RU2785793C1 - Method for pumping natural gas out of a disconnected gas pipeline section - Google Patents
Method for pumping natural gas out of a disconnected gas pipeline section Download PDFInfo
- Publication number
- RU2785793C1 RU2785793C1 RU2022125855A RU2022125855A RU2785793C1 RU 2785793 C1 RU2785793 C1 RU 2785793C1 RU 2022125855 A RU2022125855 A RU 2022125855A RU 2022125855 A RU2022125855 A RU 2022125855A RU 2785793 C1 RU2785793 C1 RU 2785793C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipeline
- gas
- gas pipeline
- main gas
- section
- Prior art date
Links
- 239000007789 gas Substances 0.000 title claims abstract description 167
- 238000005086 pumping Methods 0.000 title claims abstract description 34
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 24
- 238000004642 transportation engineering Methods 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000000875 corresponding Effects 0.000 description 15
- 229920002397 Thermoplastic olefin Polymers 0.000 description 7
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 7
- 101700050571 SUOX Proteins 0.000 description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 2
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 2
- 206010018987 Haemorrhage Diseases 0.000 description 1
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 1
- 230000000740 bleeding Effects 0.000 description 1
- 231100000319 bleeding Toxicity 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 230000003449 preventive Effects 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к области транспортировки природного газа и может быть использовано при техническом обслуживании и ремонте магистральных газопроводов (МГ), технологических трубопроводов компрессорных станций (КС), когда возникает необходимость удаления газа из отключенного участка МГ, технологических трубопроводов КС для проведения ремонтных и ремонтно-профилактических работ.The invention relates to the field of transportation of natural gas and can be used in the maintenance and repair of main gas pipelines (MG), technological pipelines of compressor stations (CS), when it becomes necessary to remove gas from a disconnected section of the MG, technological pipelines of the CS for repair and maintenance works.
Система транспорта газа включает в себя КС с компрессорными цехами (КЦ), в которых установлены газоперекачивающие агрегаты (ГПА), осуществляющие компримирование транспортируемого газа из линейной части (ЛЧ) газопроводов. Протяженность газопроводов 100 и более километров, участки между КС, разделенные запорной арматурой на несколько линейных участков (ЛУ), длиной 20 и более километров. Параллельно проходящие участки газопроводов соединены между собой перемычками с запорной арматурой для отключения ЛУ газопровода и вывода его из эксплуатации при необходимости производства ремонтно-профилактических работ. После отключения ЛУ газопровода, его необходимо освободить от газа. В плановом порядке один раз в год для выполнения ремонтно-профилактических работ и проверки автоматических защит, производится останов КЦ со стравливанием контура. При этом стравливание производится в атмосферу через так называемые «свечи». Данный способ является экономически невыгодным, а также наносит экологический вред окружающей среде.The gas transportation system includes compressor stations with compressor shops (CC) in which gas compressor units (GCUs) are installed that compress the transported gas from the linear part (LP) of gas pipelines. The length of gas pipelines is 100 kilometers or more, sections between compressor stations, divided by shut-off valves into several linear sections (LU), 20 kilometers or more in length. Parallel passing sections of gas pipelines are interconnected by jumpers with shut-off valves for shutting down the LU of the gas pipeline and decommissioning it if it is necessary to perform maintenance and repair work. After shutting down the LU of the gas pipeline, it must be freed from gas. In a planned manner, once a year, in order to perform repair and maintenance work and check automatic protection, the CC is shut down with the circuit bleed. In this case, bleeding is carried out into the atmosphere through the so-called "candles". This method is economically unprofitable, and also causes environmental damage to the environment.
В настоящее время широкое применение получили мобильные компрессорные установки (МКУ), позволяющие освободить участок ремонтируемого газопровода путем перекачки газа из него в какой-либо действующий участок газопровода.At present, mobile compressor units (MCU) are widely used, which allow freeing up a section of a gas pipeline under repair by pumping gas from it into any existing section of the gas pipeline.
Для осуществления откачки природного газа с использованием МКУ из отключенного участка газопровода, прилегающего к КС действующего «многониточного» газопровода, прокладывают дополнительный газопровод меньшего диаметра с запорной арматурой. Врезают его в существующие обводные линии (ОЛ) кранов узлов подключения (УП) «многониточного» газопровода и откачивают природный газа из выводимого в ремонт, требующего освобождения, отключенного участка газопровода в действующий соседний газопровод («нитку»). Перечисленные организационно-технические мероприятия по доставке МКУ к месту проведения работ, ее размещению, подключению к действующему участку МГ, находящемуся под давлением, использование дополнительного оборудования в условиях трассы, обязательное устройство временных площадок, что сложно при неблагоприятных погодных условиях, являются трудозатратными и длительными во времени, особенно в осенне-зимний период времени. Поэтому, создание простого и оперативного в исполнении, эффективного и надежного способа откачки природного газа из отключенного участка газопровода является актуальной проблемой.To pump out natural gas using MCU from the disconnected section of the gas pipeline adjacent to the CS of the existing "multi-line" gas pipeline, an additional gas pipeline of smaller diameter with shutoff valves is laid. It is cut into the existing bypass lines (OL) of the taps of the connection points (UE) of the “multi-line” gas pipeline and natural gas is pumped out of the disconnected section of the gas pipeline that is being removed for repair, requiring release, into the operating neighboring gas pipeline (“thread”). The listed organizational and technical measures for the delivery of the MCU to the place of work, its placement, connection to the existing section of the gas pipeline under pressure, the use of additional equipment in the conditions of the route, the obligatory arrangement of temporary sites, which is difficult under adverse weather conditions, are labor-intensive and lengthy during time, especially during the autumn-winter period. Therefore, the creation of a simple and efficient, effective and reliable method for pumping natural gas from a disconnected section of a gas pipeline is an urgent problem.
