СП 42-101-2003 Общие положения по проектированию и строи­тельству газораспределительных систем ч. 1

РАСЧЕТ ДИАМЕТРА ГАЗОПРОВОДА И ДОПУСТИМЫХ ПОТЕРЬ ДАВЛЕНИЯ

3.21 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 120 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

СП 42-101-2003 Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб

СП 42-101-2003 Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб

(3)

где Рн - абсолютное давление в начале га­зопровода, МПа;

Рк - абсолютное давление в конце газо­провода, МПа; Р0 = 0,101325 МПа;

l - коэффициент гидравлического тре­ния;

l- расчетная длина газопровода посто­янного диаметра, м;

d - внутренний диаметр газопровода, см;

Р0 - плотность газа при нормальных ус­ловиях, кг/м3;

Q0 - расход газа, м3/ч, при нормальных условиях; - для сетей низкого давления по формуле

СП 42-101-2003 Общие положения по 
проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб

где Рн - давление в начале газопровода, Па; Рк - давление в конце газопровода, Па; l, l, d, Р0_ Q0 - 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,

СП 42-101-2003 Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб

(5)

где

v - коэффициент кинематической вяз­кости газа, м2/с, при нормальных условиях;

Q0, d - обозначения те же, что и в форму­ле (3), и гидравлической гладкости внутренней стенки газопровода, определяемой по условию (6),

СП 42-101-2003 Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб

(6)

где Re - число Рейнольдса;

п - 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

l= 64/Re

- для критического режима движения газа Re = 2000-4000

l = 0,0025 Re0-333;

(8)

- при Re > 4000 - в зависимости от выпол­нения условия (6);

- для гидравлически гладкой стенки (нера­венство (6) справедливо):

- при 4000 < Re < 100 000 по формуле

СП 42-101-2003 Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб

- при Re > 100 000

СП 42-101-2003 Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб

(9)

(10)

- для шероховатых стенок (неравенство (6) несправедливо) при Re > 4000

СП 42-101-2003 Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб (Н)

где п - 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 определяю по формуле (12)

СП 42-101-2003 Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб (12) где /, - действительная длина газопровода, м;

2^ - сумма коэффициентов местных со­противлений участка газопровода;

d - обозначение то же, что и в форму­ле (3);

А - коэффициент гидравлического тре­ния, определяемый в зависимости от режима течения и гидравлической гладкости стенок газопровода по формулам (7)-(И).

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)

СП 42-101-2003 Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб

(13)

где Л - 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 А 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 Я, даПа, определяемый по формуле (14)

СП 42-101-2003 Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб

(И)

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

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

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

Р0 - 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)

СП 42-101-2003 Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб

(15)

где dp - расчетный диаметр, см; А, В, - коэффициенты, определяемые по т, т] таблицам 6 и 7 в зависимости от ка­тегории сети (по давлению) и мате­риала газопровода; Q0 - расчетный расход газа, м3/ч, при

нормальных условиях;

ΔРуд - удельные потери давления (Па/м - для сетей низкого давления, МПа/м - для сетей среднего и высокого давле­ния), определяемые по формуле (16)

СП 42-101-2003 Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб

(16)

ΔР 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

106/(162я2)=626

Сети среднего и высокого давления

106/ (162π2),

Р0=0,101325МПа,

Рт - усредненное давле­ние газа (абсолют­ное) в сети, МПа.

Таблица 7

Материал

В

т

т'

Сталь

0,022

2

5

Полиэтилен

0,31 64 (9πv)°'25= 0,0446,

1,75

4,75

 

v - кинематическая вяз-

   
 

кость 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.

 

 

Мудрые фразы:

     Если же в селах иль в городах кто хорош по-соседски, тот у христиан, у властей и в приказе, справедливых решений в нужное время добьется не силой, не грабежом, не пыткой. Если же не уродилось что и расплатиться нечем, так он не торопит. А не то так и у соседа или иного христианина не хватило зерна - на семена ли, на пищу, да лошади или коровы нет, или налога в казну уплатить нечем, - так нужно помочь ему и ссудить, а мало у самого, так у людей подзанять, но другому по просьбе дать. И помогать им от всей души, от всяких обидчиков оберегая по правде их. Самому господину, и слугам его ни дома, ни на селе, ни на службе, ни в жалованье - ни в каких делах и отнюдь не обделять никого ни в чем: ни пашней, ни землей, ни домашним каким припасом, ни скотиной неправедного стяжания избегая.

«Домострой» — памятник русской литературы, литературное произведение в жанре «поучения», сборник правил, советов и наставлений.

{mospagebreak title="АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ПРОЦЕССОМ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ГАЗА& quot;}

АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ПРОЦЕССОМ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ГАЗА

3.41 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 (ЦДЛ) (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

Таблица 8

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.

