтированный участок газопровода (освобожденный от газа). Этот способ позволяет экономить до 50% объема газа, подлежащего стравливанию из отключенного участка. Способ предполагает последовательное проведение отключения соседних (смежных) участков газопровода для ремонта, что не всегда технологически возможно.

3. На топливный газ компрессорных цехов, электростанций собственных нужд.

Применяется при отключении прилегающих участков на входе и выходе КС и наличии отборов газа на собственные нужды в районе 20 крана КС. В этом случае использование объема газа 1 млн м³ занимает от 2 и более суток, что увеличивает время простоя участка и ведет к дополнительным затратам по топливному газу газоперекачивающих агрегатов (ГПА) КС газотранспортного предприятия. Например, для компенсации простоя отключенного участка газопровода протяженностью L=30 км, условным диаметром Ду 1400 мм, обеспечения заданной производительности газотранспортной системы (ГТС) потребуется дополнительная загрузка ГПА КС с потреблением топливного газа 0,15-0,40 млн м³/сут (соответственно при летнем и зимнем режиме работы ГТС). Поэтому использование газа из отключенного участка в течение четырех и более суток в значительной мере снижает экономический эффект от его использования (или экономический эффект отсутствует).

4. Потребителям через газораспределительную станцию (ГРС).

Этот способ позволяет использовать до 80% объема природного газа из отключенного участка и применяется при наличии ГРС, подключенной к участку газопровода, выводимому в ремонт. При его применении увеличивается время простоя участка от 3 и более суток, что также потребует дополнительных затрат на топливный газ ГПА КС.

До настоящего времени это направление экономии топливно-энергетических ресурсов в многониточной системе магистральных газопроводов используется неэффективно. Потенциал энергосбережения в этом сегменте остается высоким и оценивается в 40%-50% от объема стравливаемого в атмосферу природного газа из участка газопровода (фиг.1).

За последние годы предлагалось несколько способов откачки газа из отключенного участка газопровода. Но большинство из них имеют существенные недостатки, из-за чего не нашли применения на практике. К недостаткам относятся: необходимость использования дополнительного оборудования, его низкая надежность и значительная продолжительность работ по откачке газа, вследствие чего теряется экономический эффект использования газа.

Известен способ откачки газа из отключенного участка газопроводов с использованием дополнительного оборудования (патент RU 2140582 С1, 04.11.1998 г. Способ откачки газа из отключенного участка газопровода). Недостатком этого способа является длительность процесса откачки, установка дополнительного устройства и оборудования, что потребует дополнительных финансовых затрат, не используется имеющееся технологическое оборудование КС.

Известен «Способ опорожнения участков трубопроводов от газа в многониточных системах магистральных газопроводах (варианты)» (патент RU 2362087 С1, 19.03.2008 г.). В первом варианте рассмотрена работа штатного нагнетателя (одного) из отключенного участка на входе КС1, с одновременным выключением из работы по транспортировке газа выходного участка газопровода до второй по ходу газа компрессорной станции КС2.

Недостатки данного способа:

- ограниченное использование штатного оборудования КС, длительность проведения откачки (на откачку газа задействован только один ГПА КС);

- вывод из режима транспорта газа участка газопровода между КС1 и КС2 протяженностью 100-120 км приводит к значительному снижению объема транспортировки газа по газотранспортной системе и, соответственно, к недопоставке природного газа конечным потребителям.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности (прототипом) является «Способ откачки газа из отключенного участка газопровода в действующий газопровод» (патент RU 2135885 С1, 11.07.1997 г.). Для этого газоперекачивающие агрегаты компрессорных цехов включаются последовательно. На линии межцеховой перемычки, соединяющей входные контуры соседних цехов, последовательно к установленным на них кранам установлен дополнительный кран, а между последовательно установленными кранами врезана перемычка с кранами, соединяющая входную межцеховую перемычку с выходами аппаратов воздушного охлаждения газа соседних цехов.

Недостатком способа является необходимость установки дополнительной запорной арматуры (четырех кранов) и технологических коллекторов на каждом КЦ, имеющих межцеховые перемычки, проведения большого объема работ по реконструкции технологической обвязки всех КЦ газотранспортной системы ОАО «Газпром» и связанных с ее проведением значительных финансовых затрат. В работе приведен только один способ откачки газа из участка, находящегося на входе КС при двухступенчатой работе ГПА, что в значительной степени сужает диапазон применения штатных ГПА КС.

Перечень фигур и таблиц с краткими пояснениями

Фиг.1 - Объем газа в участке газопровода.

