RU2362087C1 - Procedure of gas evacuation from sections of piplines in multi-strand systems of gas mains (versions) - Google Patents
Procedure of gas evacuation from sections of piplines in multi-strand systems of gas mains (versions) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2362087C1 RU2362087C1 RU2008110622/06A RU2008110622A RU2362087C1 RU 2362087 C1 RU2362087 C1 RU 2362087C1 RU 2008110622/06 A RU2008110622/06 A RU 2008110622/06A RU 2008110622 A RU2008110622 A RU 2008110622A RU 2362087 C1 RU2362087 C1 RU 2362087C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- emptied
- section
- disconnected
- pumping station
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Pipeline Systems (AREA)
Abstract
Description
Способ опорожнения участков трубопроводов от газа в многониточных системах магистральных газопроводов относится к трубопроводному транспорту газа и может быть использован для опорожнения участков трубопроводов в многониточных системах газопроводов, параллельные нити которых соединены перемычками в местах расположения запорно-отключающих устройств, перед проведением профилактических или восстановительных работ.The method of emptying pipeline sections from gas in multi-line systems of gas pipelines relates to gas pipeline transport and can be used to empty pipeline sections in multi-line gas pipeline systems, the parallel threads of which are connected by jumpers at the locations of shut-off devices, before carrying out preventive or restoration work.
Известен способ опорожнения участков трубопроводов от газа в многониточных системах магистральных газопроводов, параллельные нити которых соединены перемычками в местах расположения запорно-отключающих устройств, заключающийся в отключении опорожняемого участка посредством запорно-отключающих устройств, направлении газа в обвод опорожняемого участка по параллельным нитям газопровода, перекачки содержащегося в опорожняемом участке трубопровода газа в функционирующую нить газопровода с использованием дополнительных компрессоров или иных устройств (Патент RU 2140582 С1, 11.04.1998. Способ откачки газа отключенного участка газопровода).A known method of emptying sections of pipelines from gas in multi-line systems of gas pipelines, the parallel threads of which are connected by jumpers at the locations of the shut-off devices, which consists in shutting off the emptied section by means of shut-off devices, directing the gas to the bypass of the emptied section along the parallel threads of the gas pipeline, pumping in the emptied section of the gas pipeline into a functioning gas pipeline using additional compressor in or other devices (Patent RU 2140582 C1, 04/11/1998. Method for pumping gas of a disconnected section of a gas pipeline).
Недостатком способа является то, что опорожнение участков трубопроводов от газа занимает значительное время, при этом существует потребность в дополнительных устройствах и оборудовании, что требует реконструкции компрессорных станций, а также то, что не в полной мере используются возможности имеющегося штатного оборудования.The disadvantage of this method is that the evacuation of sections of pipelines from gas takes considerable time, while there is a need for additional devices and equipment, which requires reconstruction of compressor stations, as well as the fact that the capabilities of existing standard equipment are not fully used.
Известен также способ опорожнения участков трубопроводов от газа в многониточных системах магистральных газопроводов, в котором сообщают опорожняемый и примыкающие, расположенные далее по направлению движения газа, участки с входным коллектором нагнетателя следующей, первой же газоперекачивающей станции, подключении других цехов этой же газоперекачивающей станции путем соединения выхода газа из первого цеха к входу других цехов с последующим стравливанием остатка газа в атмосферу (Патент RU 2135885 С1, 11.07.1997. Способ и устройство откачки газа из отключенного участка газопровода в действующий газопровод).There is also a known method of emptying pipeline sections from gas in multi-line systems of gas pipelines, in which the emptied and adjacent sections located further in the direction of gas movement communicate with the inlet collector of the next, first gas pumping station, connecting other shops of the same gas pumping station by connecting the outlet gas from the first workshop to the entrance of other workshops, followed by bleeding the remaining gas into the atmosphere (Patent RU 2135885 C1, 07/11/1997. Method and device for pumping aza disconnected from the pipeline section to the existing pipeline).
Недостатком способа также является потребность в реконструкции компрессорных станций и не полное использование возможностей имеющегося штатного оборудования.The disadvantage of this method is the need for the reconstruction of compressor stations and the incomplete use of the capabilities of existing standard equipment.
Наиболее близким к заявляемому техническим решением-прототипом является способ опорожнения участков трубопроводов от газа в многониточных системах магистральных газопроводов, параллельные нити которых соединены перемычками в местах расположения запорно-отключающих устройств, в котором отключают опорожняемый участок посредством запорно-отключающих устройств, направляют газ в обвод опорожняемого участка по параллельным нитям газопровода, сообщают опорожняемый и примыкающий, расположенный далее по направлению движения газа, участок с входным коллектором нагнетателя следующей, первой же газоперекачивающей станции, выравнивают давление газа в опорожняемом и примыкающем участках до уровня давления во входном коллекторе первой газоперекачивающей станции, затем откачивают часть газа из опорожняемого участка в действующую нить газопровода штатным резервным газоперекачивающим устройством в составе нагнетателя и его привода в функционирующую нить газопровода с использованием дополнительных устройств (Патент RU 2145030 С1, 23.10.1997. Способ опорожнения участков трубопровода от газа в многониточных системах газопроводов и устройство для его осуществления).Closest to the claimed technical solution, the prototype is a method of emptying sections of pipelines from gas in multi-line systems of gas pipelines, the parallel threads of which are connected by jumpers at the locations of shut-off devices, in which the emptied section is disconnected by means of shut-off devices, direct gas to the bypass of the emptied section along the parallel threads of the gas pipeline, inform the emptied and adjacent, located further in the direction of gas movement, to with the inlet header of the supercharger of the next, first gas pumping station, equalize the gas pressure in the emptied and adjacent sections to the pressure level in the inlet manifold of the first gas pumping station, then part of the gas is pumped out of the emptied section into the existing gas pipe with a regular backup gas pumping device and its drive into a functioning gas pipeline thread using additional devices (Patent RU 2145030 C1, 10.23.1997. A method of emptying pipeline sections from gas in multi-line gas pipeline systems and a device for its implementation).
Недостатками известного способа являются необходимость в дополнительном оборудовании, значительные весовые параметры дополнительного оборудования в варианте его больших мощностей, отсюда - трудности его доставки к газоперекачивающим станциям, особенно в условиях ограниченного времени при возникновении аварийных ситуаций, необходимость доработки штатного оборудования под стыковку с дополнительным оборудованием, что снижает эффективность опорожнения участков трубопроводов от газа.The disadvantages of this method are the need for additional equipment, significant weight parameters of additional equipment in the variant of its large capacities, hence the difficulties in delivering it to gas pumping stations, especially in conditions of limited time in case of emergency, the need to modify standard equipment for docking with additional equipment, which reduces the efficiency of emptying pipeline sections from gas.
Технической задачей изобретения является повышение эффективности опорожнения участков трубопроводов от газа, особенно в начальный период откачки газа, реализация возможности максимального использования штатного оборудования, снижение потребности в дополнительном оборудовании либо устранение потребности в нем, уменьшение потребной мощности дополнительного оборудования в случае его использования.An object of the invention is to increase the efficiency of emptying pipeline sections from gas, especially in the initial period of gas evacuation, realizing the possibility of maximizing the use of standard equipment, reducing the need for additional equipment or eliminating the need for it, reducing the required power of additional equipment if used.
