СПОСОБ ОПОРОЖНЕНИЯ УЧАСТКОВ ТРУБОПРОВОДОВ ОТ ГАЗА В МНОГОНИТОЧНЫХ СИСТЕМАХ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ (ВАРИАНТЫ)
PROCEDURE OF GAS EVACUATION FROM SECTIONS OF PIPLINES IN MULTI-STRAND SYSTEMS OF GAS MAINS (VERSIONS)

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.
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).
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.
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).
Недостатком способа также является потребность в реконструкции компрессорных станций и не полное использование возможностей имеющегося штатного оборудования.
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).
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.
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.
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.
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.
Предлагаемое изобретение поясняется чертежами.
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.
k
1
k
ik
0
1,
ik
ik
ik
ik
ik
ik
ik
ik
ik
ik
ik
ik
ik
ik
ik
ik
ik
k
ik
ik
k
k
k
k
k
k
k
k
k
k
ik
ЗОУ
ЗОУ
ik
Многониточная система магистрального газопровода (фиг.1) включает несколько нитей трубопроводов, в данном примере четыре нити трубопроводов 1-4, проходящие через газоперекачивающие станции 5, где индекс k соответствует номеру газоперекачивающей станции, считая по направлению транспорта газа от опорожняемого участка, при этом индекс k=1 имеет газоперекачивающая станция 5 - 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 5 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 6, 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 5 и 5 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 6. Запорно-распределительные узлы 6 (фиг.2 - вид А фигуры 1) содержат запорно-отключающие устройства 7-10 нитей (трубопроводов) 1-4 магистрального газопровода, перемычки 11-13 на входе и 14-16 на выходе из запорно-распределительных узлов 6, содержащие свои запорно-отключающие устройства 17-22, байпасы 23-25 также с запорно-отключающими устройствами 26-28, а также свечи 29 с запорно-отключающими устройствами 30. Газоперекачивающие станции 5 (фиг.3 - вид Б фигуры 1) содержат нагнетатели с приводами 31-36, входной 37 и выходной 38 запорно-распределительные узлы (учитывая, что схема расположения газораспределительной арматуры во всех запорно-распределительных узлах принята одинаковой, нумерация отдельных элементов во входном 37 и выходном 38 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 39-42, входной 43 и выходной 44 коллекторы с перемычками и байпасами на входе и на выходе из газоперекачивающей станции, имеющими собственные запорно-отключающие устройства 45-54. 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 8 с порядковыми номерами запорно-отключающих устройств N, соответствующими ранее принятой индексации для i и k, то есть N=8. При этом всегда n - целое число ≥1, k - целое число или нуль.
k
0
k
1
ik
20
ik
30
ЗОУ
20
ЗОУ
30
ik
20
ik
30
1
20
30
0
20
30
0
20
30
20
30
0
1
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
30
40
1
1
ik
ik
ik
ik
ik
ik
ik
ik
ik
ik
ik
30
40
30
40
вх1
1
1
1
1
1
20
1
1
1
1
20
30
40
1
1
1
1
1
1
вых1
вых1
вых1
вых1
вых1
i1
i1
i1
i1
i1
вх2
вх2
вх2
вx2
вх2
1
2
вх2
2
2
2
2
1
2
2
1
2
2
2
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
20
30
1
1
1
2
1
1
1
1
2
2
2
30
30
20
30
20
30
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 5=5 и 5=5 между запорно-распределительными узлами 6=6 и 6=6, или, что то же самое, между запорно-отключающими устройствами N=8 и N=8, находящимися в запорно-распределительных узлах 6=6 и 6=6, соответственно на входе и выходе опорожняемого участка, то есть газоперекачивающая станция 5 является первой по направлению транспорта газа от опорожняемого участка (учитывая, что между газоперекачивающими станциями находится пять участков, данный участок между запорно-распределительными узлами 6 и 6 будет третьим от предшествующей газоперекачивающей станции 5, то есть расположенным между вторым 6 и третьим 6 запорно-распределительными узлами, если считать от предшествующей газоперекачивающей станции 5, или между расположенными в запорно-распределительных узлах 6 и 6, запорно-отключающими устройствами 8 и 8, как это показано на фиг.4-7). В соответствии с заявленным способом (по первому варианту) на участке между газоперекачивающими станциями 5 и 5 перекрывают опорожняемый участок на входе посредством запорно-отключающих устройств 8, 21, 22 запорно-распределительного узла 6 в нити 2, в перемычках 14, 15 и байпасах 24 и направляют газ в обвод опорожняемого участка по параллельным нитям 1, 3 и 4 газопровода через перемычки 12, 13, байпасы 25, 23. Перекрывают в запорно-распределительных узлах 6, 6 и входном запорно-распределительном узле 37 газоперекачивающей станции 5 примыкающие