RU2343379C1 - Dewatering method of cavity of subaqueous section of cross-country gas pipeline after hydraulic testing - Google Patents
Dewatering method of cavity of subaqueous section of cross-country gas pipeline after hydraulic testing Download PDFInfo
- Publication number
- RU2343379C1 RU2343379C1 RU2007142057/06A RU2007142057A RU2343379C1 RU 2343379 C1 RU2343379 C1 RU 2343379C1 RU 2007142057/06 A RU2007142057/06 A RU 2007142057/06A RU 2007142057 A RU2007142057 A RU 2007142057A RU 2343379 C1 RU2343379 C1 RU 2343379C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- cavity
- underwater section
- underwater
- section
- pressure
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Drying Of Solid Materials (AREA)
Abstract
Description
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:The invention relates to the transport of gas through a gas pipeline and can be used in the construction of underwater sections of gas pipelines. Underwater sections of main gas pipelines are laid along the bottom of water bodies: seas, rivers, lakes, as well as underwater gas pipelines-loops connect offshore gas fields with terminals located on the coast. The underwater sections of the main gas pipeline can have a length comparable to the length of the underground main gas pipeline. For example, the underwater section of the Russia-Turkey gas pipeline is laid along the bottom of the Black Sea and has a length of 400 km. The process of constructing underwater sections of the main gas pipeline includes mandatory pre-launch tests for strength and tightness, which are carried out by filling them with water, raising the pressure to a predetermined value, holding it under this pressure and then emptying it to atmospheric pressure. In contrast to the underground gas pipeline, the linear sections of which are limited by valves and have a length of up to 30 km, the features of the technological process of drying an underwater section of a long length are as follows:
- гидравлические испытания и осушку полости подводного участка осуществляют по всей его протяженности;- hydraulic testing and drying of the cavity of the underwater section is carried out over its entire length;
- производительность установок, используемых для осушки, зависит не только от пропускной способности подводного участка, но и в значительной степени от его аккумулирующей способности;- the performance of the plants used for drying depends not only on the throughput of the underwater section, but also to a large extent on its storage capacity;
- 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:- after hydraulic testing and water removal, the underwater section contains a humid environment with a dew point temperature of not higher than 6 ° C, and to achieve a given design drying depth (for example, to a dew point temperature of minus 60 ° C), special technologies are required that allow phase transitions of significant volumes of moisture and its evacuation from the cavity of the underwater section. The drying technology of the underwater section of the pipeline must satisfy the following conditions:
- 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;- the minimum dew point temperature in the cavity of the underwater section should not be higher than minus 60 ° С, which corresponds to a relative humidity of the medium in the gas pipeline cavity after drying not higher than 0.0457%, while the design temperature of the dew point after drying the linear underground sections is set to minus 20 ° C;
- остаточная концентрация воздуха в смеси с природным газом, подаваемым в полость подводного участка после осушки, должна быть не выше нижнего предела взрываемости (<5%).- the residual air concentration in the mixture with natural gas supplied to the cavity of the underwater section after drying should not be higher than the lower explosive limit (<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.A known method of drying the equipment cavity [1], based on the initial evacuation and subsequent purging of the cavity under vacuum with external atmospheric air, which is introduced directly from the surrounding space, is throttled and drained, and the external atmospheric air is throttled when introduced into the cavity, and dried directly in a cavity under vacuum, by expanding it. At the same time, air is introduced in an amount that ensures a stationary regime of vacuum purging and for a time until the residual moisture content in the drained cavity of a given value is reached.
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.The disadvantage of this method of drying is that this method does not ensure the drying of the cavity of the underwater section of the main gas pipeline to a dew point temperature below
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.The closest solution in terms of technical nature and the achieved result is a method of drying a gas pipeline cavity [2], based on filling the medium with a drained gas pipeline under a pressure equal to atmospheric pressure, raising the pressure in the drained gas pipeline to a predetermined value, blowing, depressurizing to vacuum, followed by drying the cavity of the gas pipeline under vacuum, when the pressure rises and purges, atmospheric air is used as the medium, and during drying, the gas medium is formed in the drained gas pipeline in the form of a mixture of atmospheric air and inert gas previously prepared to a predetermined humidity, obtained from atmospheric air by its separation into nitrogen and oxygen in polymer hollow fiber membranes. Oxygen is removed, and the resulting inert nitrogen-based gas is pumped into the drained gas pipeline by a pumping agent. After the inert gas mixture of atmospheric air and water leaves the drained gas pipeline, the gas medium is separated from the liquid, the liquid is removed, the dried inert gas is mixed again with atmospheric air, and after separation of the resulting gas mixture into nitrogen and oxygen, removal of oxygen and water, the inert gas based on nitrogen is recirculated booster pumping agent is returned to the drained gas pipeline. The disadvantage of this method of drying is that the method does not provide drying of the cavity of the underwater section of the main gas pipeline to a dew point temperature below
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:This goal is achieved by the fact that in the proposed method of drying, based on filling the medium of the drained underwater section of the main gas pipeline under atmospheric pressure, raising the pressure to a predetermined value, depressurizing to vacuum, purging with nitrogen, followed by drying of the cavity of the underwater section of the main gas pipeline, according to the invention in order to achieve a given rate of water evaporation under vacuum and evacuation of water vapor from the cavity of the underwater section when blowing the initial pre-drained atmospheric air is injected into the cavity of the underwater section, at predetermined equal intervals of time, the rate of change of air humidity is determined and the cavity of the underwater section of the main gas pipeline is dried by vacuuming at a constant rate of change of humidity until it decreases, and the subsequent re-drying of the cavity of the underwater section of the main gas pipeline preset humidity values simultaneously with evacuation lead with nitrogen obtained in polymer hollow fibers membranes from atmospheric air by its separation into nitrogen, oxygen and the removal of oxygen and water. Previously, before the cavity of the underwater section of the main gas pipeline begins to dry, the operating characteristics of the pumping vacuum units and the underwater section are calculated in the form of a combined graph in the “productivity - pressure” coordinates, the productivity of the pumping vacuum units is determined, which corresponds to the throughput and accumulating capacity of the underwater section of the main gas pipeline when it is evacuated from atmospheric pressure to a predetermined pressure, and maximum productivity l pumping vacuum units at saturation of the pumped medium with water vapor and the duration of pumping moisture from the cavity of the underwater section is determined by the formulas:
где: qmax - максимальная производительность откачных вакуумных агрегатов(м3/час); YA - 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); РН - давление в полости подводного участка в начале вакуумирования (мбар); hК - разность геодезических высотных отметок профиля трассы в конце подводного участка газопровода (между подводной и береговой частью газопровода) (м); hн - 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); Vвл - объем влаги в полости подводного участка газопровода (кг); Vтр - геометрический объем полости подводного участка газопровода (м3); Iк - расстояние между геодезическими высотными отметками профиля трассы в конце подводного участка газопровода (м); Iн - 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.); 
где: Vвл - 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.); Tтр - 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); Vтр - геометрический объем полости подводного участка магистрального газопровода (м3); d(Pтр,Tтр) - начальное влагосодержание среды при измеренных давлении (Ртр) и температуре (Ттр) в полости подводного участка (г/м3); d(Рнг,Тнг) - влагосодержание воздуха при измеренных на нагнетании компрессоров давлении (Рнг) и температуре (Тнг) (г/м3); Р0 - давление, приведенное к нормальным условиям (МПа); Ртр - 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:where: V ow is the volume of moisture removed during the drying process (kg); A is a coefficient depending on the diameter of the underwater section of the main gas pipeline, the thickness of the liquid film on the inner surface of the pipes and the surface tension force (g / km mm Hg); T Tr - absolute temperature in the underwater section of the main gas pipeline (K); L is the length of the underwater section of the main gas pipeline (m); H 1 - the vapor pressure of the water before the start of drying, corresponding to the initial temperature of the dew point in the cavity of the underwater section (mm Hg); H 3 - the vapor pressure of water, corresponding to a given design temperature of the dew point (mm Hg); ρ is the density of water vapor (kg / m 3 ); V Tr - the geometric volume of the cavity of the underwater section of the main gas pipeline (m 3 ); d (P Tr , T Tr ) - the initial moisture content of the medium at the measured pressure (R Tr ) and temperature (T Tr ) in the cavity of the underwater section (g / m 3 ); d (R ng , T ng ) is the moisture content of air at the pressure (R ng ) and temperature (T ng ) measured at the compressor discharge (g / m 3 ); P 0 - pressure reduced to normal conditions (MPa); R Tr - the initial pressure in the pipeline (MPa). In the process of evacuating the cavity of the underwater section of the gas pipeline at predetermined and equal time intervals, measure the performance of the evacuated vacuum units and the pressure at the beginning and end of the underwater section, determine the rate of change of pressure of the medium pumped out of the cavity of the underwater section during each of the time intervals between adjacent measurements, these parameters are compared with specified tolerances and the drying of the cavity of the underwater section of the main gas pipeline is carried out with a constant decrease rate yes nitrogen, and when the drying speed deviates from the predetermined limit value, nitrogen is supplied into the cavity of the underwater section under vacuum, when the cavity of the underwater section is purged with nitrogen, the maximum nitrogen saturation mode is established with water vapor contained in the cavity of the drained underwater section, and when the rate of nitrogen saturation is exceeded water vapor of a predetermined limit value regulate the performance of pumping vacuum units by changing the frequency of rotation of the drive shaft and turning off one or more regatta and size reduction performance of pumped vacuum units and the duration of filling and purging with nitrogen until a predetermined humidity in the cavity of the underwater section of the main pipeline is determined by the formulas:
где: Δq - изменение производительности откачных вакуумных агрегатов (м3/час): qmax - максимальная производительность откачных вакуумных агрегатов (м3/час); β - скорость изменения пропускной способности подводного участка в течении интервала времени между соседними измерениями (м3/час2); ti - продолжительность осушки между измерениями (час); i - номер измерения: τ2 - продолжительность заполнения и продувки азотом подводного участка (час); Vтр - геометрический объем полости подводного участка (м3); qN2 - производительность блока получения азота (м3/час); Dтр - диаметр подводного участка (м); Dпр - 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:where: Δq - change in the productivity of pumped vacuum units (m 3 / h): q max - maximum capacity of pumped vacuum units (m 3 / h); β is the rate of change in the throughput capacity of the underwater section during the time interval between adjacent measurements (m 3 / h 2 ); t i - the duration of drying between measurements (hour); i is the measurement number: τ 2 is the duration of filling and purging with nitrogen the underwater section (hour); V Tr - the geometric volume of the cavity of the underwater section (m 3 ); q N2 — productivity of the nitrogen production unit (m 3 / h); D Tr - the diameter of the underwater section (m); D CR - the diameter of the purge pipe (m): N 2 - the vapor pressure of the water in the cavity of the underwater section at the time of the start of filling with nitrogen (mm Hg): N 3 - the set (design) value of the vapor pressure (mm Hg) ); F - the rate of exchange of nitrogen in the volume of the underwater section to achieve a given humidity. The features of drying the underwater sections of long-distance gas pipelines are that the cavity is initially evacuated under unsteady flow conditions of the pumped medium, at which the pressure and velocity of the medium vary along the length of the gas pipeline section. The volume of air in the underwater section exceeds the volume of moisture evaporating from its inner surface. The physical model of dehydration adopted in the invention is based on the fact that during the evacuation process, liquid particles from the volume pass to the inner surface, evaporate and are evacuated from the pipeline cavity with the air volume, and the optimal drying mode corresponds to the balance conditions, in which the volume of liquid evaporated during evacuation is equal to the volume air pumped out of the cavity of the gas pipeline at regular intervals. The following physical models were adopted to determine the main parameters of the process for drying a gas pipeline cavity:
- 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;- the dependence of the thermodynamic potential of the "liquid-vapor" system on the change in the elasticity of water vapor in the gas pipeline both under equilibrium conditions (the state of the system before drying), and if the equilibrium is disturbed during the drying process, that is, under conditions of a change in the volume of liquid and, accordingly, an increase in saturated pressure steam in relation to the pressure of air contained in the cavity of the underwater section of the gas pipeline;
- 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:- dependence of the pumping time of moist air on changes in the elasticity of water vapor and gas-dynamic parameters (productivity of pumping vacuum units, pressure and temperature of the medium in the cavity of the underwater section, diameter of the gas pipeline). To determine the volume of moisture contained in the cavity of the underwater section of the main gas pipeline, the equation for the full thermodynamic potential of the state of the "liquid-vapor" system was presented in the form:
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:where: N 1 - the number of moisture particles in the vapor phase (mol); N 2 - the number of particles in the liquid phase (mol); φ 1 is the thermodynamic potential of the vapor phase at temperature T and pressure P in the cavity of the underwater section (J); φ 2 is the thermodynamic potential of the liquid phase (J); 4πR 2 σ is the energy of the liquid contained in the form of a film on the inner surface of the pipes of the underwater section after the removal of water (J); σ is the surface tension force; R is the inner radius of the pipes of the underwater section (m). For the equilibrium condition,
Выразив количество частиц в жидкой фазе N2 через объем молекул воды V2 
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.); Ттр - 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:where: A is a coefficient depending on the diameter of the pipes of the underwater section, the thickness of the liquid film on the inner surface of the pipes and the surface tension force (g / km mm Hg); T Tr - the absolute temperature in the underwater section of the pipeline (K); L is the length of the underwater section of the pipeline (m); H 1 is the vapor pressure of the water before drying (mmHg); H 3 - the vapor pressure of water, corresponding to a given (design) temperature of the dew point (mm Hg); ρ is the density of water vapor (kg / m 3 ). The formula for determining the total amount of medium that must be removed from the cavity of the underwater section of the main gas pipeline to achieve the specified design humidity values was presented in the form:
где: Vтр - геометрический объем полости подводного участка (м3);where: V Tr - the geometric volume of the cavity of the underwater section (m 3 );
d(Pтр,Tтр) - начальное влагосодержание воздуха при измеренных давлении (Ртр) и температуре (Ттр) в полости подводного участка (г/м3); d(Рнг,Тнг) - влагосодержание в воздухе при измеренных на нагнетании компрессоров давлении (Рнг) и температуре (Тнг) (г/м3); Р0 - давление, приведенное к нормальным условиям(МПа); Ртр - 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.d (P Tr , T Tr ) - the initial moisture content of air at the measured pressure (P Tr ) and temperature (T Tr ) in the cavity of the underwater section (g / m 3 ); d (R ng , T ng ) is the moisture content in the air at the pressure (R ng ) and temperature (T ng ) measured at the compressor discharge (g / m 3 ); P 0 - pressure reduced to normal conditions (MPa); R Tr - the initial pressure in the pipeline (MPa). The specificity of the technological process of evacuation of underwater sections of long length lies in the fact that the performance of pumping vacuum units depends on the throughput and storage capacity of the drained section. Therefore, to determine the drying time and maximum productivity of the vacuum pumping units, the pressure dependence of the productivity q = f (p) was divided into three zones. Figure 1 shows a graph of the change in productivity of the block of pumping vacuum units from the pressure measured at the end of the underwater section, and figure 2 is the same at the beginning of the section.
- 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;- zone AB characterizes the unsteady flow regime at which the pressure in each section of the evacuated system varies along the length of the underwater section and in time. In practice, the exit to the stationary mode of operation of the vacuum pump units is carried out within 1 hour;
- 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:- the aircraft zone characterizes the quasistationary flow regime at a constant maximum productivity of the evacuated vacuum units. The initial expression for determining the maximum productivity of pumped vacuum units for a quasi-stationary model of the flow of the medium in the underwater section during its evacuation in accordance with the Poiseuille law and taking into account the profile of the route was presented in the form:
где: qmax - максимальная суммарная производительность откачных вакуумных агрегатов (м3/час); YA - показатель аккумулирующей способности подводного участка; R - внутренний радиус труб (м): Pср - 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); hк - разность геодезических высотных отметок профиля трассы в конце подводного участка газопровода (между подводной и береговой частью газопровода) (м): hн - 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); Vвл - объем влаги в полости подводного участка газопровода (кг); Iк - расстояние между геодезическими высотными отметками профиля трассы в конце подводного участка газопровода (м); Iн - 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.); 
где: P(τi) - давление в конце вакуумирования, равное заданной (проектной) величине (мбар); РН - давление в начале вакуумирования (мбар); τi - продолжительность вакуумирования от давления Р0 до давления Р(τi) (мбар); 
где: 
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]:When drying underwater sections of main gas pipelines, the design dew point temperature values are set in the range from minus 20 ° С to minus 60 ° С, which corresponds to pressures of 1 mbar and 0.002 mbar. In the specified range of final pressures at an initial pressure of 1000 mbar, the value (1-K 2 ) is not taken into account due to its smallness. The accumulating ability index of the underwater section was determined by the formula [3]:
где: YA - 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:where: Y A - an indicator of the accumulating ability of the underwater section; q 1 - productivity at the beginning of the underwater section (m 3 / hour); q 2 - productivity at the end of the underwater section (m 3 / hour); P (0, τ) is the pressure at the beginning of the section at the time instant τ (mbar); P (I, τ) is the pressure at the end of the section at the time instant τ (mbar); P (0,0) is the initial pressure at the beginning of the section (mbar); P (I, 0) is the initial pressure at the end of the section (mbar). Finally, expression (11) for determining the maximum performance of pumped vacuum units was presented in the form:
где: qmax - максимальная производительность откачных вакуумных агрегатов (м3/час); YA - 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); РН - давление в полости подводного участка в начале вакуумирования (мбар); hк - разность геодезических высотных отметок профиля трассы в конце подводного участка газопровода (между подводной и береговой частью газопровода) (м); hн - 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); Vвл - объем влаги в полости подводного участка газопровода (кг); Iк - расстояние между геодезическими высотными отметками профиля трассы в конце подводного участка газопровода (м); Iн - 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.); 
где: dV - объем откачиваемой из полости подводного участка магистрального газопровода среды за время dτ при изменении давления на величину dp(м3); Vтр - 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.).where: dV is the volume of the medium pumped out from the cavity of the underwater section of the main gas pipeline during dτ when the pressure changes by dp (m 3 ); V Tr - the geometric volume of the underwater section (m 3 ); N is the multiplicity of medium exchange in the volume of the underwater section (the ratio of the total amount of moisture that must be removed to achieve a given moisture value to the amount of moisture pumped from one volume of the underwater section); q - productivity of pumping vacuum units (m 3 / h); H 1 - the vapor pressure of water at the beginning of the drying (mm Hg); H 3 - the elasticity of water vapor in the cavity of the underwater section, corresponding to a given value of the humidity of the medium (mm Hg).