Известен способ и устройство откачки газа из отключенного участка газопровода (Патент №2135885, опубл. 27.08.1999). При осуществлении данного способа откачки природного газа из отключенного участка газопровода в действующий газопровод многониточной системы при необходимости производства планово-профилактических и ремонтных работ включающем перераспределение потоков газа и изменение режимов работы ГПА КЦ газокомпрессорных станций газ с выхода компрессорного цеха, компримирующего газопровод с отключенным участком, подают на вход последовательно включенных с ним других КЦ. При этом увеличивают общую степень повышения давления последовательно работающих КЦ.A known method and device for pumping gas from a disconnected section of the gas pipeline (Patent No. 2135885, publ. 27.08.1999). When implementing this method of pumping natural gas from a disconnected section of a gas pipeline into an existing gas pipeline of a multiline system, if it is necessary to carry out scheduled preventive and repair work, including the redistribution of gas flows and changing the operating modes of the GPA KC of gas compressor stations, gas from the outlet of the compressor shop that compresses the gas pipeline with the disconnected section is supplied to the input of other KCs connected in series with it. At the same time, the overall degree of pressure increase in sequentially operating CCs is increased.
Для осуществления способа откачки газа из отключенного участка газопровода в действующий газопровод необходимо устройство, позволяющее осуществлять последовательную работу КЦ на газокомпрессорной станции на любой соседний газопровод («нитку»). Для этого КЦ компримирующий газопровод с отключенным участком последовательно включен с другими КЦ таким образом, что выход указанного КЦ соединен со входами других КЦ, а на линии межцеховой перемычки, соединяющей входы соседних КЦ, последовательно к установленным на них кранам установлен дополнительный кран, а между последовательно установленными кранами врезана перемычка с кранами, соединяющая входную межцеховую перемычку с выходами аппаратов воздушного охлаждения газа (АВО) соседних цехов.To implement the method of pumping gas from a disconnected section of a gas pipeline into an existing gas pipeline, a device is required that allows sequential operation of the CC at a gas compressor station to any neighboring gas pipeline (“thread”). To do this, the CC compressing gas pipeline with a disconnected section is connected in series with other CC in such a way that the output of the specified CC is connected to the inputs of other CC, and on the line of the intershop jumper connecting the inputs of neighboring CC, an additional valve is installed in series to the cranes installed on them, and between the series a jumper with taps is cut in by installed taps, connecting the inlet inter-workshop jumper with the outlets of the gas air coolers (AVO) of neighboring workshops.
Недостатками данного способа являются: низкая эффективность за счет того, что на время откачки отключенного участка, используемый для этой цели КЦ соседней «нитки», исключается из процесса транспорта газа, поскольку по условиям работы он не может поддерживать заданный режим магистрального газопровода; низкая надежность способа за счет того, что после снижения давления газа в трубопроводе, компрессор ГПА может войти в нештатный режим работы, что может привести к его поломке.The disadvantages of this method are: low efficiency due to the fact that at the time of pumping out the disconnected section, the CC of the neighboring "thread" used for this purpose is excluded from the gas transport process, since, according to the operating conditions, it cannot maintain the specified mode of the main gas pipeline; low reliability of the method due to the fact that after reducing the gas pressure in the pipeline, the GCU compressor may enter an abnormal operating mode, which can lead to its breakdown.
Известен способ откачки газа из отключенного участка газопровода и мобильная компрессорная установка для откачки газа (Патент №2303710, опубл. 27.07.2007). В изобретении используют способ откачки газа, при котором понижают давление газа перед его подачей в компрессор, установленный между отключенным и действующим участками магистрального газопровода. Обеспечивается утилизация природного газа из отключенного участка МГ при проведении ремонтных или профилактических работ с использованием при этом МКУ уменьшенных массы и габаритных размеров.A known method of pumping gas from a disconnected section of the gas pipeline and a mobile compressor unit for pumping gas (Patent No. 2303710, publ. 27.07.2007). The invention uses a gas pumping method, in which the gas pressure is reduced before it is supplied to the compressor installed between the disconnected and active sections of the main gas pipeline. Utilization of natural gas from the disconnected section of the gas pipeline is ensured during repair or maintenance work, while using MCU of reduced weight and overall dimensions.
Недостатками данного способа являются высокая сложность и длительность исполнения способа за счет необходимости доставки КУ к месту проведения работ, ее размещения и подключения к действующему и отключаемому участкам МГ, находящимся под давлением.The disadvantages of this method are the high complexity and duration of the execution of the method due to the need to deliver the CU to the place of work, its placement and connection to the operating and disconnected areas of the main pipeline under pressure.
Известен способ откачки газа из отключенного участка газопровода с использованием МКУ «Система газоснабжения. Магистральная трубопроводная транспортировка газа. Мобильная компрессорная станция» (ГОСТ 34070-2017). Способ заключается в доставке МКУ к месту проведения работ, дооборудовании крановых узлов для подключения МКУ, монтаж технологической обвязки МКУ.A known method of pumping gas from a disconnected section of the gas pipeline using MCU "Gas supply system. Main pipeline transportation of gas. Mobile compressor station" (GOST 34070-2017). The method consists in the delivery of the MCU to the place of work, the additional equipment of crane units for connecting the MCU, the installation of the technological piping of the MCU.