к нити 2, отсоединяемой от параллельных нитей 1, 3 и 4, перемычки 12, 13, 14, 15 и байпасы 24, 25 посредством запорно-отключающих устройств 18, 19 21, 22 27. При этом, оставляя запорно-отключающие устройства 8 и 8 нити 2 магистрального газопровода в запорно-распределительных узлах 6, 6 и запорно-отключающее устройство 8 нити 2 магистрального газопровода во входном запорно-распределительном узле 37 газоперекачивающей станции 5 открытыми, соединяют тем самым опорожняемый и примыкающие, далее расположенные по направлению транспорта газа, участки отсоединенной от других нити 2 с входным коллектором 43 нагнетателя следующей, первой к опорожняемому участку по направлению транспорта газа газоперекачивающей станции 5. Далее, при нахождении запорно-отключающих устройств в указанном положении, при работающих нагнетателях газоперекачивающей станции 5 происходит перетекание газа за счет разности давлений газа из области большего давления в районе запорно-распределительного узла 6 в область меньшего давления во входном коллекторе 43 газоперекачивающей станции 5. 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 43 газоперекачивающей станции 5. Одновременно с перекрытием нити 2 на входе (в запорно-распределительном узле 6) и выделении нити 2 в отдельную магистраль на участках запорно-распределительных узлов 6, 6, то есть отсоединением ее от параллельных нитей 1, 3 и 4 и соединением ее тем самым с входным коллектором 43 нагнетателя первой, по ходу транспорта газа, газоперекачивающей станции 5, одну из нитей газопровода, например ту же нить 2, в месте расположения за газоперекачивающей станцией 5 перекрывают на выходе из газоперекачивающей станции 5 запорно-отключающим устройством 40, отсоединяют ее посредством запорно-отключающих устройств 48, 18, 19, 21, 22, 27, 18, 19, 21, 22, 27, 18, 19, 21, 22, 27 от параллельных нитей газопровода на всем участке между газоперекачивающими станциями 5 и 5, оставляя открытым лишь запорно-отключающее устройство 8 на входе в газоперекачивающую станцию 5, соединяют тем самым отсоединенный от параллельных нитей 1, 3 и 4 участок нити 2 на выходе с входным коллектором 43 следующей, второй от опорожняемого участка по направлению транспорта газа газоперекачивающей станции 5. Далее при нахождении запорно-отключающих устройств в указанном положении, при работающих нагнетателях газоперекачивающей станции 5 происходит перетекание газа за счет разности давлений газа из области большего давления в районе запорно-распределительного узла 38 в область меньшего давления во входном коллекторе 43 газоперекачивающей станции 5. При достаточно длительном времени давление газа в отсоединенных от параллельных нитей участках нити 2 на всем протяжении от газоперекачивающей станции 5 до газоперекачивающей станции 5 может даже выровняться до уровня давления во входном коллекторе 43 газоперекачивающей станции 5. После отсоединения нити 2 от параллельных нитей выделяют в первой газоперекачивающей станции 5 любой штатный нагнетатель, исходя из удобства подключения к данной выделенной нити 2 до и после газоперекачивающей станции 5. В данном примере, исходя из удобства подключения, в газоперекачивающей станции 5 выбирают нагнетатель 33. 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 35, 36 при необходимости. Выбранный нагнетатель 33 отсоединяют от остальных нагнетателей посредством запорно-отключающих устройств 49, 50 сначала на выходе из него для выравнивания давления до уровня во входном коллекторе газоперекачивающей станции 5, после чего перекрывают запорно-отключающие устройства 45, 46, 47, 48 газоперекачивающей станции 5, соединяют тем самым вход выделенного нагнетателя 33 с выходным участком нити газопровода, содержащей опорожняемый, расположенный между запорно-распределительными узлами 6 и 6, а также примыкающие далее по направлению движения газа участки нити 2, открывают запорно-отключающее устройство 40 и соединяют тем самым выход выделенного нагнетателя 33 с входным участком выделенной нити 2 газопровода между газоперекачивающими станциями 5 и 5, затем, по готовности отсоединенного от остальных штатного нагнетателя, запускают привод нагнетателя 33 и в пределах диапазона рабочих характеристик нагнетателя 33 и его привода производят откачку газа выделенным нагнетателем 33 из нити газопровода, содержащей опорожняемый и примыкающие далее участки в нить газопровода между газоперекачивающими станциями 5 и 5 соответственно и во входной коллектор 43 газоперекачивающей станции 5 и, следовательно, далее в трассу, после чего перекрывают опорожняемый участок на выходе из него в запорно-распределительном узле 6 посредством запорно-отключающего устройства 8. Далее, опорожнение участка трубопровода 2 между запорно-распределительными узлами 6 и 6 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 29, 29.
