Спосіб контролю тиску газу у магістральних, технологічних або міжпромислових газопроводах

Реферат: Спосіб контролю тиску газу в магістральному, технологічному та міжпромисловому газопроводах включає завдання величини тиску, перекриття контрольованої ділянки з усіх боків, встановлення компресорної установки (КУ), перекачування газу. Крім цього, після перекриття ділянки газопроводу включають КУ у байпасну обв'язку лінійного крану або свічну лінію, або стояки відбору газу, визначають величину тиску газу на контрольованій ділянці, порівнюють із заданою величиною, а при наявності різниці перекачують газ в послідовні або паралельні ділянки газопроводів до досягнення заданої величини. UA 96340 U (12) UA 96340 U UA 96340 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 Корисна модель належить до області транспортування газу магістральними, технологічними та міжпромисловими газопроводами і може бути застосована для спорожнення ділянок трубопроводів від газу, що в них міститься, з метою забезпечення необхідних значень величин допустимих тисків при проведенні ремонтних робіт із заміни дефектних ділянок газопроводів, відновлення несучої здатності газопроводів, ревізії та ремонту запірної арматури, під'єднання газопроводів-відводів, підтримки заданого тиску на ділянці газопроводу і т.п. Відомий спосіб спорожнення ділянки магістрального газопроводу для виконання ремонтних робіт [п. 1.18 розділу ХІІІ НПАОП 60.3-1.01-10 "Правила безпечної експлуатації магістральних газопроводів"] шляхом перекриття кранів, що обмежують ділянку (у тому числі і від суміжних технологічних систем дублюючою запірною арматурою) та стравлюванням через продувні свічки кранових вузлів газу з дільниці, що підлягає ремонту, в атмосферу до надлишкового тиску, який забезпечує безпечне виконання робіт: від 100 Па до 500 Па (від 10 мм вод. ст. до 50 мм вод. ст.) [пп. 3.32 розділу ХІІІ НПАОП 60.3-1.01-10]. Недоліком цього способу є втрата величезних обсягів газу. Також відомий спосіб спорожнення ділянок трубопроводів в багатониткових системах газопроводів [Патент СРСР № 544824, кл. F 17D 1/00, опублікований 30.01.1977 p.], який включає ежектування в сусідні газопровідні лінії високонапірним потоком газу шляхом включення ежекторних апаратів по мірі спорожнення ділянки по паралельно-послідовним схемам обв'язки, що забезпечує одно-, двох-, трьох-, чотирьохступеневе ежектування. Недоліком цього способу є відсутність мобільності та те, що для здійснення даного технічного рішення у газопроводах в однонитковому виконанні необхідне прокладання додаткового трубопроводу вздовж траси магістрального газопроводу, з'єднання його перемичками з ділянкою магістрального газопроводу, облаштування запірною арматурою і засобами під'єднання ежекторних апаратів та виконання робіт з їх під'єднання. Другим недоліком цього способу, у газопроводах в багатонитковому виконанні, є відсутність мобільності та з'єднання між собою ділянок магістральних газопроводів перемичками, додаткове облаштування запірною арматурою та засобами під'єднання ежекторних апаратів, додаткове втручання у діючу систему магістральних газопроводів шляхом врізання технологічних ліній ежектування і, як наслідок, втрата значних обсягів газу. Також відомі спосіб і пристрій для відкачування газу (патент RU № 2176049), в яких газ з однієї відключеної ділянки магістрального газопроводу (далі МГ), що примикає до компресорної станції (далі КС) з одного боку, відкачується в іншу діючу ділянку МГ, що примикає до КС з іншого боку, за допомогою послідовно з'єднаних стаціонарних компресора попереднього стиснення і компресора основного стискання КС. Недоліком цього способу є необхідність відкачування газу з усього приєднаного відрізка МГ між КС і дальньої межею відключеної ділянки. Цей спосіб потребує дорогих організаційнотехнічних заходів з виведення МГ з експлуатації, додаткових затрат на відкачку газу з приєднаного відрізка магістрального газопроводу, що призводить до прямих економічних втрат через припинення транспортування газу по магістральних газопроводах і до зниження надійності магістрального газопроводу, з якого відкачується газ, як небезпечного виробничого об'єкта внаслідок збільшення кількості циклів його навантаження змінним тиском великої амплітуди. Найбільш близьким технічним рішенням є спосіб і мобільна компресорна установка для відкачування газу з відключеного ділянки МГ [патент RU № 2108489]. Компресорна установка забезпечує перекачку газу з відключеної ділянки в діючу ділянку МГ без використання штатного компресора КС, що дозволяє здійснювати профілактичні та ремонтні роботи з відключенням тільки ділянки МГ - об'єкта обслуговування (ремонту). Установка містить ежектор, вихід якого з'єднаний зі входом компресора, низьконапірна камера з'єднана з виходом відключеної ділянки, а високонапірне сопло ежектора - дроселюючий пристрій і вихід компресора з'єднані з діючою