На графике показано изменение давления газа по длине газопровода между КС1 и КС2 и распределение объемов газа в отключенном участке газопровода;

30 км - 60 км - отключенный участок газопровода, Ду 1400;

применяемый в настоящее время способ использования газа из отключенного участка:

площадь многоугольника: 1-4-5-8 - начальный объем газа в отключенном участке - 3480 тыс. м³ (100%); при давлении газа (Р), равном 6,35 МПа, и температуре (t), равной +5°С;

площадь многоугольника: 3-4-5-6 - объем использованного газа при перепуске на вход КС2 - 710 тыс. м³ (20,4%);

площадь многоугольника: 1-3-6-8 - объем газа, стравленного в атмосферу, - 2770 тыс. м³ (79,6%);

способ откачки газа с применением ГПА КС:

площадь многоугольника: 3-4-5-6 - объем использованного газа при перепуске на вход КС2 - 710 тыс. м³ (20,4%);

площадь многоугольника: 2-3-6-7 - объем использованного (сэкономленного) газа с применением ГПА КС - 1490 тыс. м³ (42,8%);

площадь многоугольника: 1-2-7-8 - объем газа, стравленного в атмосферу, - 1280 тыс. м³ (36,8%);

фиг.2 - Технологическая схема участка 60 км - 122 км многониточной системы газопроводов с компрессорной станцией КС2;

(к варианту 1 описания изобретения и реферату);

1н, … 8н - нити газопроводов;

60 км - 90 км - отключенный участок газопровода 4 нитки (4н), Ду 1400, находится на входе КЦ4;

71, 72 - краны входных межцеховых перемычек между КЦ4 и КЦ5; КЦ5 и КЦ6;

81, 82 - краны выходных межцеховых перемычек между КЦ4 и КЦ5; КЦ5 и КЦ6;

ГПА КЦ5 не работают (находятся в резерве);

ГПА КЦ4 и ГПА КЦ6 работают последовательно, на откачку газа из отключенного участка.

Фиг.3 - Газодинамические характеристики нагнетателя ГПА-Ц-16/76-1.44;

приведена область допустимых значений работы нагнетателя;

фиг.4 - Технологическая схема участка 60 км - 122 км многониточной системы газопроводов с компрессорной станцией КС2;

(к варианту 2 описания изобретения);

1н, … 8н - нити газопроводов;

60 км - 90 км - отключенный участок газопровода 4н, Ду 1400, находится на входе КЦ4;

71 - кран входной межцеховой перемычки между КЦ4 и КЦ5;

81 - кран выходной межцеховой перемычки между КЦ4 и КЦ5;

ГПА КЦ5 не работают (находятся в резерве);

ГПА КЦ4 и ГПА КЦ6 работают последовательно, на откачку газа из отключенного участка.

Фиг.5 - Технологическая схема участка 60 км - 122 км многониточной системы газопроводов с компрессорной станцией КС2;

(к варианту 3 описания изобретения);

1н, … 8н - нити газопроводов;

92 км - 122 км - отключенный участок газопровода 4н, Ду 1400, находится на выходе КЦ4;

71, 72 - краны входных межцеховых перемычек между КЦ4 и КЦ5; КЦ5 и КЦ6;

81, 82 - краны выходных межцеховых перемычек между КЦ4 и КЦ5; КЦ5 и КЦ6;

ГПА КЦ5 не работают (находятся в резерве);

ГПА КЦ4 и ГПА КЦ6 работают последовательно, на откачку газа из отключенного участка.

Фиг.6 - Технологическая схема участка 60 км - 122 км многониточной системы газопроводов с компрессорной станцией КС2;

(к варианту 4 описания изобретения);

1н, … 8н - нити газопроводов;

92 км - 122 км - отключенный участок газопровода 4н, Ду 1400, находится на выходе КЦ4;

71 - кран входной межцеховой перемычки между КЦ4 и КЦ5;

81 - кран выходной межцеховой перемычки между КЦ4 и КЦ5;

ГПА КЦ5 не работают (находятся в резерве);

ГПА КЦ4 и ГПА КЦ6 работают последовательно, на откачку газа из отключенного участка.

Фиг.7 - Технологическая схема участка 60 км - 122 км многониточной системы газопроводов с компрессорной станцией КС2;

(к варианту 5 описания изобретения и реферату);

1н, … 8н - нити газопроводов;

60 км - 90 км - отключенный участок газопровода 4н, Ду 1400, находится на входе КЦ4;

71, 72, 73, 74 - краны входных межцеховых перемычек между КЦ4 и КЦ5; КЦ5 и КЦ6; КЦ6 и КЦ7; КЦ7 и КЦ8;

81, 82, 83, 84 - краны выходных межцеховых перемычек между КЦ4 и КЦ5; КЦ5 и КЦ6; КЦ6 и КЦ7; КЦ7 и КЦ8;

ГПА КЦ5 и КЦ7 не работают (находятся в резерве);

ГПА КЦ4, ГПА КЦ6 и ГПА КЦ8 работают последовательно, на откачку газа из отключенного участка.

