Последнее обновление: 25.04.2024
Законодательная база Российской Федерации
8 (800) 350-23-61
Бесплатная горячая линия юридической помощи
- Главная
- "ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ И СТРОИТЕЛЬСТВУ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ ИЗ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ И ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ТРУБ. СП 42-101-2003" (утв. Протоколом от 08.07.2003 N 32) (Приложения А - К)
3. Основные положения
3.1 Разработку проектов газораспределительных систем следует вести на основании технических условий на присоединение объекта газового хозяйства к источникам газораспределения, выдаваемых владельцем газовых сетей, и наличия согласования с организацией - разработчиком схемы газоснабжения объекта.
3.2 Порядок разработки, согласования, утверждения и состав проектной документации следует предусматривать в соответствии со СНиП 11-01.
3.3 Газораспределительные системы подразделяются по:
- виду газа (природный, СУГ);
- числу ступеней регулирования давления газа (одно- и многоступенчатые);
- принципу построения (кольцевые, тупиковые, смешанные).
3.4 Выбор системы распределения газа рекомендуется производить в зависимости от объема, структуры и плотности газопотребления поселений, размещения жилых и производственных зон, а также источников газоснабжения (местоположение и мощность существующих и проектируемых магистральных газопроводов, газораспределительных станций (ГРС), газонаполнительных станций (ГНС) и т.д.).
Выбор той или иной газораспределительной системы в проекте должен быть технико-экономически обоснован.
3.5 При использовании одно- или многоступенчатой системы распределения газ потребителям подается соответственно по распределительным газопроводам одной или нескольких категорий давления.
Для крупных и средних поселений, как правило, предусматривают многоступенчатые газораспределительные системы.
Для малых городов или отдельных жилых микрорайонов, а также для сельских поселений в качестве наиболее рациональной газораспределительной системы рекомендуется система распределения среднего давления с ШРП у потребителя или группы потребителей.
Одноступенчатые газораспределительные системы низкого давления из-за значительных материаловложений являются целесообразными лишь в малых поселениях с компактной застройкой, расположенных вблизи источника газоснабжения.
В зависимости от величины давления газа в распределительных газопроводах и климатических условий рекомендуется применение ГРП, ГРПБ, как правило, с местными приборами отопления.
3.6 Между газопроводами различных категорий давления, входящих в систему газораспределения, как правило, следует предусматривать газорегуляторные пункты (установки).
3.7 Принцип построения газораспределительных систем выбирается в зависимости от характера планировки и плотности застройки поселения. Предпочтительными являются смешанные или кольцевые газораспределительные системы, обеспечивающие наиболее равномерный режим давления во всех точках отбора газа из распределительных газопроводов, а также повышающие надежность систем газоснабжения.
3.8 При газоснабжении СУГ рекомендуются газораспределительные системы на базе резервуарных установок или станций регазификации.
Газораспределительные системы с использованием групповых или индивидуальных баллонных установок СУГ рекомендуется применять только при технической невозможности или экономической нецелесообразности использования резервуарных установок.
НОРМЫ ПОТРЕБЛЕНИЯ ГАЗА3.9 При решении вопросов газоснабжения поселений использование газа предусматривается на:
- индивидуально-бытовые нужды населения: приготовление пищи и горячей воды, а для сельских поселений также для приготовления кормов и подогрева воды для животных в домашних условиях;.
- отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение жилых и общественных зданий;
- отопление и нужды производственных и коммунально-бытовых потребителей.
3.10 Годовые расходы газа для каждой категории потребителей следует определять на конец расчетного периода с учетом перспективы развития объектов - потребителей газа.
Продолжительность расчетного периода устанавливается на основании плана перспективного развития объектов - потребителей газа.
3.11 Годовые расходы газа для населения (без учета отопления), предприятий бытового обслуживания населения, общественного питания, предприятий по производству хлеба и кондитерских изделий, а также для учреждений здравоохранения рекомендуется определять по нормам расхода теплоты, приведенным в ГОСТ Р 51617 (приложение А).
