Строительные нормы и правила газоснабжение сниП 04. 08-87*
ЗНАЧЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ОДНОВРЕМЕННОСТИ Кsim ДЛЯ ЖИЛЫХ ДОМОВ
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.
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.
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:
В зависимости от значения Re падение давления в газопроводах определяется по следующим формулам:
для критического режима движения газа при Re = 2000 – 4000
для турбулентного режима движения газа при Re > 4000
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
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
Эквивалентную длину газопровода следует определять в зависимости от режима движения газа в газопроводе по следующим формулам:
для ламинарного режима движения газа
для критического режима движения газа
для всей области турбулентного режима движения газа
10. Падение давления в трубопроводах жидкой фазы СУГ следует определять по формуле
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
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 «
13. При расчете газопроводов низкого давления следует учитывать гидростатический напор Нg, Па, определяемый по формуле
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
17. Полученное значение диаметра газопровода следует принимать в качестве исходной величины при выполнении гидравлического расчета газопроводов.
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.
Размер: 2.56 Mb.; Рсфср (Г. Б. Божедомов руководитель темы, Н. А. Морозова) с участием Ленгипроинжпроекта Ленгорисполкома, Мосгазниипроекта Мосгорисполкома, Укрнииинжпроекта Минжилкомхоза усср, цнииэп инженерного оборудования Госгражданстроя, внипиэнергопрома и института «Атомтеплоэлектропроект» Минэнерго СССР
Источник: zno.znaimo.com.ua
Оценка максимальной нагрузки (кВА)
Материал из Руководство по устройству электроустановок
- Методология
- Электрические установки: правила и нормы
- Определение диапазонов напряжений
- Правила и нормы устройства электроустановок
- Качество и безопасность электроустановки
- Охрана окружающей среды
- Установленные мощности потребителей – характеристики
- Характеристики асинхронных двигателей
- Резистивные нагревательные приборы и лампы накаливания (традиционные и галогенные)
- Силовая нагрузка электроустановки
- Установленная мощность (кВт)
- Установленная полная мощность (кВА)
- Оценка максимальной нагрузки (кВА)
- Пример применения коэффициентов ku и ks
- Коэффициент разновременности
- Выбор номинальной мощности трансформатора
- Выбор источников питания
Содержание
Все отдельные ЭП не обязательно работают при полной номинальной мощности и одновременно.
Коэффициенты ku и ks позволяют определить максимальную полную мощность электроустановки.
Коэффициент максимального использования (ku)
В нормальных режимах работы потребление мощности обычно меньше номинальной мощности. Это довольно частое явление, которое оправдывает применение коэффициента использования (ku) при оценке реальных значений.
Этот коэффициент должен применяться для каждого ЭП, особенно для электродвигателей, которые крайне редко работают при полной нагрузке.
В промышленной установке этот коэффициент может оцениваться по среднему значению 0,75 для двигателей.
Для освещения лампами накаливания этот коэффициент всегда равен 1.
Для цепей со штепсельными розетками этот коэффициент полностью зависит от типа приборов, питаемых от штепсельных розеток.
Коэффициент одновременности (ks)
Практически одновременная работа всех ЭП определенной установки никогда не происходит, т.е. всегда существует некоторая степень разновременности, и этот факт учитывается при расчете путем применения коэффициента одновременности (ks).
Коэффициент ks применяется для каждой группы ЭП (например, запитываемых от главного или вторичного распределительного устройства). Определение этих коэффициентов входит в ответственность конструктора, поскольку требует детального знания установки и условий работы отдельных цепей. По этой причине невозможно дать точные значения для общего применения.
Коэффициент одновременности для жилой застройки
Некоторые типовые значения для этого случая приводятся на рис. A10 и применяются для бытовых потребителей с питанием 230/400 В (3-фазная 4-проводная сеть). В случае потребителей, использующих электрические обогреватели для отопления, рекомендуется коэффициент 0,8, вне зависимости от числа электроприемников (ЭП).
Все отдельные ЭП не обязательно работают при полной номинальной мощности и одновременно. Коэффициенты ku и ks позволяют определить максимальную полную мощность электроустановки.
Источник: ru.electrical-installation.org
Коэффициент одновременности работы газового оборудования
ЗНАЧЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ОДНОВРЕМЕННОСТИ Кsim ДЛЯ ЖИЛЫХ ДОМОВ
Коэффициенты одновременности Кsim в 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
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.