Недостатками данного способа является высокая сложность и длительность его осуществления за счет необходимости использования дополнительного оборудования, имеющего большую массу и габариты (автопоезд длиной до 20 метров и массой до 44 тонн) в условиях трассы, обязательное устройство временных площадок и переездов через действующие газопроводы, что затруднено в период распутицы и при неблагоприятных погодных условиях. Проведение подготовительных работ по врезке крановых узлов для подключения МКУ в существующие трубопроводы.The disadvantages of this method are the high complexity and duration of its implementation due to the need to use additional equipment that has a large mass and dimensions (road train up to 20 meters long and weighing up to 44 tons) in the conditions of the route, the mandatory arrangement of temporary sites and crossings through existing gas pipelines, which is difficult during the period of thaw and under adverse weather conditions. Carrying out preparatory work on tie-in valve units for connecting MKU to existing pipelines.
Известен способ откачки газа из отключенного участка магистрального газопровода (варианты) и мобильная компрессорная станция для его осуществления (варианты) (Патент№2465486 опубл. 27.10.2012), взятый нами за прототип.A known method of pumping gas from a disconnected section of the main gas pipeline (options) and a mobile compressor station for its implementation (options) (Patent No. 2465486 publ. 27.10.2012), taken by us as a prototype.
Способ откачки газа из отключенного участка магистрального газопровода заключается в соединении отключенного участка МГ с действующим через дополнительные трубопроводы и запорную арматуру и последовательно соединенные модули компрессорных агрегатов, подключении дополнительных трубопроводов и перекачке газа в действующий участок МГ через продувочные свечи, имеющиеся на отключенном и действующем участках МГ, до требуемого заданного значения давления в отключенном участке МГ.The method of pumping gas from the disconnected section of the main gas pipeline consists in connecting the disconnected section of the main gas pipeline to the existing one through additional pipelines and shutoff valves and series-connected modules of compressor units, connecting additional pipelines and pumping gas into the active section of the main gas pipeline through purge candles available in the disconnected and active sections of the main pipeline , to the required set value of pressure in the disconnected section of the MG.
Недостатками данного способа откачки газа из отключенного участка МГ является трудоемкость и длительность осуществления за счет необходимости проведения организационно-технических мероприятий по доставке КУ к месту проведения работ и ее подключению к отключенному и действующему участкам газопровода перед производством работ, и отключению после проведения работ.The disadvantages of this method of pumping gas from the disconnected section of the gas pipeline are the complexity and duration of implementation due to the need for organizational and technical measures to deliver the CU to the place of work and connect it to the disconnected and active sections of the gas pipeline before work, and disconnect after work.
Техническая проблема, решаемая предлагаемым изобретением - создание простого и оперативного в исполнении, эффективного способа откачки природного газа из отключенного участка газопровода.The technical problem solved by the invention is the creation of a simple and efficient, effective method for pumping natural gas from a disconnected section of a gas pipeline.
Техническая результат заключается в упрощении осуществления, повышении скорости исполнения, эффективности и надежности способа откачки природного газа из отключенного участка газопровода.The technical result consists in simplifying the implementation, increasing the speed of execution, efficiency and reliability of the method for pumping natural gas from a disconnected section of the gas pipeline.
Технический результат достигается тем, что способ откачки газа из отключенного участка магистрального газопровода, заключающийся в том, что отключенный участок магистрального газопровода соединяют с действующим участком магистрального газопровода и выполняют перекачку газа в действующий участок магистрального газопровода, отключенный участок магистрального газопровода соединяют с действующим участком магистрального газопровода через дополнительные трубопроводы, через запорную арматуру, дополнительный трубопровод-лупинг монтируют стационарным, соединяют отводами с внешним принимающим трубопроводом, через узлы подключения многониточной системы магистральных газопроводов с действующим участком магистрального газопровода, на оборудованную площадку по подъездному пути с твердым покрытием доставляют компрессорную установку, которую подключают к узлу подключения стационарного дополнительного трубопровода-лупинга, через который откачивают газ из любого отключенного участка магистрального газопровода в действующий участок магистрального газопровода или во внешний принимающий трубопровод.The technical result is achieved by the fact that the method of pumping gas from the disconnected section of the main gas pipeline, which consists in the fact that the disconnected section of the main gas pipeline is connected to the existing section of the main gas pipeline and gas is pumped into the active section of the main gas pipeline, the disconnected section of the main gas pipeline is connected to the existing section of the main gas pipeline through additional pipelines, through shut-off valves, an additional looping pipeline is mounted stationary, connected by branches to an external receiving pipeline, through the connection points of a multi-line system of main gas pipelines with an existing section of the main gas pipeline, a compressor unit is delivered to the equipped site along a hard-surfaced access road, which is connected to the connection point of a stationary additional looping pipeline, through which gas is pumped out from any disconnected section of the main gas pipeline conduits to the operating section of the main gas pipeline or to an external receiving pipeline.
Предлагаемое изобретение иллюстрируется ниже следующими примерами и фиг.The present invention is illustrated below by the following examples and FIGS.
Для осуществления способа откачки природного газа из отключенного участка газопровода, монтируют дополнительный трубопровод.To implement the method of pumping natural gas from the disconnected section of the gas pipeline, an additional pipeline is installed.