Нормы расхода газа для потребителей, не перечисленные в приложении А, следует принимать по нормам расхода других видов топлива или по данным фактического расхода используемого топлива с учетом КПД при переводе на газовое топливо.
3.12 При составлении проектов генеральных планов городов и других поселений допускается принимать укрупненные показатели потребления газа, м3/год на 1 чел., при теплоте сгорания газа 34 МДж/м3 (8000 ккал/м3):
- при наличии централизованного горячего водоснабжения - 120;
- при горячем водоснабжении от газовых водонагревателей - 300;
- при отсутствии всяких видов горячего водоснабжения - 180 (220 в сельской местности).
3.13 Годовые расходы газа на нужды предприятий торговли, бытового обслуживания непроизводственного характера и т.п. можно принимать в размере до 5 % суммарного расхода теплоты на жилые дома.
3.14 Годовые расходы газа на нужды промышленных и сельскохозяйственных предприятий следует определять по данным топливопотребления (с учетом изменения КПД при переходе на газовое топливо) этих предприятий с перспективой их развития или на основе технологических норм расхода топлива (теплоты).
3.15 Годовые и расчетные часовые расходы теплоты на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения определяют в соответствии с указаниями СНиП 2.04.01, СНиП 2.04.05 и СНиП 2.04.07.
3.16 Годовые расходы теплоты на приготовление кормов и подогрев воды для животных рекомендуется принимать по таблице 1.
3.17 Система газоснабжения городов и других населенных пунктов должна рассчитываться на максимальный часовой расход газа.
3.18 Максимальный расчетный часовой расход газа 
, м3/ч, при 0 °С и давлении газа 0,1 МПа (760 мм рт. ст.) на хозяйственно-бытовые и производственные нужды следует определять как долю годового расхода по формуле
= 
Qy, (1)
где - коэффициент часового максимума (коэффициент перехода от годового расхода к максимальному часовому расходу газа);
Qy - годовой расход газа, м3/год.
Коэффициент часового максимума расхода газа следует принимать дифференцированно по каждой обособленной зоне газоснабжения, снабжаемой от одного источника.
Значения коэффициента часового максимума расхода газа на хозяйственно-бытовые нужды в зависимости от численности населения, снабжаемого газом, приведены в таблице 2; для бань, прачечных, предприятий общественного питания и предприятий по производству хлеба и кондитерских изделий - в таблице 3.
Таблица 2
| Предприятия | Коэффициент часового максимума расходов газа |
| Бани | 1/2700 |
| Прачечные | 1/2900 |
| Общественного питания | 1/2000 |
| По производству хлеба, кондитерских изделий | 1/6000 |
Примечание. Для бань и прачечных значения коэффициента часового максимума расхода газа приведены с учетом расхода газа на нужды отопления и вентиляции.
3.19 Расчетный часовой расход газа для предприятий различных отраслей промышленности и предприятий бытового обслуживания производственного характера (за исключением предприятий, приведенных в таблице 4) следует определять по данным топливопотребления (с учетом изменения КПД при переходе на газовое топливо) или по формуле (1) исходя из годового расхода газа с учетом коэффициентов часового максимума по отрасли промышленности, приведенных в таблице 4.
Таблица 4
3.20 Для отдельных жилых домов и общественных зданий расчетный часовой расход газа , м3/ч, следует определять по сумме номинальных расходов газа газовыми приборами с учетом коэффициента одновременности их действия по формуле
, (2)
где 
- сумма произведений величин Ksim, q_nom и ni от i до m;
Ksim - коэффициент одновременности, принимаемый для жилых домов по таблице 5;
q_nom - номинальный расход газа прибором или группой приборов, м3/ч, принимаемый по паспортным данным или техническим характеристикам приборов;
ni - число однотипных приборов или групп приборов;
m - число типов приборов или групп приборов.
Таблица 5
Примечания: 1. Для квартир, в которых устанавливается несколько однотипных газовых приборов, коэффициент одновременности следует принимать как 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.