Решаемая техническая задача в способе опорожнения участков трубопроводов от газа в многониточных системах магистральных газопроводов в его первом варианте, заключающемся в перекрытии в одной из нитей газопровода опорожняемого участка на его входе посредством запорно-отключающих устройств, направлении газа через перемычки между нитями в обвод опорожняемого участка по параллельным нитям газопровода, отсоединении посредством запорно-отключающих устройств в перемычках опорожняемого участка на его выходе от параллельных нитей газопровода, отсоединении посредством запорно-отключающих устройств в перемычках всех далее расположенных участков нити, содержащей опорожняемый участок, на всем пути от опорожняемого участка до ближайшей по направлению транспорта газа газоперекачивающей станции от параллельных нитей, соединении тем самым опорожняемого и примыкающих, далее расположенных по направлению транспорта газа, отсоединенных от параллельных нитей участков с входным коллектором нагнетателя ближайшей, первой по направлению транспорта газа от опорожняемого участка газоперекачивающей станции, перекрытии опорожняемого участка на его выходе посредством запорно-отключающего устройства и удалении из опорожняемого участка оставшегося газа, достигается тем, что до перекрытия участка на его выходе одну из нитей газопровода, расположенную за первой по направлению транспорта газа от опорожняемого участка газоперекачивающей станцией перекрывают посредством запорно-отключающего устройства на выходе из газоперекачивающей станции, отсоединяют эту нить посредством запорно-отключающих устройств в перемычках от параллельных нитей газопровода на всем пути до следующей, второй по направлению транспорта газа от опорожняемого участка газоперекачивающей станции, соединяют, тем самым, эту нить газопровода на выходе с входным коллектором второй по направлению транспорта газа от опорожняемого участка газоперекачивающей станции, отсоединяют посредством запорно-отключающих устройств штатный нагнетатель первой газоперекачивающей станции от остальных штатных нагнетателей и соединяют его вход с выходным участком нити газопровода, содержащей опорожняемый и примыкающие далее по направлению транспорта газа участки, соединяют выход этого, отсоединенного от других нагнетателя с входным участком отсоединенной от параллельных нити газопровода между первой и второй газоперекачивающими станциями, затем производят откачку газа отсоединенным штатным нагнетателем из нити газопровода, содержащей опорожняемый и примыкающие далее, отсоединенные от параллельных нитей участки, в отсоединенную от параллельных нить газопровода между первой и второй газоперекачивающими станциями в пределах диапазона рабочих характеристик нагнетателя и его привода.The technical problem to be solved is the method of emptying pipeline sections from gas in multi-line systems of gas pipelines in its first embodiment, which consists in blocking in one of the gas pipelines the emptied section at its inlet by means of shut-off and disconnecting devices, directing gas through jumpers between the threads to the bypass of the emptied section along parallel to the gas pipeline threads, disconnecting by means of locking and disconnecting devices in the jumpers of the emptied section at its outlet from the parallel gas pipeline threads water, disconnecting by means of locking and disconnecting devices in the bridges of all further located sections of the thread containing the part to be emptied, all the way from the part to be emptied to the gas pumping station closest to the direction of transport of gas from parallel threads, thereby connecting the emptied and adjacent, further located in the direction of transport gas disconnected from the parallel strands of the sections with the input manifold of the supercharger nearest to the first in the direction of gas transport from the emptied section g a gas pumping station, blocking the emptied section at its outlet by means of a shut-off device and removing the remaining gas from the emptied section of the gas station, is achieved by shutting off one of the gas pipelines located behind the first gas flow station in the direction of gas transport from the emptying section of the gas pumping station by means of a locking and disconnecting device at the outlet of the gas pumping station, disconnect this thread by means of locking and disconnecting devices in the jumper from parallel gas pipeline threads all the way to the next, second in the direction of gas transport from the emptied section of the gas pumping station, thereby connecting this gas pipe at the outlet with the input manifold of the second in the direction of gas transport from the emptied section of the gas pumping station, disconnect it by means of a locking disconnecting devices, the full-time supercharger of the first gas pumping station from the rest of the full-time superchargers and connect its input to the output section of the gas pipeline thread containing the sections that are fired and adjacent further in the direction of gas transport connect the outlet of this, disconnected from other superchargers, to the inlet section of the gas pipeline disconnected from the parallel threads between the first and second gas pumping stations, then gas is pumped out by a disconnected standard supercharger from the gas pipeline containing the empty and adjacent further sections disconnected from parallel threads to a gas pipeline disconnected from parallel threads between the first and second gas pumping stations before s range of operating characteristics of the blower and its drive.
Решаемая техническая задача в способе опорожнения участков трубопроводов от газа в многониточных системах магистральных газопроводов в его втором варианте, заключающемся в перекрытии в одной из нитей газопровода опорожняемого участка на его входе посредством запорно-отключающих устройств, направлении газа через перемычки между нитями в обвод опорожняемого участка по параллельным нитям газопровода, отсоединении посредством запорно-отключающих устройств в перемычках опорожняемого участка на его выходе от параллельных нитей газопровода, отсоединении посредством запорно-отключающих устройств в перемычках всех далее расположенных участков нити, содержащей опорожняемый участок, на всем пути от опорожняемого участка до ближайшей по направлению транспорта газа газоперекачивающей станции от параллельных нитей, соединении тем самым опорожняемого и примыкающих, далее расположенных по направлению транспорта газа, отсоединенных от параллельных нитей участков с входным коллектором нагнетателя ближайшей, первой по направлению транспорта газа от опорожняемого участка газоперекачивающей станции, перекрытии опорожняемого участка на его выходе посредством запорно-отключающего устройства и удалении из опорожняемого участка оставшегося газа, достигается тем, что до перекрытия опорожняемого участка на его выходе перекрывают посредством запорно-отключающего устройства нить газопровода на выходе из ближайшей по направлению транспорта газа от опорожняемого участка, первой - с порядковым номером k=1, газоперекачивающей станции и дополнительно по одной из нитей на выходе каждой из n газоперекачивающих станций, где n - целое число n≥1, последовательно расположенных далее от опорожняемого участка по направлению транспорта газа, затем отсоединяют каждую из нитей на всех участках между газоперекачивающими станциями с порядковыми номерами от k=1 до k=(n+2) посредством запорно-отключающих устройств в перемычках от параллельных нитей газопровода на всем пути от каждой газоперекачивающей станции k до следующей газоперекачивающей станции (k+1) на участках между станциями от k=1 до k=(n+2), соединяют на выходе тем самым каждую из отсоединенных от параллельных и перекрытую на входе нить газопровода на каждом участке от газоперекачивающей станции k до следующей газоперекачивающей станции (k+1) с входным коллектором газоперекачивающей станции (k+1), отсоединяют посредством запорно-отключающих устройств от остальных нагнетателей по одному или более штатному нагнетателю в (n+1) газоперекачивающих станциях, то есть в каждой газоперекачивающей станции с порядковым номером от k=1 до k=(n+1), соединяют входы нагнетателей, отсоединенных от остальных, газоперекачивающих станций k с выходным участком нитей газопровода, отсоединенных от параллельных на участке от газоперекачивающей станции k=(k-1) до газоперекачивающей станции k, в том числе соединяют входы отсоединенных от остальных нагнетателей газоперекачивающей станции k=1 с выходным участком нити газопровода, содержащей опорожняемый и примыкающие далее до газоперекачивающей станции k=1 участки нити газопровода, а выходы отсоединенных от остальных нагнетателей каждой из газоперекачивающих станций k, начиная от газоперекачивающей станции k=1, соединяют с входным участком каждой из нитей, отсоединенных от параллельных нитей газопровода, расположенных между газоперекачивающими станциями k и (k+1), затем одновременно на всех газоперекачивающих станциях от k=1 до k=(n+1), в пределах диапазона рабочих характеристик нагнетателей, отсоединенных от остальных, и их приводов производят откачку газа отсоединенными штатными нагнетателями из нити газопровода, соединенной с входами нагнетателей в нить газопровода, соединенную с выходами нагнетателей, где n - целое число n≥1, k - целое число или нуль.The technical problem to be solved is a method of emptying pipeline sections from gas in multi-line systems of main gas pipelines in its second embodiment, which consists in blocking in one of the gas pipelines of the emptied section at its inlet by means of shut-off and disconnecting devices, the direction of gas through the jumpers between the threads into the bypass of the emptied section along parallel to the gas pipeline threads, disconnecting by means of locking and disconnecting devices in the jumpers of the emptied section at its outlet from the parallel gas pipeline threads water, disconnecting by means of locking and disconnecting devices in the bridges of all further located sections of the thread containing the part to be emptied, all the way from the part to be emptied to the gas pumping station closest to the direction of transport of gas from parallel threads, thereby connecting the emptied and adjacent, further located in the direction of transport gas disconnected from the parallel strands of the sections with the input manifold of the supercharger nearest to the first in the direction of gas transport from the emptied section g a gas pumping station, blocking the emptied section at its outlet by means of a shut-off device and removing the remaining gas from the emptied section at its outlet, by shutting off the emptied section at the outlet by means of a shut-off device, the gas pipeline at the outlet of the gas closest to the direction of transport from of the emptied section, the first - with serial number k = 1, gas pumping station and additionally one of the threads at the outlet of each of n gas pumping stations d, where n is an integer n≥1 sequentially located further from the emptied section in the direction of gas transport, then each of the threads in all sections between the gas pumping stations with serial numbers from k = 1 to k = (n + 2) is disconnected by means of a lock - disconnecting devices in jumpers from parallel gas pipeline threads all the way from each gas pumping station k to the next gas pumping station (k + 1) in sections between stations from k = 1 to k = (n + 2), thereby connecting each of the output disconnected from parallel and the gas pipe line blocked at the inlet in each section from the gas pumping station k to the next gas pumping station (k + 1) with the inlet manifold of the gas pumping station (k + 1), is disconnected by shut-off devices from the remaining superchargers with one or more standard superchargers in (n +1) gas pumping stations, that is, in each gas pumping station with a serial number from k = 1 to k = (n + 1), connect the inputs of the superchargers disconnected from the remaining gas pumping stations k with the output section of the gas wires disconnected from parallel in the section from the gas pumping station k = (k-1) to the gas pumping station k, including connecting the inputs of the gas pumping station disconnected from the remaining superchargers k = 1 with the output section of the gas pipeline containing the emptied and adjacent further to the gas pumping station k = 1 sections of the gas pipeline’s threads, and the outputs disconnected from the remaining blowers of each gas pumping station k, starting from the gas pumping station k = 1, are connected to the inlet section of each of the threads, disconnected unbroken from parallel threads of the gas pipeline located between the gas pumping stations k and (k + 1), then simultaneously at all gas pumping stations from k = 1 to k = (n + 1), within the range of operating characteristics of the superchargers disconnected from the others, and their of the drives, the gas is evacuated by disconnected standard blowers from the gas pipe thread connected to the pump inlets to the gas pipe thread connected to the pump outputs, where n is an integer n≥1, k is an integer or zero.
Предлагаемое изобретение поясняется чертежами.The invention is illustrated by drawings.