Фиг.8 - Технологическая схема участка 60 км - 122 км многониточной системы газопроводов с компрессорной станцией КС2;

(к варианту 6 описания изобретения);

1н, … 8н - нити газопроводов;

92 км - 122 км - отключенный участок газопровода 8н, Ду 1400, находится на выходе КЦ8;

71, 72, 73, 74 - краны входных межцеховых перемычек между КЦ4 и КЦ5; КЦ5 и КЦ6; КЦ6 и КЦ7; КЦ7 и КЦ8;

81, 82, 83, 84 - краны выходных межцеховых перемычек между КЦ4 и КЦ5; КЦ5 и КЦ6; КЦ6 и КЦ7; КЦ7 и КЦ8;

ГПА КЦ5 и КЦ7 не работают (находятся в резерве);

ГПА КЦ8, ГПА КЦ6 и ГПА КЦ4 работают последовательно, на откачку газа из отключенного участка.

Фиг.9 - Технологическая схема компрессорного цеха №4;

(к варианту 7 описания изобретения);

на схеме показана последовательная работа двух ГПА: 41 и 42 на откачку газа из отключенного участка;

фиг.10 - Технологическая схема компрессорного цеха №4;

(к варианту 8 описания изобретения);

на схеме показана последовательная работа трех ГПА: 41, 42 и 43 на откачку газа из отключенного участка;

фиг.11 - Технологическая схема компрессорного цеха №4;

(к варианту 9 описания изобретения и реферату);

на схеме показана последовательная работа четырех ГПА: 41, 42, 43 и 44 на откачку газа из отключенного участка;

фиг.12 - Технологическая схема компрессорного цеха №4;

(к варианту 10 описания изобретения);

на схеме показана последовательная работа пяти ГПА: 41, 42, 43, 44 и 45 на откачку газа из отключенного участка;

фиг.13 - Технологическая схема участка 30 км - 152 км многониточной системы газопроводов с компрессорной станцией КС2;

(к вариантам 7-10 описания изобретения и реферату);

1н, … 5н - нити газопроводов;

30 км - 60 км - отключенный участок газопровода 4н, Ду 1400, находится на входе КЦ4;

ГПА КЦ4 работают на откачку газа из отключенного участка;

122 км - второй по ходу газа от КС2 крановый узел (ЛК и краны перемычек);

152 км - третий по ходу газа от КС2 крановый узел (ЛК и краны перемычек);

на схеме приведено положение запорной арматуры при применении способа дополнительного снижения выходного и входного давления газа на ГПА КЦ4 - отсоединения кранами перемычек от соседних нитей газопроводов участка газопровода 4н на выходе КЦ4 (92 км; 122 км) и соединения участка газопровода 4н с соседними нитями газопроводов кранами перемычек на третьем крановом узле (152 км).

Таблица 1 - Технические характеристики ГПА КС;

приводятся технические данные по типам ГПА: коммерческой производительности, номинальной степени сжатия и т.д.;

таблица 2 - Объем природного газа в участке газопровода (Ду 1400 мм; L - 30 км);

расчет объема газа в участке газопровода проведен по ВРД 39.1 Методика определения расхода природного газа на собственные технологические нужды линейной части магистрального газопровода, газораспределительных станций и газоизмерительных станций. ВНИИГАЗ, ОАО «Газпром», 2003 г.;

таблица 3 - Результаты расчетов объема сэкономленного природного газа из отключенного участка газопровода с применением ГПА КС;

таблица 4 - Термины и обозначения.

Для увеличения объема использования природного газа из отключенного участка газопровода необходимо максимально снизить давление газа в этом участке. С помощью штатных ГПА КС можно снизить давление газа и тем самым увеличить объем откачанного газа из отключенного участка. Это достигается за счет работы нагнетателя ГПА на высокой степени сжатия (таблица 1). Применение схемы одноступенчатой работы ГПА, оснащенных полнонапорным нагнетателем, позволяет снизить давление газа в участке до уровня: P₁=5,1-4,8 МПа, при степени сжатия нагнетателя ГПА ε=1,45 и P₂=7,46-7,0 МПа (ε=P₂/P₁, где ε - степень сжатия нагнетателя ГПА, Р₂ - выходное давление газа нагнетателя ГПА, P₁ - входное давление газа нагнетателя ГПА. В магистральных газопроводах диаметром Ду 1400 максимальный уровень рабочего давления газа составляет 7,46 МПа.) Многоступенчатая работа ГПА КС обеспечивает существенное увеличение объема откачанного (сэкономленного) газа из отключенного участка за счет высокой степени сжатия нагнетателей и более глубокого снижения давления газа на входе ГПА, по сравнению с одноступенчатой работой. (При многоступенчатой работе ГПА общая степень сжатия нагнетателей рассчитывается по формуле: ε_n=ε₁·ε₂…·ε_n, где ε₁ - степень сжатия нагнетателей ГПА первой ступени; ε₂ - второй ступени; ε_n - n ступени. А.В. Деточенко, А.Л. Михеев, М.М. Волков, «Спутник газовика». Москва, Недра, 1978 г.)

