Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Анализ теоретических и экспериментальных работ в области осушки, современное состояние способов, технологий, технических средств и нормативных требований к качеству осушки газопроводов
1.1 Теоретические и экспериментальные работы в области осушки 11
1.2 Способы осушки газопроводов 12
1.3 Опыт применения способов, технологий и технических средств для осушки газопроводов
1.4 Нормативные требования к качеству осушки газопроводов 27
ГЛАВА 2 Подбор оборудования и разработка методов повышения эффективности технологии вакуумной осушки газопроводов
2.1 Подбор оборудования для вакуумной осушки газопроводов 29
2.2 Методы повышения эффективности технологии вакуумной осушки газопроводов
ГЛАВА 3 STRONG Разработка методики расчета продолжительности вакуумной 48
осушки газопроводов STRONG
3.1 Технологические параметры, влияющие на продолжительность вакуумной осушки газопроводов
3.2 Методика расчета продолжительности вакуумной осушки газопроводов
3.3 Определение продолжительности вакуумной осушки газопроводов в ходе производства работ
ГЛАВА 4 Исследование процессов и областей применения вакуумной осушки газопроводов
4.1 Исследование процессов вакуумной осушки 73
4.2 Методика расчета теплового баланса в процессе вакуумной осушки газопроводов
4.3 Методика расчета параметров сублимации в процессе вакуумной осушки газопроводов
4.4 Предотвращение замерзания влаги в процессе вакуумной осушки газопроводов
4.5 Способы растепления льда, образовавшегося в процессе вакуумной осушки газопроводов
Основные результаты и выводы 120
Список использованной литературы
- Способы осушки газопроводов
- Методы повышения эффективности технологии вакуумной осушки газопроводов
- Методика расчета продолжительности вакуумной осушки газопроводов
- Методика расчета параметров сублимации в процессе вакуумной осушки газопроводов
Способы осушки газопроводов
По данным Pigging Products & Services Association ВО в мире занимается около 20 компаний [42].
Компания Greene s Energy Group (США) рекомендует ВО, как обязательный этап подготовки газопровода к сдаче в эксплуатацию, со следующей аргументацией [44]: перед подачей газа исключается необходимость заполнения газопровода азотом; обеспечивается осушка сложных участков трубопроводных систем (плохо продуваемые (тупиковые) участки, обвязка крановых узлов и пр.); вакуумное оборудование подключают к любой доступной точке газопровода; минимальные затраты (относительно других способов осушки). Компания BJ Process and Pipeline Services Ltd (Великобритания) применяет ВО, как альтернативу продувке трубопроводов воздухом или азотом, когда для осушки доступен только один конец газопровода [44].
Фирма CEPS A.S. (Чехия) наряду с осушкой сухим воздухом, рекомендует ВО для трубопроводов переменного диаметра, а также вспомогательных трубопроводов малых диаметров, где нет возможности для пропуска поршней. При ВО используют группу вакуумных насосов ОП 25 м/ч [44].
Также в мировой практике существуют примеры использования комбинированных способов осушки газопроводов, включающих предварительную осушку сухим воздухом и ВО до достижения ТТР по воде минус 20 С при атмосферном давлении (на финишном этапе работ).
Например, в 1995 году в Южно-Китайском море был введен в эксплуатацию однониточный подводный газопровод диаметром 720 мм и длиной 870 км [44]. Проектом строительства были предусмотрены следующие операции:
Промывка и очистка газопровода при ОП установок 11 м /лиш (заняли 18 сут.); Удаление воздуха и заполнение газопровода водой (заняли 5 сут.)\ Гидравлические испытания до 195,7 бар (заняли 7 суш.); Удаление воды и предварительная осушка сухим воздухом (заняли 30 сут.); » Дополнительная ВО до ТТР по воде минус 20 С при Ра1М (заняла 60 сут.); Заполнение азотом и контроль герметичности газопровода (заняли 30 сут.). Для вытеснения воды и осушки газопровода, находящегося на глубине 148 метров, было использовано 3 комплекта оборудования для осушки воздуха. Вытеснение воды было проведено с использованием трех разделительных поршней. Для удаления морской соли со стенок газопровода пространство между разделительными поршнями было заполнено пресной водой (по 200 м ).
В ходе предварительной осушки использовали семь пенополиуретановых поршней, причем последние два поршня оказались сухими. Пенополиуретановые поршни двигались с дистанцией около 500 м. под давлением осушенного воздуха. Осушенный до ТТР по воде минус 40 С при Ратм воздух нагнетался в полость газопровода с давлением до 60 бар и расходом 22000 м3/ч.