На фиг.1 представлена схема одного из возможных расположений трубопроводов, запорно-распределительных узлов, перемычек, свечей и запорно-отключающих устройств (ЗОУ) в многониточной, в данном случае четырехниточной системе магистрального газопровода в районе нескольких газоперекачивающих станций, на которой можно рассмотреть примеры реализации способов по первому и второму предлагаемым вариантам; на фиг.2 дан в увеличенном масштабе вид А фиг.1 - схема расположения трубопроводов, перемычек, свечей и запорно-отключающих устройств в запорно-распределительном узле магистрального газопровода (схема расположения газораспределительной арматуры индивидуальна для каждого отдельного запорно-распределительного узла; в дальнейшем, в целях удобства пояснения способа, принято, что схема расположения газораспределительной арматуры во всех запорно-распределительных узлах одинакова); на фиг.3 дан в увеличенном масштабе вид Б фигуры 1 - схема расположения нагнетателей, коллекторов, трубопроводов, перемычек, свечей и запорно-отключающих устройств в газоперекачивающей станции (схема расположения газораспределительной арматуры индивидуальна для каждой отдельной газоперекачивающей станции; в настоящем описании для всех газоперекачивающих станций схема расположения газораспределительной арматуры принята одинаковой; кроме того, учитывая, что схема расположения газораспределительной арматуры индивидуальна для каждого отдельного входного или выходного запорно-распределительного узла, в дальнейшем, в целях удобства пояснения способа, принято, что схема расположения газораспределительной арматуры во всех входных и выходных запорно-распределительных узлах всех газоперекачивающих станций одинакова и соответствует схеме запорно-распределительных узлов, расположенных между газоперекачивающими станциями); на фиг.4 приведены данные по распределению давлений в опорожняемом участке газопровода и в примыкающих к нему, далее расположенных участков нити газопровода на всем пути по направлению транспорта газа от опорожняемого участка до ближайшей, первой по направлению транспорта газа газоперекачивающей станции, а также в участках нити газопровода на пути от первой до следующей, второй по направлению транспорта газа от опорожняемого участка газоперекачивающей станции для различных рабочих состояний при реализации способа по первому варианту; на фиг.5 дан в увеличенном масштабе вид В фигуры 4 - данные по распределению давлений в опорожняемом участке газопровода и в примыкающих к нему, далее расположенных участках нити газопровода от опорожняемого участка до ближайшей газоперекачивающей станции; на фиг.6 приведены данные по распределению давлений в опорожняемом участке газопровода и в примыкающих к нему, далее расположенных участках нити газопровода на всем пути по направлению транспорта газа от опорожняемого участка до ближайшей газоперекачивающей станции, а также в участках нити газопровода на пути до следующей, второй по направлению транспорта газа от опорожняемого участка газоперекачивающей станции и на пути за ней для различных рабочих состояний при реализации способа по второму варианту; на фиг.7 дан в увеличенном масштабе вид Г фигуры 6 - данные по распределению давлений в опорожняемом участке газопровода и в примыкающих к нему, далее расположенных участках нити газопровода от опорожняемого участка до ближайшей газоперекачивающей станции.Figure 1 shows a diagram of one of the possible locations of pipelines, locking distribution units, jumpers, candles and locking and disconnecting devices (ZOU) in a multi-line, in this case four-pipe system of the main gas pipeline in the area of several gas pumping stations, where you can consider examples of implementation methods according to the first and second proposed options; figure 2 is shown on an enlarged scale view And figure 1 is a layout of pipelines, jumpers, candles and shut-off devices in the shut-off and distribution unit of the main gas pipeline (the arrangement of gas distribution valves is individual for each individual shut-off and distribution unit; hereinafter, for the convenience of explaining the method, it is accepted that the arrangement of gas distribution valves in all locking and distribution nodes is the same); figure 3 is given on an enlarged scale view B of figure 1 - arrangement of blowers, manifolds, pipelines, jumpers, plugs and shut-off devices in a gas pumping station (the arrangement of gas distribution valves is individual for each individual gas pumping station; in the present description for all gas pumping stations stations, the arrangement of gas distribution valves is the same; in addition, given that the layout of gas distribution valves is individual for each a separate input or output shut-off and distribution unit, hereinafter, for the convenience of explaining the method, it is assumed that the arrangement of gas distribution valves in all input and output shut-off and distribution nodes of all gas pumping stations is the same and corresponds to the scheme of shut-off and distribution nodes located between the gas-pumping stations ); figure 4 shows data on the distribution of pressure in the emptied section of the gas pipeline and adjacent to it, further located sections of the gas pipeline threads all the way in the direction of gas transport from the emptied section to the nearest, the first gas transporting station in the direction of gas transport, as well as in the sections of the thread a gas pipeline on the way from the first to the next, the second in the direction of gas transport from the emptied section of the gas pumping station for various operating conditions when implementing the method according to the first embodiment; figure 5 is an enlarged view of figure B of figure 4 - data on the distribution of pressures in the emptied section of the gas pipeline and adjacent to it, further located sections of the gas pipeline from the emptied section to the nearest gas pumping station; Fig.6 shows data on the distribution of pressure in the emptied section of the gas pipeline and adjacent to it, further located sections of the gas pipeline all the way in the direction of gas transport from the emptied section to the nearest gas pumping station, as well as in sections of the gas pipeline on the way to the next, the second in the direction of gas transport from the emptied section of the gas pumping station and on the way behind it for various operating conditions when implementing the method according to the second embodiment; Fig. 7 shows on an enlarged scale the view G of Fig. 6 - data on the distribution of pressures in the emptied section of the gas pipeline and in adjacent, further located sections of the gas pipeline from the emptied section to the nearest gas pumping station.
Многониточная система магистрального газопровода (фиг.1) включает несколько нитей трубопроводов, в данном примере четыре нити трубопроводов 1-4, проходящие через газоперекачивающие станции 5k, где индекс k соответствует номеру газоперекачивающей станции, считая по направлению транспорта газа от опорожняемого участка, при этом индекс k=1 имеет газоперекачивающая станция 51 - первая по направлению транспорта газа от опорожняемого участка, а в зависимости от местонахождения газоперекачивающей станции от опорожняемого участка k может быть целым числом или нулем. При расстоянии между соседними газоперекачивающими станциями порядка L=150000 м, учитывая, что схема расположения газораспределительной арматуры во всех газоперекачивающих станциях 5k принята одинаковой, учитывая, что между соседними газоперекачивающими станциями расположены запорно-распределительные узлы 6, ближайшие из которых обычно расположены друг от друга на расстоянии l≃30000 м, и соответственно в данном примере между двумя соседними газоперекачивающими станциями будет находиться пять участков магистрального газопровода с расположенными примерно через l≃30000 м запорно-распределительными узлами, через которые проходят нити 1-4 магистрального газопровода, учитывая, что схема расположения газораспределительной арматуры во всех запорно-распределительных узлах принята одинаковой, нумерация всех запорно-распределительных узлов 6 принята с индексами i и k, то есть 6ik, где i - порядковый номер запорно-распределительного узла, считая от предшествующей по направлению транспорта газа газоперекачивающей станции, k - порядковый номер станции, за которой находится данный запорно-распределительный узел (считая, что k=1 это станция, являющаяся первой по направлению транспорта газа за опорожняемым участком, а k=0 это станция, находящаяся непосредственно до опорожняемого участка, для всех газораспределительных узлов, расположенных между станциями 50 и 51, в том числе и находящихся на входе и выходе опорожняемого участка, индекс k будет иметь значение k=0). При этом во всех запорно-распределительных узлах для всех газораспределительных устройств принимается та же двойная индексация, с теми же индексами i и k, соответствующими запорно-распределительному узлу 6ik. Запорно-распределительные узлы 6ik (фиг.2 - вид А фигуры 1) содержат запорно-отключающие устройства 7ik-10ik нитей (трубопроводов) 1-4 магистрального газопровода, перемычки 11ik-13ik на входе и 14ik-16ik на выходе из запорно-распределительных узлов 6ik, содержащие свои запорно-отключающие устройства 17ik-22ik, байпасы 23ik-25ik также с запорно-отключающими устройствами 26ik-28ik, а также свечи 29ik с запорно-отключающими устройствами 30ik. Газоперекачивающие станции 5k (фиг.3 - вид Б фигуры 1) содержат нагнетатели с приводами 31ik-36ik, входной 37k и выходной 38k запорно-распределительные узлы (учитывая, что схема расположения газораспределительной арматуры во всех запорно-распределительных узлах принята одинаковой, нумерация отдельных элементов во входном 37k и выходном 38k запорно-распределительном узлах принята с двойным индексом «вх» или «вых» и k, где «вх» - первый индекс, обозначающий расположение запорно-распределительного узла на входе в газоперекачивающую станцию, либо «вых» - первый индекс, обозначающий расположение запорно-распределительного узла на выходе из газоперекачивающей станции, k - второй индекс, соответствующий ранее принятому порядковому номеру станции), запорно-отключающие устройства ниток магистрального газопровода 39k-42k, входной 43k и выходной 44k коллекторы с перемычками и байпасами на входе и на выходе из газоперекачивающей станции, имеющими собственные запорно-отключающие устройства 45k-54k. Данные по распределению давлений в опорожняемом участке газопровода, в примыкающих к нему, далее расположенных участков нити газопровода на всем пути по направлению транспорта газа от опорожняемого участка до ближайшей газоперекачивающей станции, а также в участках нити газопровода на пути до следующей газоперекачивающей станции и на пути за ней для различных рабочих состояний, на которых рассматриваются примеры реализации способа по первому и второму вариантам, приведены на фиг.4-7 в виде характеристик 55-69, при этом характеристики приведены для всех рассматриваемых участков трубопроводов, отсоединяемых от параллельных нитей трубопроводов, расположенных между запорно-отключающими устройствами 8ik с порядковыми номерами запорно-отключающих устройств NЗОУ, соответствующими ранее принятой индексации для i и k, то есть NЗОУ=8ik. При этом всегда n - целое число ≥1, k - целое число или нуль.The multi-thread system of the main gas pipeline (Fig. 1) includes several pipeline threads, in this example, four pipeline threads 1-4 passing through gas pumping stations 5 k , where the index k corresponds to the number of the gas pumping station, counting in the direction of gas transport from the emptied section, while the k = 1 index has a gas pumping station 5 1 — the first in the direction of gas transport from the emptied section, and depending on the location of the gas pumping station from the emptied section k, there may be a single number or zero. When the distance between neighboring gas pumping stations is of the order of L = 150,000 m, given that the arrangement of gas distribution valves in all gas pumping stations 5 k is assumed to be the same, given that shut-off