вых
вх
н
н
3
6
3
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 Р=7,45 МПа при давлении на всасе, то есть во входном коллекторе этой и следующей газоперекачивающих станций Р=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 Т=20°С, давление Р=0,1013 МПа) G=544 м/с (47·10 м/сут). При необходимости опорожнения среднего участка, как было показано в примере реализации способа, равнорасположенного от соседних газоперекачивающих станций
0
1
20
30
20
20
30
30
30
30
30
н
5 и 5, то есть расположенного между запорно-распределительными узлами 6 и 6, при перекрытии опорожняемого участка в режиме транспорта газа посредством запорно-отключающих устройств 8, 21, 22 на входе опорожняемого участка и запорно-отключающих устройств 8, 18, 19, 27 на его выходе в опорожняемом участке остается около трех миллионов кубических метров газа (отнесенного к нормальному давлению Р=0,1013 МПа).
ЗОУ
ik
ЗОУ
20
ЗОУ
30
30
вх1
1
1
30
вх1
1
30
вх1
1
вых1
вх2
2
2
вых1
вх2
2
вых1
вх2
2
1
1
1
1
1
2
1
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 М=8 на его входе М=8 и выходе N=8 непосредственно во время транспорта газа (характеристика 57), после выравнивания давления в опорожняемом участке; при соединении опорожняемого участка и участках между запорно-распределительными узлами 6 и 6 с входным коллектором 43 газоперекачивающей станции 5, с отсоединением от параллельных нитей 1, 3, 4 газопровода после выравнивания давления в опорожняемом участке и участках между запорно-распределительными узлами 6 и 6 до уровня давления во входном коллекторе газоперекачивающей станции 5 (характеристика 58), или по готовности нагнетателя, что может наступить до выравнивания давления в опорожняемом участке и участках между запорно-распределительными узлами 6 и 6 до уровня давления во входном коллекторе газоперекачивающей станции 5 (характеристика 59); при соединении участков между запорно-распределительными узлами 6 и 6 с входным коллектором 43 газоперекачивающей станции 5, с отсоединением от параллельных нитей 1, 3, 4 газопровода после выравнивания давления в участках между запорно-распределительными узлами 6 и 6 до уровня давления во входном коллекторе газоперекачивающей станции 5 (характеристика 60), или по готовности нагнетателя, что может наступить до выравнивания давления в участках между запорно-распределительными узлами 6 и 6 до уровня давления во входном коллекторе газоперекачивающей станции 5 (характеристика 61). Процесс откачки газа описанным способом с использованием штатного оборудования (штатный нагнетатель 33) начинается с уровня давления в трубопроводе, показанного характеристиками 58 или 59 (на входе нагнетателя 33), и характеристиками 60 или 61 (на выходе нагнетателя 37). Начальные значения давления в опорожняемом и расположенном далее, до входного коллектора газоперекачивающей станции 5 участках нити газопровода, а также начальные значения давления в отсоединенной нити газопровода между газоперекачивающими станциями 5 и 5 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 33 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.