В ходе ВО использовался комплекс вакуумных насосов общей ОП 40000 м /ч. Комплекс вакуумных насосов состоял из форвакуумных насосов (насосов предварительной откачки), предназначенных для откачки газа при высоких давлениях (от 1000 мбар до 30 мбар), а также насосов роторного типа (Рутса), включающихся в работу при давлении, менее 30 мбар.
На конечном этапе ВО была проведена продувка газопровода регазифицированным азотом (около 250 тонн жидкого азота).
После окончания работ по осушке было проведено окончательное испытание газопровода на плотность. Для этого газопровод был заполнен регазифицированным азотом, что потребовало еще около 260 тонн жидкого азота.
То есть, следует отметить, что целесообразность осуществляемого в настоящее время широкомасштабного применения современных технологий осушки газопроводов после гидроиспытапий объектов ЕСГ ОАО «Газпром» подкреплена успешным опытом работ, выполняемых ведущими мировыми компаниями, среди которых и российская компания ОАО «Оргэнергогаз». 1.4 Нормативные требования к качеству осушки газопроводов Основными стандартами в странах Европы и Северной Америки, регламентирующими качество работ по осушке газопроводов, являются: в Германии - Производственный норматив VN 256 - 703 «Технические нормы строительства газопроводов из стальных труб - TVB. Осушка трубопроводов и оборудования воздухом». Требуемое значение ТТР по воде согласно данного документа составляет минус 25Спри атмосферном давлении [50]. в Дании - Общие технические условия DANSK OLTE & NATURGAS AS №29-000-RB-08370 «Осушка газопроводов». Осушку завершают при достижении в полости газопроводов ТТР по воде, равной минус 20С при Р;т, [51]. в в США - Руководство по транспортировке природного газа и эксплуатации распределительных трубопроводных систем «ASME - Guide for Gas Transmission and Distribution Piping Sistems». В соответствии с данным документом качество осушки газопроводов нормируется значением ТТР по воде не выше минус 20С при атмосферном давлении [52].
В России впервые требования к качеству осушки были изложены в СП 111-34-96 [38], рекомендующем после предварительного удаления воды проводить осушку полости испытанного газопровода: продувкой природным газом, сухим атмосферным воздухом или с использованием «метанольной пробки».
До разработки данного документа работы по осушке не проводили. Участки ЛЧ МГ после вытеснения воды осушали в процессе транспорта газа, а ТТиО КС, ввиду отсутствия возможностей для пропуска поршней, продували перед вводом в эксплуатацию природным газом, сбрасываемым в атмосферу.
Впервые работы по осушке были проведены ОАО «Оргэнергогаз» в 2001 году при производстве комплекса работ по гидравлическому испытанию методом «стресс-теста» участков МГ «Ямал-Европа». Осушку провели атмосферным воздухом, осушенным в установках короткоцикловой адсорбции ОП 7000 и 16000 м3/ч. По требованию проекта ТТР по воде не должна была превышать минус 20С при атмосферном давлении (минус 30С- в мерзлых грунтах).
На основании [56], [57] в 2006 году в СТО Газпром 2-3.5-051-2006 [58] была сформулирована необходимая степень осушки газопроводов: «осушку газопроводов после гидравлических испытаний и очистки рекомендуется осуществлять до ТТР по воде минус 20С (при атмосферном давлении)». Однако, в некоторых случаях проекты строительства могут предусматривать более глубокую осушку объектов. Например, осушку отдельных участков и ТТиО КС Портовая Северо-Европейского газопровода осуществляли до ТТР минус 60С, приведенной к атмосферному давлению [4].
Методы повышения эффективности технологии вакуумной осушки газопроводов
Перед проведением удаления воды из остальных участков КС следует убедиться в наличие силовых заглушек на коллекторах всасывания и нагнетания в местах их соединения с центробежными нагнетателями ГПА.
Удаление воды из всасывающего коллектора производят продувкой воздухом, аккумулируемым в ПУ, входном шлейфе, пусковом коллекторе и рециркуляционном коллекторе. Для создания ресивера сжатого воздуха необходимо закрыть выходные краны ПУ, краны №6 и кран №36. Продувку всасывающего коллектора производят открытием выходных кранов ПУ. При подземной прокладке всасывающего коллектора остатки воды удаляют через перьевые врезки №№ Bl, В2, ВЗ и через люк-лазы №№ 1.1, 1.2, 1.3, 1.4 и 1.5, кроме того. В случае надземной прокладки всасывающего коллектора, остатки воды удаляют и через люк-лазы №№ 1.6, 1.7.