РАСЧЕТ ДИАМЕТРА ГАЗОПРОВОДА И ДОПУСТИМЫХ ПОТЕРЬ ДАВЛЕНИЯ3.21 Пропускная способность газопроводов может приниматься из условий создания при максимально допустимых потерях давления газа наиболее экономичной и надежной в эксплуатации системы, обеспечивающей устойчивость работы ГРП и газорегуляторных установок (ГРУ), а также работы горелок потребителей в допустимых диапазонах давления газа.
3.22 Расчетные внутренние диаметры газопроводов определяются исходя из условия обеспечения бесперебойного газоснабжения всех потребителей в часы максимального потребления газа.
3.23 Расчет диаметра газопровода следует выполнять, как правило, на компьютере с оптимальным распределением расчетной потери давления между участками сети.
При невозможности или нецелесообразности выполнения расчета на компьютере (отсутствие соответствующей программы, отдельные участки газопроводов и т.п.) гидравлический расчет допускается производить по приведенным ниже формулам или по номограммам (приложение Б), составленным по этим формулам.
3.24 Расчетные потери давления в газопроводах высокого и среднего давления принимаются в пределах категории давления, принятой для газопровода.
3.25 Расчетные суммарные потери давления газа в газопроводах низкого давления (от источника газоснабжения до наиболее удаленного прибора) принимаются не более 180 даПа, в том числе в распределительных газопроводах 200 даПа, в газопроводах-вводах и внутренних газопроводах - 60 даПа.
3.26 Значения расчетной потери давления газа при проектировании газопроводов всех давлений для промышленных, сельскохозяйственных и бытовых предприятий и организаций коммунально-бытового обслуживания принимаются в зависимости от давления газа в месте подключения с учетом технических характеристик принимаемого к установке газового оборудования, устройств автоматики безопасности и автоматики регулирования технологического режима тепловых агрегатов.
3.27 Падение давления на участке газовой сети можно определять:
- для сетей среднего и высокого давлений по формуле
, (3)
где Рн - абсолютное давление в начале газопровода, МПа;
Рк - абсолютное давление в конце газопровода, МПа;
Ро = 0,101325 МПа;
ламбда - коэффициент гидравлического трения;
I - расчетная длина газопровода постоянного диаметра, м;
d - внутренний диаметр газопровода, см;
ро - плотность газа при нормальных условиях, кг/м3;
Qо - расход газа, м3/ч, при нормальных условиях;
- для сетей низкого давления по формуле
, (4)
где Рн - давление в начале газопровода, Па;
Рк - давление в конце газопровода, Па;
ламбда, I, d, ро, Qо - обозначения те же, что и в формуле (3).
3.28 Коэффициент гидравлического трения l определяется в зависимости от режима движения газа по газопроводу, характеризуемого числом Рейнольдса,
, (5)
где v - коэффициент кинематической вязкости газа, м2/с, при нормальных условиях;
Qо, d - обозначения те же, что и в формуле (3), и гидравлической гладкости внутренней стенки газопровода, определяемой по условию (6),
n - эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности стенки трубы, принимаемая равной для новых стальных - 0,01 см, для бывших в эксплуатации стальных - 0,1 см, для полиэтиленовых независимо от времени эксплуатации - 0,0007 см;
d - обозначение то же, что и в формуле (3).
В зависимости от значения Re коэффициент гидравлического трения l определяется:
- для ламинарного режима движения газа Re =< 2000
- для критического режима движения газа Re = 2000 - 4000
ламбда = 0,0025Re(0,333) ; (8)
- при Re > 4000 - в зависимости от выполнения условия (6);
- для гидравлически гладкой стенки (неравенство (6) справедливо):
- при 4000 < Re < 100 000 по формуле
- для шероховатых стенок (неравенство (6) несправедливо) при Re > 4000
где n - обозначение то же, что и в формуле (6);
d - обозначение то же, что и в формуле (3).
3.29 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.
3.30 Падение давления в местных сопротивлениях (колена, тройники, запорная арматура и др.) допускается учитывать путем увеличения фактической длины газопровода на 5-10 %.