Рассмотрим пример реализации способа по первому варианту: предположим, что с целью проведения плановых профилактических работ опорожнению подлежит участок на одной из ниток 2 четырехниточного магистрального газопровода, расположенный между газоперекачивающими станциями 5k=50 и 5k=51 между запорно-распределительными узлами 6ik=620 и 6ik=630, или, что то же самое, между запорно-отключающими устройствами NЗОУ=820 и NЗОУ=830, находящимися в запорно-распределительных узлах 6ik=620 и 6ik=630, соответственно на входе и выходе опорожняемого участка, то есть газоперекачивающая станция 51 является первой по направлению транспорта газа от опорожняемого участка (учитывая, что между газоперекачивающими станциями находится пять участков, данный участок между запорно-распределительными узлами 620 и 630 будет третьим от предшествующей газоперекачивающей станции 50, то есть расположенным между вторым 620 и третьим 630 запорно-распределительными узлами, если считать от предшествующей газоперекачивающей станции 50, или между расположенными в запорно-распределительных узлах 620 и 630, запорно-отключающими устройствами 820 и 830, как это показано на фиг.4-7). В соответствии с заявленным способом (по первому варианту) на участке между газоперекачивающими станциями 50 и 51 перекрывают опорожняемый участок на входе посредством запорно-отключающих устройств 820, 2120, 2220 запорно-распределительного узла 620 в нити 2, в перемычках 1420, 1520 и байпасах 2420 и направляют газ в обвод опорожняемого участка по параллельным нитям 1, 3 и 4 газопровода через перемычки 1220, 1320, байпасы 2520, 2320. Перекрывают в запорно-распределительных узлах 630, 640 и входном запорно-распределительном узле 371 газоперекачивающей станции 51 примыкающие к нити 2, отсоединяемой от параллельных нитей 1, 3 и 4, перемычки 12ik, 13ik, 14ik, 15ik и байпасы 24ik, 25ik посредством запорно-отключающих устройств 18ik, 19ik 21ik, 22ik 27ik. При этом, оставляя запорно-отключающие устройства 830 и 840 нити 2 магистрального газопровода в запорно-распределительных узлах 630, 640 и запорно-отключающее устройство 8вх1 нити 2 магистрального газопровода во входном запорно-распределительном узле 371 газоперекачивающей станции 51 открытыми, соединяют тем самым опорожняемый и примыкающие, далее расположенные по направлению транспорта газа, участки отсоединенной от других нити 2 с входным коллектором 431 нагнетателя следующей, первой к опорожняемому участку по направлению транспорта газа газоперекачивающей станции 51. Далее, при нахождении запорно-отключающих устройств в указанном положении, при работающих нагнетателях газоперекачивающей станции 51 происходит перетекание газа за счет разности давлений газа из области большего давления в районе запорно-распределительного узла 620 в область меньшего давления во входном коллекторе 431 газоперекачивающей станции 51. При достаточно длительном времени давление газа в опорожняемом и примыкающих, далее расположенных по направлению транспорта газа участках нити 2 может даже выровняться до уровня давления во входном коллекторе 431 газоперекачивающей станции 51. Одновременно с перекрытием нити 2 на входе (в запорно-распределительном узле 620) и выделении нити 2 в отдельную магистраль на участках запорно-распределительных узлов 630, 640, то есть отсоединением ее от параллельных нитей 1, 3 и 4 и соединением ее тем самым с входным коллектором 431 нагнетателя первой, по ходу транспорта газа, газоперекачивающей станции 51, одну из нитей газопровода, например ту же нить 2, в месте расположения за газоперекачивающей станцией 51 перекрывают на выходе из газоперекачивающей станции 51 запорно-отключающим устройством 401, отсоединяют ее посредством запорно-отключающих устройств 481, 18вых1, 19вых1, 21вых1, 22вых1, 27вых1, 18i1, 19i1, 21i1, 22i1, 27i1, 18вх2, 19вх2, 21вх2, 22вx2, 27вх2 от параллельных нитей газопровода на всем участке между газоперекачивающими станциями 51 и 52, оставляя открытым лишь запорно-отключающее устройство 8вх2 на входе в газоперекачивающую станцию 52, соединяют тем самым отсоединенный от параллельных нитей 1, 3 и 4 участок нити 2 на выходе с входным коллектором 432 следующей, второй от опорожняемого участка по направлению транспорта газа газоперекачивающей станции 52. Далее при нахождении запорно-отключающих устройств в указанном положении, при работающих нагнетателях газоперекачивающей станции 52 происходит перетекание газа за счет разности давлений газа из области большего давления в районе запорно-распределительного узла 381 в область меньшего давления во входном коллекторе 432 газоперекачивающей станции 52. При достаточно длительном времени давление газа в отсоединенных от параллельных нитей участках нити 2 на всем протяжении от газоперекачивающей станции 51 до газоперекачивающей станции 52 может даже выровняться до уровня давления во входном коллекторе 432 газоперекачивающей станции 52. После отсоединения нити 2 от параллельных нитей выделяют в первой газоперекачивающей станции 51 любой штатный нагнетатель, исходя из удобства подключения к данной выделенной нити 2 до и после газоперекачивающей станции 51. В данном примере, исходя из удобства подключения, в газоперекачивающей станции 51 выбирают нагнетатель 331. Если во время выполнения работ выделенный штатный нагнетатель работал в трассу, его выключают, при этом для работы в трассу может быть задействован любой из резервных нагнетателей 351, 361 при необходимости. Выбранный нагнетатель 331 отсоединяют от остальных нагнетателей посредством запорно-отключающих устройств 491, 501 сначала на выходе из него для выравнивания давления до уровня во входном коллекторе газоперекачивающей станции 51, после чего перекрывают запорно-отключающие устройства 451, 461, 471, 481 газоперекачивающей станции 51, соединяют тем самым вход выделенного нагнетателя 331 с выходным участком нити газопровода, содержащей опорожняемый, расположенный между запорно-распределительными узлами 620 и 630, а также примыкающие далее по направлению движения газа участки нити 2, открывают запорно-отключающее устройство 401 и соединяют тем самым выход выделенного нагнетателя 331 с входным участком выделенной нити 2 газопровода между газоперекачивающими станциями 51 и 52, затем, по готовности отсоединенного от остальных штатного нагнетателя, запускают привод нагнетателя 331 и в пределах диапазона рабочих характеристик нагнетателя 331 и его привода производят откачку газа выделенным нагнетателем 331 из нити газопровода, содержащей опорожняемый и примыкающие далее участки в нить газопровода между газоперекачивающими станциями 51 и 52 соответственно и во входной коллектор 432 газоперекачивающей станции 52 и, следовательно, далее в трассу, после чего перекрывают опорожняемый участок на выходе из него в запорно-распределительном узле 630 посредством запорно-отключающего устройства 830. Далее, опорожнение участка трубопровода 2 между запорно-распределительными узлами 620 и 630 может быть выполнено другими известными действиями, например перекачкой газа из опорожняемого участка в действующие нити газопровода при помощи специальных устройств, сжиганием или сбросом в атмосферу через свечи 2920, 2930.Consider an example of the implementation of the method according to the first embodiment: suppose that in order to carry out scheduled preventive maintenance, the section on one of the
Технический результат от реализации заявленного способа по первому варианту заключается в том, что перед удалением из опорожняемого участка оставшегося газа, например сбросом в атмосферу или перекачкой газа в действующие нити газопровода, производится снижение давления газа в опорожняемом участке газопровода штатным оборудованием высокой производительности, соответственно уменьшается количество газа, в опорожняемом участке, что уменьшает время последующего опорожнения участка другими известными действиями, например сжиганием через свечи или сбросом газа в атмосферу, или перекачкой в действующие нити газопровода при помощи специальных устройств. Например, в настоящее время наиболее распространенной является транспортировка газа по многониточным системам магистральных газопроводов с диаметром труб d=1420 мм, расстоянием между запорно-распределительными узлами порядка l=30 км, расстоянием между соседними газоперекачивающими станциями порядка L=150 км, при использовании нагнетателей со степенью сжатия от π=1,44 до π=3,0. В качестве конкретного примера эффективности способа рассмотрим наихудший вариант из условий наименьших значений π=1,44 и наибольших значений давления в трубопроводе (т.е. наибольшего содержания газа в опорожняемом участке), когда на выходе из газоперекачивающих станций обеспечивается давление Рвых=7,45 МПа при давлении на всасе, то есть во входном коллекторе этой и следующей газоперекачивающих станций Рвх=5,18 МПа, что соответствует нагнетателю модели 650-121-2 (ОАО «Компрессорный комплекс», г.Санкт-Петербург). Моделей нагнетателей с газотурбинными приводами на данные условия транспортировки газа много (выпускаются, например, ОАО Казанькомпрессормаш», г.Казань; СНПО им. М.И.Фрунзе, г.Сумы; ОАО НПО «Искра», г.