Удаление воды из пускового коллектора производят продувкой воздухом, аккумулируемым в ПУ и всасывающем коллекторе. Для создания ресивера сжатого воздуха закрывают входные краны ПУ, перьевые врезки и люк-лазы всасывающего коллектора. Продувку пускового коллектора производят открытием входных кранов ПУ при условии закрытия крапа №36, открытия кранов №6 и закрытия кранов №2. Остатки воды удаляют через перьевые врезки №№ ПІ, П2, ПЗ и через люк-лазы №№ 2.1, 2.2, 2.3, 2.4, 2.5.
Перед проведением удаления воды из рециркуляционного коллектора следует убедиться в отсутствие силовой заглушки на выходном шлейфе со стороны узла подключения КС. Удаление воды производят с использованием того же ресивера, который создавали для продувки пускового коллектора. Продувку рециркуляционного коллектора производят открытием входных кранов ПУ при условии закрытия дренажных врезок пускового коллектора, закрытия кранов №6, открытия крана №36 и закрытия выходных кранов АВО газа. Остатки воды удаляют в полость выходного шлейфа.
Перед проведением удаления воды из трубопроводов УПТИГ (совместно с трубопроводами топливного, импульсного и пускового газа) следует убедиться в отсутствие на трубопроводах УПТИГ измерителей расхода природного газа. Удаление воды производят с использованием того же ресивера, который создавали для продувки рециркуляционного коллектора. Продувку трубопроводов УПТИГ, коллекторов топливного импульсного и пускового газа производят открытием крана №80. Остатки воды из трубопроводов УПТИГ удаляют через штатные продувочные свечи, из трубопроводов топливного, импульсного и пускового газа - через перьевые врезки №Т 1.
Удаление воды из нагнетательного коллектора и АВО газа производят воздухом, аккумулируемым в ПУ, всасывающем коллекторе, входном шлейфе, пусковом коллекторе и рециркуляционном коллекторе. Для создания ресивера сжатого воздуха необходимо закрыть крап №36. Продувку нагнетательного коллектора и АВО газа производят открытием кранов №6 при условии закрытия люк-лазов №№ 2.1, 2.2, 2.3, 2.4, 2.5, открытия кранов №2 и открытия выходных кранов АВО газа. При подземной прокладке нагнетательного коллектора остатки воды удаляют через открытые перьевые врезки №№ HI, Н2 и через АВО газа в полость выходного шлейфа. В случае надземной прокладки нагнетательного коллектора остатки воды удаляют через люк-лазы №№ 2.6, 2.7, а в полость выходного шлейфа удаляют остатки воды, находящиеся в трубках АВО газа.
Удаление воды из выходного шлейфа производят воздухом, аккумулируемым в ПУ, всасывающем коллекторе, входном шлейфе, пусковом коллекторе, рециркуляционном коллекторе, нагнетательном коллекторе и АВО газа. Для создания ресивера сжатого воздуха необходимо закрыть выходные краны АВО газа. Продувку выходного шлейфа производят открытием выходных кранов АВО газа. Остатки воды удаляют через открытое сечение в месте демонтажа силовой заглушки на границе с узлом подключения КС.
В случае проведения испытаний шлейфов отдельно от межцеховых ТТиО КС после слива основного количества воды к одному из концов выходного (входного) шлейфа монтируют временную камеру запуска поршней и производят удаление воды путем пропуска поршней.
Перед проведением удаления воды из входного шлейфа следует убедиться в отсутствие силовой заглушки со стороны узла подключения КС. Удаление воды производят продувкой воздухом, аккумулируемым в ПУ и всасывающем коллекторе. Для создания ресивера сжатого воздуха необходимо закрыть входные краны ПУ. Продувку входного шлейфа производят открытием входных кранов ПУ при условии закрытия кранов №6. Остатки воды удаляют через открытое сечение на границе с узлом подключения КС.
В процессе ВО контроль величины абсолютного давления в полости осушаемых газопроводов осуществляют на входе ВМ. Контроль ведут с использованием технического преобразователя вакууметрического давления, входящего в систему АСДУ ВМ.
После достижения устойчивого нормируемого значения абсолютного давления необходимо произвести выдержку газопровода при отключенном ВМ в течение 24 часов. В ходе выдержки следует вести непрерывный контроль величины абсолютного давления. Если в течение выдержки величина абсолютного давления (с учетом погрешности вакууметра) не превысит нормируемое значение, то работы по ВО следует завершить.