- 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:- the CD zone characterizes the mode in which the pumped volumes exceed the volume of moisture evaporated during evacuation. During the drying process, the performance of the evacuated vacuum units exceeds the throughput capacity of the underwater section. Performance control is carried out by changing the speed and turning off one or more pumped vacuum units. It was determined experimentally that when evacuating a gas pipeline cavity in the pressure range from 0.2 mbar to 0.01 mbar, the throughput capacity of the underwater section, depending on the pressure and storage capacity, changes according to a law close to exponential, the functional dependence of which is represented by the formula:
где: Q(τ) - пропускная способность подводного участка магистрального газопровода (м3/час); Δq=qmax-q1 - разница между максимальной производительностью откачных вакуумных агрегатов (qmax) 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:where: Q (τ) is the throughput capacity of the underwater section of the main gas pipeline (m 3 / h); Δq = q max -q 1 - the difference between the maximum capacity of the pumping vacuum units (q max ) and capacity qτ 1 at time τ 1 (m 3 / hour 2 ); β is the rate of change in the throughput capacity of the underwater section for the time Δτ = τ 1 -τ 0 (m 3 / h). Taking into account dependence (19), a decrease in the throughput capacity of the underwater section for the time Δτ was presented in the form:
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:After integration (20), we obtained a formula for determining the decrease in the productivity of pumped vacuum units depending on changes in the throughput and storage capacity of the underwater section of the main gas pipeline:
где: Δq - изменение суммарной производительности откачных вакуумных агрегатов (м3/час); qmax - максимальная суммарная производительность откачных вакуумных агрегатов (м3/час); β - скорость изменения пропускной способности подводного участка в течение интервала времени между соседними измерениями (м3/час2); τi - 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]:where: Δq is the change in the total productivity of pumping vacuum units (m 3 / h); q max - the maximum total productivity of pumping vacuum units (m 3 / h); β is the rate of change in the throughput capacity of the underwater section during the time interval between adjacent measurements (m 3 / h 2 ); τ i is the drying time between adjacent measurements (hour); i is the measurement number. In order to increase the efficiency and reduce the drying time, nitrogen, obtained from atmospheric air by its separation into nitrogen and oxygen in polymer hollow fiber membranes, is fed into the cavity of the underwater section simultaneously with the regulation of the performance of pumped vacuum units. The temperature of the dew point of nitrogen supplied to the cavity of the underwater section is controlled so that after the expansion of the nitrogen flow in vacuum, the dew point temperature would be equal to the specified design value. For example, when the ratio of the volume of nitrogen at the outlet of the polymer hollow fiber membranes to the volume of air entering the membranes is 0.5, the temperature of the nitrogen dew point will be minus 50 ° C, and with a ratio of 0.42, minus 60 ° C. Moreover, the nitriding of the cavity of the underwater section is carried out from the beginning of the section, and the medium is pumped out by evacuation of the cavity from the end of the section. Initially, the entire volume of the underwater section under vacuum is filled with nitrogen. Further re-drying is carried out by purging with nitrogen and evacuating the cavity of the underwater section up to a predetermined (design) moisture value. From gas dynamics it is known that if the pressure of the outside air is less than critical, then the rate of nitrogen outflow through the purge pipe is critical and the critical pressure is set in the outlet section. Thus, for the stage of drying the underwater section with a nitrogen purge, a critical flow model was adopted. The dependence of the time coordinate τ on the pressure in the cavity of the underwater section of the main gas pipeline was presented in the form of the formula [4]:
где: τ - продолжительность доосушки продувкой азотом(час); L - протяженность подводного участка (м); S - площадь сечения труб подводного участка (м2); Sпр - площадь сечения труб продувочного трубопровода (м2); ан=(KRTтр)0,5 - начальная скорость звука (м/сек); К - коэффициент адиабаты азота; R - универсальная газовая постоянная азота (Дж/кгК); Ттр - 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:where: τ is the duration of the post-drying by nitrogen purging (hour); L is the length of the underwater section (m); S is the cross-sectional area of the pipes of the underwater section (m 2 ); S CR - the cross-sectional area of the pipes of the purge pipe (m 2 ); and n = (KRT mp ) 0.5 is the initial speed of sound (m / s); K is the nitrogen adiabatic coefficient; R is the universal gas constant of nitrogen (J / kgK); T Tr - the absolute temperature in the cavity of the underwater section (K); F is the multiplicity of medium exchange in the volume of the underwater section when replacing air with nitrogen; H 2 - the vapor pressure of water in the cavity of the underwater section at the beginning of filling with nitrogen (mm Hg); H 3 - the vapor pressure of water, corresponding to a given (design) temperature of the dew point (mm Hg). The boundary conditions for the nitrogen purge were presented in the form of the formula:
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:Taking into account the boundary conditions (23), the formula for determining the duration of the drying of the underwater section of the main gas pipeline during filling with nitrogen and nitrogen purging from the vapor pressure value of H 2 to a given (design) value of H 3 was presented in the form:
где: Vтр - геометрический объем подводного участка (м3); Dтр - диаметр труб подводного участка (м): Dпр - диаметр труб продувочного трубопровода (м): qN2 - 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:where: V Tr is the geometric volume of the underwater section (m 3 ); D Tr - the diameter of the pipes of the underwater section (m): D CR - the diameter of the pipes of the purge pipe (m): q N2 - productivity of the nitrogen production unit (m 3 / h). Substituting constant values into