Например, для ГПА Ц-16-1,44 при одноступенчатом режиме работы степень сжатия нагнетателя составит: ε₁=1,45, при двухступенчатом: ε₂=2,10 (1,45×1,45), а при трехступенчатом: ε₃=3,05 (1,45×1,45×1,45). При двухступенчатой работе ГПА (ε₂=2,10) давление газа на входе первой ступени P₁ можно понизить до уровня: 3,33-3,55 МПа, при давлении на выходе второй ступени P₂=7,0-7,46 МПа. А при трехступенчатой работе ГПА (ε₃=3,05) давление в отключенном участке можно снизить до уровня: 2,30-2,45 МПа. Расчет объема сэкономленного газа из отключенного участка газопровода при различных схемах работы ГПА приведен ниже.

В то же время первоочередной задачей газотранспортного предприятия является обеспечение бесперебойной, плановой транспортировки и поставки газа потребителям. Для сокращения времени откачки газа из отключенного участка газопровода (и соответственно времени простоя участка) технологически наиболее целесообразно применять штатные ГПА КС, нагнетатели которых обладают высокой производительностью 20-55 млн м³/сут при номинальной степени сжатия от 1,23 до 1,55 (таблица 1).

Технической задачей изобретения является увеличение объема сэкономленного природного газа, за счет сокращения объема стравленного газа и уменьшения выбросов метана в атмосферу из отключенного участка газопровода, повышение эффективности работы газотранспортного предприятия в области ресурсосбережения (фиг.1).

Для многоцеховой компрессорной станции (КС), оснащенной межцеховыми перемычками (фиг.2), откачку природного газа из отключенного участка газопровода, находящегося на входе (или выходе) КС, проводят по схеме двухступенчатого компримирования газа последовательно работающими ГПА четвертого и шестого компрессорных цехов (КЦ), соединенных через межцеховые перемычки и линию рециркуляции КЦ5. При этом технологическая обвязка КЦ5 используется для приема газа из выходного коллектора КЦ4, охлаждения газа в аппаратах воздушного охлаждения (АВО) и подачи газа во входной коллектор КЦ6. Такая работа ГПА обусловлена тем, что штатные межцеховые перемычки между КЦ соединены через коллекторы по схеме с выхода на выход и со входа на вход. А для двухступенчатой (трехступенчатой) работы ГПА КЦ, оснащенных межцеховыми перемычками, необходимо обеспечить последовательную подачу газа с выхода работающих ГПА одного КЦ на вход работающих ГПА другого КЦ. Применение такого способа откачки газа позволяет понизить давление в отключенном участке до уровня 3,5 МПа, а объем сэкономленного природного газа из отключенного участка составит 1,0 млн м³ (при снижении давления газа в участке с 5,2 МПа до 3,5 МПа). По продолжительности эта технологическая операция займет 0,5-1 час.