Если в ходе выдержки произойдет увеличение контролируемого абсолютного давления свыше нормируемого на величину, превышающую погрешность вакууметра, то это будет свидетельствовать о том, что в полостях осушаемого газопровода, удаленных от точки подключения ВМ, присутствуют скопления влаги. В таком, случае необходимо провести дополнительную ВО до достижения нормируемого абсолютного давления и повторную выдержку.
Дополнительную ВО с последующей суточной выдержкой следует проводить до момента достижения в полости осушаемого газопровода устойчивого значения нормируемого абсолютного давления.
Методика расчета продолжительности вакуумной осушки газопроводов
Из приведенного примера следует, что с применением одного ВМ продолжительность осушки участка ЛЧ МГ протяженностью 60 км (геометрическим объемом 89282 лг) при Тгр = 10С составит 97,2 суток.
На рисунке 3.9 представлен характер изменения продолжительности ВО данного участка ЛЧ МГ в зависимости от температуры среды в полости осушаемого газопровода, принятой равной Гф (от 0 до 10С), количества применяемых ВМ (1,2 или 3) и количества влаги, находящейся в полости участка газопровода перед его осушкой: 27 тонн (450 г/м), 40 тонн (670 г/м) и 50 тонн (830 г/м). Приведенные здесь различные количества остатков влаги позволяют оценить степень влияния качества удаления воды на продолжительность ВО, которая в основном зависит от полноты удаления воды после гидроиспытаний.
Рисунок 3.9 - Характер изменения продолжительности ВО участка газопровода в зависимости от 7р , С, остатка влаги в газопроводе, т., количества применяемых ВМ 10С продолжительность работ изменяется более существенно, чем при колебаниях Г1р в районе 0 -г 5 С. Например, при количестве остаточной влаги 27 тонн и использовании одного ВМ (кривая 1) при снижении Гф в ходе осушки с 10 до 8 С продолжительность работ увеличится на 36 сут. (с 97 до 133 сут.), а при снижении Тгр с 5 до 3 С продолжительность работ увеличится всего на 2 сут. (со 141 до 143 сут.); С увеличением количества используемых ВМ влияние колебаний Гф на продолжительность ВО снижается. Так, например, при том же количестве остаточной влаги (27 тонн) и использовании уже 3 ВМ (кривая 7) при снижении Гф при ВО с 10 до 8 С продолжительность работ увеличится на 12 сут (с 32 до 44 сут.), а при снижении Тгр с 5С до 3С продолжительность работ возрастет всего 0,7 сут. (с 47 до 47,7 сут.).
Рассмотрим результаты расчета данного примера при условиях конкретного участка ЛЧ МГ, находящегося в районе г. Ухта (Республика Коми). Предположим, что ВО подлежит участок ЛЧ МГ Ду 1420 мм, L = 60 км, V= 89282 м при фактической ОП ВМ в ходе каждого этапа ВО: 500, 1044, 2520 м /ч.
В соответствии с [75] на рисунке 3.10 приведена зависимость изменения среднемесячной Ггр для района г. Ухта в течение года.
Как следует из рисунка, благоприятные условия для осушки по Гф ограничены периодом с начала июня и по середину декабря ( 200 суток) при средней Гф около 5 С. За данный промежуток времени ВО может быть проведена с использованием одного ВМ при условии наличия в полости участка газопровода не более 40 тонн воды (кривая 2 на рисунке 3.9). Средняя Тгр около 7 С наблюдается в районе г. Ухта с начала июля и по середину октября ( 100 суток). За данный промежуток времени ВО рассматриваемого участка может быть осуществлена с использованием не менее двух ВМ и при количестве влаги - не более 40 тонн (кривая 5 на рисунке 3.9).
Наиболее благоприятные условия для проведения ВО в районе г. Ухта складываются с начала августа и до середины сентября (около 45 суток). В данный промежуток времени средняя Ггр достигает своего максимального значения ( 8С), а проведение ВО рассматриваемого участка ЛЧ МГ может быть осуществлено при наличие не менее трех ВМ и количестве влаги в полости осушаемого участка - не более 27 тонн (кривая 7 на рисунке 3.9).
Таким образом, для обеспечения минимальной продолжительности ВО 60-километрового участка газопровода диаметром 1420 мм, проложенного в районе г. Ухта, график производства строительных или ремонтных работ целесообразно планировать таким образом, чтобы работы по осушке были начаты в течение первой декады августа (рис. ЗЛО) при условии максимально полного удаления воды и использовании для осушки не менее трех ВМ.