ділянкою МГ. В ежекторі відбувається змішування активного потоку газу з діючої ділянки МГ та пасивного потоку з відключеної ділянки МГ з пониженням тиску "суміші" не нижче 55 атм, а потім підвищення тиску "суміші" до тиску в діючій ділянці 75 атм. Такий ступінь підвищення тиску "суміші" забезпечує обмеження температури на виході компресора величиною не більше 330 К (56,85 °C), що, на думку авторів, не вище температури експлуатації застосовуваних антикорозійних покриттів МГ. В результаті цього температура "суміші" стає нижчою за температуру газу, стисненого в компресорі. Таким чином, установка одночасно включена в замкнутий байпасний контур циркуляції активного потоку "діюча ділянка-ежектор-компресордіюча ділянка" і в розімкнутий контур пасивного потоку "відключена ділянка-ежектор-компресордіюча ділянка". Основними недоліками зазначеного технічного рішення є: 1 UA 96340 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 - застосування його для відкачування газу з МГ, міжпромислових газопроводів (далі МПГ) та технологічних газопроводів (ТГ) з антикорозійними покриттями, які переважно застосовуються в Україні (переважна більшість антикорозійних покриттів МГ, ТГ та МПГ України експлуатується при максимально дозволених температурах не більше 323 К (50 °C)) [п. 6.1.6. ДСТУ 4219-2003 Трубопроводи сталеві магістральні. Загальні вимоги до захисту від корозії] призводить до його термічного руйнування; - низька енергетична ефективність і уповільнення темпу відкачування в цілому через безперервну циркуляцію по байпасному контуру постійно зростаючої в міру відкачування витрати активного потоку газу через компресор з багаторазовим стисненням-розширенням; - по мірі падіння тиску у відключеній ділянці витрата пасивного потоку газу зменшується, і для підтримки постійного тиску на виході з ежектора необхідне компенсування збільшення витрати активного потоку [Дейч М.Є. Технічна газодинаміка. М, "Енергія", 1974, с. 425], що призводить до зниження ефективності відкачування і вимагає системи стабілізації сумарної витрати через ежектор. Зазначені недоліки роблять практично неможливим створення на основі запропонованого способу простої, ефективної і надійної мобільної компресорної установки, а спосіб її підключення веде до значних обсягів витрат газу. В основу корисної моделі покладена задача удосконалення способу контролю тиску газу у магістральному, технологічному та міжпромисловому газопроводах, в якому введенням нових технологічних операції досягається можливість спрощення технології при зниженні витрат газу, виключаючи термічне руйнування антикорозійного покриття газопроводів та зупинок в транспортуванні газу за рахунок цього підвищення ефективності способу при значному зниженні технологічних витрат. Задача вирішується тим, що у способі контролю тиску газу в магістральному, технологічному та між промисловому газопроводах, який включає перекриття контрольованої ділянки з усіх боків, встановлення КУ, перекачування газу і згідно корисної моделі тим, що після перекриття ділянки газопроводу задають величину тиску газу, включають компресорну установку (далі КУ) у байпасну обв'язку лінійного крану або свічну лінію, або стояки відбору газу, визначають величину тиску газу на контрольованій ділянці, порівнюють із заданою величиною, а при наявності різниці перекачують газ в послідовні або паралельні ділянки газопроводів до досягнення заданої величини. На фіг. 1, фіг. 2 наведено схеми контролю що заявляється. Де: ЛК - лінійний кран; БК - кран байпасної обв'язки лінійного крану магістрального газопроводу; СК - свічний кран для стравлювання газу у атмосферу; ЕППК - електропневмопривідний кран; КУ - пересувна компресорна установка; ЗК-1 - зворотний клапан; - існуючі газопроводи та обладнання газопроводів; - газопроводи та обладнання по яких перекачується (запропонованим способом) некомпримований природний газ; - газопроводи та обладнання по яких перекачується (запропонованим способом) компримований природний газ; - свічний газопровід; - свічний газопровід що підлягає демонтажу; - фланцеве з'єднання; - кран відкрито; 50 55 - кран закрито. Спосіб реалізується наступним чином (згідно схеми фігури 1). 1. Перекриття контрольованої ділянки з усіх боків: - лінійні крани ЛК-1,3 закривають; - закривають усі байпасні та свічні крани БК та СК відповідно; - стравлюють газ із байпасного газопроводу ЛК-1 між кранами БК - № 1.1, № 1 та СК-1, відкриваючи кран СК-1; - стравлюють газ із байпасного газопроводу ЛК-2 між кранами БК - № 2.2, № 2 та СК-2, відкриваючи кран СК-2; - закривають свічні крани СК-1, СК-2; 2 UA 96340 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 - демонтують свічні газопроводи від кранів СК-1, СК-2. 