Вариант 1. Решаемая техническая задача в способе откачки природного газа из отключенного участка газопровода в многониточной системе магистральных газопроводов с применением газоперекачивающих агрегатов компрессорной станции в его первом варианте, заключающемся в том, что в состав многоцеховой КС входят три компрессорных цеха КЦ4, КЦ5, КЦ6, соединенных межцеховыми перемычками, а отключенный участок: кран 60 км - кран 19 (90 км) газопровода 4н - находится на входе КЦ4 (фиг.2). Откачку газа из участка: кран 60 км - кран 20 газопровода 4н (20-секущий кран КЦ4), содержащего отключенный участок: кран 60 км - кран 19 и примыкающий участок: кран 19 - кран 20, производят последовательно работающими ГПА КЦ4 и ГПА КЦ6, соединенных межцеховыми перемычками через линию рециркуляции КЦ5. Перед началом работ проводят переключения запорной арматуры, обеспечивающие транспортировку газа в обвод участка кран 60 км - кран 20 газопровода 4н по соседним нитям газопроводов. Участок кран 60 км - кран 20 газопровода 4н отсоединяют от соседних нитей газопроводов на всем протяжении до входа КЦ4 посредством перекрытия кранов перемычек. Открывают кран 20 (секущий) КЦ5, перекрывают кран 7 (входной) и кран 8 (выходной) КЦ5. Перекрывают кран 8 КЦ4. Перекрывают кран 71 входной межцеховой перемычки между КЦ4 и КЦ5, перекрывают кран 82 выходной межцеховой перемычки между КЦ5 и КЦ6. Далее перекрывают кран 60 км газопровода 4н. Отключенный и отсоединенный от соседних нитей газопроводов на всем протяжении до входа КЦ4 кранами перемычек участок кран 60 км - кран 20 газопровода 4н соединяют с входным коллектором ГПА посредством открытия крана 7 на входе КЦ4, а выход ГПА соединяют с выходным коллектором КЦ5 посредством открытия крана 81 выходной межцеховой перемычки, и далее через аппараты воздушного охлаждения (АВО) соединяют с входным коллектором КЦ5 посредством открытия крана 36 линии рециркуляции. Далее соединяют с входным коллектором ГПА КЦ6 посредством открытия крана 72 входной межцеховой перемычки, а выход ГПА через АВО соединяют с газопроводом 6н посредством открытия крана 8 на выходе КЦ6, и далее по газопроводу 6н до следующей КС по ходу газа. Затем производят откачку газа последовательно работающими ГПА КЦ4 и ГПА КЦ6, соединенных межцеховыми перемычками через линию рециркуляции КЦ5, из участка газопровода 4н, содержащего отключенный и примыкающий участок в газопровод 6н, до максимальной степени сжатия нагнетателей ГПА в пределах рабочей зоны газодинамических характеристик (фиг.3).

Вариант 2. Решаемая техническая задача в способе откачки природного газа из отключенного участка газопровода в многониточной системе магистральных газопроводов с применением газоперекачивающих агрегатов компрессорной станции в его втором варианте, заключающемся в том, что в состав многоцеховой КС входят два компрессорных цеха КЦ4 и КЦ5, соединенных межцеховыми перемычками, а отключенный участок кран 60 км - кран 19 (90 км) газопровода 4н находится на входе КЦ4 (фиг.4). Откачку газа из участка кран 60 км - кран 20 газопровода 4н, содержащего отключенный участок: кран 60 км - кран 19 и примыкающий участок: кран 19 - кран 20, производят последовательно работающими ГПА КЦ4 и ГПА КЦ6, соединенных межцеховой перемычкой через линию рециркуляции КЦ5. Перед началом работ проводят переключения запорной арматуры, обеспечивающие транспортировку газа в обвод участка кран 60 км - кран 20 газопровода 4н по соседним нитям газопроводов. Участок кран 60 км - кран 20 газопровода 4н отсоединяют от соседних нитей газопроводов на всем протяжении до входа КЦ4 посредством перекрытия кранов перемычек. Перекрывают кран 8 КЦ5 и кран 8 КЦ4. Перекрывают кран 71 входной межцеховой перемычки между КЦ4 и КЦ5. Далее перекрывают кран 60 км газопровода 4н. Отключенный и отсоединенный от соседних нитей газопроводов на всем протяжении до входа КЦ4 кранами перемычек участок кран 60 км - кран 20 газопровода 4н соединяют с входным коллектором ГПА посредством открытия крана 7 на входе КЦ4, а выход ГПА соединяют с выходным коллектором КЦ5 посредством открытия крана 81 выходной межцеховой перемычки, и далее через АВО соединяют с входным участком газопровода 5н посредством открытия крана 36 линии рециркуляции и открытия крана 7 на входе КЦ5. Далее соединяют с входным участком газопровода 6н посредством открытия крана перемычки на входе между КЦ5 и КЦ6 (1956), и далее через ГПА КЦ6 соединяют с выходным участком газопровода 6н, и по газопроводу 6н до следующей КС по ходу газа. Затем производят откачку газа последовательно работающими ГПА КЦ4 и ГПА КЦ6, соединенных межцеховой перемычкой через линию рециркуляции КЦ5, через открытый кран на входе КЦ5, через открытый кран перемычки на входе между КЦ5 и КЦ6, из участка газопровода 4н, содержащего отключенный и примыкающий участок в газопровод 6н, до максимальной степени сжатия нагнетателей ГПА в пределах рабочей зоны газодинамических характеристик.