На Фиг. 1 представлена схема подключения к «шестиниточному» газопроводу (1-6) дополнительного трубопровода-лупинга (7). Для осуществления откачки природного газа из любого отключенного участка газопровода (1-6) вдоль расположения узлов подключения (81-6), соединенных подключающими всасывающим (91-6) и нагнетающим (l01-6) шлейфами с компрессорными цехами (111-6) «многониточного» (две и более «нитки») газопровода от линейного охранного крана (121-6) через охранный кран (131-6) перед УП (81-6) через охранный кран (141-6) после УП (81-6) до линейного охранного крана (151-6), монтируют стационарно дополнительный трубопровод-лупинг (7).On FIG. 1 shows a diagram of connecting an additional looping pipeline (7) to the "six-line" gas pipeline (1-6). To pump natural gas from any disconnected section of the gas pipeline (1-6) along the location of the connection points (8 1-6 ) connected by connecting suction (9 1-6 ) and discharge (l0 1-6 ) loops with compressor shops (11 1 -6 ) “multi-thread” (two or more “threads”) gas pipeline from the linear security valve (12 1-6 ) through the security valve (13 1-6 ) in front of the UE (8 1-6) through the security valve (14 1-6 ) after the UE (8 1-6 ) to the linear security valve (15 1-6 ), an additional looping pipeline (7) is permanently mounted.
Дополнительный трубопровод-лупинг (7) прокладывают параллельно газопроводам (1-6) и пересекающим шлейфам (9, 10). Дополнительный трубопровод-лупинг (7) соединяют с УП (81-6), перпендикулярно-расположенными к дополнительному трубопроводу-лупингу (7) и соединенные с ним сварным соединением, трубопроводами-отводами (161-6).An additional looping pipeline (7) is laid parallel to gas pipelines (1-6) and crossing loops (9, 10). The additional looping pipeline (7) is connected to the UE (8 1-6 ) perpendicular to the additional looping pipeline (7) and connected to it by a welded joint, branch pipelines (16 1-6 ).
На Фиг. 2-5 представлены схемы подключения отводов (16) к УП (8). Для примера приведены УП с разной трубопроводной обвязкой (ТПО) обводных линий кранов:On FIG. 2-5 shows the connection diagrams of the taps (16) to the UE (8). For example, UE with different piping (TPO) of bypass lines of cranes is given:
- с общей обводной линией (Фиг. 2);- with a common bypass line (Fig. 2);
- с двумя обводными линиями (Фиг. 3-4);- with two bypass lines (Fig. 3-4);
- с отдельными обводными линиями (Фиг. 5).- with separate bypass lines (Fig. 5).
Подключение отводов (16) к УП (8) осуществляют посредством фасонных изделий (тройников) заводского изготовления, которые ввариваются в обводные линии.The connection of the outlets (16) to the UE (8) is carried out by means of prefabricated fittings (tees), which are welded into the bypass lines.
Также дополнительный трубопровод-лупинг (7) имеет расположенный по центру и направленный в противоположную газопроводу (1-6) сторону внешний отвод (17), предназначенный для подключения к любым внешним газопроводам, например, газопроводу топливного газа для питания газотурбинных ГПА, расположенных в составе КЦ; к газопроводу для отбора газа на газораспределительные станции; к газопроводу для отбора газа на мобильные заправочные модули и использовании газа в качестве топлива для автотранспорта; к газопроводу подключения к станции получения инертного газа, для вытеснения газово-воздушной смеси из участков трубопроводов, коммуникаций при организации безопасного проведении ремонтных работ. Подключение к внешнему отводу (17) осуществляют по средством сварного соединения.Also, the additional looping pipeline (7) has an external outlet (17) located in the center and directed in the direction opposite to the gas pipeline (1-6), intended for connection to any external gas pipelines, for example, a fuel gas pipeline for supplying gas turbine GPUs located in the KC; to the gas pipeline for gas sampling to gas distribution stations; to the gas pipeline for gas sampling for mobile filling modules and the use of gas as a fuel for vehicles; to the gas pipeline connecting to the inert gas production station, to displace the gas-air mixture from pipeline sections, communications in the organization of safe repair work. Connection to the external outlet (17) is carried out by means of a welded joint.
Оборудуют стационарную площадку (18) для размещения компрессорной установки (19) в мобильном или стационарном исполнении. Стационарную площадку (18) располагают посередине между КЦ (111-3) и КЦ (114-6), разделяя узлы подключения (81-6) газопровода (1-6) на две условные группы по три узла подключения (84-6 и 81-3) каждая. Прокладывают подъездной путь (20) к стационарной площадке (18).Equip a stationary platform (18) to accommodate the compressor unit (19) in a mobile or stationary version. The stationary platform (18) is located in the middle between the CC (11 1-3 ) and the CC (11 4-6 ), dividing the connection nodes (8 1-6 ) of the gas pipeline (1-6) into two conditional groups of three connection nodes (8 4 -6 and 8 1-3 ) each. Lay the access road (20) to the stationary site (18).
В месте расположения стационарной площадки для КУ (19) дополнительный трубопровод-лупинг (7) имеет узел подключения (21) для компрессорной установки (19), обеспечивающий реверсивное движение газа (Фиг. 6).At the location of the stationary site for the CU (19), the additional looping pipeline (7) has a connection unit (21) for the compressor unit (19), which provides reverse gas movement (Fig. 6).
На Фиг. 2-5 представлены схемы подключения дополнительного трубопровода-лупинга (7) к УП (8) КЦ (11) при разном исполнении трубопроводной обвязки (ТПО) обводных линий кранов выходного (22), секущего (23) и входного (24).On FIG. Figures 2-5 show the connection diagrams of an additional looping pipeline (7) to the UE (8) KC (11) with different piping designs (TPO) of the bypass lines of the outlet (22), secant (23) and inlet (24) valves.
