Приложения к СНиП 2.04.08-87*

Приложения к СНиП 2.04.08-87*

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Справочное

КЛАССИФИКАЦИЯ ГАЗОПРОВОДОВ, ВХОДЯЩИХ В СИСТЕМУ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ

Газопроводы

Классификационные показатели

Наружные (уличные, внутриквартальные, дворовые, межцеховые) и внутренние (расположенные внутри зданий и помещений)

Местоположение относительно планировки поселений

Подземные (подводные), надземные (надводные), наземные

Местоположение относительно поверхности земли

Распределительные, газопроводы-вводы, вводные, продувочные, сбросные, импульсные, а также межпоселковые

Назначение в системе газоснабжения

Высокого давления I категории, высокого давления II категории, среднего давления, низкого давления

Давление газа

Металлические (стальные, медные и др.) и неметаллические (полиэтиленовые и др.)

Материал труб

Природного газа, попутного газа и СУГ

Вид транспортируемого газа

Распределительными газопроводами следует считать наружные газопроводы, обеспечивающие подачу газа от источников газоснабжения до газопроводов-вводов, а также газопроводы высокого и среднего давления, предназначенные для подачи газа к одному объекту (ГРП, промышленное предприятие. котельная и т. п.) .

Газопроводом-вводом следует считать газопровод от места присоединения к распределительному газопроводу до отключающего устройства на вводе.

Вводным газопроводом следует считать участок газопровода от отключающего устройства на вводе в здание (при установке отключающего устройства снаружи здания) до внутреннего газопровода, включая газопровод, проложенный в футляре через стену здания.

Межпоселковыми газопроводами следует считать распределительные газопроводы, прокладываемые вне территории населенных пунктов.

Внутренним газопроводом следует считать участок газопровода от газопровода-ввода (при установке отключающего устройства внутри здания) или от вводного газопровода до места подключения прибора, теплового агрегата и др.

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

Рекомендуемое

ЗНАЧЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ ЧАСОВОГО МАКСИМУМА РАСХОДА ГАЗА ПО ОТРАСЛЯМ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

 

Коэффициент часового максимума расхода газа, Кhmax

Отрасль промышленности

в целом по предприятию

по котельным

по промышленным печам

Черная металлургия

1/6100

1/5200

1/7500

Судостроительная

1/3200

1/3100

1/3400

Резиноасбестовая

1 /5200

1/5200

-

Химическая

1/5900

1/5600

1/7300

Строительных материалов

1/5900

1/5500

1/6200

Радиопромышленность

1/3600

1/3300

1/5500

Электротехническая

1/3800

1/3600

1/5500

Цветная металлургия

1/3800

1/3100

1/5400

Станкостроительная и инструментальная

1/2700

1/2900

1/2600

Машиностроение

1/2700

1/2600

1/3200

Текстильная

1/4500

1/4500

-

Целлюлозно-бумажная

1/6100

1/6100

-

Деревообрабатывающая

1/5400

1/5400

-

Пищевая

1/5700

1/5900

1/4500

Пивоваренная

1/5400

1/5200

1/6900

Винодельческая

1/5700

1/5700

-

Обувная

1/3500

1/3500

-

Фарфоро-фаянсовая

1/5200

1/3900

1/6500

Кожевенно-галантерейная

1/4800

1/4800

-

Полиграфическая

1/4000

1/3900

1/4200

Швейная

1/4900

1/4900

-

Мукомольно-крупяная

1/3500

1/3600

1/3200

Табачно-махорочная

1/3800

1/3500

-

ПРИЛОЖЕНИЕ 3*

Справочное

ЗНАЧЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ОДНОВРЕМЕННОСТИ Кsim ДЛЯ ЖИЛЫХ ДОМОВ

Число квартир

Коэффициенты одновременности Кsimв зависимости от установки в жилых домах газового оборудования

 

Плита 4 -конфорочная

Плита 2 -конфорочная

Плита 4 - конфорочная и тяговый проточный водонагреватель

Плита 2-конфорочная и газовый проточный водонагреватель

1

1

1

0,700

0,750

2

0,650

0,840

0,560

0,640

3

0,450

0,730

0,480

0,520

4

0,350

0,590

0,430

0,390

5

0,290

0,480

0,400

0,375

6

0,280

0,410

0,392

0,360

7

0,280

0,360

0,370

0,345

8

0,265

0,320

0,360

0,335

9

0,258

0,289

0,345

0,320

10

0,254

0,263

0,340

0,315

15

0,240

0,242

0,300

0,275

20

0,235

0,230

0,280

0,260

30

0,231

0,218

0,250

0,235

40

0,227

0,213

0,230

0,205

50

0,223

0,210

0,215

0,193

60

0,220

0,207

0,203

0,186

70

0,217

0,205

0,195

0,180

80

0,214

0,204

0,192

0,175

90

0,212

0,203

0,187

0,171

100

0,210

0,202

0,185

0,163

400

0,180

0,170

0,150

0,135

Примечания: 1. Для квартир, в которых устанавливается несколько однотипных газовых приборов, коэффициент одновременности следует приниматькак для такого же числа квартир с этими газовыми приборами.

2. Значение коэффициента одновременности для емкостных водонагревателей. отопительных котлов или отопительных печей рекомендуется принимать равным 0,85 независимо от количества квартир.