Пример расчета продолжительности ВО ТТиО КС
Исходные данные: объем ТТиО типовой КС 4000 .» , фактическая ОП ВМ на каждом из трех этапов его работы соответственно 500, 1044 и 2520 м /ч.
На рисунке 3.11 приведены зависимости продолжительности ВО типовой КС от Гф ((ЬТ0С), а также от количества влаги, находящейся в полости КС перед осушкой при использовании одного ВМ.
Зависимость продолжительности ВО типовой КС от Тгр и количества влаги перед осушкой при использовании одного ВМ Из рисунка 3.11 следует, что продолжительность ВО типовой КС (геометрическим объемом 4000 MJ) С использованием одного ВМ в основном зависит от количества влаги, находящейся в полостях ТТиО КС, и незначительно изменяется при колебаниях Г,р .
Достаточно часто в ходе производства работ по ВО в целях актуализации общего графика строительства и, соответственно, формирования плана ввода данных объектов в эксплуатацию возникает необходимость в предварительном определении сроков окончания производимых работ по ВО.
Как уже было отмечено в параграфе 3.2, в течение первого и второго этапов ВО (от 1000 до 10 мбар) из полости осушаемого объекта в основном откачивается влажный воздух. Вода при этом испаряется достаточно слабо, что позволяет уже на начальном этапе ВО спрогнозировать как с помощью уравнения 3.14, так и по характеру экспериментальной зависимости «абсолютное давление -продолжительность осушки» предварительный срок окончания второго этапа ВО, то есть момент достижения в полости осушаемого объекта давления 10 мбар.
На начальном этапе ВО не представляется возможным спрогнозировать всю ее продолжительность, так как количество остатков влаги в полости объекта на начальном этапе ВО неизвестно и зависимость «абсолютное давление -продолжительность осушки», построенная с помощью уравнения 3.14 для всего периода работ, в ходе третьего этапа ВО (от 10 до 1 мбар) может иметь значительное отклонение от кривой, полученной по экспериментальным данным, так как в ходе третьего этапа ВО в полости осушаемого объекта практически отсутствует воздух.
Таким образом, на начальном этапе ВО можно спрогнозировать только момент окончания второго этапа (10 мбар), тогда как момент достижения нормируемого абсолютного давления 1 мбар может быть спрогнозирован только в ходе третьего этапа ВО по зависимости «абсолютное давление продолжительность осушки» (при абсолютном давлении ниже 10 мбар), построенной по фактическим данным в ходе осушки объекта.
Для прогнозирования времени окончания второго этапа ВО на рисунке 3.12 представлены зависимости «абсолютное давление - продолжительность осушки», построенные с использованием формулы 3.14 для следующих условий: осушаемые объекты - участки ЛЧ МГ Ду 1420лш длиной 30 км (45 тыс.м3), 60 км (90 тыс.м ), 90 км (135 тыс.м") при использовании 1, 2 или З ВМ (ОП на первом и втором этапах работы каждого ВМ одинакова и соответствует 500 и 1044 м /ч).
Методика расчета параметров сублимации в процессе вакуумной осушки газопроводов
Таким образом, при наличии на осушаемом газопроводе нисходящих участков (рис. 4.9а) продолжительность испарения влаги (450 г/м на «ровных» и по 150 г/м - на нисходящих участках) в соответствии с методикой расчета продолжительности ВО составит: первый этап - 551 час, второй этап - 128 часов, третий этап - 1642 часа, а необходимость сублимации льда приведет к увеличению третьего этапа еще на 277 часов. Общая продолжительность ВО составит: то6щ = 551 + 128 + 1642 + 277 = 2598 часов.
В расчетном примере ВО, не учитывающем сублимацию льда, продолжительность осушки аналогичного участка МГ, не имеющего нисходящих участков (рис. 4.9а), составит: первый и второй этапы (кривая 4 на рисунке 3.11) -682,3 часа, третий этап (кривая 450/1 на рисунке 3.12а) - 1651,5 часа. Общая продолжительность ВО составит: тобщ = 682,3 + 1651,5 = 2333,8 часа.
В таком случае необходимость сублимации льда, образовавшегося на 10-метровом участке 60-километрового газопровода, может привести к увеличению продолжительности ВО на 11,3%. При наличии на газопроводе нескольких таких участков, в полости которых образуется лед, общая продолжительность ВО возрастает пропорционально количеству данных участков.