Трубопроводы-отводы (161-6) дополнительного трубопровода-лупиннга (7) подключают к обводным линиям (25-30) крановых узлов подключения (81-6). На Фиг. 2 представлена схема подключения отвода (161) дополнительного трубопровода (7) к ТПО узла подключения (81) с общей обводной линией (25) кранов (22-24). При данной схеме ТПО УП обводной кран (31) выходного крана (221), обводные краны (32, 33) секущего крана (231), обводной кран (34) входного крана (241) объединены общей обводной линией (25). Отвод (16) дополнительного трубопровода-лупинга (7) посредством крана (371) соединяется с обводной линией (25) кранами (31, 34).Branch pipelines (16 1-6 ) of the additional looping pipeline (7) are connected to bypass lines (25-30) of valve connection units (8 1-6 ). On FIG. 2 shows the connection diagram of the outlet (16 1 ) of the additional pipeline (7) to the TPO of the connection unit (8 1 ) with a common bypass line (25) of the valves (22-24). With this scheme of TPO UP, the bypass valve (31) of the outlet valve (22 1 ), the bypass valves (32, 33) of the secant valve (23 1 ), the bypass valve (34) of the inlet valve (24 1 ) are united by a common bypass line (25). The outlet (16) of the additional looping pipeline (7) is connected by means of a valve (37 1 ) to the bypass line (25) by valves (31, 34).
На Фиг. 3 представлена схема подключения отвода (162) трубопровода-лупинга (7) к ТПО узла подключения (82) с двумя обводными линиями: обводная линия (27) входного крана (242) и обводная линия (26) выходного крана (222) и секущего крана (232). Отвод (162) дополнительного трубопровода-лупинга (7) на территории УП (82) посредством тройника разделяют на два газопровода (35, 36): газопровод (35) через кран (37) подключают к обводной линии (27), газопровод (36) через кран (38) подключают к обводной линии (26).On FIG. 3 shows the connection diagram of the outlet (16 2 ) of the looping pipeline (7) to the TPO of the connection unit (8 2 ) with two bypass lines: a bypass line (27) of the inlet valve (24 2 ) and a bypass line (26) of the outlet valve (22 2 ) and a secant crane (23 2 ). The outlet (16 2 ) of the additional looping pipeline (7) on the territory of the UE (8 2 ) is divided into two gas pipelines (35, 36) by means of a tee: the gas pipeline (35) is connected through the valve (37) to the bypass line (27), the gas pipeline ( 36) through the valve (38) is connected to the bypass line (26).
На Фиг. 4 представлена схема подключения отвода (164) дополнительного трубопровода (7) к ТПО узла подключения (84) с двумя обводными линиями: обводная линия (284) выходного крана (224) и обводная линия (294) входного крана (244) и секущего крана (234). Отвод (164) дополнительного трубопровода-лупинга (7) на УП (84) посредством тройника разделяют на два газопровода (36, 39): газопровод (404) через кран (39) соединяют с обводной линией (28), газопровод (36) через кран (38) соединяют с обводной линией (29).On FIG. 4 shows the connection diagram of the outlet (16 4 ) of the additional pipeline (7) to the TPO of the connection unit (8 4 ) with two bypass lines: a bypass line (28 4 ) of the outlet valve (22 4 ) and a bypass line (29 4 ) of the inlet valve (24 4 ) and a secant crane (23 4 ). The outlet (16 4 ) of the additional looping pipeline (7) to the UE (8 4 ) is divided into two gas pipelines (36, 39) by means of a tee: the gas pipeline (40 4 ) is connected through the valve (39) to the bypass line (28), the gas pipeline ( 36) through the valve (38) is connected to the bypass line (29).
На Фиг. 5 представлена схема подключения отвода (165) дополнительного трубопровода-лупинга (7) к ТПО узла подключения (85) с отдельными обводными линиями: обводная линия (26) выходного крана (225), обводная линия (29) входного крана (24) и обводная линия (28) секущего крана (23). Отвод (165) дополнительного трубопровода-лупинга (7) на территории УП (85) посредством тройника разделяют на три газопровода (38, 39, 41): трубопровод (38) через кран (7) соединяют с обводной линией (27), трубопровод (39) через кран (37) соединяют с обводной линией (30), трубопровод (40) через кран (39) соединяют с обводной линией (28).On FIG. 5 shows the connection diagram of the outlet (16 5 ) of the additional looping pipeline (7) to the TPO of the connection unit (8 5 ) with separate bypass lines: bypass line (26) of the outlet valve (22 5 ), bypass line (29) of the inlet valve (24 ) and bypass line (28) of the secant valve (23). The branch (16 5 ) of the additional looping pipeline (7) on the territory of the UE (8 5 ) is divided into three gas pipelines (38, 39, 41) by means of a tee: the pipeline (38) is connected through the valve (7) to the bypass line (27), the pipeline (39) through the valve (37) is connected to the bypass line (30), the pipeline (40) through the valve (39) is connected to the bypass line (28).
Для откачки природного газа из любого линейного участка магистрального газопровода (1-3), всасывающего (91-3) или нагнетающего (101-3) шлейфа, по подъездному пути (20) доставляют на стационарную площадку (18) любую компрессорную установку (19) в мобильном или стационарном исполнении, рабочей средой которой является природный газ, температура на входе от минус 10°С до плюс 20°С, входное давление не менее рабочего давления в газопроводе, конечное давление выше рабочего давления в газопроводе, например мобильную (передвижную) перекачивающую установку Р-Pack 750 R.To pump natural gas from any linear section of the main gas pipeline (1-3), suction (9 1-3 ) or injection (10 1-3 ) loop, any compressor unit ( 19) in a mobile or stationary version, the working medium of which is natural gas, the inlet temperature is from minus 10°C to plus 20°C, the inlet pressure is not less than the working pressure in the gas pipeline, the final pressure is higher than the working pressure in the gas pipeline, for example, mobile (mobile ) pumping unit P-Pack 750 R.