Пермь и др); принятый в примере вариант нагнетателя, модель 650-121-2, имеет производительность объемную, отнесенную к нормальным условиям (температура воздуха Тн=20°С, давление Рн=0,1013 МПа) G=544 м3/с (47·106 м3/сут). При необходимости опорожнения среднего участка, как было показано в примере реализации способа, равнорасположенного от соседних газоперекачивающих станцийThe technical result from the implementation of the inventive method according to the first embodiment is that before removing the remaining gas from the emptied section, for example, by discharging it into the atmosphere or pumping gas into the existing pipelines, the gas pressure in the emptied section of the pipeline is reduced by standard equipment with high performance, the quantity is accordingly reduced gas in the emptied section, which reduces the time for subsequent emptying of the section with other known actions, for example, burning black Without a candle or by discharging gas into the atmosphere, or by pumping it into existing gas pipelines using special devices. For example, at present, the most common is the transportation of gas through multi-line systems of gas pipelines with a pipe diameter of d = 1420 mm, a distance between shut-off and distribution units of the order of l = 30 km, a distance between neighboring gas pumping stations of the order of L = 150 km, when using superchargers with compression ratio from π = 1.44 to π = 3.0. As a specific example of the effectiveness of the method, we consider the worst case of the conditions of the lowest values π = 1.44 and the highest pressure values in the pipeline (i.e., the highest gas content in the emptied section), when the pressure P o = 7 is provided at the outlet of the gas pumping stations 45 MPa at an inlet pressure, that is, in the inlet manifold of this and the next gas pumping stations P in = 5.18 MPa, which corresponds to a supercharger model 650-121-2 (Compressor Complex OJSC, St. Petersburg). There are many models of superchargers with gas turbine drives for these gas transportation conditions (for example, Kazancompressormash OJSC, Kazan; Sumy M.I. Frunze Scientific Production Association, Sumy; OJSC Iskra NPO, Perm, etc.); the supercharger version adopted in the example, model 650-121-2, has a volumetric capacity referred to normal conditions (air temperature T n = 20 ° C, pressure P n = 0.1013 MPa) G = 544 m 3 / s (47 10 6 m 3 / day). If necessary, emptying the middle section, as was shown in the example implementation of the method, equally spaced from neighboring gas pumping stations
50 и 51, то есть расположенного между запорно-распределительными узлами 620 и 630, при перекрытии опорожняемого участка в режиме транспорта газа посредством запорно-отключающих устройств 820, 2120, 2230 на входе опорожняемого участка и запорно-отключающих устройств 830, 1830, 1930, 2730 на его выходе в опорожняемом участке остается около трех миллионов кубических метров газа (отнесенного к нормальному давлению Рн=0,1013 МПа).5 0 and 5 1 , that is, located between the locking and
На фиг.4 и 5 приведены данные по давлениям в магистрали: при транспорте газа в штатном режиме 55, 56; при перекрытии опорожняемого участка между запорно-отключающими устройствами с номерами, в соответствии с принятой индексацией МЗОУ=8ik на его входе МЗОУ=820 и выходе NЗОУ=830 непосредственно во время транспорта газа (характеристика 57), после выравнивания давления в опорожняемом участке; при соединении опорожняемого участка и участках между запорно-распределительными узлами 630 и 6вх1 с входным коллектором 431 газоперекачивающей станции 51, с отсоединением от параллельных нитей 1, 3, 4 газопровода после выравнивания давления в опорожняемом участке и участках между запорно-распределительными узлами 630 и 6вх1 до уровня давления во входном коллекторе газоперекачивающей станции 51 (характеристика 58), или по готовности нагнетателя, что может наступить до выравнивания давления в опорожняемом участке и участках между запорно-распределительными узлами 630 и 6вх1 до уровня давления во входном коллекторе газоперекачивающей станции 51 (характеристика 59); при соединении участков между запорно-распределительными узлами 6вых1 и 6вх2 с входным коллектором 432 газоперекачивающей станции 52, с отсоединением от параллельных нитей 1, 3, 4 газопровода после выравнивания давления в участках между запорно-распределительными узлами 6вых1 и 6вх2 до уровня давления во входном коллекторе газоперекачивающей станции 52 (характеристика 60), или по готовности нагнетателя, что может наступить до выравнивания давления в участках между запорно-распределительными узлами 6вых1 и 6вх2 до уровня давления во входном коллекторе газоперекачивающей станции 52 (характеристика 61). Процесс откачки газа описанным способом с использованием штатного оборудования (штатный нагнетатель 331) начинается с уровня давления в трубопроводе, показанного характеристиками 58 или 59 (на входе нагнетателя 331), и характеристиками 60 или 61 (на выходе нагнетателя 371). Начальные значения давления в опорожняемом и расположенном далее, до входного коллектора газоперекачивающей станции 51 участках нити газопровода, а также начальные значения давления в отсоединенной нити газопровода между газоперекачивающими станциями 51 и 52 не влияют на конечный результат, а только на время откачки газа. Распределение давления в магистрали в процессе откачки через некоторое время показано характеристиками 62, 63, а распределение давления по достижении границ диапазона рабочих характеристик нагнетателя 331 и его привода, не выходя за них, показано характеристиками 64, 65. Границы диапазона рабочих характеристик нагнетателя, в том числе граница помпажа, определены особенностями конструкции конкретного нагнетателя; основные характеристики нагнетателей и их границы принято представлять в координатах «степень сжатия» - «объемная производительность», как это показано в статье Хисамеев И.Г., Сафиуллин А.Г., Гузельбаев Я.З. и др. Опыт разработки сменных проточных частей с различными степенями сжатия // Газотурбинные технологии. - 2007. - №6 (57), с.12-14, рис.2 и рис.3.Figures 4 and 5 show the data on the pressures in the line: when transporting gas in the
Границы диапазона рабочих характеристик привода нагнетателя, в том числе граница помпажа компрессора, определены особенностями конструкции конкретного привода нагнетателя; основные характеристики компрессоров газотурбинных приводов нагнетателей и границы диапазона рабочих характеристик компрессоров газотурбинных приводов принято представлять в координатах «степень сжатия» - «объемная производительность», как это показано в Арсеньев Л.В. Стационарные газотурбинные установки. Справочник -Л.: Машиностроение, 1989. -544 с, на рис.VI. 15. Соответственно, при приближении к границам диапазона рабочих характеристик нагнетателя 331 и его привода перекрывают опорожняемый участок на выходе из него запорно-отключающим устройством 830 и выключают выделенный нагнетатель 331. В результате после перекрытия опорожняемого участка с выходной стороны давление газа в опорожняемом участке составит (характеристика 66) в среднем по участку между запорно-распределительными узлами 620 и 630 около Р20-30=4,50 МПа (вместо Р20-30=6,50 МПа при перекрытии участка в режиме транспорта газа, то есть уменьшается на 31%, или вместо Р20-30=5,18 МПа при перекрытии участка после предварительного выравнивания давления газа до давления во входном коллекторе первой от опорожняемого участка по ходу транспорта газа газоперекачивающей станции 51, т.е. давление и содержание газа уменьшается на 13% при этом сравнении). Время на снижение давления в опорожняемом участке до Р20-30=4,50 МПа составляет менее часа. В момент перекрытия участка в нити трубопровода, содержащей опорожняемый и примыкающие далее по направлению транспорта газа участки до газоперекачивающей станции 51, т.е. от запорно-отключающего устройства 820 до запорно-отключающего устройства 8вх1, присутствует неравномерность давления (характеристика 64 на фиг.4 и фиг.5), при этом на всасе нагнетателя 331 давление составляет около Рвх33=4,20 МПа. Давление в опорожняемом участке для данного типа нагнетателя можно снизить дополнительно, если после выключения нагнетателя сделать выдержку Δt для выравнивания давления в отсоединенной от других нити газопровода на участке от опорожняемого и до запорно-распределительного узла 371 газоперекачивающей станции 51, перекрыв этот участок на время Δt посредством запорно-отключающего устройства 8вх1, после чего может быть выполнена дальнейшая откачка газа посредством открытия запорно-отключающего устройства 8вх1 и повторным включением привода нагнетателя. При выдержке Δt=20-30 мин, с последующим однократным включением нагнетателя 331 возможно снижение давления в опорожняемом участке до уровня около Р20-30=4,20 МПа, (вместо Р20-30=6,50 МПа при перекрытии участка в режиме транспорта газа, т.е. уменьшается на 35% при данном сравнении, или вместо Р20-30=5,18 МПа при перекрытии участка после предварительного выравнивания давления газа до давления во входном коллекторе очередной, по ходу транспорта газа, газоперекачивающей станции, т.е. давление и содержание газа уменьшается на 19% при данном сравнении), а при выдержке Δt=80-90 мин, с последующим однократным включением нагнетателя возможно снижение давления в опорожняемом участке до уровня около Р20-30=4,00 МПа. Предельное значение давления, которое может быть достигнуто в опорожняемом участке определено типом нагнетателя и давлением во входном коллекторе второй, от опорожняемого участка, по направлению транспорта газа газоперекачивающей станции 52, то есть при использовании нагнетателя модели 650-121-2 не может быть ниже 3,60 МПа.The boundaries of the range of operating characteristics of the supercharger drive, including the surge threshold of the compressor, are determined by the design features of the specific supercharger drive; The main characteristics of compressors for gas-turbine drives of superchargers and the boundaries of the range of operating characteristics of compressors of gas-turbine drives are usually represented in the coordinates “compression ratio” - “volumetric capacity”, as shown in LV Arsenyev Stationary gas turbine units. Handbook -L .: Mechanical Engineering, 1989. -544 s, Fig. VI. 15. Accordingly, when approaching the boundaries of the range of operating characteristics of the supercharger 33 1 and its drive, the emptied section at the outlet of it is blocked by a shut-off
На фиг.5 некоторые из характеристик, представленные на фиг.4, приведены более подробно. Еще больший эффект достигается на газоперекачивающих станциях, использующих нагнетатели с большей степенью сжатия; например у нагнетателей со степенью сжатия π=1,7 снижение давления в опорожняемом участке в данном варианте реализации способа происходит до величины Р20-30=3,70 МПа (на фиг.4 и 5 не показано) вместо до Р20-30=4,50 МПа при использовании нагнетателей со степенью сжатия π=1,44.In Fig. 5, some of the characteristics presented in Fig. 4 are given in more detail. An even greater effect is achieved at gas pumping stations using superchargers with a greater degree of compression; for example, for blowers with a compression ratio of π = 1.7, the pressure decrease in the emptied section in this embodiment of the method occurs to a value of P 20-30 = 3.70 MPa (not shown in FIGS. 4 and 5) instead of to P 20-30 = 4.50 MPa when using superchargers with a compression ratio of π = 1.44.