1
30
1
20
30
20-30
20-30
20-30
1
20-30
1
20
вх1
1
вх33
1
1
вх1
1
20-30
20-30
20-30
20-30
2
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 33 и его привода перекрывают опорожняемый участок на выходе из него запорно-отключающим устройством 8 и выключают выделенный нагнетатель 33. 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 6 и 6около Р=4,50 МПа (вместо Р=6,50 МПа при перекрытии участка в режиме транспорта газа, то есть уменьшается на 31%, или вместо Р=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 5, т.е. давление и содержание газа уменьшается на 13% при этом сравнении). Время на снижение давления в опорожняемом участке до Р=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 5, т.е. от запорно-отключающего устройства 8 до запорно-отключающего устройства 8, присутствует неравномерность давления (характеристика 64 на фиг.4 и фиг.5), при этом на всасе нагнетателя 33 давление составляет около Р=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 37 газоперекачивающей станции 5, перекрыв этот участок на время Δt посредством запорно-отключающего устройства 8вх1, после чего может быть выполнена дальнейшая откачка газа посредством открытия запорно-отключающего устройства 8 и повторным включением привода нагнетателя. При выдержке Δt=20-30 мин, с последующим однократным включением нагнетателя 33 возможно снижение давления в опорожняемом участке до уровня около Р=4,20 МПа, (вместо Р=6,50 МПа при перекрытии участка в режиме транспорта газа, т.е. уменьшается на 35% при данном сравнении, или вместо Р=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 Р=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 5, то есть при использовании нагнетателя модели 650-121-2 не может быть ниже 3,60 МПа.
20-30
20-30
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 Р=3,70 МПа (на фиг.4 и 5 не показано) вместо до Р=4,50 МПа при использовании нагнетателей со степенью сжатия π=1,44.
k
0
k
1
ik
20
ik
30
1
20
30
0
0
1
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
30
40
1
ik
ik
ik
ik
ik
ik
ik
ik
ik
ik
ik
30
40
30
40
вх1
1
1
1
1
1
20
1
1
1
1
20
1
30
40
1
1
1
1
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 5=5 и 5=5 между запорно-распределительными узлами 6=6 и 6=6, соответственно газоперекачивающая станция 5 является первой по направлению транспорта газа от опорожняемого участка (данный участок находится между запорно-распределительными узлами 6 и 6, он будет третьим от предшествующей газоперекачивающей станции 5, как это показано на фиг.6). В соответствии с заявленным способом (по второму варианту) на участке между газоперекачивающими станциями 5 и 5 отключают опорожняемый участок на входе посредством запорно-отключающих устройств 8, 21, 22 запорно-распределительного узла 6 в нити 2, в перемычках 14, 15 и байпасах 24 и направляют газ в обвод опорожняемого участка по параллельным нитям 1, 3 и 4 газопровода через перемычки 12, 13, байпасы 25, 23. Перекрывая в запорно-распределительных узлах 6, 6 и входном запорно-распределительном узле газоперекачивающей станции 5 примыкающие к нити 2 (отсоединяемой от параллельных нитей 1, 3, 4) перемычки 12, 13, 14, 15 и байпасы 24, 25 посредством запорно-отключающих устройств 18, 19, 21, 22, 27, при этом оставляя запорно-отключающие устройства 8 и 8 нити 2 магистрального газопровода в запорно-распределительных узлах 6, 6 и запорно-отключающее устройство 8 нити 2 магистрального газопровода во входном запорно-распределительном узле 37 газоперекачивающей станции 5 открытыми, соединяют тем самым опорожняемый и примыкающие, далее расположенные по направлению транспорта газа, участки нити 2 с входным коллектором 43 нагнетателя первой к опорожняемому участку по направлению транспорта газа газоперекачивающей станции 5. Далее, оставляя запорно-отключающие устройства в указанном положении, при работающих нагнетателях газоперекачивающей станции 5 происходит перетекание газа за счет разности давлений газа из области большего давления в районе запорно-распределительного узла 6 в область меньшего давления во входном коллекторе 43 газоперекачивающей станции 5. При достаточно длительном времени давление газа в опорожняемом и примыкающих участках нити 2 может даже выровняться до уровня давления во входном коллекторе 43 газоперекачивающей станции 5. Одновременно с перекрытием нити 2 на входе опорожняемого участка (в запорно-распределительном узле 6), отсоединением ее от параллельных нитей 1, 3, 4 до ближайшей газоперекачивающей станции 5, то есть выделением нити 2 в отдельную магистраль на участках запорно-распределительных узлов 6, 6 и соединением ее тем самым с входным коллектором 43 нагнетателя первой, по ходу транспорта газа, газоперекачивающей станции 5, перекрывают посредством запорно-отключающего устройства 40 нить газопровода на выходе из ближайшей по направлению транспорта газа газоперекачивающей станции 5 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.