На Фиг. 6 представлен УП (21) КУ (19) к дополнительному трубопроводу-лупингу (7). Подключение компрессорной установки (возможно как в мобильном, так и в стационарном исполнении) к газопроводу-лупингу (7) осуществляется при помощи крановой обвязки, обеспечивающей возможность реверсивного движения газа по газопроводу-лупингу (7). При необходимости произвести откачку газа через отвод (161-3) газопровода-лупинга (7), входящий в группу узлов подключения 1, краны (41, 42) открывают, краны (43, 44) закрывают, тем самым обеспечивают подачу газа от группы узлов подключения 1 на всасывающий кран (45)) и отвод газа после нагнетающего крана (46) на группу узлов подключения 2. При необходимости произвести откачку газа через отвод газопровода-лупинга (7), входящий в группу узлов подключения 2, краны (43, 44) открывают, краны (41, 42) закрывают, тем самым подачу газа от группы узлов подключения 2 на всасывающий кран (45) и отвод газа после нагнетающего крана (46) на группу узлов подключения 1.On FIG. 6 shows UE (21) KU (19) to an additional looping pipeline (7). The connection of the compressor unit (possible both in mobile and stationary versions) to the looping gas pipeline (7) is carried out using a crane piping, which provides the possibility of reverse gas flow through the looping gas pipeline (7). If necessary, pump out the gas through the outlet (16 1-3 ) of the looping gas pipeline (7), which is part of the group of
Компрессорную установку (19) в мобильном исполнении подключают к трубопроводу-лупингу (7) через узел подключения (21) в соответствии с ГОСТ 34070-2017 при помощи гибких «рукавов». Компрессорную установку (19) в стационарном исполнении подключают в соответствии с ГОСТ 31843-2013 (ISO 13707:2000) "Компрессоры поршневые. Общие технические требования".The compressor unit (19) in a mobile version is connected to the looping pipeline (7) through the connection unit (21) in accordance with GOST 34070-2017 using flexible "sleeves". The stationary compressor unit (19) is connected in accordance with GOST 31843-2013 (ISO 13707:2000) "Reciprocating compressors. General technical requirements".
Для откачки природного газа из линейной части газопровода (1-3), относящейся к группе узлов подключения 1, определяют участок, из которого необходимо откачать природный газ. Останавливают работу соответствующего компрессорного цеха (111-3), перекрывают краны на границах выбранного участка для откачки газа:To pump natural gas from the linear part of the gas pipeline (1-3), belonging to the group of
- если откачку производят в любой участок линейной части газопровода (4-6), относящейся к группе узлов подключения 2, то открывают соответствующий кран (36, 38, 39) на отводе (161-3) лупинга (7) до соответствующей обводной линии (25-30) узла подключения (81-3), открывают кран (32) на соответствующей обводной линии, соединяющий ее с трубопроводом после секущего крана (23) на УП (74-6) группы узлов подключения 2;- if pumping is carried out in any section of the linear part of the gas pipeline (4-6) belonging to the group of
- если производят внешнюю откачу для технологических нужд, то к отводу (17) подсоединяют сварным соединением любой принимающий газопровод, например, для питания ГПА или для отбора газа на ГРС, или мобильные заправочные модули. Открывают кран (47) на отводе (17).- if external pumping is performed for technological needs, then any receiving gas pipeline is connected to the branch (17) by a welded joint, for example, for supplying the gas compressor unit or for gas extraction to the GDS, or mobile filling modules. Open the valve (47) on the outlet (17).
Включают в работу компрессорную установку (19). Открывают кран на соединении между выбранным участком для откачки газа и обводной линией узла подключения (81-3) и соответствующий кран (35, 36, 38) на отводе (16), соединяющий соответствующую обводную линию (25-30) с дополнительным трубопроводом (7).The compressor unit (19) is put into operation. Open the valve on the connection between the selected area for gas pumping and the bypass line of the connection unit (8 1-3 ) and the corresponding valve (35, 36, 38) on the outlet (16), connecting the corresponding bypass line (25-30) with an additional pipeline ( 7).
При откачке природного газа из всасывающего шлейфа (91-3) и нагнетающего шлейфа (101-3) КЦ (111-3), после остановки работы соответствующего компрессорного цеха (111-3), открывают соответствующий кран на обводной линии, соединяющей всасывающий (91-3) и нагнетающий (101-3) шлейфы с отводом (161-3) трубопровода-лупинга (7), и открывают соответствующий кран на обводной линии (31) и соответствующий кран (37, 41) на самом отводе (161-3):When natural gas is pumped out of the suction loop (9 1-3 ) and the discharge loop (10 1-3 ) of the KC (11 1-3 ), after stopping the operation of the corresponding compressor shop (11 1-3 ), open the corresponding valve on the bypass line, connecting the suction (9 1-3 ) and discharge (10 1-3 ) loops with the outlet (16 1-3 ) of the looping pipeline (7), and open the corresponding valve on the bypass line (31) and the corresponding valve (37, 41) on the branch itself (16 1-3 ):
- если откачку производят в любой участок линейной части газопровода (4-6), относящейся к группе узлов подключения 2, то открывают кран (31) на обводной линии, соединяющий ее с трубопроводом после секущего крана (23) на УП (74-6) группы узлов подключения 2;- if pumping is carried out in any section of the linear part of the gas pipeline (4-6), belonging to the group of
- если производят внешнюю откачу для технологических нужд, то к отводу (17) подсоединяют любой принимающий газопровод, например, для питания ГПА или для отбора газа на ГРС, или мобильные заправочные модули. Открывают кран (46) на отводе (17).- if external pumping is performed for technological needs, then any receiving gas pipeline is connected to the outlet (17), for example, for supplying the gas compressor unit or for taking gas to the GDS, or mobile filling modules. Open the tap (46) on the outlet (17).