где: τ2 - продолжительность заполнения и продувки азотом подводного участка (час); qN2 - производительность блока получения азота (м3/час); D - диаметр подводного участка (м); Dтр - 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:where: τ 2 - the duration of filling and purging with nitrogen of the underwater section (hour); q N2 — productivity of the nitrogen production unit (m 3 / h); D is the diameter of the underwater section (m); D Tr - the diameter of the purge pipe (m); L is the length of the underwater section (m); F is the multiplicity of nitrogen exchange in the volume of the underwater section to achieve a given humidity; T is the temperature in the pipeline (K); H 2 - the elasticity of water vapor in the cavity of the underwater section (mm Hg); H 3 - the vapor pressure of water, corresponding to a given (design) temperature of the dew point (mm Hg). The formula for determining the total drying time by evacuation, filling with nitrogen and nitrogen purging up to a given (design) humidity in the cavity of the underwater section of the main gas pipeline was presented in the form:
где: τΣ - суммарное время осушки подводного участка (час); τ2 - продолжительность заполнения и продувки азотом (час): N - кратность обмена среды в объеме подводного участка; Vтр - геометрический объем подводного участка (м3); qmax - 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 полости подводного участка; 29 - расходомер, 30 - датчик давления. Предлагаемый способ показан на примере осушки подводного участка магистрального газопровода, проложенного по дну моря между береговыми компрессорными станциями. Подводный участок 2 протяженностью 400 км магистрального газопровода 1 смонтирован из труб внутренним диаметром Dвн=600 мм. Разность геодезических высотных отметок в начале и конце подводного участка и расстояние между высотными отметками береговой и подводной части газопровода приняли в соответствии с проектом строительства магистрального газопровода hн=300 м, Iн=80 м, hк=500 м, Iк=100 м. Величину температуры точки росы, приведенную к нормальным условиям, в полости подводного участка магистрального газопровода согласно проекта приняли равной минус 60°С в начале участка и минус 40°С в его конце. Для гидравлических испытаний и удаления остатков воды, оставшейся в полости подводного участка в виде пленки на внутренней поверхности труб, подводный участок 2 отделили от магистрального газопровода 1 заглушками 3. К началу подводного участка 2 пристыковали камеру продувки 4 и продувочный трубопровод 13 диаметром 150 мм, а к концу подводного участка присоединили камеру вакуумирования 5 и продувочный трубопровод 14 диаметром 300 мм. Предлагаемый способ осушки полости подводного участка 2 газопровода 1 осуществили после гидравлических испытаний и слива основного количества воды. После завершения гидравлических испытаний и удаления основного количества воды к подводному участку 2 дополнительно присоединили блок компрессоров 6, блок осушки воздуха 8, блок получения азота 7, блок откачных вакуумных агрегатов 9. Для осуществления контроля параметров в процессе осушки на входе в блок компрессоров 6 установили датчик температуры 18 и датчик давления 19, на выходе из блока компрессоров 6 установили датчик температуры 20 и датчик давления 21, на выходе из блока получения азота 7 смонтировали анализатор концентрации кислорода 22 и гигрометр 23, на входе продувочного трубопровода 13 смонтировали гигрометр 24. В подводной части участка 2 установили датчик температуры 28, на входе блока откачных вакуумных агрегатов 9 установили расходомер 29 и вакуумметр 25, а на входе продувочного трубопровода 14 смонтировали гигрометр 26 и анализатор концентрации кислорода 27. Первоначально закрыли кран 10 на входе блока получения азота 7, кран 11 на выходе блока 7, закрыли кран 13 продувочного трубопровода и кран 15 на входе блока откачных вакуумных агрегатов 9. Открыли кран 12, краны 16 и 17, полость подводного участка заполнили воздухом, предварительно осушенным в блоке 8 до температуры точки росы минус 20°С, и открытием крана продувочного трубопровода 14 и затвора камеры вакуумирования 5 сообщили полость подводного участка 2 с атмосферой, образовали канал продувки подводного участка 2 воздухом, предварительно осушенным в блоке осушки 8. Воздух нагнетали в полость подводного участка 2 компрессором 6. Для оценки начальных параметров, характеризующих термодинамическое состояние среды, содержащейся в полости подводного участка 2, в момент выхода воздуха из продувочного трубопровода 14 измерили давление 30, температуру 28, температуру точки росы 26 и параметры работы компрессора 6: давление 20, температуру нагнетания 21 и давление 18, температуру наружного воздуха 19. Определили величины указанных параметров: давление в полости подводного участка Ртр=0,165 МПа, температура Ттр=6°С, температура точки росы ТТР=4°С, давление нагнетания компрессора Рнг=1,2 МПа, температура нагнетания Тнг=30°С, температура наружного воздуха t0=10°С, давление наружного воздуха Рнв=0,1033 МПа. Определили значения показателей, входящих в формулу 3: А=0,052·10-3; Ттр=tтр+273=6+273=279 К; L=400000 м; H1=6,1 мм рт.ст.; Н3=0,012 мм рт.ст.; Vтр=113040 м3; d(Pтр,tтр)=7,84 г/м3; d(Рнг,tнг)=25,44 г/м3 и по формуле 3 рассчитали количество воды, которое следует удалить из полости подводного участка 2 в процессе осушки:where: τ Σ is the total drying time of the underwater section (hour); τ 2 - the duration of filling and purging with nitrogen (hour): N - the rate of exchange of the medium in the volume of the underwater section; V Tr - the geometric volume of the underwater section (m 3 ); q max - maximum productivity of pumping vacuum units (m 3 / hour); P 1 - pressure in the pipeline at the beginning of evacuation (mbar); P 2 - pressure in the pipeline at the end of the evacuation (mbar). Figure 3 shows a diagram of the proposed method of drying the underwater section of the main gas pipeline, where: 1 - main gas pipeline; 2 - underwater section of the main gas pipeline; 3 - plug: 4 - purge chamber; 5 - vacuum chamber; 6 - compressor unit; 7 - block nitrogen; 8 - air drying unit; 9 - block pumping vacuum units; 10, 11, 12, 15, 16, 17 - crane; 13, 14 - purge pipe; 18 - outdoor temperature sensor; 19 - pressure sensor at the inlet of the compressor unit; 20 - temperature sensor at the output of the compressor unit; 21 - pressure sensor at the output of the compressor unit; 22 - oxygen concentration analyzer at the output of the nitrogen production unit; 23 - a hygrometer (temperature meter of the dew point of nitrogen): 24 - a hygrometer (temperature meter of the dew point of the medium in the gas pipeline cavity); 25 - a vacuum gauge; 26 - a hygrometer; 27 - analyzer of oxygen concentration in the cavity of the underwater section of the main gas pipeline; 28 - temperature sensor in the cavity of the underwater section; 29 - flow meter, 30 - pressure sensor. The proposed method is shown by the example of drying an underwater section of a gas pipeline laid along the bottom of the sea between onshore compressor stations.