Рассмотрим осуществление способа по второму варианту. Предположим, что при проведении плановых профилактических работ опорожнению подлежит участок на одной из нитей 2 четырехниточного магистрального газопровода, расположенный между газоперекачивающими станциями 5k=50 и 5k=51 между запорно-распределительными узлами 6ik=620 и 6ik=630, соответственно газоперекачивающая станция 51 является первой по направлению транспорта газа от опорожняемого участка (данный участок находится между запорно-распределительными узлами 620 и 630, он будет третьим от предшествующей газоперекачивающей станции 50, как это показано на фиг.6). В соответствии с заявленным способом (по второму варианту) на участке между газоперекачивающими станциями 50 и 51 отключают опорожняемый участок на входе посредством запорно-отключающих устройств 820, 2120, 2220 запорно-распределительного узла 620 в нити 2, в перемычках 1420, 1520 и байпасах 2420 и направляют газ в обвод опорожняемого участка по параллельным нитям 1, 3 и 4 газопровода через перемычки 1220, 1320, байпасы 2520, 2320. Перекрывая в запорно-распределительных узлах 630, 640 и входном запорно-распределительном узле газоперекачивающей станции 51 примыкающие к нити 2 (отсоединяемой от параллельных нитей 1, 3, 4) перемычки 12ik, 13ik, 14ik, 15ik и байпасы 24ik, 25ik посредством запорно-отключающих устройств 18ik, 19ik, 21ik, 22ik, 27ik, при этом оставляя запорно-отключающие устройства 830 и 840 нити 2 магистрального газопровода в запорно-распределительных узлах 630, 640 и запорно-отключающее устройство 8вх1 нити 2 магистрального газопровода во входном запорно-распределительном узле 371 газоперекачивающей станции 51 открытыми, соединяют тем самым опорожняемый и примыкающие, далее расположенные по направлению транспорта газа, участки нити 2 с входным коллектором 431 нагнетателя первой к опорожняемому участку по направлению транспорта газа газоперекачивающей станции 51. Далее, оставляя запорно-отключающие устройства в указанном положении, при работающих нагнетателях газоперекачивающей станции 51 происходит перетекание газа за счет разности давлений газа из области большего давления в районе запорно-распределительного узла 620 в область меньшего давления во входном коллекторе 431 газоперекачивающей станции 51. При достаточно длительном времени давление газа в опорожняемом и примыкающих участках нити 2 может даже выровняться до уровня давления во входном коллекторе 431 газоперекачивающей станции 51. Одновременно с перекрытием нити 2 на входе опорожняемого участка (в запорно-распределительном узле 620), отсоединением ее от параллельных нитей 1, 3, 4 до ближайшей газоперекачивающей станции 51, то есть выделением нити 2 в отдельную магистраль на участках запорно-распределительных узлов 630, 640 и соединением ее тем самым с входным коллектором 431 нагнетателя первой, по ходу транспорта газа, газоперекачивающей станции 51, перекрывают посредством запорно-отключающего устройства 401 нить газопровода на выходе из ближайшей по направлению транспорта газа газоперекачивающей станции 51 и дополнительно запорно-отключающими устройствами, по одной из нитей на выходе каждой из n газоперекачивающих станций, последовательно расположенных далее по направлению транспорта газа, где n - целое число n≥1, означающее число газоперекачивающих станций, за которыми дополнительно к ближайшей по направлению транспорта газа к опорожняемому участку перекрывают на выходе одну из нитей газопровода.Consider the implementation of the method according to the second embodiment. Suppose that during scheduled preventive maintenance, the section on one of the
Исходя из удобства пояснения примера примем, что на выходе каждой из n газоперекачивающих станций перекрывают ту же нить 2. Затем отсоединяют каждую из нитей 2 на всех участках между газоперекачивающими станциями с порядковыми номерами от k=1 до k=(n+2) от параллельных нитей газопровода 1, 3, 4 (при этом порядковые номера k газоперекачивающих станций принимают от ближайшей к нити, содержащей опорожняемый участок, по направлению транспорта газа, соответственно ближайшая к нити, содержащей опорожняемый участок, по направлению транспорта газа, газоперекачивающая станция имеет порядковый номер k=1). Нить 2 отсоединяют от параллельных нитей газопровода 1, 3, 4 посредством запорно-отключающих устройств в перемычках и байпасах на всем пути от каждой газоперекачивающей станции 5k до следующей газоперекачивающей станции 5(k+1) на участках между станциями с порядковыми номерами от k=1 до k=(n+2). Тем самым, каждую из отсоединенных от других и перекрытую на входе нить 2 газопровода на каждом участке от газоперекачивающей станции 5k до следующей газоперекачивающей станции 5(k+1) соединяют на выходе с входным коллектором 43(k+1) газоперекачивающей станции 5(k+1). Затем, посредством запорно-отключающих устройств отсоединяют от остальных нагнетателей по одному или более штатному нагнетателю в (n+1) газоперекачивающих станциях, то есть в каждой газоперекачивающей станции с порядковыми номерами от k=1 до k=(n+1), при этом соединяют входы нагнетателей, отсоединенных от остальных, газоперекачивающих станций 5k с выходным участком нитей газопровода, отсоединенных от параллельных нитей на участке от газоперекачивающей станцииBased on the convenience of explaining the example, we assume that at the output of each of the n gas pumping stations, the
5(k-1) до газоперекачивающей станции 5k, в том числе соединяют входы отсоединенных от остальных нагнетателей газоперекачивающей станции 51 с выходным участком нити газопровода, содержащей опорожняемый и примыкающие далее до газоперекачивающей станции 51 участки нити газопровода, а выходы отсоединенных от остальных нагнетателей каждой из газоперекачивающих станций 5k, начиная от газоперекачивающей станции 51, соединяют с входным участком каждой из нитей, отсоединенных от параллельных нитей газопроводов, расположенных между газоперекачивающими станциями 5k и 5(k+1). Затем одновременно на всех газоперекачивающих станциях от 51, то есть с порядковым номером k=1, до 5(n+1), то есть с порядковым номером k=(n+1), по готовности отсоединенных от остальных штатных нагнетателей на всех газоперекачивающих станциях от 51 до 5(n+1), в пределах диапазона рабочих характеристик нагнетателей, отсоединенных от остальных, и их приводов производят откачку газа отсоединенными штатными нагнетателями из нити газопровода, соединенной с входом нагнетателей в нить газопровода, соединенную с выходом нагнетателей, после чего перекрывают опорожняемый участок на выходе из него. При этом газоперекачивающая станция с порядковым номером k=(n+1) является последней, за которой одна из нитей газопровода перекрывается и отсоединяется от параллельных нитей, а за станцией k=(n+2) одна из нитей газопровода уже не перекрывается.5 (k-1) to the gas pumping station 5 k , including connecting the inputs of the gas pumping station 5 1 disconnected from the other superchargers with the output section of the gas pipe thread containing the gas pipeline that is emptied and adjacent further to the gas pumping station 5 1 , and the outputs disconnected from the rest the superchargers of each gas pumping station 5 k , starting from the gas pumping station 5 1 , are connected to the inlet section of each of the threads disconnected from the parallel threads of the gas pipelines located between the gas pumping stations 5 k and 5 (k + 1) . Then at the same time at all gas pumping stations from 5 1 , that is, with serial number k = 1, to 5 (n + 1) , that is, with serial number k = (n + 1), readily disconnected from the rest of the regular blowers at all gas pumping stations stations from 5 1 to 5 (n + 1) , within the range of operating characteristics of the superchargers disconnected from the rest, and their drives, gas is pumped out by disconnected standard superchargers from the gas pipeline thread connected to the inlet of the superchargers into the gas pipeline thread connected to the discharge of the superchargers, after why blocked The emptied area is exited. In this case, the gas pumping station with the serial number k = (n + 1) is the last one, behind which one of the gas pipeline threads is blocked and disconnected from the parallel threads, and behind the k = (n + 2) station one of the gas pipeline threads does not overlap.