3.31 Для наружных надземных и внутренних газопроводов расчетную длину газопроводов определяют по формуле (12)
, (12)
где l1 - действительная длина газопровода, м;
- сумма коэффициентов местных сопротивлений участка газопровода;
d - обозначение то же, что и в формуле (3);
ламбда - коэффициент гидравлического трения, определяемый в зависимости от режима течения и гидравлической гладкости стенок газопровода по формулам (7) - (11).
3.32 В тех случаях когда газоснабжение СУГ является временным (с последующим переводом на снабжение природным газом), газопроводы проектируются из условий возможности их использования в будущем на природном газе.
При этом количество газа определяется как эквивалентное (по теплоте сгорания) расчетному расходу СУГ.
3.33 Падение давления в трубопроводах жидкой фазы СУГ определяется по формуле (13)
где ламбда - коэффициент гидравлического трения;
V - средняя скорость движения сжиженных газов, м/с.
С учетом противокавитационного запаса средние скорости движения жидкой фазы принимаются: во всасывающих трубопроводах - не более 1,2 м/с; в напорных трубопроводах - не более 3 м/с.
Коэффициент гидравлического трения ламбда определяется по формуле (11).
3.34 Расчет диаметра газопровода паровой фазы СУГ выполняется в соответствии с указаниями по расчету газопроводов природного газа соответствующего давления.
3.35 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 » »
- на внутриквартирной разводке:
при длине разводки 1-2 м - 450 линейных потерь
»» » 3-4 - 300 » »
»» » 5-7 - 120 » »
»» » 8-12 - 50 » »
3.36 При расчете газопроводов низкого давления учитывается гидростатический напор Hg, даПа, определяемый по формуле (14)
Hg = +- lgh (р_а - р_0) , (14)
где g - ускорение свободного падения, 9,81 м/с2;
h - разность абсолютных отметок начальных и конечных участков газопровода, м;
р_а - плотность воздуха, кг/м3, при температуре 0 °С и давлении 0,10132 МПа;
р_0 - обозначение то же, что в формуле (3).
3.37 Расчет кольцевых сетей газопроводов следует выполнять с увязкой давлений газа в узловых точках расчетных колец. Неувязка потерь давления в кольце допускается до 10 %.
3.38 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.
3.39 При выполнении гидравлического расчета газопроводов, проведенного по формулам (5) - (14), а также по различным методикам и программам для электронно-вычислительных машин, составленным на основе этих формул, расчетный внутренний диаметр газопровода следует предварительно определять по формуле (15)
, (15)
где d_p - расчетный диаметр, см;
А, В, m, m1 - коэффициенты, определяемые по таблицам 6 и 7 в зависимости от категории сети (по давлению) и материала газопровода;
Q_0 - расчетный расход газа, м3/ч, при нормальных условиях;
Р_уд - удельные потери давления (Па/м - для сетей низкого давления, МПа/м - для сетей среднего и высокого давления), определяемые по формуле (16)
Р_доп - допустимые потери давления (Па - для сетей низкого давления, МПа/м - для сетей среднего и высокого давления);
L - расстояние до самой удаленной точки, м.
Таблица 6
| Категория сети | А |
| Сети низкого давления | 10(6) / (162 п2) = 626 |
| Сети среднего и высокого давления | P_0 / (Р_m162п2) P_0 = 0,101325 МПа, P_m - усредненное давление газа (абсолютное) в сети, МПа. |
| Материал | В | m | m1 | |||||
| Сталь | 0,022 | 2 | 5 | |||||
| Полиэтилен | 0,25 | 1,75 | 4,75 | |||||
| 0,3164 (9пv) = 0,0446 | ||||||||
| v - кинематическая вязкость газа при нормальных условиях, м2/с. | ||||||||
3.40 Внутренний диаметр газопровода принимается из стандартного ряда внутренних диаметров трубопроводов: ближайший больший - для стальных газопроводов и ближайший меньший - для полиэтиленовых.
АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ПРОЦЕССОМ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ГАЗА3.41 Автоматизированные системы управления технологическими процессами распределения газа (АСУ ТП РГ) имеют централизованную структуру, основными элементами которой являются контролируемые пункты (КП) на наружных сетях и сооружениях системы распределения газа (нижний уровень АСУ ТП РГ) и центральный диспетчерский пункт (ЦДП) (верхний уровень АСУ ТП РГ).
Верхний уровень АСУ ТП РГ реализуется в ЦДП в виде одного или нескольких автоматизированных рабочих мест (АРМ), связанных между собой локальной вычислительной сетью (ЛВС).
При необходимости создания многоуровневых АСУ ТП РГ предусматриваются промежуточные пункты управления (ППУ), координирующие работу КП. Работа ППУ координируется ЦДП. Допускается совмещение ППУ с одним из КП.
3.42 АСУ ТП РГ охватывают следующие газорегулирующие сооружения (ГС):
ГРС - связывающие магистральные газопроводы с городской (региональной) системой газораспределения (при соответствующем согласовании с организацией, эксплуатирующей данные магистральные газопроводы);
ГРП - обеспечивающие редуцирование давления газа в сетях высокого и среднего давления;
ГРП - питающие тупиковые сети низкого давления с часовым потреблением газа свыше 1000 м3/ч (при нормальных условиях);
ГРП потребителей с расчетным расходом газа свыше 1000 м3/ч (при нормальных условиях) - имеющие особые режимы газоснабжения или резервное топливное хозяйство;
ГРП - питающие кольцевые сети низкого давления;
ГРП - расположенные в удаленных населенных пунктах.
Количество потребителей, охваченных АСУ ТП РГ, должно, как правило, обеспечивать контроль потребления не менее 80 % объема газа, потребляемого городом (регионом) с учетом сезонных колебаний потребления.
3.43 АСУ ТП РГ содержат информационные функциональные подсистемы, реализующие комплексы задач (КЗ) в соответствии с таблицей 8.
3.44 Система газораспределения, содержащая более 50 газовых объектов и обслуживающая город (регион) с населением свыше 500 тыс. человек, может быть оснащена АСУ ТП РГ, включающими в себя помимо функциональных подсистем информационного характера, указанных в таблице 8, функциональные подсистемы, реализующие комплексы задач (задачи) в соответствии с таблицей 9.
Таблица 8
3.45 Для реализации функциональных подсистем АСУ ТП РГ, приведенных в таблицах 8 и 9, комплекс средств автоматизации (КСА) нижнего уровня АСУ ТП РГ должен, как правило, обеспечивать выполнение следующих функций:
а) измерение с периодичностью не более 5 с физических значений следующих параметров функционирования ГС:
- давление газа на каждом входе ГС (измеряется, если замерный узел расхода газа установлен после узла редуцирования давления газа);
- давление газа перед каждым замерным узлом расхода газа;
- перепад давления газа на каждом сужающем устройстве замерного узла расхода газа или объем газа по каждому замерному узлу расхода газа (при применении счетчиков расхода газа);
- температура газа по каждому замерному узлу;
- давление газа на каждом выходе ГС;
- положение регулирующего устройства;
б) сравнение измеренных значений параметров функционирования ГС с заданными минимальными и максимальными их значениями, фиксация и запоминание значений отклонений;
в) контроль с периодичностью не более 5 с следующих параметров состояния технологического оборудования ГС:
- положение запорного устройства;
- засоренность фильтра (норма/выше нормы/авария);
- состояние предохранительно-запорного клапана ("закрыт/открыт");
- загазованность помещения (норма/выше нормы);
- температура воздуха в помещении (норма/выше нормы/ниже нормы, пределы), устанавливается в соответствии с паспортными данными на приборы и оборудование;
- состояние дверей в технологическом и приборном помещении (открыты/закрыты);
- признак санкционированного доступа в помещение (свой/чужой);
г) контроль отклонений параметров состояния технологического оборудования от установленных значений в соответствии с паспортными данными на технологическое оборудование, фиксация и запоминание отклонений;