ПРИЛОЖЕНИЕ 4

Отменяется

ПРИЛОЖЕНИЕ 5

Справочное

ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДОВ

1. Гидравлический расчет газопроводов следует выполнять, как правило, на электронно-вычислительной машине с оптимальным распределением расчетной потери давления между участками сети.

При невозможности или нецелесообразности выполнения расчета на электронно-вычислительной машине (отсутствие соответствующей программы, отдельные участки газопроводов и т. п.) гидравлический расчет допускается производить по приведенным в данном приложении формулам или по номограммам, составленным по этим формулам.

2. Расчетные потери давления в газопроводах высокого и среднего давления следует принимать в пределах давления, принятого для газопровода.

3. Расчетные потери давления газа в распределительных газопроводах низкого давления следует принимать не более 180 даПа.

Распределение величины потери давления между уличными, дворовыми и внутренними газопроводами следует принимать по таблице.

Суммарная потеря давления газа от ГРП или другого регулирующего устройства до наиболее удаленного прибора, даПв (мм. вод. ст.)

В том числе в газопроводах

уличных и внутри квартальных

дворовых и внутренних

180

120

60

В тех случаях, когда газоснабжение СУГ является временным (с последующим переводом на снабжение природным газом), газопроводы следует проектировать из условий возможности их использования в будущем на природном газе. При этом количество газа необходимо определять как эквивалентное (по теплоте сгорания) расчетному расходу СУГ.

4. Значения расчетной потери давления газа при проектировании газопроводов всех давлений для промышленных, сельскохозяйственных и бытовых предприятий и учреждений коммунального хозяйства принимаются в зависимости от давления газа в месте подключения с учетом технических характеристик принимаемых к установке газовых горелок. устройств автоматики безопасности и автоматики регулирования технологического режима тепловых агрегатов.

5. Падение давления в газопроводах низкого давления следует определять в зависимости от режима движения газа по газопроводу, характеризуемого числом Рейнольдса:

Image2456.gif, (1)

где Q - расход газа, м3/ч, при температуре 0 ° С и давлении 0,10132 МПа (760 мм. рт. ст.);

d - внутренний диаметр газопровода, см;

v - коэффициент кинематической вязкости газа, м2/с (при температуре 0 ° С и давлении 0,10132 МПа).

В зависимости от значения Rc падение давления в газопроводах определяется по следующим формулам:

для ламинарного режима движения газа при ReЈ2000

Image2458.gif

, (2)

для критического режима движения газа при Rе = 2000 - 4000

Image2459.gif, (3)

для турбулентного режима движения газа при Re > 4000

Image2460.gif, (4)

где H - падение давления, Па;

р - плотность газа, кг/м3, при температуре 0 ° С и давлении 0,10132 МПа;

l - расчетная длина газопровода постоянного диаметра, м;

п - эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности стенки трубы принимается равной, см: для стальных труб - 0,01; для полиэтиленовых труб - 0,002;

Q, d, v - обозначения те же, что и в формуле (1).

6. Расчетный расход газа на участках распределительных наружных газопроводов низкого давления, имеющих путевые расходы газа, следует определять как сумму транзитного и 0,5 путевого расходов газа на данном участке.

7. Гидравлический расчет газопроводов среднего и высокого давления по всей области турбулентного режима движения газа следует производить по формуле

Image2461.gif, (5)

где Р1 - абсолютное значение газа в начале газопровода, МПа;

Р2 - то же в конце газопровода, МПа;

l, n, d, v, p, Q - обозначения те же, что и в формуле (4)

8. Падение давления в местных сопротивлениях (колена, тройники, запорная арматура и др.) допускается учитывать путем увеличения расчетной длины газопроводов на 5 - 10 %.

9. Для наружных надземных и внутренних газопроводов расчетную длину газопроводов следует определять по формуле

Image2462.gif, (6)

где l1 - действительная длина газопровода, м;

Image2463.gif- сумма коэффициентов местных сопротивлений участка газопровода длиной l1;

ld - эквивалентная длина прямолинейного участка газопровода, м, потери давления на котором равны потерям давления в местном сопротивлении со значением коэффициента Image2464.gif=1.

Эквивалентную длину газопровода следует определять в зависимости от режима движения газа в газопроводе по следующим формулам:

для ламинарного режима движения газа

Image2465.gif, (7)

для критического режима движения газа

Image2466.gif, (8)

для всей области турбулентного режима движения газа

Image2467.gif. (9)

10. Падение давления в трубопроводах жидкой фазы СУГ следует определять по формуле

Image2468.gif, (10)

где Image2469.gif - коэффициент гидравлического сопротивления;

V - средняя скорость движения сжиженных газов, м/с.

С учетом противокавитационного запаса средние скорости движения жидкой фазы следует принимать: во всасывающих трубопроводах - не более 1,2 м/с; в напорных трубопроводах - не более 3 м/с.

Коэффициент гидравлического сопротивления следует определять по формуле

Image2470.gif. (11)

Обозначения в формулах (7) - (11) те же, что и в формулах (1) - (4), (6).

11. Гидравлический расчет газопроводов паровой фазы СУГ должен выполняться в соответствии с указаниями по расчету газопроводов природного газа соответствующего давления.