В сложившейся ситуации возникает вопрос: позволит ли увеличение ОП ВМ снизить продолжительность сублимации льда?
Для этого на рисунках 4.13 - 4.18 дополнительно приведены характеристики изменения параметров сублимации, соответствующие удвоенной ОП ВМ (пунктирные линии). Из рисунков 4.13 и 4.14 видно, что скорость сублимации льда, развиваемая как при номинальной (сплошная линия), так и при удвоенной (пунктирная линия) ОП ВМ, остается практически постоянной - на рис. 4.13 кривые изменения во времени количества льда на метре трубопровода расположены параллельно, то есть изменяются с одинаковыми скоростями, что подтверждается данными на рисунке 4.14, где кривые интенсивности испарения льда для обоих случаев на протяжении большей части сублимации льда практически совпадают. Превышение же интенсивности испарения льда (на конечном этапе ВО) при номинальной ОП ВМ по сравнению с ВО при удвоенной ОП ВМ (рис. 4.14) объясняется тем, что на данном этапе происходит увеличение температуры остатков льда (рис. 4.15), что, в соответствии с рис. 4.12, приводит к увеличению интенсивности испарения льда.
Из изложенного следует, чго для данных термодинамических условий уже при номинальной ОП ВМ достигается максимально возможная скорость сублимации льда, то есть двукратное увеличение ОП ВМ не позволит снизить продолжительность сублимации льда. Двукратное увеличение ОП ВМ веде г к повышению продолжительности сублимации льда.
При наличии на осушаемом газопроводе нисходящих участков (рис. 4.9а) продолжительность испарения влаги (450 г/м на «ровных» и по 150 г/м - на нисходящих участках) в соответствии с методикой расчета продолжительности ВО составит: первый этап - 277 часов, второй этап - 47 часов, третий этап - 838 часов, а необходимость сублимации льда приведет к увеличению третьего этапа еще на 348 часов. Таким образом, общая продолжительность ВО при удвоенной ОП ВМ составит: тобщ = 277 + 47 + 838 + 348 = 1510 часов.
В расчетном примере ВО, не учитывающем сублимацию льда, продолжительность осушки аналогичного участка газопровода, не имеющего нисходящих участков (рис. 4.9а), при удвоенной ОП ВМ составит: первый и второй этапы (кривая 5 на рисунке 3.11) - 341,3 часа, третий этап (кривая 450/2 на рисунке 3.12«) - 825,7 часа. Общая продолжительность ВО составит: т0бЩ = 341,3 + 825,7 = 1167 часа. Тогда, при удвоенной ОП ВМ необходимость сублимации льда приведет к увеличению продолжительности ВО не на 11,3%, а уже на 29,4%.
Кроме того, как следует из рисунка 4.17, при удвоенной ОП ВМ для сублимации всего льда в полости 10-метрового участка осушаемого газопровода необходимо непрерывно вести вакуумирование до абсолютного давления 2-Ю"7 мбар. Однако следует отметить, что минимально возможный уровень абсолютного давления, обеспечиваемый применяемым ВМ, составляет 0,002 мбар (рис. 2.8), в то же время ОПВМ, близкая к максимальной, сохраняется в пределах не ниже 0,007 мбар (удовлетворяет условиям ВО при номинальной ОП ВМ).
Таким образом, при ВО может возникать необходимость в применении одной из двух указанных ниже технологической операции: регулирование ОП ВМ с целью поддержания оптимального соотношения «абсолютное давление - ОП оборудования», при этом значения абсолютного давления в полости осушаемого газопровода должны находиться в интервале от 0,007 мбар (максимальная ОП) до 0,002 мбар (минимальная ОП); в остановка ВМ при достижении в полости газопровода абсолютного давления 0,007 мбар (начало падения ОП ВМ в соответствии с рис. 2.8), выдержка газопровода в течение времени, необходимого для 100% насыщения паровоздушной смеси над поверхностью льда (значение абсолютного давления в полости осушаемого газопровода при этом должно превысить 0,007 мбар). В том случае, когда при очередной выдержке значение абсолютного давления в полости газопровода не превысить 0,007 мбар, ВО целесообразно вести до достижения минимально возможного (с учетом характеристик применяемого оборудования) абсолютного давления в полости газопровода.
Независимо от применяемой технологической операции происходит неизбежное увеличение продолжительности ВО, то есть при удвоенной ОП ВМ необходимость сублимации льда приведет к увеличению продолжительности ВО более, чем на 29,4%.