д) расчет расхода и количества газа через каждый замерный узел ГС, основанный на методе переменного перепада давления, в соответствии с ГОСТ 8.563.1, ГОСТ 8.563.2 при применении счетчиков;
е) расчет объемов газа по каждому замерному узлу за следующие периоды:
- 5 с (значение мгновенного расхода газа);
- 1ч;
- 1 сут;
- 1 мес;
ж) ввод и хранение следующих нормативно-справочных данных:
- текущее время;
- код (номер) замерного узла, название и код автоматизированного ГС;
- плотность газа в нормальных условиях;
- диаметр измерительного трубопровода;
- диаметр отверстия диафрагмы;
- тип устройства отбора давления;
- тип счетчика расхода газа;
- барометрическое давление;
- диапазоны измерения датчиков давления;
- диапазоны измерения датчиков температуры;
- диапазоны измерения перепада давления дифманометром (при применении сужающих устройств) или диапазон измерения расхода газа счетчиками;
- величины наименьшего перепада давления, при которых погрешность измерения расхода газа превосходит допустимую по ГОСТ 8.143 (при применении сужающих устройств);
- величины максимальных перепадов давления, при которых должны происходить переключения дифманометров (при применении сужающих устройств);
з) автоматическое фиксирование во времени и запоминание технологических параметров функционирования ГС при следующих нештатных ситуациях:
- изменение введенных в функциональный блок данных, влияющих на результаты вычисления расхода газа;
- поочередное переключение датчиков перепада давления, давления и температуры на режим калибровки;
- переключение датчиков перепада давления, давления и температуры в рабочий режим;
- отклонение значений перепада давления за пределы рабочего диапазона дифманометров (при применении сужающего устройства);
- отклонение давления газа за пределы значений, установленных договором с потребителем газа;
- отказ датчиков контроля состояния технологического оборудования;
- отказ датчиков перепада давления, датчиков давления и температуры газа, счетчиков расхода газа;
- замена текущих показаний датчиков перепада давления, давления и температуры константами;
- отклонение напряжения электропитания за допускаемые значения;
- отсутствие сетевого электропитания;
и) комплекс средств автоматизации ГС должен запоминать и передавать в ЦДП по каждому замерному узлу ГС информацию, необходимую для составления на верхнем уровне системы следующих видов отчетов: месячный, суточный, часовой, оперативный (по вызову). Каждый вид отчета должен содержать:
- название (код) КП;
- код (номер) замерного узла КП;
- дату и время составления отчета;
- значение всех введенных оператором констант и время их введения.
В месячном отчете представляются значения параметров потока газа за каждые сутки за последний контрактный месяц. Отчет должен, как правило, содержать следующие данные:
- дату (число, месяц, год);
- объем газа при нормальных условиях за каждые сутки, м3;
- суммарный объем газа при нормальных условиях за отчетный период, м3;
- средний суточный расход, м3/ч;
- среднесуточное значение перепада давления, МПа (для диафрагм);
- среднесуточное значение давления на входе замерного узла, МПа;
- среднесуточное значение атмосферного давления;
- среднесуточное значение температуры газа;
- изменение данных, которые могут повлиять на результаты расчета, и время их введения;
- нештатные ситуации и время их возникновения.
В суточном отчете должны быть представлены параметры потока газа за каждый час прошедших суток. Отчет содержит следующие данные:
- дату (число, месяц, год);
- время (часы, минуты);
- объем газа при нормальных условиях за каждый час, м3;
- суммарный объем газа при нормальных условиях за суточный период, м3;
- среднее часовое значение перепада давления (для сужающих устройств), среднее часовое значение давления на входе замерного узла, среднее часовое значение температуры газа;
- изменение данных, которые могут повлиять на результаты расчета, и время их введения;
- нештатные ситуации и время их возникновения.
Часовой отчет содержит:
- время (начало часа);
- средний расход газа за час, м3/ч;
- средний перепад давления за час (для сужающих устройств);
- среднее давление на входе замерного узла за час;
- среднюю температуру газа за час;
- записи о вмешательстве оператора и нештатных ситуациях.