12. При расчете внутренних газопроводов низкого давления для жилых домов допускается определять потери давления газа на местные сопротивления в размере, %:

на газопроводах от вводов в здание:

до стояка - 25 линейных потерь

на стояках - 20 то же

на внутриквартирной разводке:

при длине разводки 1-2 м - 450 “

“ “ “ 3-4 “ - 300 “

“ “ “ 5-7 “ - 120 “

“ “ “ 8-12 “ - 50 “

13. При расчете газопроводов низкого давления следует учитывать гидростатический напор Нg, Па, определяемый по формуле

Image2471.gif, (12)

где 9,81 - g (ускорение свободного падения), м/с2;

h - разность абсолютных отметок начальных и конечных участков газопровода, м;

ра - плотность воздуха, кг/м3, при температуре 0 ° С и давлении 0,10132 МПа;

р - обозначение то же, что в формуле (4).

14. Гидравлический расчет кольцевых сетей газопроводов следует выполнять с увязкой давлений газа в узловых точках расчетных колец при максимальном использовании допустимой потери давления газа. Неувязка потерь давления в кольце допускается до 10 %.

15. При выполнении гидравлического расчета надземных и внутренних газопроводов с учетом степени шума, создаваемого движением газа, следует принимать скорости движения газа не более 7 м/с для газопроводов низкого давления, 15 м/с для газопроводов среднего давления, 25 м/с для газопроводов высокого давления.

16. При выполнении гидравлического расчета газопроводов по формулам (1)-(2), приведенным в настоящем приложении, а также по различным методикам и программам для электронно-вычислительных машин, составленным на основе этих формул, диаметр газопровода следует предварительно определять по формуле

Image2472.gif, (13)

где d - диаметр газопровода, см;

Q - расход газа, м3/ч, при температуре 0 ° С и давлении 0,10132 МПа (760 мм. рт. ст.);

t - температура газа, ° С;

Pт - среднее давление газа (абсолютное) на расчетном участке газопровода, МПа;

V - скорость газа, м/с.

17. Полученное значение диаметра газопровода следует принимать в качестве исходной величины при выполнении гидравлического расчета газопроводов.

ПРИЛОЖЕНИЕ 6

Справочное

ОТВОД ПРОДУКТОВ СГОРАНИЯ

1. Отвод продуктов сгорания от бытовых газовых приборов, печей и другого бытового газового оборудования, в конструкции которых предусмотрен отвод продуктов сгорания в дымоход, следует предусматривать от каждого прибора, агрегата или печи по обособленному дымоходу.

В существующих зданиях допускается предусматривать присоединение к одному дымоходу не более двух водонагревателей или отопительных печей, расположенных на одном или разных этажах здания, при условии ввода продуктов сгорания в дымоход на разных уровнях, не ближе 0,75 м один от другого, или на одном уровне с устройством в дымоходе рассечки на высоту не менее 0,75 м.

2. В существующих зданиях при отсутствии дымоходов допускается предусматривать устройство приставных дымоходов.

3. Допускается присоединение к дымоходу отопительной печи периодического действия газового водонагревателя, используемого для горячего водоснабжения, или другого газового прибора, не работающего непрерывно, при условии разновременной работы и достаточного сечения дымохода для удаления продуктов сгорания от присоединяемого прибора.

Присоединение дымоотводящей трубы газового прибора к оборотам дымохода отопительной печи не допускается.

4. Площадь сечения дымохода не должна быть меньше площади патрубка газового прибора, присоединяемого к дымоходу. При присоединении к дымоходу двух приборов, печей и т. п. сечение дымохода следует определять с учетом одновременной их работы. Конструктивные размеры дымоходов должны определяться расчетом.

5. Небытовые газовые приборы (ресторанные плиты, пищеварочные котлы и т.п.) допускается присоединять как к обособленным, так и общему дымоходу.

Допускается предусматривать соединительные дымоотводящие трубы, общие для нескольких агрегатов.

Ввод продуктов сгорания в общий дымоход для нескольких приборов следует предусматривать на разных уровнях или на одном уровне с устройством рассечек согласно п. 1.

Сечения дымоходов и соединительных труб должны определяться расчетом исходя из условия одновременной работы всех приборов, присоединенных к дымоходу.

6.* Дымоходы должны быть вертикальными, без уступов. Допускается уклон дымоходов от вертикали до 30° с отклонением в сторону до 1 м при обеспечении площади сечения наклонных участков дымохода не менее сечения вертикальных участков.

7. Для отвода продуктов сгорания от ресторанных плит и других небытовых газовых приборов допускается предусматривать горизонтальные участки дымоходов общей длиной не более 10 м.

Допускается предусматривать дымоходы в перекрытии с устройством противопожарной разделки для горючих конструкций перекрытия.

8. Присоединение газовых водонагревателей и других газовых приборов к дымоходам следует предусматривать трубами, изготовленными из кровельной стали.

Суммарную длину участков соединительной трубы в новых зданиях следует принимать не более 3 м, в существующих зданиях — не более 6 м.

Уклон трубы следует назначать не менее 0,01 в сторону газового прибора.

На дымоотводящих трубах допускается предусматривать не более трех поворотов с радиусом закругления не менее диаметра трубы.

Ниже места присоединений дымоотводящей трубы от прибора к дымоходам должно быть предусмотрено устройство “кармана” с люком для чистки.

Дымоотводящие трубы, прокладываемые через неотапливаемые помещения, при необходимости должны быть покрыты теплоизоляцией.