Вариант 3. Решаемая техническая задача в способе откачки природного газа из отключенного участка газопровода в многониточной системе магистральных газопроводов с применением газоперекачивающих агрегатов компрессорной станции в его третьем варианте, заключающемся в том, что в состав многоцеховой КС входят три компрессорных цеха КЦ4, КЦ5, КЦ6, соединенных межцеховыми перемычками, а отключенный участок кран 21 (92 км) - кран 122 км газопровода 4н находится на выходе КЦ4 (фиг.5). Откачку газа из участка кран 19 - кран 122 км газопровода 4н, содержащего отключенный участок: кран 21 - кран 122 км и примыкающие участки: кран 19 - кран 20; кран 20 - кран 21, производят последовательно работающими ГПА КЦ4 и ГПА КЦ6, соединенных межцеховыми перемычками через линию рециркуляции КЦ5. Перед началом работ проводят переключения запорной арматуры, обеспечивающие транспортировку газа в обвод участка кран 19 - кран 122 км газопровода 4н по соседним нитям газопроводов. Участок кран 19 - кран 122 км газопровода 4н отсоединяют от соседних нитей газопроводов на всем протяжении до входа КЦ4 посредством перекрытия кранов перемычек. Открывают кран 20 КЦ5, перекрывают кран 7 и кран 8 КЦ5. Перекрывают кран 8 КЦ4. Перекрывают кран 71 входной межцеховой перемычки между КЦ4 и КЦ5, перекрывают кран 82 выходной межцеховой перемычки между КЦ5 и КЦ6. Далее перекрывают кран 122 км газопровода 4н, открывают кран 20 КЦ4 и перекрывают кран 19 газопровода 4н. Отключенный и отсоединенный от соседних нитей газопроводов на всем протяжении до входа КЦ4 кранами перемычек участок кран 19 - кран 122 км газопровода 4н соединяют с входным коллектором ГПА посредством открытия крана 7 на входе КЦ4, а выход ГПА соединяют с выходным коллектором КЦ5 посредством открытия крана 81 выходной межцеховой перемычки, и далее через АВО соединяют с входным коллектором КЦ5 посредством открытия крана 36 линии рециркуляции. Далее соединяют с входным коллектором ГПА КЦ6 посредством открытия крана 72 входной межцеховой перемычки, а выход ГПА через АВО соединяют с газопроводом 6н посредством открытия крана 8 на выходе КЦ6, и далее по газопроводу 6н до следующей КС по ходу газа. Затем производят откачку газа последовательно работающими ГПА КЦ4 и ГПА КЦ6, соединенных межцеховыми перемычками через линию рециркуляции КЦ5, из участка газопровода 4н, содержащего отключенный и примыкающие участки в газопровод 6н, до максимальной степени сжатия нагнетателей ГПА в пределах рабочей зоны газодинамических характеристик.

Вариант 4. Решаемая техническая задача в способе откачки природного газа из отключенного участка газопровода в многониточной системе магистральных газопроводов с применением газоперекачивающих агрегатов компрессорной станции в его четвертом варианте, заключающемся в том, что в состав многоцеховой КС входят два компрессорных цеха КЦ4 и КЦ5, соединенных межцеховыми перемычками, а отключенный участок кран 21 (92 км) - кран 122 км газопровода 4н находится на выходе КЦ4 (фиг.6). Откачку газа из участка кран 19 - кран 122 км газопровода 4н, содержащего отключенный участок: кран 21 - кран 122 км и примыкающие участки: кран 19 - кран 20; кран 20 - кран 21, производят последовательно работающими ГПА КЦ4 и ГПА КЦ6, соединенных межцеховой перемычкой через линию рециркуляции КЦ5. Перед началом работ проводят переключения запорной арматуры, обеспечивающие транспортировку газа в обвод участка кран 19 - кран 122 км газопровода 4н по соседним нитям газопроводов. Участок кран 19 - кран 122 км газопровода 4н отсоединяют от соседних нитей газопроводов на всем протяжении до входа КЦ4 посредством перекрытия кранов перемычек. Перекрывают кран 8 КЦ5 и кран 8 КЦ4. Перекрывают кран 71 входной межцеховой перемычки между КЦ4 и КЦ5. Далее перекрывают кран 122 км газопровода 4н, открывают кран 20 КЦ4 и перекрывают кран 19 газопровода 4н. Отключенный и отсоединенный от соседних нитей газопроводов на всем протяжении до входа КЦ4 кранами перемычек участок кран 19 - кран 122 км газопровода 4н соединяют с входным коллектором ГПА посредством открытия крана 7 на входе КЦ4, а выход ГПА соединяют с выходным коллектором КЦ5 посредством открытия крана 81 выходной межцеховой перемычки, и далее через АВО соединяют с входным участком газопровода 5н посредством открытия крана 36 линии рециркуляции и открытия крана 7 на входе КЦ5. Далее соединяют с входным участком газопровода 6н посредством открытия крана перемычки на входе между КЦ5 и КЦ6 (1956), и далее через ГПА КЦ6 соединяют с выходным участком газопровода 6н, и по газопроводу 6н до следующей КС по ходу газа. Затем производят откачку газа последовательно работающими ГПА КЦ4 и ГПА КЦ6, соединенных межцеховой перемычкой через линию рециркуляции КЦ5, через открытый кран на входе КЦ5, через открытый кран перемычки на входе между КЦ5 и КЦ6, из участка газопровода 4н, содержащего отключенный и примыкающие участки в газопровод 6н, до максимальной степени сжатия нагнетателей ГПА в пределах рабочей зоны газодинамических характеристик.