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
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:
где Q – расход газа, м 3 /ч, при температуре 0 ° С и давлении 0,10132 МПа (760 мм. рт. ст.);
d – внутренний диаметр газопровода, см;
v – коэффициент кинематической вязкости газа, м 2 /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 Re Ј 2000
для критического режима движения газа при Rе = 2000 – 4000
для турбулентного режима движения газа при Re > 4000
где H – падение давления, Па;
р – плотность газа, кг/м 3 , 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
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
где l1 – действительная длина газопровода, м;
Эквивалентную длину газопровода следует определять в зависимости от режима движения газа в газопроводе по следующим формулам:
для ламинарного режима движения газа
для критического режима движения газа
для всей области турбулентного режима движения газа
10. Падение давления в трубопроводах жидкой фазы СУГ следует определять по формуле
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
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 “
13. При расчете газопроводов низкого давления следует учитывать гидростатический напор Нg, Па, определяемый по формуле
где 9,81 – g (ускорение свободного падения), м/с 2 ;
h – разность абсолютных отметок начальных и конечных участков газопровода, м;
ра – плотность воздуха, кг/м 3 , 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
где d – диаметр газопровода, см;
Q – расход газа, м 3 /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.
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.
ВЫБОР СТАЛЬНЫХ ТРУБ ДЛЯ СИСТЕМ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ
1. Стальные трубы для систем газоснабжения давлением до 1,6 МПа (16 кгс/см 2 ) 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.
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
2. Электросварные ТУ 14-3-943-80
ВСт3сп не менее 2-й категории ГОСТ 380-88;
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
5. Электросварные со спиральным швом ГОСТ 8696-74 (группа В)
ВСт2сп, ВСт3сп не менее 2-й категории ГОСТ 380—88
6. Бесшовные горячедеформированные ГОСТ 8731—87 (группа В и Г) „Технические требования” и ГОСТ 8732-78 „Сортамент”
10, 20 ГОСТ ГОСТ 1050-88
7. Бесшовные холоднодеформированные, теплодеформированные ГОСТ 8733—87 (группа В и Г) „Технические требования” и ГОСТ 8734—75 „Сортамент”
10, 20 ГОСТ 1050—88
8. Электросварные спиральношовные 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
Примечания: 1. Трубы по пп. 6 и 7 следует применять как правило, для газопроводов жидкой фазы СУГ.
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/см 2 ) 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/см 2 ) 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.
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
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
- Электросварные прямошовные
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
Примечания*. Трубы по поз. 6 для газопроводов давлением свыше 0.6 МПа (6 кгс/см 2 ) не применять.
2. Трубы, изготовляемые из стали 20, следует применять как исключение.
ОБЪЕМ ИЗМЕРЕНИЙ, СИГНАЛИЗАЦИИ И АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ В СИСТЕМАХ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Пока- зыва- ющий прибор (обяза- тель- ный)
Пока- зыва- ющий прибор (при необхо- димости)
Реги- стри- рующий прибор
Пока- зыва- ющий прибор (обяза- тель- ный)
Пока- зыва- ющий прибор (при необхо- димости)
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
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.
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
водяных и паровых
При установке газовых плит
При установке газовых плит и проточных водонагревателей
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
водяных и паровых
При установке газовых плит
При установке газовых плит и проточных водонагревателей
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.
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 м 3 /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.
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.
Вид и тип функции
Необходимость выполнения 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
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.
Отдельные характерные точки
1. Измерение текущее:
давление газа на:
2. Измерение интегральное:
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)
настройкой регуляторов давления газа
устройствами ограничения подачи газа
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.
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.
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.
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 м 2 .
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.
Коэффициент одновременности работы газового оборудования ЗНАЧЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ОДНОВРЕМЕННОСТИ К sim ДЛЯ ЖИЛЫХ ДОМОВ Коэффициенты одновременности К sim в зависимости от установки в
Источник: csu-konda-mp4.ru
Коэффициент одновременности работы газового оборудования
На любом предприятии (заводы, фабрики), большое значение имеет грамотная подача воздуха, а так же охлаждение воды, необходимое в любом технологическом процессе. Для этих целей применяют специальные системы, оснащенные вентиляторами. Различные насосы и вентиляторы — это коэффициент одновременности работы газового оборудования для стабилизации температурного процесса на производстве. Специальные машины контролируют расход электрической энергии и поглощают шумовой эффект.
На любом предприятии торговли, реализующем продовольственные товары, используются весы. Современные весы представляют собой автоматический прибор, с точностью измеряющий вес товара. Прибор оснащен дисплеем, а так же специальной клавиатурой, за счет чего схема оборудования спортивной площадки определяет и выводит необходимую информацию для продавца и клиента. Весы могут работать от электрической сети, или заряжаться от аккумулятора (переносной вариант).
В любом офисе или на предприятии, с помощью специальных приборов, поддерживается оптимальная температура воздуха, и воздухообмен. Это необходимо для организации комфортного рабочего процесса. Среди разновидностей приборов используют станок деревообрабатывающий дос-220 фрак проф: вытяжки, кондиционеры различных модификаций, вентиляционные шахты с естественным и искусственным охлаждением. Вентиляция бывает вытяжная, приточная и механическая.