Примем для пояснения реализации способа по второму варианту n=1. Соответственно, в порядке реализации способа в его втором варианте нить 2 в месте расположения за газоперекачивающей станцией 51 перекрывают на выходе из газоперекачивающей станции 51 запорно-отключающим устройством 401, отсоединяют ее посредством запорно-отключающих устройств 481, 18вых1, 19вых1, 21вых1, 22вых1, 27вых1, 18i1, 19i1, 21i1, 22i1, 27i1, 18вх2, 19вх2, 21вх2, 22вх2, 27вх2 от параллельных нитей газопровода на всем участке между газоперекачивающими станциями 51 и 52, оставляя открытым лишь запорно-отключающее устройство 8вх2 на входе в газоперекачивающую станцию 52, соединяют тем самым выделенный участок нити 2 на выходе с входным коллектором 432 следующей, второй по направлению транспорта газа газоперекачивающей станции 52. Дополнительно, исходя из принятого значения n=1, еще один участок нити газопровода той же нити 2 в месте расположения за газоперекачивающей станцией 52 перекрывают на выходе из газоперекачивающей станции 52 запорно-отключающим устройством 402, отсоединяют ее посредством запорно-отключающих устройств 482, 18вых2, 19вых2, 21вых2, 22вых2, 27вых2, 18i2, 19i2, 21i2, 22i2, 27i2, 18вх3, 19вх3, 21вх3, 22вх3, 27вх3 от параллельных нитей газопровода на всем участке между газоперекачивающими станциями 52 и 53, оставляя открытым лишь запорно-отключающее устройство 8вх3 на входе в газоперекачивающую станцию 53, соединяют тем самым выделенный участок нити 2 на участке между газоперекачивающими станциями 52 и 53 на выходе с входным коллектором 433 следующей, второй по направлению транспорта газа газоперекачивающей станции 53. Затем выбирают в первой газоперекачивающей станции 51 любой штатный нагнетатель, исходя из удобства подключения к данной, отсоединенной от параллельных, нити 2 до и после газоперекачивающей станции 51 (в данном варианте, исходя из удобства подключения, в газоперекачивающей станции 51 выбирают нагнетатель 331), а во второй газоперекачивающей станции 52, учитывая большую протяженность выделенной нити между газоперекачивающими станциями 51 и 52, чем протяженность выделенной нити между опорожняемым участком и газоперекачивающей станцией 51, а также исходя из удобства подключения к данной выделенной нити 2, выбирают во второй газоперекачивающей станции 52 два нагнетателя 332 и 352. Если во время выполнения действий выделенные нагнетатели работали в трассу, их выключают, при этом для работы в трассу может быть задействован любой из резервных нагнетателей при необходимости. Выбранный нагнетатель 331 в газоперекачивающей станции 51 отсоединяют от остальных нагнетателей посредством запорно-отключающих устройств 491, 501 сначала на выходе из него для выравнивания давления до уровня во входном коллекторе газоперекачивающей станции 51, после чего перекрывают запорно-отключающие устройства 451, 461, 471, 481 газоперекачивающей станции 51, соединяют тем самым вход выделенного нагнетателя 331 с выходным участком нити газопровода, содержащей опорожняемый, расположенный между запорно-распределительными узлами 620 и 630, а также примыкающие далее по направлению транспорта газа участки нити 2, открывают запорно-отключающе устройство 401 и соединяют тем самым выход выделенного нагнетателя 331 с входным участком выделенной нити 2 газопровода между газоперекачивающими станциями 51 и 52. Одновременно, выбранные нагнетатели 332 и 352 в газоперекачивающей станции 52 отсоединяют от остальных нагнетателей посредством запорно-отключающих устройств 492, 512, 542 сначала на выходе из них для выравнивания давления до уровня во входном коллекторе газоперекачивающей станции 52, после чего перекрывают запорно-отключающие устройства 452, 472, 482, 522, 532 газоперекачивающей станцииTo illustrate the implementation of the method according to the second embodiment, we take n = 1. Accordingly, in the order of implementation of the method in its second embodiment, the
52, соединяют тем самым вход выделенных нагнетателей 332 и 352 с выходным участком нити газопровода 2, расположенного между газоперекачивающими станциями 51 и 52, открывают запорно-отключающее устройство 402 и соединяют тем самым выход выделенных нагнетателей 332 и 352 с входным участком нити 2 газопровода, отсоединенной от параллельных нитей 1, 3, 5, между газоперекачивающими станциями 52 и 53.5 2 , thereby connecting the input of the allocated superchargers 33 2 and 35 2 with the output section of the thread of the
Затем запускают привод нагнетателя 331 и в пределах диапазона рабочих характеристик нагнетателя 331 и его привода производят откачку газа выделенным нагнетателем 331 из нити газопровода, содержащей опорожняемый и примыкающие далее участки в нить газопровода между газоперекачивающими станциями 51 и 52, одновременно запускают приводы нагнетателей 332, 352 и в пределах диапазона рабочих характеристик нагнетателей 332, 352 и их приводов производят откачку газа выделенными нагнетателями 332 и 352 из нити газопровода, расположенного между газоперекачивающими станциями 51 и 52, в нить 2 газопровода между газоперекачивающими станциями 52 и 53 соответственно и во входной коллектор 433 газоперекачивающей станции 53 и, следовательно, далее в трассу, после чего перекрывают опорожняемый участок на выходе из него в запорно-распределительном узле 630 посредством запорно-отключающего устройства 830. Границы диапазона рабочих характеристик нагнетателя, в том числе граница помпажа, определены особенностями конструкции конкретного нагнетателя; основные характеристики нагнетателей и их границы принято представлять в координатах «степень сжатия» - «объемная производительность», как это показано в статье Хисамеев И.Г., Сафиуллин А.Г., Гузельбаев Я.З. и др. Опыт разработки сменных проточных частей с различными степенями сжатия // Газотурбинные технологии. - 2007. - №6 (57), с.12-14, рис.2 и рис.3. Границы диапазона рабочих характеристик привода нагнетателя, в том числе граница помпажа компрессора, определены особенностями конструкции конкретного привода нагнетателя; основные характеристики компрессоров газотурбинных приводов нагнетателей и границы диапазона рабочих характеристик компрессоров газотурбинных приводов принято представлять в координатах «степень сжатия» - «объемная производительность», как это показано в Арсеньев Л.В. Стационарные газотурбинные установки. Справочник -Л.: Машиностроение, 1989. -544 с, на рис.VI. 15. Далее, удаление из опорожняемого участка трубопровода 2 между запорно-распределительными узлами 620 и 630 остатка газа может быть выполнено другими известными действиями, например перекачкой газа из опорожняемого участка в действующие нити газопровода при помощи специальных устройств, сжиганием или сбросом в атмосферу через свечи 2920, 2930.Then, the supercharger drive 33 1 is started and, within the operating range of the supercharger 33 1 and its drive, gas is extracted by the allocated supercharger 33 1 from the gas pipe thread containing the parts to be emptied and adjacent to the gas pipe thread between the gas pumping stations 5 1 and 5 2 , and simultaneously the drives are started blowers 33 2, 35 2 and within the range of operating characteristics of the superchargers 33 2, 35 2 and their actuators produce pumping gas allocated blowers 33 2 and 35 2 of thread pipeline arranged between gazoper kachivayuschimi stations 5 1 and 5 2 in the
Технический результат в части реализации заявленного способа по второму варианту заключается в большем, чем при реализации заявленного способа по первому варианту, снижении давления и уменьшении количества газа в опорожняемом участке газопровода штатным оборудованием высокой производительности, что дополнительно уменьшает время последующего удаления оставшегося газа из опорожняемого участка с использованием других известных действий, например перекачкой газа из опорожняемого участка в действующие нити газопровода при помощи специальных устройств, сжиганием или сбросом в атмосферу через свечи. Особенно эффективной реализация способа по его второму варианту может оказаться при необходимости аварийного опорожнения участков в отсутствие времени на доставку к опорожняемому участку трубопровода специальной техники. Частичное предварительное снижение содержания газа в опорожняемом участке магистрального трубопровода обеспечивается представленной последовательностью использования штатных запорно-отключающих устройств и нагнетателей, что способствует ускорению процесса опорожнения участков, способствует уменьшению сброса газа в атмосферу и улучшению экологической обстановки.The technical result in terms of the implementation of the inventive method according to the second embodiment is greater than the implementation of the inventive method according to the first embodiment, reducing the pressure and reducing the amount of gas in the emptied section of the gas pipeline using standard high-performance equipment, which further reduces the time for subsequent removal of the remaining gas from the emptied section with using other known actions, for example, pumping gas from the emptied section into the existing gas pipeline threads using special ialnyh devices, burning or discharged into the atmosphere through the candle. The implementation of the method according to its second embodiment may be especially effective if emergency emptying of sections is necessary in the absence of time for delivery of special equipment to the pipeline section to be emptied. A partial preliminary reduction in the gas content in the emptied section of the main pipeline is provided by the presented sequence of using standard shut-off and blower devices, which helps to speed up the process of emptying the sections, helps to reduce gas discharge into the atmosphere and improve the environmental situation.