9. Расстояние от соединительной дымоотводящей трубы до потолка или стены из негорючих материалов следует принимать не менее 5 см, до деревянных оштукатуренных потолков и стен — не менее 25 см. Допускается уменьшение указанного расстояния с 25 до 10 см при условии обивки деревянных оштукатуренных стен или потолка кровельной сталью по листу асбеста толщиной 3 мм. Обивка должна выступать за габариты дымоотводящей трубы на 15 см с каждой стороны.

10. При присоединении к дымоходу одного прибора, а также приборов со стабилизаторами тяги шиберы на дымоотводящих трубах не предусматриваются .

При присоединении к общему дымоходу нескольких приборов: ресторанных плит, кипятильников и других газовых приборов, не имеющих стабилизаторов тяги, на дымоотводящих трубах от приборов должны предусматриваться шиберы (заслонки), имеющие отверстие диаметром не менее 15 мм.

11. В шиберах, установленных на дымоходах от котлов, должны предусматриваться отверстия диаметром не менее 50 мм.

12. Дымовые трубы от газовых приборов в зданиях должны быть выведены: выше границы зоны ветрового подпора, но не менее 0,5 м выше конька крыши при расположении их (считая по горизонтали) не далее 1,5 м от конька крыши;

в уровень с коньком крыши, если они отстоят на расстоянии до 3 м от конька крыши;

не ниже прямой, проведенной от конька вниз под углом 10° к горизонту, при расположении труб на расстоянии более 3 м от конька крыши.

Во всех случаях высота трубы над прилегающей частью крыши должна быть не менее 0,5 м, а для домов с совмещенной кровлей (плоской крышей) - не менее 2,0 м.

Установка на дымоходах зонтов и дефлекторов не допускается.

13.* Отвод продуктов сгорания от газифицированных установок промышленных предприятий, котельных, предприятий бытового обслуживания допускается предусматривать по стальным дымовым трубам.

ПРИЛОЖЕНИЕ 7*

Обязательное

ВЫБОР СТАЛЬНЫХ ТРУБ ДЛЯ СИСТЕМ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ

1. Стальные трубы для систем газоснабжения давлением до 1,6 МПа (16 кгс/см2) в зависимости от расчетной температуры наружного воздуха района строительства и местоположения газопровода относительно поверхности земли следует принимать:

по табл. 1* — для наружных надземных газопроводов, прокладываемых в районах с расчетной температурой наружного воздуха не ниже минус 40 ° С, а также подземных и внутренних газопроводов, которые не охлаждаются до температуры ниже минус 40 °Ñ;

по табл. 2 — для надземных газопроводов, прокладываемых в районах с расчетной температурой наружного воздуха ниже минус 40 °Ñ и подземных газопроводов, которые могут охлаждаться до температуры ниже минус 40 °Ñ.

2. Для систем газоснабжения следует принимать трубы, изготовленные, как правило, из углеродистой стали обыкновенного качества по ГОСТ 380—88 и качественной стали по ГОСТ 1050—88.

3. Для газопроводов жидкой фазы СУГ следует применять, как правило, бесшовные трубы.

Допускается применять для этих газопроводов электросварные трубы. При этом трубы диаметром до 50 мм должны пройти 100 %-ный контроль сварного шва неразрушающими методами, а трубы диаметром 50 мм и более также и испытание сварного шва на растяжение.

Таблица 1*

Стальные трубы для строительства наружных надземных газопроводов, прокладываемых в районах с расчетной температурой наружного воздуха не ниже минус 40 °Ñ, а также подземных и внутренних газопроводов, которые не охлаждаются до температуры ниже минус 40 ° С

Стандарт или технические условия на трубы

Марка стали, стандарт на сталь

Наружный диаметр трубы (включ.), мм

1. Электросварные прямошовные ГОСТ 10705—80 (группа В) „Технические условия" и ГОСТ 10704—91 „Сортамент"

ВСт2сп, ВСт3сп не менее 2-й категории ГОСТ 380—88; 10, 15, 20 ГОСТ 1050-88

10 - 530

2. Электросварные ТУ 14-3-943-80

ВСт3сп не менее 2-й категории ГОСТ 380-88;

10 ГОСТ 1050—88

219 - 530

3. Электросварные для магистральных газонефтепроводов (прямошовные и спиральношовные) ГОСТ 20295—85

ВСт3сп не менее 2-й категории (К38) ГОСТ 380 - 88; 10 (К34), 15 (К38), 20 (К42) ГОСТ 1050-88

По ГОСТ 20295-74

4. Электросварные прямошовные ГОСТ 10706-76 (группа В) „Технические требования" и ГОСТ 10704—91 „Сортамент"

ВСт2сп, ВСт3сп не менее 2-й категории ГОСТ 380—88

630 - 1220

5. Электросварные со спиральным швом ГОСТ 8696-74 (группа В)

ВСт2сп, ВСт3сп не менее 2-й категории ГОСТ 380—88

159 - 1220

6. Бесшовные горячедеформированные ГОСТ 8731—87(группа В и Г) „Технические требования" и ГОСТ 8732-78 „Сортамент"

10, 20 ГОСТ ГОСТ 1050-88

45 - 325

7. Бесшовные холоднодеформированные, теплодеформированные ГОСТ 8733—87 (группа В и Г) „Технические требования" и ГОСТ 8734—75 „Сортамент"

10, 20 ГОСТ 1050—88

10 - 45

8. Электросварные спиральношовные ТУ 14-3-808-78

ТУ 14-3-808-78

530 - 820; 1020; 1220

9. Бесшовные горячедеформированные по ТУ 14-3-190-82 (только для тепловых электростанций)

10, 20 ГОСТ 1050—88

57 - 426

Примечания: 1. Трубы по пп. 6 и 7 следует применять как правило, для газопроводов жидкой фазы СУГ.