k
(k+1)
k
(k+1)
(k+1)
(k+1)
k
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 5 до следующей газоперекачивающей станции 5 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 5 до следующей газоперекачивающей станции 5 соединяют на выходе с входным коллектором 43 газоперекачивающей станции 5. 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 5 с выходным участком нитей газопровода, отсоединенных от параллельных нитей на участке от газоперекачивающей станции
(k-1)
k
1
1
k
1
k
(k+1)
1
(n+1)
1
(n+1)
5 до газоперекачивающей станции 5, в том числе соединяют входы отсоединенных от остальных нагнетателей газоперекачивающей станции 5 с выходным участком нити газопровода, содержащей опорожняемый и примыкающие далее до газоперекачивающей станции 5 участки нити газопровода, а выходы отсоединенных от остальных нагнетателей каждой из газоперекачивающих станций 5, начиная от газоперекачивающей станции 5, соединяют с входным участком каждой из нитей, отсоединенных от параллельных нитей газопроводов, расположенных между газоперекачивающими станциями 5 и 5. Затем одновременно на всех газоперекачивающих станциях от 5, то есть с порядковым номером k=1, до 5, то есть с порядковым номером k=(n+1), по готовности отсоединенных от остальных штатных нагнетателей на всех газоперекачивающих станциях от 5 до 5, 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.
1
1
1
1
вых1
вых1
вых1
вых1
вых1
i1
i1
i1
i1
i1
вх2
вх2
вх2
вх2
вх2
1
2
вх2
2
2
2
2
2
2
2
вых2
вых2
вых2
вых2
вых2
i2
i2
i2
i2
i2
вх3
вх3
вх3
вх3
вх3
2
3
вх3
3
2
3
3
3
1
1
1
1
2
1
2
1
2
2
2
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
20
30
1
1
1
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
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 5 перекрывают на выходе из газоперекачивающей станции 5 запорно-отключающим устройством 40, отсоединяют ее посредством запорно-отключающих устройств 48, 18, 19, 21, 22, 27, 18, 19, 21, 22, 27, 18, 19, 21, 22, 27 от параллельных нитей газопровода на всем участке между газоперекачивающими станциями 5 и 5, оставляя открытым лишь запорно-отключающее устройство 8 на входе в газоперекачивающую станцию 5, соединяют тем самым выделенный участок нити 2 на выходе с входным коллектором 43 следующей, второй по направлению транспорта газа газоперекачивающей станции 5. Дополнительно, исходя из принятого значения n=1, еще один участок нити газопровода той же нити 2 в месте расположения за газоперекачивающей станцией 5 перекрывают на выходе из газоперекачивающей станции 5 запорно-отключающим устройством 40, отсоединяют ее посредством запорно-отключающих устройств 48, 18, 19, 21, 22, 27, 18, 19, 21, 22, 27, 18, 19, 21, 22, 27 от параллельных нитей газопровода на всем участке между газоперекачивающими станциями 5 и 5, оставляя открытым лишь запорно-отключающее устройство 8 на входе в газоперекачивающую станцию 5, соединяют тем самым выделенный участок нити 2 на участке между газоперекачивающими станциями 5 и 5 на выходе с входным коллектором 43 следующей, второй по направлению транспорта газа газоперекачивающей станции 5. Затем выбирают в первой газоперекачивающей станции 5 любой штатный нагнетатель, исходя из удобства подключения к данной, отсоединенной от параллельных, нити 2 до и после газоперекачивающей станции 5 (в данном варианте, исходя из удобства подключения, в газоперекачивающей станции 5 выбирают нагнетатель 33), а во второй газоперекачивающей станции 5, учитывая большую протяженность выделенной нити между газоперекачивающими станциями 5 и 5, чем протяженность выделенной нити между опорожняемым участком и газоперекачивающей станцией 5, а также исходя из удобства подключения к данной выделенной нити 2, выбирают во второй газоперекачивающей станции 5 два нагнетателя 33 и 35. 