Для многоцеховой КС, в состав которой входят пять КЦ, соединенных межцеховыми перемычками (фиг.7), откачку природного газа из отключенного участка газопровода, находящегося на входе КС, проводят по схеме трехступенчатого компримирования газа последовательно работающими ГПА КЦ4, ГПА КЦ6 и ГПА КЦ8, соединенных через межцеховые перемычки и линии рециркуляции КЦ5 и КЦ7. При этом технологическая обвязка КЦ5 и КЦ7 используется для приема газа из выходного коллектора КЦ4 (КЦ6), охлаждения газа в аппаратах воздушного охлаждения и подачи газа во входной коллектор КЦ6 (КЦ8). Применение такого способа откачки газа позволяет понизить давление в отключенном участке до уровня 2,3-2,5 МПа, а объем сэкономленного природного газа увеличить до 1,6 млн м³ (при снижении давления газа в участке с 5,2 МПа до 2,3 МПа).

Вариант 5. Решаемая техническая задача в способе откачки природного газа из отключенного участка газопровода в многониточной системе магистральных газопроводов с применением газоперекачивающих агрегатов компрессорной станции в его пятом варианте, заключающемся в том, что в состав многоцеховой КС входят пять компрессорных цехов КЦ4, КЦ5, КЦ6, КЦ7, КЦ8, соединенных межцеховыми перемычками, а отключенный участок кран 60 км - кран 19 (90 км) газопровода 4н находится на входе КЦ4 (фиг.7). Откачку газа из участка кран 60 км - кран 20 газопровода 4н, содержащего отключенный участок: кран 60 км - кран 19 и примыкающий участок: кран19 - кран 20, производят последовательно работающими ГПА КЦ4, ГПА КЦ6 и ГПА КЦ8, соединенных межцеховыми перемычками через линии рециркуляции КЦ5 и КЦ7. Перед началом работ проводят переключения запорной арматуры, обеспечивающие транспортировку газа в обвод участка кран 60 км - кран 20 газопровода 4н по соседним нитям газопроводов. Участок кран 60 км - кран 20 газопровода 4н отсоединяют от соседних нитей газопроводов на всем протяжении до входа КЦ4 посредством перекрытия кранов перемычек. Перекрывают кран 8 КЦ4. В КЦ5, КЦ6, КЦ7 открывают краны 20 и перекрывают краны 7 и 8. Перекрывают краны 71 и 73 входных межцеховых перемычек между КЦ4 и КЦ5, КЦ6 и КЦ7, перекрывают краны 82 и 84 выходных межцеховых перемычек между КЦ5 и КЦ6, КЦ7 и КЦ8. Далее перекрывают кран 60 км газопровода 4н. Отключенный и отсоединенный от соседних нитей газопроводов на всем протяжении до входа КЦ4 кранами перемычек участок кран 60 км - кран 20 газопровода 4н соединяют с входным коллектором ГПА посредством открытия крана 7 на входе КЦ4, а выход ГПА соединяют с выходным коллектором КЦ5 посредством открытия крана 81 выходной межцеховой перемычки, и далее через АВО соединяют с входным коллектором КЦ5 посредством открытия крана 36 линии рециркуляции. Далее соединяют с входным коллектором ГПА КЦ6 посредством открытия крана 72 входной межцеховой перемычки, а выход ГПА соединяют с выходным коллектором КЦ7 посредством открытия крана 83 выходной межцеховой перемычки, и далее через АВО соединяют с входным коллектором КЦ7 посредством открытия крана 36 линии рециркуляции. Далее соединяют с входным коллектором ГПА КЦ8 посредством открытия крана 74 входной межцеховой перемычки, а выход ГПА через АВО соединяют с газопроводом 8н посредством открытия крана 8 на выходе КЦ8, и по газопроводу 8н до следующей КС по ходу газа. Затем производят откачку газа последовательно работающими ГПА КЦ4 (первая ступень), ГПА КЦ6 (вторая ступень) и ГПА КЦ8 (третья ступень), соединенных межцеховыми перемычками через линии рециркуляции КЦ5 и КЦ7, из участка газопровода 4н, содержащего отключенный и примыкающий участок в газопровод 8н, до максимальной степени сжатия нагнетателей ГПА в пределах рабочей зоны газодинамических характеристик.