Включают в работу компрессорную установку (19). Перекачивают природный газ до достижения КУ (19) нижнего предела давления. КУ (19) выключают. Закрывают соответствующие краны.The compressor unit (19) is put into operation. Natural gas is pumped until KU (19) reaches the lower pressure limit. KU (19) is turned off. Close the corresponding taps.
При откачке природного газа из нагнетающего шлейфа (101-3) компрессорного цеха (111-3), после остановки работы соответствующего КЦ (111-3), открывают соответствующий кран на обводной линии (31), соединяющей нагнетающий шлейф (101-3) с отводом (161-3) трубопровода-лупинга (7), и открывают соответствующий кран (38, 39) на самом отводе (161-3):When pumping out natural gas from the injection loop (10 1-3 ) of the compressor shop (11 1-3 ), after stopping the operation of the corresponding CC (11 1-3 ), open the corresponding valve on the bypass line (31) connecting the injection loop (10 1 -3 ) with a branch (16 1-3 ) of the looping pipeline (7), and open the corresponding valve (38, 39) on the branch itself (16 1-3 ):
- если откачку производят в любой участок линейной части газопровода (4-6), относящейся к группе узлов подключения 2, то открывают кран (31) на обводной линии, соединяющий ее с трубопроводом после секущего крана (23) на УП (74-6) группы узлов подключения 2;- if pumping is carried out in any section of the linear part of the gas pipeline (4-6), belonging to the group of
- если производят внешнюю откачу для технологических нужд, то к отводу (17) подсоединяют любой принимающий газопровод, например, для питания ГПА или для отбора газа на ГРС, или мобильные заправочные модули. Открывают кран (46) на отводе (17).- if external pumping is performed for technological needs, then any receiving gas pipeline is connected to the outlet (17), for example, for supplying the gas compressor unit or for taking gas to the GDS, or mobile filling modules. Open the tap (46) on the outlet (17).
Включают в работу компрессорную установку (19). Перекачивают природный газ до достижения КУ (19) нижнего предела давления. КУ (19) выключают. Закрывают соответствующие краны. The compressor unit (19) is put into operation. Natural gas is pumped until KU (19) reaches the lower pressure limit. KU (19) is turned off. Close the corresponding taps.
Промышленная применимостьIndustrial Applicability
Дополнительный трубопровод (7) изготавливают из труб, сертифицированных для применения в организации, эксплуатирующей газопровод (1-6), и рассчитанных на максимальное рабочее давление газопроводов (1-6). Диаметр дополнительного газопровода-лупинга (7) равен диаметру труб, из которых выполнены обводные линии обводных линий кранов узлов подключения (8) КЦ (11), и имеет пропускную способность достаточную для обеспечения заданной производительности КУ (19). Диаметр обводных линий (25-30) кранов (22-24) газопроводов (1-6) составляет от 150 мм до 500 мм.Additional pipeline (7) is made of pipes certified for use in the organization operating the gas pipeline (1-6) and designed for the maximum working pressure of gas pipelines (1-6). The diameter of the additional looping gas pipeline (7) is equal to the diameter of the pipes from which the bypass lines of the bypass lines of the valves of the connection units (8) of the CC (11) are made, and has a capacity sufficient to ensure the specified performance of the CU (19). The diameter of bypass lines (25-30) of valves (22-24) of gas pipelines (1-6) ranges from 150 mm to 500 mm.
Трубопроводы-отводы (16, 17) выполнены из тех же труб, что и основной газопровод-лупинг (7), и соединены с ним сварным соединением.Branch pipelines (16, 17) are made of the same pipes as the main looping gas pipeline (7) and are connected to it by a welded joint.
Измерительные приборы на фигурах не указаны и представляют собой: по давлению - манометры, по температуре - датчики температур, например, термометр сопротивления.Measuring instruments are not indicated in the figures and are: for pressure - pressure gauges, for temperature - temperature sensors, for example, a resistance thermometer.
Планировка и оборудование покрытия стационарной площадки (19) и подъездного пути (20) производят согласно требованиям СП 82.13330.2016 «Благоустройство территорий. Актуализированная редакция СНиП III-10-75».The layout and equipment of the covering of the stationary site (19) and the access road (20) are carried out in accordance with the requirements of SP 82.13330.2016 “Improvement of territories. Updated version of SNiP III-10-75.
Таким образом, предлагаемое изобретение позволяет осуществить простой и оперативный в исполнении способ откачки природного газа из отключенного участка магистрального газопровода за счет того, что дополнительный трубопровод выполнен стационарным и соединяет собой через обводные линии узлов подключения все участки магистрального газопровода. Исполнение дополнительного трубопровода с внешним отводом для соединения с газопроводами топливного газа, газораспределительных станций, мобильных заправочных модулей, станции получения инертного газа, позволяет откачивать природный газ из отключенного участка газопровода не только в действующий участок газопровода, но и на технологические нужды, что делает способ эффективным.Thus, the proposed invention makes it possible to implement a simple and efficient method for pumping natural gas from a disconnected section of the main gas pipeline due to the fact that the additional pipeline is made stationary and connects all sections of the main gas pipeline through the bypass lines of the connection nodes. The execution of an additional pipeline with an external outlet for connection with gas pipelines of fuel gas, gas distribution stations, mobile filling modules, inert gas production stations, allows pumping natural gas from a disconnected section of the gas pipeline not only to the operating section of the gas pipeline, but also for technological needs, which makes the method effective .