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 33 в газоперекачивающей станции 5 отсоединяют от остальных нагнетателей посредством запорно-отключающих устройств 49, 50 сначала на выходе из него для выравнивания давления до уровня во входном коллекторе газоперекачивающей станции 5, после чего перекрывают запорно-отключающие устройства 45, 46, 47, 48 газоперекачивающей станции 5, соединяют тем самым вход выделенного нагнетателя 33 с выходным участком нити газопровода, содержащей опорожняемый, расположенный между запорно-распределительными узлами 6 и 6, а также примыкающие далее по направлению транспорта газа участки нити 2, открывают запорно-отключающе устройство 40 и соединяют тем самым выход выделенного нагнетателя 33 с входным участком выделенной нити 2 газопровода между газоперекачивающими станциями 5 и 5. Одновременно, выбранные нагнетатели 33 и 35 в газоперекачивающей станции 5 отсоединяют от остальных нагнетателей посредством запорно-отключающих устройств 49, 51, 54 сначала на выходе из них для выравнивания давления до уровня во входном коллекторе газоперекачивающей станции 5, после чего перекрывают запорно-отключающие устройства 45, 47, 48, 52, 53 газоперекачивающей станции
2
2
2
1
2
2
2
2
2
3
5, соединяют тем самым вход выделенных нагнетателей 33 и 35 с выходным участком нити газопровода 2, расположенного между газоперекачивающими станциями 5 и 5, открывают запорно-отключающее устройство 40 и соединяют тем самым выход выделенных нагнетателей 33 и 35 с входным участком нити 2 газопровода, отсоединенной от параллельных нитей 1, 3, 5, между газоперекачивающими станциями 5 и 5.
1
1
1
1
2
2
2
2
2
2
2
1
2
2
3
3
3
30
30
20
30
20
30
Затем запускают привод нагнетателя 33 и в пределах диапазона рабочих характеристик нагнетателя 33 и его привода производят откачку газа выделенным нагнетателем 33 из нити газопровода, содержащей опорожняемый и примыкающие далее участки в нить газопровода между газоперекачивающими станциями 5 и 5, одновременно запускают приводы нагнетателей 33, 35 и в пределах диапазона рабочих характеристик нагнетателей 33, 35 и их приводов производят откачку газа выделенными нагнетателями 33 и 35 из нити газопровода, расположенного между газоперекачивающими станциями 5 и 5, в нить 2 газопровода между газоперекачивающими станциями 5 и 5 соответственно и во входной коллектор 43 газоперекачивающей станции 5 и, следовательно, далее в трассу, после чего перекрывают опорожняемый участок на выходе из него в запорно-распределительном узле 6 посредством запорно-отключающего устройства 8. 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 6 и 6 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 29, 29.
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.
2
3
1
2
20-30
20-30
1
2
2
1
20
вх1
1
вх37
1
2
2
1
1
вх1
1
2
вх2
вх1
вх2
1
2
2
1
2
2
20-30
20-30
20-30
2
3
20-30
20-30
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 5 и третьей 5 газоперекачивающими станциями и нагнетателей со степенью сжатия π=1,44 на первой 5 и второй 5 газоперекачивающих станциях давление в опорожняемом участке трубопровода можно снизить до величины Р=3,6 МПа (позиция 67 на фиг.6 и фиг.7) вместо до Р=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 33, 33, 35 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 5, т.е. от запорно-отключающего устройства 8 до запорно-отключающего устройства 8 присутствует неравномерность давления (характеристика 69 на фиг.6 и фиг.7), при этом на всасе нагнетателя 33 давление составляет около Р=3,10 МПа. Давление в опорожняемом участке для данного типа нагнетателя можно снизить дополнительно, если после выключения нагнетателей 33, 33, 35 сделать выдержку Δt, для выравнивания давления в отсоединенной от других нити газопровода на участке от опорожняемого и до запорно-распределительного узла 37 газоперекачивающей станции 5, перекрыв этот участок на время Δt посредством запорно-отключающего устройства 8, и для выравнивания давления в отсоединенной от других нити газопровода на участке от газоперекачивающей станции 5 до газоперекачивающей станции 5, также перекрыв этот участок на время Δt посредством запорно-отключающего устройства 8, после чего может быть выполнена дальнейшая откачка газа посредством открытия запорно-отключающих устройств 8 и 8, с повторным включением приводов нагнетателей 33, 33, 35. При выдержке Δt=20-30 мин, с последующим однократным включением нагнетателей 33, 33, 35, возможно снижение в опорожняемом участке давления примерно до Р=3,20 МПа (вместо Р=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 Р=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 5 и 5, 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 Р=2,30 МПа (на фиг.6 и 7 не показано) вместо до Р=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.