2. Встановлюють КУ: - підключають замість демонтованих свічних газопроводів заздалегідь зібрану, технологічну схему обв'язки пересувної компресорної установки (включно з компресорною установкою); - витісняють повітря з технологічних газопроводів КУ, продуваючи їх з обох боків (за допомогою спочатку повного відкриття кранів СК-1, СК-2, потім - часткового відкриття кранів БК1 та БК-2 відповідно) на свічні газопроводи КУ, після чого закривають крани свічних газопроводів КУ та вирівнюють тиск у магістральних газопроводах та технологічних газопроводах КУ повільним, безперервним, повним відкриттям кранів БК-1, БК-2, БК-2.2. - починають процес перекачування газу. 3. Визначають величину тиску газу на контрольованій ділянці (за допомогою контрольновимірювальних приладів), порівнюють із заданою величиною. 4. Процес перекачування газу до заданої величини тиску. По дільниці технологічних газопроводів обв'язки пересувної компресорної установки (КУ) від крану СК-1 через кран ЕППК-1 (кран електропневмопривідний системи автоматичного керування КУ, (далі ЕППК-1 САК КУ)) газ поступає на вхід КУ. Далі за допомогою КУ газ, що перекачується, із вищезазначеної дільниці магістрального газопроводу № 1 дотискається до необхідного тиску та перекачується у дільницю магістрального газопроводу № 2, прямуючи від виходу КУ по технологічних газопроводах її обв'язки через зворотний клапан (ЗК), кран ЕППК-2 САК КУ, свічний газопровід, кран СК-2 та кран БК-2, БК-2.2. Після відкачування необхідного обсягу газу крани СК-1, СК-2, БК-1, БК-2, БК-2.2. закривають та стравлюють газ із технологічних газопроводів обв'язки КУ (через свічки КУ), після чого відокремлюють магістральні газопроводи від газопроводів технологічної обв'язки КУ та встановлюють (на фланцевих з'єднаннях) демонтовані при підключенні свічні газопроводи. Спосіб може бути реалізованим згідно схеми фігури 2. 1. Перекриття контрольованої ділянки з усіх боків: - лінійні крани ЛК-2 закривають; - закривають усі свічні крани (СК); - демонтують свічні газопроводи від кранів СК-1, СК-2. 2. Встановлюють КУ: - підключають замість демонтованих свічних газопроводів заздалегідь зібрану, технологічну схему обв'язки пересувної компресорної установки (включно з компресорною установкою); - витісняють повітря з технологічних газопроводів КУ, продуваючи їх з обох боків за допомогою часткового відкриття кранів СК-1, СК-2 на свічні газопроводи КУ, після чого закривають крани свічних газопроводів КУ та вирівнюють тиск у магістральних газопроводах та технологічних газопроводах КУ повільним, безперервним, повним відкриттям кранів СК-1, СК-2. 3. Визначають величину тиску газу на контрольованій ділянці (за допомогою контрольновимірювальних приладів), порівнюють із заданою величиною, 4. Процес перекачування газу до заданої величини тиску. По дільниці технологічних газопроводів обв'язки пересувної компресорної установки (КУ) від крану СК-1 через кран ЕППК-1 САК КУ газ поступає на вхід КУ. Далі за допомогою КУ газ, що перекачується, із вищезазначеної дільниці магістрального газопроводу дотискається до необхідного тиску та перекачується у іншу дільницю магістрального газопроводу, прямуючи від виходу КУ по технологічних газопроводах її обв'язки через зворотний клапан (ЗК) - 1, кран ЕППК-2 САК КУ, свічний газопровід, кран СК-2 та кран БК-2. Після відкачування необхідного обсягу газу крани СК-1, СК-2 закривають та стравлюють газ із технологічних газопроводів обв'язки КУ (через свічки КУ), після чого відокремлюють магістральні газопроводи від газопроводів технологічної обв'язки КУ та встановлюють (на фланцевих з'єднаннях) демонтовані при підключенні свічні газопроводи. Фактично запропонований спосіб контролю спрощує відомі технологічні аналоги та цілком виключає термічне руйнування ізоляційного покриття. Це є основою для значного зменшення усіх технологічних витрат не забруднюючи навколишнє середовище. Запропонований спосіб придатний для використання на одно- та багатониткових системах газопроводів (трубопроводів), коли з'являється необхідність подачі газу (або інших подібних за основними властивостями речовин) з однієї газопровідної (трубопровідної) лінії в іншу, тиск газу (або інших речовин) в якій може бути меншим, рівним або більшим за тиск в ділянці, що контролюється. 60 3 UA 96340 U ФОРМУЛА КОРИСНОЇ МОДЕЛІ 5 Спосіб контролю тиску газу в магістральному, технологічному та міжпромисловому газопроводах, який включає завдання величини тиску, перекриття контрольованої ділянки з усіх боків, встановлення компресорної установки (КУ), перекачування газу і, який відрізняється тим, що після перекриття ділянки газопроводу включають КУ у байпасну обв'язку лінійного крану або свічну лінію, або стояки відбору газу, визначають величину тиску газу на контрольованій ділянці, порівнюють із заданою величиною, а при наявності різниці перекачують газ в послідовні або паралельні ділянки газопроводів до досягнення заданої величини. 4 UA 96340 U Комп’ютерна верстка Г. Паяльніков Державна служба інтелектуальної власності України, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 5