Продувку полости подводного участка 2 завершили после выхода предварительно осушенного в блоке 8 потока воздуха из продувочного трубопровода 14 в конце подводного участка 2 и после сброса давления до атмосферного в полости подводного участка 2. Отключили компрессор 6, закрыли кран 12, кран на продувочном трубопроводе 14 и после закрытия затвора камеры вакуумирования 5 изолировали подводный участок 2 от окружающего наружного пространства, тем самым создали условия для его вакуумирования.The purge of the cavity of the
Для расчета максимальной производительности откачных вакуумных агрегатов определили параметры, входящие в формулу 1: R=0,3 м;To calculate the maximum performance of pumping vacuum units, the parameters included in
Р0=1000 мбар; η=1,75·10-6 кг·сек/м2=0,0063 кг·час/м2; hн=300 м; Iн=80 м; hк=500 м; Iк=100; 
По графику (фиг.1) определили диапазон давлений в конце подводного участка при вакуумировании с постоянной скоростью откачки паров воды в точке А равной 990 мбар, в точке В равной 52 мбар и в точке С - 0,16 мбар. По графику (фиг.2) определили соответствующие давления в начале участка: в точке А - 1000 мбар, в точке В - 60 мбар, в точке С - 0,2 мбар. По формуле 16 определили показатель аккумулирующей способности подводного участка при вакуумировании с максимальной скоростью откачки среды из полости участка: 
Кратность обмена среды N в объеме подводного участка определили по формуле 
Расчетное время вакуумирования с постоянной скоростью откачки паров воды, характеризующей баланс между объемом испарившейся влаги и объемом откачиваемой влаги определили по формуле (2):The estimated evacuation time with a constant speed of pumping out water vapor, which characterizes the balance between the volume of evaporated moisture and the volume of pumped moisture, was determined by the formula (2):
Среднюю расчетную величину скорости снижения давления при вакуумировании полости подводного участка с постоянной скоростью откачки определили равной: 
Число смен объема воздуха F при его замещении азотом в полости подводного участка для достижения заданной величины влажности определили из соотношения: 
где: dн - начальное влагосодержание воздуха перед подачей азота в полость подводного участка; dпр - проектное влагосодержание; dN2 - влагосодержание азота, подаваемого в полость подводного участка. Расчетное время заполнения азотом и продувки азотом при снижении давления от 0,16 мбар (0,15 мм рт.ст.) до заданной (проектной величины) 0,002 мбар (0,012 мм рт.ст.) определили по формуле (25):where: d n - the initial moisture content of the air before applying nitrogen to the cavity of the underwater section; d CR - design moisture content; d N2 is the moisture content of nitrogen supplied to the cavity of the underwater section. The estimated time of filling with nitrogen and nitrogen purging with a pressure drop from 0.16 mbar (0.15 mm Hg) to a given (design value) 0.002 mbar (0.012 mm Hg) was determined by the formula (25):
Суммарное расчетное время вакуумирования, заполнения азотом и продувки азотом подводного участка определили по формуле 26 равным 587,4 часа. Для вакуумирования подводного участка 2 магистрального газопровода 1 применили двухступенчатые откачные вакуумные агрегаты, производительностью 4000 нм3/час каждый, включающие на первой ступени форвакуумные насосы и насосы Рутса на второй ступени.The total estimated time of evacuation, filling with nitrogen and nitrogen purging of the underwater section was determined by
К полости осушаемого участка 2 магистрального газопровода 1 подключили три агрегата, которые параллельно объединили трубопроводами в блок откачных вакуумных агрегатов 9 суммарной производительностью 12000 нм3/час. Первоначально, после пуска блока 9, форвакуумные насосы обеспечивали откачку воздуха из полости участка 2 со скоростью 9000 нм3/час от давления 990 мбар, при достижении давления 52 мбар включили насосы Рутса и последующую откачку влаги осуществляли со скоростью 12000 нм3/час при двухступенчатой работе блока откачных вакуумных агрегатов 9. Для измерения вакуумметрического давления в начале и конце подводного участка применили технический преобразователь вакуумметрического давления, модель TTR 96S «Thermovac» (Германия), погрешность 15% от измеренного значения в диапазоне давлений 0,01-1000 мбар. С учетом погрешности прибора приняли диапазон расчетных скоростей изменения давления при вакуумировании подводного участка 2 равным: υср=0,089±0,013=0,076-0,102мбар/час.Three units were connected to the cavity of the drained
В качестве допуска установили параметр, характеризующий баланс между объемами испарившейся при вакуумировании воды и объемами паров воды, откачиваемых из полости осушаемого участка магистрального газопровода 2. Задали величину отношения скорости откачки, соответствующую производительности откачных вакуумных агрегатов 9, к скорости изменения давления при вакуумировании, соответствующей скорости испарения влаги в полости подводного участка. Расчетные минимальное и максимальное значения величины отношения производительности откачных вакуумных агрегатов к величине изменения давления при вакуумировании полости осушаемого участка 2 магистрального газопровода 1 определили равными 
Для регулирования технологических режимов осушки полости подводного участка 2, обеспечивающих баланс между объемами испарившейся воды и объемами откачки паров воды, установили следующие граничные условия:To regulate the technological modes of drying the cavity of the
- для условий стационарного режима осушки (зона ВС на фиг.1, 2) задали допустимый диапазон изменения фактических измеренных параметров: скорости осушки 
Для указанного режима осушки определили соответствующие соотношения между фактическими измеренными параметрами и заданным допуском: 
где: υ - отношение фактической скорости осушки к расчетной (заданному допуску); 
Величина погрешности расчета суммарного времени осушки подводного участка магистрального газопровода по предлагаемому способу осушки составила 
Таким образом, способ осушки подводных участков магистральных газопроводов позволяет достичь заявленной цели, повышает эффективность осушки, уменьшает время осушки, позволяет осуществлять контроль и управление процессом осушки для обеспечения баланса между количеством испаряемой и удаляемой влаги вплоть до заданных (проектных) величин влажности среды в полости подводного участка магистрального газопровода.Thus, the method of drying the underwater sections of the main gas pipelines allows you to achieve the stated goal, increases the drying efficiency, reduces the drying time, allows you to monitor and control the drying process to ensure a balance between the amount of evaporated and removed moisture up to the specified (design) values of the humidity in the underwater cavity section of the main gas pipeline.
Источники информацииInformation sources
1. Патент RU 2198361.1. Patent RU 2198361.
2. Патент RU 2272974.2. Patent RU 2272974.
3. Основы газовой динамики. М.: Гостоптехиздат, 1961, с.176-180 (авт. Чарный).3. The basics of gas dynamics. M .: Gostoptekhizdat, 1961, p.176-180 (aut. Charny).