2. Исключено.

3. Для тепловых электростанций трубы из стали 20 применять в районах с расчетной температурой до минус 30 ° С

4.* Трубы по ГОСТ 3262—75 допускается применять для строительства наружных и внутренних газопроводов низкого давления.

Трубы по ГОСТ 3262-75 с условным диаметром до 32 мм включ. допускается применять для строительства импульсных газопроводов давлением до 1,2 МПа (12 кгс/см2) включ. При этом гнутые участки импульсных газопроводов должны иметь радиус гиба не менее 2De а температура стенки трубы в период эксплуатации не должна быть ниже 0° С.

5.* Трубы со спиральным швом по ТУ 102-39-84 с противокоррозионным покрытием по ТУ 102-176-85 допускается применять только для подземных межпоселковых газопроводов природного газа с давлением до 1,2 МПа (12 кгс/см2) в районах с расчетной температурой наружного воздуха до минус 40 ° С включ.

При этом не применять данные трубы для выполнения упругого изгиба (поворота) газопровода в вертикальной и горизонтальной плоскостях радиусом менее 1500 диаметра трубы, а также для прокладки газопроводов в поселениях.

6. Возможность применения труб по государственным стандартам и техническим условиям, приведенным в табл. 1 и 2* настоящего приложения, но изготовленных из полуспокойной и кипящей стали, регламентируется пунктами 11.7, 11.8.

7. Трубы по ГОСТ 8731 — 87, изготовляемые из слитка, не применять без проведения 100 % - ного контроля неразрушающими методами металла труб.

При заказе труб по ГОСТ 8731—87 указывать, что трубы по этому стандарту, изготовляемые из слитка, не поставлять без 100 % - ного контроля неразрушающими методами.

Таблица 2*

Стальные трубы для строительства надземных газопроводов, прокладываемых в районах с расчетной температурой наружного воздуха ниже минус 40 С, и подземных газопроводов, которые могут охлаждаться до температуры ниже минус 40 С

Стандарт или технические условия на трубы

Марка стали, стандарт на сталь

Наружный диаметр трубы (включ.), мм

1. Бесшовные холоднодеформированные и теплодеформированные ГОСТ 8733-87 (группа В и Г) “Технические требования” и ГОСТ 8734-75 “Сортамент”

10, 20 ГОСТ 1050-88

10 - 103

2. Бесшовные горячедеформированные ГОСТ 8731-87 (Группа В и Г) “Технические требования” и ГОСТ “Сортамент”

10, 20 ГОСТ 1050-88 09Г2С категория 6 ГОСТ 19281-89

10ГС ГОСТ 4543-71

45 - 108; 127 - 325

3. Бесшовные горячедеформированные ТУ 14-3-1128-82

09Г2С категории 6-8 ГОСТ 19281-89

57 - 426

  1. Электросварные прямошовные

ТУ 14-3-1138-82

17Г1С-У

ТУ 14-3-1138-82

1020; 1220

5. Электросварные для магистральных газонефтепроводов (прямошовных и спиралевидные) ГОСТ 20295-85

17Г1С (К52), 17ГС (К52); 14ХГС (К50) категории 6-8 ГОСТ 19282-73

По ГОСТ 20295-85

6. Электросварные прямошовные ГОСТ 10705-80 (группа В) “Технические условия” и ГОСТ 10704-91 “Сортамент”

ВСт3сп не менее 2-й категории ГОСТ 380-88; 10, 15, 20

10 - 108

Примечания*. Трубы по поз. 6 для газопроводов давлением свыше 0.6 МПа (6 кгс/см2) не применять.

2. Трубы, изготовляемые из стали 20, следует применять как исключение.

ПРИЛОЖЕНИЕ 8

Рекомендуемое

ОБЪЕМ ИЗМЕРЕНИЙ, СИГНАЛИЗАЦИИ И АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ В СИСТЕМАХ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Измеряемые параметры Форма и место представления информации Автома- тическое регули- рование
Щит управления в главном корпусе Местный щит управления в ГРП По месту

Пока- зыва- ющий прибор (обяза- тель- ный)

Пока- зыва- ющий прибор (при необхо- димости)

Сигна- лизация

Реги- стри- рующий прибор

Пока- зыва- ющий прибор (обяза- тель- ный)

Пока- зыва- ющий прибор (при необхо- димости)

Сигна- лизация

Реги- стри- рующий прибор

Пока- зыва- ющий прибор

Давление газа до ГРП

+

-

+

(увеличение или уменьшение)

-

+

-

-

+

-

-

Давление газа после ГРП

+

-

+

(увеличение или уменьшение)

-

+

-

-

+

-

+

Общий расход газа

+

-

-

-

+

-

-

+

-

-

Температура газа до или после расходомера

-

-

-

-

+

-

-

+

-

-

Потеря давления газа на фильтрах

-

-

-

-

+

+

+

+

+

-

Загазованность в регуляторном зале и помещении щита управления в ГРП

-

-

+

(увеличение)

-

+

-

+

(увеличение)

-

-

-

Расход газа на каждый котел

+

-

-

+

-

-

-

-

-

+

Давление газа до регулирующего клапана котла

-

+

-

+

-

-

-

-

-

-

Давление газа после регулирующего клапана котла

-

+

+

(увеличение или уменьшение)

-

-

-

-

-

-

-

Указатель положения регулирующей арматуры ГРП

+

-

-

-

+

-

-

-

-

-

Давление газа перед каждой горелкой (после отключающего устройства)

-

-

-

-

-

-

-

-

+

-

Знак “+” в таблице означает, что для этих параметров должно обеспечиваться информация.