Наименование функциональной подсистемы АСУ ТП РГ

Комплекс задач, задачи

Периодичность решения

1. Оперативный кон­троль технологичес­кого процесса рас­пределения газа

1. Измерение, контроль и обработка техно­логических параметров по инициативе КП. 2. Периодическое измерение и контроль тех­нологических параметров КП. 3. Измерение и контроль технологических параметров КП (выборочно) по инициа­тиве диспетчерского персонала

При возникновении аварийной или пред-аварийной ситуации. Устанавливается диспетчерским персона­лом, но не реже одного раза в 2 ч. По инициативе диспетчерского персонала в любой момент времени

2. Оперативный кон­троль состояния тех­нологического обо­рудования

1. Передача в ЦДЛ информации об аварий­ных и нештатных ситуациях. 2. Периодический контроль состояния тех­нологического оборудования КП. 3. Контроль и обработка показателей состо­яния технологического оборудования по инициативе диспетчерского персонала

При возникновении за время не более 30 с. Один раз в час. По инициативе диспетчерского персонала

Таблица 9

Наименование функциональной подсистемы АСУ ТП РГ

Комплекс задач, задачи

Периодичность решения

1. Оперативный учет поступления и реа­лизации газа

1.Оперативный учет поступления газа в го­род (регион).

2. Оперативный учет расхода газа потре-би­телями.

3. Оперативный контроль за соответст-вием плану поставок газа поставщиком.

4. Оперативный контроль за соответстви-ем плану расходов газа потребителями. 5. Оперативный баланс поступления газа в город (регион) и расхода газа потреби-те­лями

Не реже, чем один раз в сутки.

То же

»

»

Не реже, чем один раз в месяц, a в услови­ях дефицита подачи газа - не реже, чем один раз в сутки

2. Прогнозирование технологического процесса газораспре­деления

1. Прогнозирование потребности подачи газа в город (регион).

2. Прогнозирование расхода газа крупными предприятиями (ТЭЦ, крупные котельные и промпредприятия). 3. Прогнозирование суточного баланса по­ступления газа в город (регион) и расхода газа потребителями

Не реже, чем один раз в месяц, а в услови­ях дефицита подачи газа - не реже, чем один раз в сутки.

То же

Один раз в сутки в условиях дефицита по­дачи газа

3. Анализ технологи­ческого процесса рас­пределения газа в се­тях низкого, среднего и высокого давлений

Анализ функционирования газовых сетей на основе гидравлической модели процес­са распределения газа и электронной схе­мы газовых сетей, привязанной к карте (схе­ме) города (региона)

При изменении конфигурации газовой сети, подключении или отключении потре­бителей газа, локализации аварийных си­туаций и в других случаях при необходимо­сти

10

Окончание таблицы 9

Наименование функциональной подсистемы АСУ ТП РГ

Комплекс задач, задачи

Периодичность решения

4. Формирование и передача управляю­щих воздействий

1. Выдача команд-инструкций на сокраще­ние или увеличение потребления газа. 2. Выдача команд на принудительное сокра­щение подачи газа потребителям, превы­шающим договорные объемы поставки газа. 3. Телерегулирование давления газа на вы­ходах ГС, кроме ГРП потребителей. 4. Телеуправление отключающими устрой­ствами

При необходимости. То же

» »

5. Автоматизирован­ный контроль функ­ционирования комп­лекса технических средств АСУ ТП РГ

1. Передача в ЦДП информации о состоя­нии датчикового оборудования.

2. Передача в ЦДП информации о состоя­нии функциональных блоков КП, ППУ. 3. Передача в ЦДП информации о состоя­нии линии связи

При возникновении неисправности или по вызову диспетчерского персонала за время не более 30 с.

То же

»

6. Связь АСУ ТП РГ с организационно-экономическими АСУ различного на­значения

1.Обеспечение обмена информацией меж­ду АСУ ТП РГ и организационно-эконо­мической АСУ.

2. Обеспечение передачи и приема инфор­мации между АСУ ТП РГ и общегородской (региональной) АСУ

По мере подготовки информации.

То же

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;

11

е) расчет объемов газа по каждому замерному узлу за следующие периоды:

- 5 с (значение мгновенного расхода газа);

- 1 ч;

- 1 сут;

- 1 мес;

ж) ввод и хранение следующих норматив­но-справочных данных:

- текущее время;

- дата (год, месяц, число);

- 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 ЦДЛ 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 ЦЦП 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 ПА, 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 па 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.

 

Мудрые изречения:

     Благословенным трудом и средствами праведными жить подобает всякому человеку. И видя добрые ваши дела и милосердие и любовь сердечную ко всем и таковую праведность, обратит на вас Бог свои милости и преумножит урожай плодам и всякое изобилие. Вот такая - от праведных трудов и благих плодов - милостыня приятна Богу, и молитву их Бог услышит, и грехи отпустит, и вечной жизнью наградит.

«Домострой» — памятник русской литературы, литературное произведение в жанре «поучения», сборник правил, советов и наставлений.