На фиг.6, 7 показано, в пояснение реализации способа по его второму варианту, что при использовании дополнительно даже одной (n=1), отсоединенной от параллельных, нити 2 между второй 52 и третьей 53 газоперекачивающими станциями и нагнетателей со степенью сжатия π=1,44 на первой 51 и второй 52 газоперекачивающих станциях давление в опорожняемом участке трубопровода можно снизить до величины Р20-30=3,6 МПа (позиция 67 на фиг.6 и фиг.7) вместо до Р20-30=4,5 МПа при использовании нагнетателей только между первой и второй газоперекачивающими станциями (позиция 66 на фиг.4). Распределение давлений в трубопроводах нити 2 в момент начала откачки газа нагнетателями 331, 332, 352 показано характеристикой 68, а в момент приближения к границам их рабочих характеристик и перекрытия опорожняемого участка показано характеристикой 69. В момент перекрытия участка в нити трубопровода, содержащей опорожняемый и примыкающие далее по направлению движения газа участки до газоперекачивающей станции 51, т.е. от запорно-отключающего устройства 820 до запорно-отключающего устройства 8вх1 присутствует неравномерность давления (характеристика 69 на фиг.6 и фиг.7), при этом на всасе нагнетателя 331 давление составляет около Рвх37=3,10 МПа. Давление в опорожняемом участке для данного типа нагнетателя можно снизить дополнительно, если после выключения нагнетателей 331, 332, 352 сделать выдержку Δt, для выравнивания давления в отсоединенной от других нити газопровода на участке от опорожняемого и до запорно-распределительного узла 371 газоперекачивающей станции 51, перекрыв этот участок на время Δt посредством запорно-отключающего устройства 8вх1, и для выравнивания давления в отсоединенной от других нити газопровода на участке от газоперекачивающей станции 51 до газоперекачивающей станции 52, также перекрыв этот участок на время Δt посредством запорно-отключающего устройства 8вх2, после чего может быть выполнена дальнейшая откачка газа посредством открытия запорно-отключающих устройств 8вх1 и 8вх2, с повторным включением приводов нагнетателей 331, 332, 352. При выдержке Δt=20-30 мин, с последующим однократным включением нагнетателей 331, 332, 352, возможно снижение в опорожняемом участке давления примерно до Р20-30=3,20 МПа (вместо Р20-30=6,50 МПа при перекрытии участка в режиме транспорта газа, т.е. уменьшается на 51% при данном сравнении), а при выдержке Δt=80-90 мин, с последующим однократным включением нагнетателя возможно снижение давления в опорожняемом участке примерно до Р20-30=3,00 МПа. Предельное значение давления, которое может быть достигнуто в опорожняемом участке, определено типом нагнетателя и давлением во входных коллекторах второй и третьей, от опорожняемого участка, по направлению транспорта газа газоперекачивающих станций 52 и 53, то есть при использовании нагнетателя модели 650-121-2 не может быть ниже 2,70 МПа. На фиг.7 некоторые из характеристик, представленные на фиг.6, приведены более подробно. Еще больший эффект достигается на газоперекачивающих станциях, использующих нагнетатели с большей степенью сжатия; например, у нагнетателей со степенью сжатия π=1,7 снижение давления в опорожняемом участке в примере реализации способа по второму варианту происходит до величины Р20-30=2,30 МПа (на фиг.6 и 7 не показано) вместо до Р20-30=3,20 МПа при использовании нагнетателей со степенью сжатия π=1,44, чем достигается значительно большее снижение давления и уменьшение количества газа в опорожняемом участке газопровода штатным оборудованием.6, 7 show, in the explanation of the implementation of the method according to its second embodiment, that when using additionally even one (n = 1) disconnected from parallel,
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008110622/06A RU2362087C1 (en) | 2008-03-19 | 2008-03-19 | Procedure of gas evacuation from sections of piplines in multi-strand systems of gas mains (versions) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008110622/06A RU2362087C1 (en) | 2008-03-19 | 2008-03-19 | Procedure of gas evacuation from sections of piplines in multi-strand systems of gas mains (versions) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2362087C1 true RU2362087C1 (en) | 2009-07-20 |
Family
ID=41047230
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008110622/06A RU2362087C1 (en) | 2008-03-19 | 2008-03-19 | Procedure of gas evacuation from sections of piplines in multi-strand systems of gas mains (versions) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2362087C1 (en) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2447355C2 (en) * | 2010-06-09 | 2012-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Югорск" | 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 |
| 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) |
| RU2539411C2 (en) * | 2012-01-17 | 2015-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Казань" | Method for main pipeline section emptying from gas and device for implementing it |
| RU2619669C1 (en) * | 2016-01-25 | 2017-05-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Самара" | Method of selection of natural gas from disconnected main gas pipeline in multiline system (variants) and system for carrying it out |
| RU2710106C1 (en) * | 2019-03-11 | 2019-12-24 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method for production of natural gas from adjacent to compressor station sections of main gas line before their output for repair |
| RU2729307C1 (en) * | 2020-03-02 | 2020-08-05 | Общество с ограниченной ответственностью "Газром добыча Уренгой" | Method of cleaning a gas gathering collector of a cluster of a well |
| RU2787080C1 (en) * | 2022-02-24 | 2022-12-28 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Казань" | The method for pumping gas from the disconnected section of the corridor of the main gas pipelines |
-
2008
- 2008-03-19 RU RU2008110622/06A patent/RU2362087C1/en active
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2447355C2 (en) * | 2010-06-09 | 2012-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Югорск" | 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 |
| 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) |
| RU2539411C2 (en) * | 2012-01-17 | 2015-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Казань" | Method for main pipeline section emptying from gas and device for implementing it |
| RU2619669C1 (en) * | 2016-01-25 | 2017-05-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Самара" | Method of selection of natural gas from disconnected main gas pipeline in multiline system (variants) and system for carrying it out |
| RU2710106C1 (en) * | 2019-03-11 | 2019-12-24 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method for production of natural gas from adjacent to compressor station sections of main gas line before their output for repair |
| RU2729307C1 (en) * | 2020-03-02 | 2020-08-05 | Общество с ограниченной ответственностью "Газром добыча Уренгой" | Method of cleaning a gas gathering collector of a cluster of a well |
| RU2787080C1 (en) * | 2022-02-24 | 2022-12-28 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Казань" | The method for pumping gas from the disconnected section of the corridor of the main gas pipelines |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2362087C1 (en) | Procedure of gas evacuation from sections of piplines in multi-strand systems of gas mains (versions) | |
| CN104437086A (en) | Reverse osmosis purification unit and reverse osmosis purification system | |
| 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 | |
| RU2619669C1 (en) | Method of selection of natural gas from disconnected main gas pipeline in multiline system (variants) and system for carrying it out | |
| RU2426937C1 (en) | Procedure for bleeding sections of gas pipelines in multi-line systems of mains | |
| CN101096917A (en) | Electric generating set side road control method | |
| RU2145030C1 (en) | Method and device for emptying of pipe-line sections from gas in multiple-line systems of gas conduits | |
| CN210459387U (en) | Pump station is total tubular bypass pipeline for multi-equipment series connection pipeline | |
| CN102008852A (en) | Online filtering device | |
| CN211358019U (en) | High-temperature direct-discharging regeneration device | |
| RU2754934C1 (en) | Method for pumping gas from equipment of compressor shops of the main gas pipeline connected by inter-shop ridges, and system for its implementation | |
| RU2754647C1 (en) | Method for pumping gas from centrifugal superchargers of one or more gas pumping units of compressor shops of main gas pipeline connected by inter-shop ridges, and system for its implementation | |
| CN207324315U (en) | A kind of local pressurizing device of dust pelletizing system | |
| CN108980506B (en) | Two-way supercharging system of pipeline | |
| RU2463515C1 (en) | Modular compressor station | |
| CN106338004A (en) | Self-circulating gas-liquid mixed delivery supercharging device and method | |
| CN208440712U (en) | A kind of hydrogen generator internal sweep purification system | |
| CN214660567U (en) | Diesel generator filters oil circuit | |
| CN216062473U (en) | Gas purifier filter equipment | |
| CN211435352U (en) | Online cleaning system for lubricating oil filter | |
| RU2135885C1 (en) | Method and device for pumping gas from disconnected section of pipe line to operating gas line | |
| CN206051625U (en) | A kind of reverse osmosis membrane water cleaning systems | |
| CN205577006U (en) | Purification water water supply system does not have stagnant water pipeline structure for pharmacy | |
| CN205435497U (en) | Membrane shell structure and membrane shell subassembly | |
| CN104121572A (en) | 1000MW stage secondary reheating unit single-row high-pressure heater system |