ПРИЛОЖЕНИЕ 9

Рекомендуемое

ЧИСЛО КВАРТИР, КОТОРОЕ ЦЕЛЕСООБРАЗНО СНАБЖАТЬ ПАРОВОЙ ФАЗОЙ СУГ ОТ ОДНОЙ РЕЗЕРВУАРНОЙ УСТАНОВКИ

Преобла- дающая этажность застройки 

Оптимальная плотность газопо- требления,
кг/(ч га)

Число квартир в зависимости от типа испарителей газа

огневых

электрических

водяных и паровых

оптимальное

допустимое

оптимальное

допустимое

оптимальное

допустимое

При установке газовых плит

2

1,65

356

240-600

588

410-880

780

550-1250

3

2,15

653

400-1140

857

580-1360

1242

850-2000

4

2,30

773

470-1420

951

620-1610

1412

950-2250

5

2,60

1057

610-1800

1155

730-1980

1794

1250-3080

9

3,45

1988

1050-3820

1710

1060-3060

2911

1790-4600

При установке газовых плит и проточных водонагревателей

2

2,95

635

360-1040

642

390-1070

765

470-1260

3

3,80

956

610-1590

1084

630-2020

1264

780-2140

4

4,20

1072

660-1920

1256

720-2350

1454

930-2560

5

4,60

1322

750-1540

1641

860-3360

1879

1120-3380

ПРИЛОЖЕНИЕ 10

Рекомендуемое

ЧИСЛО КВАРТИР, КОТОРОЕ ЦЕЛЕСООБРАЗНО СНАБЖАТЬ ГАЗОВОЗДУШНОЙ СМЕСЬЮ ОТ ОДНОЙ РЕЗЕРВУАРНОЙ УСТАНОВКИ

Преобла- дающая этажность застройки

Оптимальная плотность газопо- требления, кг/(ч га)

Число квартир в зависимости от типа испарителей газа

огневых

электрических

водяных и паровых

оптимальное

допустимое

оптимальное

допустимое

оптимальное

допустимое

При установке газовых плит

2

2,40

634

350-1150

1159

760-1800

931

650-1450

3

3,20

1288

740-2400

1856

1200-3150

1564

1000-2500

4

3,45

1554

860-2980

2102

1350-3600

1793

1240-3050

5

3,95

2180

1150-4200

2632

1600-4520

2296

1400-3900

9

5,20

4293

2210-6700

4127

2350-6400

3767

2100-6500

При установке газовых плит и проточных водонагревателей

2

4,40

1165

700-2000

1274

800-2300

1270

850-2150

3

5,75

1828

1000-3700

2024

1200-3700

1969

1250-3400

4

6,20

2076

1200-3800

2312

1300-4300

2221

1350-3860

5

7,10

2619

1300-5000

2946

1600-6000

2766

1700-4900

ПРИЛОЖЕНИЕ 11

Рекомендуемое

СТРУКТУРА, ФУНКЦИИ И ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИИ И АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ СИСТЕМ УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ

1. Проектирование ТМ и АСУ ТП систем газоснабжения следует осуществлять в соответствии с требованиями настоящего раздела, ПУЭ и других нормативных документов по проектированию ТМ и АСУ ТП, утвержденных в установленном порядке.

2. Внедрение ТМ и АСУ ТП должно обеспечивать бесперебойную и безопасную подачу и использование газа и улучшение газа и улучшение технико-экономических показателей в системах газоснабжения, а также выработку и реализацию оптимальных (рациональных) управляющих воздействий на систему распределения газа в режимах нормального ее функционирования.

СТРУКТУРА

3. ТМ и АСУ ТП следует создавать путем устройства в газовых хозяйствах пункта управления (ПУ), а на наружных сетях и сооружениях систем распределения газа - контролируемых пунктов (КП).

При необходимости создания многоуровневых АСУ ТП должен предусматриваться центральный пункт управления (ЦПУ), координирующий работу ПУ. Допускается совмещать ЦПУ с одним из ПУ.

4. На сооружениях, не оснащенных полностью средствами автоматики и телемеханики и требующих для обслуживания постоянного дежурного персонала, допускается устройство операторских пунктов (ОП), подчиненных службе ПУ.

5. Выбор мест размещения КП следует осуществлять в соответствии с требованиями техники безопасности с учетом важности контролируемого объекта и его влияния на функционирование системы распределения газа с учетом перспективы ее развития.

6. ТМ, как правило, следует охватывать:

все ГРС (при соответствующем согласовании с эксплуатационными организациями Мингазпрома СССР) или точки газопроводов на выходе из ГРС;

все ГРП, питающие сети высокого и среднего давления или перераспределяющие в них потоки;

ГРП, питающие тупиковые сети низкого давления;

ГРП или замерные пункты потребителей с расчетным расходом газа свыше 1000 м3/ч, имеющие особые режимы газоснабжения или резервное топливное хозяйство;

ГРП, питающие закольцованные сети низкого давления, а также ГРП или замерные пункты потребителей, выбор которых производится в зависимости от особенностей схемы газоснабжения.