4. Информационно-вычислительные системы в диспетчерском управлении газопроводами. М.: Недра, 1978, с.179 (авт. Панкратов, Дубинский, Сиперштейн).4. Information and computing systems in the dispatch control of gas pipelines. M .: Nedra, 1978, p. 179 (ed. Pankratov, Dubinsky, Sipperstein).
Claims (4)
где qmax - максимальная производительность откачных вакуумных агрегатов, м3/ч;
γA - 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, кгч/м2;
α - скорость изменения давления за время τ1, при вакуумировании подводного участка, мбар/ч;
Рн - давление в полости подводного участка в начале вакуумирования, мбар;
hк - разность геодезических высотных отметок профиля трассы в конце подводного участка газопровода (между подводной и береговой частью газопровода, м;
hн - 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, ч;
Vвл - объем влаги в полости подводного участка газопровода, кг;
Vтр - геометрический объем полости подводного участка газопровода, м3;
lк - расстояние между геодезическими высотными отметками профиля трассы в конце подводного участка газопровода, м;
lн - 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.;
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).2. The method according to claim 1, characterized in that prior to the drying of the cavity of the underwater section of the main gas pipeline, the operation characteristics of the evacuated vacuum units and the underwater section are calculated in the form of a combined graph in the coordinates “productivity - pressure”, the productivity of the evacuated vacuum units corresponding to the throughput is determined and the accumulating ability of the underwater section of the main gas pipeline when it is evacuated from a pressure equal to atmospheric to a pressure of a given value And maximum performance of pumped vacuum aggregates pumped medium at saturation with water vapor and moisture evacuation duration of the underwater portion of the cavity defined by the formulas:
where q max is the maximum productivity of pumping vacuum units, m 3 / h;
γ A is an indicator of the accumulating ability of the underwater section;
R is the inner radius of the pipe, m;
L is the length of the underwater section of the pipeline, m;
η is the coefficient of dynamic viscosity of the medium pumped out of the cavity of the underwater section of the gas pipeline, kg / m 2 ;
α is the rate of change of pressure over time τ 1 when evacuating the underwater section, mbar / h;
P n - pressure in the cavity of the underwater section at the beginning of evacuation, mbar;
h to - the difference of the geodetic elevations of the route profile at the end of the underwater section of the pipeline (between the underwater and onshore parts of the pipeline, m;
h n - the difference of the geodetic elevations of the route profile at the beginning of the underwater section of the pipeline (between the coastal and underwater part of the pipeline, m;
T is the absolute temperature in the cavity of the underwater section of the gas pipeline, K;
τ 1 - the duration of moisture pumping during evacuation with a maximum capacity of pumping vacuum units, h;
V ow - the volume of moisture in the cavity of the underwater section of the gas pipeline, kg;
V Tr - the geometric volume of the cavity of the underwater section of the pipeline, m 3 ;
l to - the distance between the geodetic elevations of the route profile at the end of the underwater section of the pipeline, m;
l n - the distance between the geodetic elevations of the route profile at the beginning of the underwater section of the pipeline, m;
H 1 - the vapor pressure of water at the beginning of the drying, mm Hg;
N 3 - the elasticity of water vapor in the cavity of the underwater section, corresponding to a given value of the humidity of the medium, mm Hg;
N is the multiplicity of medium exchange in the volume of the underwater section of the gas pipeline (the ratio of the total amount of moisture that must be removed to achieve a given moisture value to the amount of moisture pumped from one volume of the underwater section of the gas pipeline).
где Vвл - объем удаляемой в процессе осушки влаги, кг;
А - коэффициент, зависящий от диаметра труб подводного участка, толщины пленки жидкости на внутренней поверхности труб, силы поверхностного натяжения, г/км мм рт.ст.;
Ттр - абсолютная температура в подводном участке, К;
L - протяженность подводного участка, м;
H1 - упругость паров воды перед началом осушки, соответствующая начальной температуре точки росы воздуха в полости подводного участка, мм рт.ст.;
Н3 - упругость паров воды, соответствующая заданной (проектной) температуре точки росы, мм рт.ст.;
Vтр - геометрический объем полости подводного участка, м3;
d(Ртр,Tтр) - начальное влагосодержание воздуха при измеренных давлении (Ртр) и температуре (Ттр) в полости подводного участка, г/м3;
d(Рнг,Тнг) - влагосодержание воздуха при измеренных на нагнетании компрессоров давлении (Рнг) и температуре (Тнг), г/м3;
Р0 - давление, приведенное к нормальным условиям, МПа.3. The method according to claim 1, characterized in that when purging with air, initial parameters are determined that characterize the thermodynamic state of the medium contained in the cavity of the underwater section of the main gas pipeline before drying, measure pressure, temperature, dew point temperature of the air contained in the cavity of the underwater section gas main, temperature and pressure of outdoor air, temperature and pressure of pre-dried air pumped into the cavity of the underwater section, according to the measurement results these parameters define the amount of moisture remaining in the underwater section of the cavity after the hydraulic test and the water removed prior to blowing air, and the amount of moisture removed in the drying process to achieve a given design moisture values are calculated using the formula:
where V ow - the volume of moisture removed during the drying process, kg;
A is a coefficient depending on the diameter of the pipes of the underwater section, the thickness of the liquid film on the inner surface of the pipes, the surface tension force, g / km mm Hg;
T Tr - the absolute temperature in the underwater section, K;
L is the length of the underwater section, m;
H 1 - the vapor pressure of the water before the start of drying, corresponding to the initial temperature of the dew point of the air in the cavity of the underwater section, mm Hg;
H 3 - the vapor pressure of water, corresponding to a given (design) temperature of the dew point, mm Hg;
V Tr - the geometric volume of the cavity of the underwater section, m 3 ;
d (R Tr , T Tr ) - the initial moisture content of air at the measured pressure (R Tr ) and temperature (T Tr ) in the cavity of the underwater section, g / m 3 ;
d (R ng , T ng ) - moisture content of air at the pressure (R ng ) and temperature (T ng ) measured at the compressor discharge, g / m 3 ;
P 0 - pressure reduced to normal conditions, MPa.