Вариант 6. Решаемая техническая задача в способе откачки природного газа из отключенного участка газопровода в многониточной системе магистральных газопроводов с применением газоперекачивающих агрегатов компрессорной станции в его шестом варианте, заключающемся в том, что в состав многоцеховой КС входят пять компрессорных цехов КЦ4, КЦ5, КЦ6, КЦ7, КЦ8, соединенных межцеховыми перемычками, а отключенный участок кран 21 (92 км) - кран 122 км газопровода 8н находится на выходе КЦ8 (фиг.8). Откачку газа из участка кран 19 - кран 122 км газопровода 8н, содержащего отключенный участок: кран 21 - кран 122 км и примыкающие участки: кран 20 - кран 21; кран 19 - кран 20, производят последовательно работающими ГПА КЦ8, ГПА КЦ6 и ГПА КЦ4, соединенных межцеховыми перемычками через линии рециркуляции КЦ7 и КЦ5. Перед началом работ проводят переключения запорной арматуры, обеспечивающие транспортировку газа в обвод участка кран 19 - кран 122 км газопровода 8н по соседним нитям газопроводов. Участок кран 19 - кран 122 км газопровода 8н отсоединяют от соседних нитей газопроводов на всем протяжении до входа КЦ8 кранами перемычек. Перекрывают кран 8 КЦ8. В КЦ5, КЦ6, КЦ7 открывают краны 20 и перекрывают краны 7 и 8. Перекрывают краны 72 и 74 входных межцеховых перемычек между КЦ5 и КЦ6, КЦ7 и КЦ8, перекрывают краны 81 и 83 выходных межцеховых перемычек между КЦ4 и КЦ5, КЦ6 и КЦ7. Далее перекрывают кран 122 км газопровода 8н, открывают кран 20 КЦ8 и перекрывают кран 19 газопровода 8н. Отключенный и отсоединенный от соседних нитей газопроводов на всем протяжении до входа КЦ8 кранами перемычек участок кран 19 - кран 122 км газопровода 8н соединяют с входным коллектором ГПА посредством открытия крана 7 на входе КЦ8, а выход ГПА соединяют с выходным коллектором КЦ7 посредством открытия крана 84 выходной межцеховой перемычки, и далее через АВО соединяют с входным коллектором КЦ7 посредством открытия крана 36 линии рециркуляции. Далее соединяют с входным коллектором ГПА КЦ6 посредством открытия крана 73 входной межцеховой перемычки, а выход ГПА соединяют с выходным коллектором КЦ5 посредством открытия крана 82 выходной межцеховой перемычки, и далее через АВО соединяют с входным коллектором КЦ5 посредством открытия крана 36 линии рециркуляции. Далее соединяют с входным коллектором ГПА КЦ4 посредством открытия крана 71 входной межцеховой перемычки, а выход ГПА через АВО соединяют с газопроводом 4н посредством открытия крана 8 на выходе КЦ4, и по газопроводу 4н до следующей КС по ходу газа. Затем производят откачку газа последовательно работающими ГПА КЦ8 (первая ступень), ГПА КЦ6 (вторая ступень) и ГПА КЦ4 (третья ступень), соединенных межцеховыми перемычками через линии рециркуляции КЦ7 и КЦ5, из участка газопровода 8н, содержащего отключенный и примыкающие участки в газопровод 4н, до максимальной степени сжатия нагнетателей ГПА в пределах рабочей зоны газодинамических характеристик.

Для КЦ магистральных газопроводов с технологической обвязкой, обеспечивающей последовательную и параллельную работу ГПА, при проведении откачки газа из отключенного участка газопровода применяют схему многоступенчатой работы (от двух до пяти ступеней) газоперекачивающих агрегатов одного КЦ (фиг.9-12). Для увеличения объема сэкономленного газа из отключенного участка газопровода снижают давление на выходе и входе ГПА, работающих на откачку газа. Для этого применяют способ отсоединения перемычками, от соседних нитей газопроводов, участка газопровода протяженностью до 60 км на выходе КЦ (фиг.13). В результате обеспечивается дополнительное увеличение объема откачанного (сэкономленного) газа из отключенного участка газопровода за счет снижения давления на выходе и входе ГПА на 0,5-1,4 МПа и снижения давления в отключенном участке газопровода. В этом случае объем сэкономленного газа из отключенного участка газопровода увеличится до 1,2 млн м³ (при снижении давления газа в отключенном участке с 5,2 до 3,0 МПа).

Вариант 7. Решаемая техническая задача в способе откачки природного газа из отключенного участка газопровода в многониточной системе магистральных газопроводов с применением газоперекачивающих агрегатов компрессорной станции в его седьмом варианте, заключающемся в том, что для КЦ, технологическая обвязка которого обеспечивает последовательну