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2785793C1 true RU2785793C1 (en) | 2022-12-13 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2103354B (en) * | 1981-08-03 | 1984-12-19 | Olajipari Foevallal Tervezoe | Gas transfer station |
| RU2400646C1 (en) * | 2009-02-26 | 2010-09-27 | Дочернее Открытое Акционерное Общество (ДОАО) "Оргэнергогаз" | System for withdrawal of gas from cut-off section of gas line into operating gas line and procedure for withdrawal of gas from cut-off section of gas line into operating gas line |
| RU2465486C1 (en) * | 2011-05-23 | 2012-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Казань" | Method for gas pumping out of cut-out section of main gas line (versions), and mobile compressor station for its implementation (versions) |
| RU2583203C1 (en) * | 2014-12-30 | 2016-05-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Самара" | Method for pumping gas from disconnected section of gas main pipeline to operating section thereof and system therefor |
| RU2704064C1 (en) * | 2019-05-06 | 2019-10-23 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Екатеринбург" | Method of emptying a portion of a gas line to be repaired, displacing natural gas and a method of actuating self-propelled propellants (versions) |
| RU2731687C1 (en) * | 2019-11-05 | 2020-09-07 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Казань" | System for pumping gas from disconnected compressor shop of main pipeline |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2103354B (en) * | 1981-08-03 | 1984-12-19 | Olajipari Foevallal Tervezoe | Gas transfer station |
| RU2400646C1 (en) * | 2009-02-26 | 2010-09-27 | Дочернее Открытое Акционерное Общество (ДОАО) "Оргэнергогаз" | System for withdrawal of gas from cut-off section of gas line into operating gas line and procedure for withdrawal of gas from cut-off section of gas line into operating gas line |
| RU2465486C1 (en) * | 2011-05-23 | 2012-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Казань" | Method for gas pumping out of cut-out section of main gas line (versions), and mobile compressor station for its implementation (versions) |
| RU2583203C1 (en) * | 2014-12-30 | 2016-05-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Самара" | Method for pumping gas from disconnected section of gas main pipeline to operating section thereof and system therefor |
| RU2704064C1 (en) * | 2019-05-06 | 2019-10-23 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Екатеринбург" | Method of emptying a portion of a gas line to be repaired, displacing natural gas and a method of actuating self-propelled propellants (versions) |
| RU2731687C1 (en) * | 2019-11-05 | 2020-09-07 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Казань" | System for pumping gas from disconnected compressor shop of main pipeline |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP2016514823A (en) | Air-cooled modular LNG production facility | |
| Eldevik et al. | Development of a guideline for safe, reliable and cost efficient transmission of CO2 in pipelines | |
| US3827282A (en) | Installation, hydrostatic testing, repair, and modification of large diameter fluid transmission lines | |
| JP2013231457A (en) | Hydrogen gas filling method | |
| CN105840983A (en) | LNG skid-mounted fuel gas supply device | |
| RU2785793C1 (en) | Method for pumping natural gas out of a disconnected gas pipeline section | |
| CN102352959A (en) | Low-temperature land fluid loading and unloading device | |
| RU2447355C2 (en) | Method to pump natural gas from disconnected pipeline section in multi-line system of manifold gas lines with application of gas pumping units of compressor station | |
| CN113982758A (en) | Gas supply system, gas supply method, and equipment equipped with turbine engine | |
| RU2619669C1 (en) | Method of selection of natural gas from disconnected main gas pipeline in multiline system (variants) and system for carrying it out | |
| US20140020775A1 (en) | Manifold battery for hydrocarbon fields | |
| CN116642132A (en) | Natural gas emptying and recycling system and recycling method for gas transmission station | |
| KR101010966B1 (en) | Movable Recovery Apparatus for Natural Gas | |
| RU2135885C1 (en) | Method and device for pumping gas from disconnected section of pipe line to operating gas line | |
| CN114923291B (en) | Overflow helium refrigerator with negative pressure protection module | |
| Arenius et al. | Overview and status of the 12 GeV cryogenic system upgrade at JLab | |
| Knudsen et al. | Commissioning and operational results of the 12 GeV helium compression system at JLab | |
| RU2380609C1 (en) | Plant for pneumatic tests of pipeline and method of pneumatic tests of pipeline (versions) | |
| RU2339871C1 (en) | Compressor station for gas conditioning before its delivery to gas-main pipeline | |
| Krishna Moorthy et al. | Alternative method to supply pneumatic air to an unmanned platform, in the event of the platform’s instrument gas system is on downtime | |
| RU2531073C2 (en) | Repair works at sections of multi-line pipelines and system to this end | |
| RU2805111C1 (en) | Method for performing repair work at the facilities of the gas transmission system without interrupting the gas supply to the consumer | |
| RU105708U1 (en) | DEVICE FOR RESTORING INSULATION OF PI-PIPELINE | |
| CN216202530U (en) | Hydrogen-containing natural gas pipeline transportation stop safety guarantee device system | |
| Perry et al. | The Design and Refurbishment of End Station Refrigerator 2 at JLab |