где Δq - изменение суммарной производительности откачных вакуумных агрегатов, м3/ч;
qmax - максимальная суммарная производительность откачных вакуумных агрегатов, м3/ч;
β - скорость изменения пропускной способности подводного участка в течение интервала времени между соседними измерениями, м3/ч2;
τ1 - продолжительность осушки между измерениями, ч;
i - номер измерения;
qN2 - производительность блока получения азота, м3/ч;
Dпр - внутренний диаметр продувочного трубопровода, м;
F - кратность обмена азота в объеме подводного участка для достижения заданной влажности;
Н2 - 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. 4. The method according to claim 1, characterized in that in the process of evacuating the cavity of the underwater section of the gas pipeline at predetermined and equal time intervals measure the performance of the evacuated vacuum units and the pressure at the beginning and end of the underwater section, determine the rate of change of pressure of the medium pumped from the cavity of the underwater section into during each of the time intervals between adjacent measurements, these parameters are compared with the specified tolerances and I carry out the drying of the cavity of the underwater section of the main gas pipeline with a constant rate of pressure reduction, and when the drying speed deviates from a predetermined limit value, nitrogen is supplied to the cavity of the underwater section under vacuum, while the cavity of the underwater section is purged with nitrogen, the maximum saturation of nitrogen with water vapor contained in the cavity of the drained underwater section is set, and when exceeding the rate of saturation of nitrogen with water vapor of a predetermined limit value, regulate the performance of pumped vacuum units by changing the frequency of rotation of the drive shaft disconnecting one or more aggregates, and the quantity of pumped vacuum performance degradation aggregates and duration of filling and purging with nitrogen until a predetermined humidity in the cavity of the underwater section of the main pipeline is determined by the formulas:
where Δq is the change in the total productivity of pumping vacuum units, m 3 / h;
q max - maximum total productivity of pumping vacuum units, m 3 / h;
β is the rate of change in the throughput capacity of the underwater section during the time interval between adjacent measurements, m 3 / h 2 ;
τ 1 - the duration of drying between measurements, h;
i is the measurement number;
q N2 is the productivity of the nitrogen production unit, m 3 / h;
D CR - the inner diameter of the purge pipe, m;
F is the multiplicity of nitrogen exchange in the volume of the underwater section to achieve a given humidity;
H 2 - the vapor pressure of the water in the cavity of the underwater section at the beginning of filling with nitrogen, mm Hg;
H 3 - the vapor pressure of water, corresponding to a given (design) temperature of the dew point, mm Hg
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007142057/06A RU2343379C1 (en) | 2007-11-15 | 2007-11-15 | Dewatering method of cavity of subaqueous section of cross-country gas pipeline after hydraulic testing |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007142057/06A RU2343379C1 (en) | 2007-11-15 | 2007-11-15 | Dewatering method of cavity of subaqueous section of cross-country gas pipeline after hydraulic testing |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2343379C1 true RU2343379C1 (en) | 2009-01-10 |
Family
ID=40374253
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007142057/06A RU2343379C1 (en) | 2007-11-15 | 2007-11-15 | Dewatering method of cavity of subaqueous section of cross-country gas pipeline after hydraulic testing |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2343379C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103335490A (en) * | 2013-06-05 | 2013-10-02 | 中国石油化工股份有限公司 | Vacuum drier |
| RU2578261C1 (en) * | 2014-11-18 | 2016-03-27 | Открытое Акционерное Общество (ОАО) "Оргэнергогаз" | Gas pipeline inside dehydration at negative temperatures |
| RU2638105C1 (en) * | 2017-03-13 | 2017-12-11 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Method for drying sea gas pipeline cavity after hydraulic tests |
-
2007
- 2007-11-15 RU RU2007142057/06A patent/RU2343379C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103335490A (en) * | 2013-06-05 | 2013-10-02 | 中国石油化工股份有限公司 | Vacuum drier |
| RU2578261C1 (en) * | 2014-11-18 | 2016-03-27 | Открытое Акционерное Общество (ОАО) "Оргэнергогаз" | Gas pipeline inside dehydration at negative temperatures |
| RU2638105C1 (en) * | 2017-03-13 | 2017-12-11 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Method for drying sea gas pipeline cavity after hydraulic tests |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2343379C1 (en) | Dewatering method of cavity of subaqueous section of cross-country gas pipeline after hydraulic testing | |
| CN107976395B (en) | CO in bulk coal2Osmotic system measuring device and method thereof | |
| RU2562873C1 (en) | Drying pipeline inside | |
| CN111982783B (en) | High-temperature high-pressure unsteady state equilibrium condensate oil gas phase permeation testing method | |
| CN109632557B (en) | Gas-liquid two-phase saturated coal rock sample experimental device and saturation testing method | |
| CN106644886A (en) | Method for testing seepage performance of thermoplastic plastic mixed gas and test device thereof | |
| GB2468043A (en) | Determining permeability and diffusivity of a porous solid sample without removing the sample from the apparatus | |
| CN108007655A (en) | A kind of closed container leak detection system peculiar to vessel and slip detection method | |
| US7082813B2 (en) | Test gas leakage detector | |
| CN107013450B (en) | A kind of energy-saving compressor method for testing performance and device | |
| RU2638105C1 (en) | Method for drying sea gas pipeline cavity after hydraulic tests | |
| CN110411738A (en) | A kind of modularization valve traffic flow resistance test macro and test method | |
| CN110865010B (en) | Multi-gas seepage testing device and testing method under rock rheological loading condition | |
| CN112730197A (en) | Method for measuring permeability of reservoir containing hydrate | |
| CN110987291B (en) | Method for measuring and calculating relationship between vacuum degree of low-temperature gas cylinder and daily evaporation rate and adsorption capacity | |
| CN109854957B (en) | Filling method of closed parallel storage tank with low filling rate | |
| CN110031376B (en) | Rock gas permeability testing method under multistage rheological loading | |
| CN115577216B (en) | Supercritical carbon dioxide pipeline long-distance conveying phase state control system and method | |
| Botros | Measurements of speed of sound in lean and rich natural gas mixtures at pressures up to 37 MPa using a specialized rupture tube | |
| RU2373466C1 (en) | Gas pipeline cavity drying method after hydraulic pressure tests are completed | |
| SU1574182A3 (en) | Method of determining inner volume of cavities, particularly, for example, spaces of cavities, galeries and the like natural formations | |
| US4360882A (en) | Process control system | |
| RU2578261C1 (en) | Gas pipeline inside dehydration at negative temperatures | |
| CN106840905A (en) | Oil-gas pipeline pressure comprehensive teaching experiment device | |
| MX2012009562A (en) | Device to continuously determine the rate of extraction of water steam used for drying transformers. |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20180402 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20181116 |