Оперативный отчет содержит полученные в результате последнего расчета, предшествующего сигналу запроса (опроса), следующие данные:
- текущее время (время опроса);
- давление газа на каждом ЗУ, МПа;
- температура газа на каждом ЗУ;
- мгновенный расход газа на каждом ЗУ, м3/ч;
- интегральный расход газа на каждом ЗУ, м3/ч;
- изменение данных, которые могут повлиять на результаты расчета, и время их введения;
- нештатные ситуации и время их возникновения;
- давление газа на каждом входе ГС, МПа;
- давление газа на каждом выходе ГС (для сетевых ГРС, ГРП), МПа;
- данные о состоянии технологического оборудования;
- перепады давления на фильтрах.
3.46 Информация о расходе газа объектами газопотребления, контролируемыми АСУ ТП РГ, и информация об объеме газа, поступающем в систему газораспределения города (региона) через сетевую (сетевые) ГРС из магистральных газопроводов, должна быть пригодна для взаимных расчетов за поставленный газ по действующим нормативным документам.
Допускается не устанавливать регистрирующие приборы давления и расхода газа в ГС, охваченных АСУ ТП РГ.
3.47 Регулирование параметров технологического процесса газораспределения в АСУ ТП РГ производится по командным сигналам с ЦДП путем воздействия на управляющие и исполнительные устройства, установленные на газовых объектах газораспределительной системы.
Для управления отключающими устройствами применяются дистанционно управляемые задвижки или предохранительные клапаны, а для управления настройкой регуляторов давления газа - переключаемые или плавно настраиваемые регуляторы управления, при этом на ГРП низкого давления настройка должна осуществляться с установкой не менее трех уровней выходного давления.
3.48 Проектирование АСУ ТП РГ осуществляется в соответствии с ПУЭ, ГОСТ 34.003, ГОСТ 34.201, ГОСТ 34.601, ГОСТ 34.602, РД 50-34.698, РД 50-680, РД 50-682 и положениями настоящего раздела.
3.49 Проектирование и строительство АСУ ТП РГ рекомендуется производить по очередям.
Первая очередь внедрения АСУ ТП РГ должна предусматривать функционирование системы в информационном режиме централизованного контроля при ограниченном числе контролируемых объектов.
3.50 Параметры выходных электрических сигналов датчиков должны соответствовать параметрам входных электрических сигналов средств вычислительной техники по ГОСТ 21552.
3.51 КСА, устанавливаемые на ГС, должны иметь степень защиты от воздействия окружающей среды 1Р54 по ГОСТ 14254.
3.52 СА, устанавливаемые на ГС, должны быть рассчитаны на эксплуатацию во взрывоопасных зонах помещений классов В-la, В-1г (ПУЭ), где возможно образование взрывоопасных смесей категорий 11А, 11В групп 1-ТЗ согласно ГОСТ 12.1.011.
3.53 По устойчивости к воздействию климатических факторов КСА, устанавливаемые на ЦДП, должны соответствовать второй группе, а КСА, устанавливаемые на ГС, третьей группе по ГОСТ 21552 для средств вычислительной техники.
3.54 ЦДП следует размещать в помещениях, обеспечивающих оптимальные условия эксплуатации аппаратуры и комфортные условия работы диспетчерского персонала.
3.55 КП, оборудуемые на ГРС, ГРП (ГРУ) и замерных пунктах систем газораспределения, должны иметь:
а) контур заземления;
б) отопительную систему, поддерживающую температуру в помещениях не ниже 5 °С;
в) телефонный ввод или каналообразующую аппаратуру радиоканала.
Для размещения аппаратуры АСУ ТП РГ на КП допускается устройство отдельного (аппаратного) помещения, которое, кроме указанных выше требований к обустройству КП, должно:
1) примыкать к технологическому помещению КП;
2) иметь отдельный вход;
3) иметь площадь не менее 4 м2.
- Главная
- "ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ И СТРОИТЕЛЬСТВУ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ ИЗ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ И ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ТРУБ. СП 42-101-2003" (утв. Протоколом от 08.07.2003 N 32) (Приложения А - К)