В АСУ ТП выбранные КП должны, кроме того, обеспечивать заданное качество моделирования, прогнозирования и управления распределением потоков газа.

ФУНКЦИИ

7. Проектируемые ТМ и АСУ ТП должны выполнять информационные и управляющие функции (задачи) в объеме, приведенном в табл. 1.

8. Информационную емкость КП следует принимать согласно данным табл. 2.

Таблица 1

Вид и тип функции 

Функция

Необходимость выполнения функции

ТМ

АСУ ТП

Информационные функции

 

1. Централизованный контроль за состоянием системы газоснабжения

1. Автоматический с заданным периодом или по вызову измерение и подготовка к выдаче оперативному персоналу значений технологических параметров на всех или группе КП

+

+

 

2. Автоматический с заданным периодом или по вызову отображение и (или) регистрация значений необходимых технологических параметров на всех или группе КП

+

+

 

3. Оперативный с автоматическим обнаружением, отображением, регистрацией и общим оповещением о выходе значений технологических параметров за допустимые пределы, а также о срабатывании средств защиты

+

+

 

4. Автоматический с обнаружением, отображением и регистрацией изменения показателей состояния оборудования на КП

+

+

 

5. Автоматический с отображением и регистрацией отклонений регистрируемых технологических параметров от заданных значений

*

+

 

6. Изменение значений технологических параметров и определение показателей состояния оборудования выбранного КП по вызову с отображением или регистрацией фактических, договорных и заданных значений технологических параметров

+

+

 

7. Оперативный с отображением и регистрацией результатов вычислительных и логических операций, выполняемых комплексом технологических средств

*

+

2. Вычислительные и логические операции информационного характера

1. Косвенные измерения расходов газа с коррекцией на температуру и давление газа

+

+

 

2. Учет количества газа, поданного в систему по каждой магистральной ГРС и в целом по городу за различные периоды

*

+

 

3. Учет количества газа, израсходованного каждым телемеханизированным потребителем за различные периоды

*

+

 

4. Вычисление и анализ обобщенных показателей качества газоснабжения

*

+

 

5. Диагностика режимов газоснабжения потребителей

*

+

 

6. Прогнозирование газопотребления

*

+

 

7. Прогнозирование состояния системы газоснабжения

*

+

 

8. Подготовка информации и отчетов для смежных и вышестоящих систем управления

*

+

 

9. Выполнение процедур обмена информацией со смежными и вышестоящими системами управления

*

+

Управляющие функции

1. Определение рационального режима ведения технологического процесса

1. Выработка рациональных значений давления газа на выходе из источников различных ступеней системы газоснабжения

-

+

 

2. Выработка рационального варианта газоснабжения потребителей, сглаживающих пиковую неравномерность газопотребления

-

+

 

3. Выработка рационального варианта локализации аварийного участка системы газоснабжения

-

+

 

4. Выработка рационального варианта распределения потоков в системе газоснабжения

-

+

 

5. Выдача рекомендаций оперативному персоналу по рациональному ведению технологического процесса

-

+

2. Формирование и передача управляющих воздействий

1. Дистанционная настройка регуляторов на источниках газоснабжения различных ступеней системы газоснабжения

*

+

 

2. Выдача команд-инструкций на сокращение или увеличение потребления газа

*

*

 

3. Выдача команд на принудительное сокращение подачи газа потребителям, превышающим установленные лимиты

*

*

 

4. Дистанционная настройка регуляторов ГРП, перераспределяющих потоки в системе газоснабжения

*

*

 

5. Дистанционное управление отключающими устройствами

*

*

Примечание. Знак “+” - функция нормируется; знак “-” - не нормируется; позиции, отмеченные “*”, принимаются при обосновании необходимости.

Таблица 2

Телемеханические функции

Категории КП

ГРС

ГРП

Отдельные характерные точки

сетевые

объектовые

1. Измерение текущее:

       

давление газа на:

       

входе

-

+

+

+

выходе

+

+

-

-

расход газа

+

*

+

-

температура газа

+

*

+

-

2. Измерение интегральное:

       

количество газа

+

-

+

-

3. Сигнализация:

       

предельных давлений газа на входе

-

+

+

+

предельных давлений газа на выходе

+

+

*

-

предельной засоренности фильтров

-

+

-

-

предельной загазованности воздуха

-

+

-

-

предельной температуры воздуха

-

+

-

-

срабатывания предохранительного клапана

-

+

-

-

положения телеуправляемых объектов (электроуправляемых задвижек, устройств дистанционного управления регуляторов давления газа)

-

+

*

-

4. Управление:

       

отключающими устройствами

-

+

*

*

настройкой регуляторов давления газа

-

*

-

-

устройствами ограничения подачи газа

-

-

*

-

телефонной связью

+

+

+

*

двусторонним телевызовом

+

+

+

*

передачей команд-инструкций

-

-

*

-

Примечание. Знак “+” - функция нормируется; знак “-” - функция не нормируется; знак “*” - функция нормируется при обосновании необходимости.

9. Допускается выполнять вычисление расхода и количества газа с приведением к нормальным условиям на пункте управления.

Дискретность измерений при определении количества газа должна обеспечивать необходимую точность учета.

10. При использовании метода спорадической телепередачи (передача технологической информации по инициативе КП по мере отклонения значений от заданных величин) не реже одного раза в час должен осуществляться общий опрос информации о состоянии КП.

ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА

11. В комплекс технических средств следует включать средства измерений и автоматизации (СИА), выполняющие функции восприятия, преобразования, измерения, обработки, передачи, хранения, отображения и использования информации, а также вспомогательные функции.

12. Используемые СИА должны удовлетворять требованиям Единой системы стандартов приборостроения, а также соответствовать техническим условиям на конкретные СИА и приниматься с учетом требований настоящих норм.

13. Выходные сигналы средств восприятия и преобразования информации должны соответствовать ГОСТ 26.011-80 и ГОСТ 26.013-81.

14. Измерение, обработка, передача, хранение и отображение информации должны, как правило, обеспечиваться СИА класса управляющих вычислительных телемеханических комплексов (УВТК), включающих средства вычислительной техники по ГОСТ 21552—84Е и устройства телемеханики по ГОСТ 26.205-88Е.

15.* УВТК по быстродействию должны соответствовать 2-й группе, по точности — классу 1,5, по достоверности — категории 3 и по надежности — группе 2 по ГОСТ 26.205—88Е либо иметь лучшие характеристики.

16.* По устойчивости к воздействию климатических факторов УВТК на пункте управления должны соответствовать 2-й группе ГОСТ 21552—84Е для средств вычислительной техники и группе В1 по ГОСТ 26.205—88Е для устройств телемеханики, а на контролируемом пункте — группе В3 или В4 по ГОСТ 26.205—88Å.

17. Телепередачу информации следует осуществлять по телемеханической сети произвольной многоточечной структуры с дальностью действия не менее 25 км. Допускается использование иерархической телемеханической сети.

18. При использовании для передачи информации каналов {телефонных или радио) Минсвязи СССР параметры линейных цепей технических средств, сопрягаемых с этими каналами, должны соответствовать нормативным документам Минсвязи СССР, при использовании ведомственных каналов связи параметры линейных цепей устанавливают в технических условиях, утвержденных в установленном порядке на конкретное техническое средство. Допускается прокладка ведомственного кабеля связи внутри газопровода.

19. Использование коммутируемых каналов связи допускается для УВТК с децентрализованной (на КП) обработкой и хранением информации, при этом для приема аварийных сигналов на ПУ должен выделяться отдельный телефонный номер.

20. Средства использования информации должны обеспечивать отключение (включение) подачи газа и настройку регуляторов давления в соответствии с требованиями настоящих норм.

Для управления отключающими устройствами должны применяться дистанционно управляемые задвижки или предохранительные клапаны, а для управления настройкой регуляторов давления газа — переключаемые или плавно перенастраиваемые регуляторы управления, при этом на ГРП низкого давления перенастройка должна осуществляться с установкой не менее трех уровней выходного давления.

21. Допускается использование технических средств, обеспечивающих оперативное управление инженерными сетями другого назначения, а также вычислительных центров и сетей передачи данных коллективного пользования, если при этом обеспечиваются требуемые надежность и быстродействие выполнения функций ТМ и АСУ ТП.

ПОМЕЩЕНИЯ

22. Пункт управления следует размещать в помещениях, обеспечивающих оптимальные условия эксплуатации аппаратуры и комфортные условия работы диспетчерского персонала.

При проектировании строительной части ПУ следует руководствоваться указаниями СНиП 2.04.09-84, СН 512-78.

23. При проектировании ПУ следует предусматривать устройство:

резервного ввода электроснабжения от отдельной трансформаторной подстанции с автоматическим включением резерва или резервного источника постоянного тока (аккумуляторной установки с автоматическим подзарядом) с автоматическим подключением к резерву; отопления и приточно-вытяжной вентиляции; защиты диспетчерского и аппаратного зала от проникания пыли;

акустического благоустройства диспетчерского зала;

подпольных каналов сечением не менее 10х30 см или фальшполов, обеспечивающих прокладку кабельных коммуникаций.

24. ПУ рекомендуется оборудовать диспетчерскими телефонными станциями, внутренней сигнализацией, переговорными устройствами и аппаратурой для звукозаписи телефонных сообщений.

25. Контролируемые пункты (КП), оборудуемые на ГРС, ГРП и замерных пунктах систем газоснабжения, должны иметь аппаратные помещения площадью не менее 4 м2.

Для размещения технических средств АСУ ТП допускается использовать наружные аппаратные киоски, а также приспособленные помещения производственных зданий.

Аппаратные помещения должны отвечать требованиям, предъявляемым к помещениям КИП в ГРП.


ОТДЕЛ 1.4  ФГУ ВНИИПО МЧС РОССИИ
мкр. ВНИИПО, д. 12, г. Балашиха, Московская обл., 143903
Тел. (495) 524-82-21, 521-83-70     тел./факс (495) 529-75-19
E-mail: nsis@pojtest.ru

Материалы сборника могут быть использованы только с разрешения ФГУ ВНИИПО МЧС РОССИИ
© ФГУ ВНИИПО МЧС РОССИИ, 2009  Все права защищены

Комментарии (0)

    Введите сумму 8 + 5