Важно: коэффициент одновременности работы газового оборудования
На предприятиях, занимающихся выпуском продовольственной продукции, применяют различные машины, которые обеспечивают автоматизированный процесс работы. Установленную автоматику можно классифицировать в нарезка конусной резьбы на токарном станке по определенным признакам. Это различные группы машин, различающиеся выполняемыми функциями. Все технологические операции можно классифицировать по принципу выполняемой работы, по устройству и методам выполнения.
Предприятия, на которых производятся полуфабрикаты для реализации в продовольственных супермаркетах, оснащены специальными холодильными установками. Морозильные камеры представляют собой ставрополь оборудование для кафе, с помощью которого готовая продукция хранится определенное время на складах. В морозильные камеры, готовые полуфабрикаты поступают по специальному конвейеру, которые оснащены спиралевидной лентой.
Различные насосы и вентиляторы — это коэффициент одновременности работы газового оборудования для стабилизации температурного процесса на производстве.
Источник: obo.tw1.ru
Газовые сети и установки
Гидравлический расчет кольцевой сети можно считать законченным в случае, когда ошибка Q?10%, при больших значениях ошибки выполняется увязка кольцевой сети.
Поправочный расход определяется по формуле:
где ?Qk – круговой поправочный расход корректируемого кольца;
?Qc.k- круговой поправочный расход соседнего кольца;
– поправка первого порядка, м3/ч
где – сумма потерь давления в участках кольца, Па;
– сумма для данного кольца;
– поправка второго порядка, м3/ч.
где – смежного с соседним кольцом участка
– поправка первого порядка соседнего кольца,м3/ч
Корректированный расход по участку определяется по формуле:
В случае превышения ошибкой Q допустимых значений, увязка повторяется в той же последовательности.
7.6 Проектирование внутренней системы газоснабжения
В зависимости от функционального назначения объекта, в соответствии с заданием, принимается газовое оборудование, приводятся его технические характеристики. Размещение оборудования в помещениях выполняется с учетом требований нормативных документов.
7.6.1 Гидравлический расчет внутреннего газопровода
На основании принятых решений выполняется расчетная схема внут-реннего газопровода. Длины участков определяются по плану здания.
Расчетный расход газа для дворовых и внутренних газопроводов определяется одним из перечисленных методов:
I. как сумма номинальных расходов газа установленных приборов с учетом коэффициента одновременности их действия по формуле:
где – коэффициент одновременности работы однотипных приборов или групп приборов (прилож.9);
– номинальный расход газа установленным прибором или группой приборов, определяется по техническим характеристикам приборов, м3/ч (прилож.2, 3, 4)
– количество установленных приборов или групп приборов, шт.
II. как доля годового потребления газа населением квартир с учетом неравномерности потребления газа в год по формуле:
где- максимальный коэффициент часовой неравномерности потребления газа за год, (прилож.8)
– годовое потребление газа жильцами квартиры, м3/ч
– количество однотипных квартир.
Рис.3 Расчетная схема внутридомового газопровода
Максимальный часовой расход газа определяется одним из двух методов расчета расхода.
Выбор метода определения расчетных расходов зависит от исходных данных. Следует учесть, что расчетный расход газа, определенный по коэффициенту одновременности действия приборов, может быть несколько завышен ввиду несоответствия мощности установленных приборов потребности населения. Определение расходов начинается с диктующей (наиболее далеко и высоко расположенной) точки газопотребления. Результаты определения расчетных расходов по участкам сводятся в таблицу 1.7.
Количество установленных приборов (групп приборов)
Коэффициент одновременности работы, k0
Номинальный расход, м3/ч
Расчетный расход Qр, м3/ч
Номинальный расход газа для групп приборов определяется как сумма номинальных расходов каждым прибором прилож.4 или
Коэффициент часового максимума, kч max
Годовое потребление газа,
Количество однотипных квартир
Расчетный расход, м3/ч
Диаметр участков газопровода определяется по номограмме (прилож. 20) или таблицам для гидравлического расчета газопроводов низкого давления, аналогично диаметрам газопроводов распределительной сети. Диаметр подводки к газовым приборам принимается не менее диаметра присоединительного патрубка (тех. характеристики приборов).
Расчетная длина участков газопровода определяется по формуле:
где lг – геометрическая длина участка газопровода, определяется по плану, разрезу здания и аксонометрической схеме газопровода;
Уж – сумма коэффициентов местных сопротивлений (прилож.18);
lэкв- эквивалентная длина прямолинейного участка, м, принимается по таблицам для гидравлического расчета.
Потери давления на участке газопровода определяются по формуле:
где ?р/l- удельные потери давления на участке, для принятого диаметра газопровода и расчетного расхода газа.
При разных высотных отметках начала и конца участка газопровода необходимо учитывать геометрическое давление:
где св – плотность воздуха, св= 1,29 кг/м3;
сг- плотность газа, кг/м3;
g- ускорение свободного падения, g=9,81 м/с2;
Н -разность высотных отметок начала и конца участка, м.
При расчете газопроводов природного газа гидростатическое давление на стояках учитывается со знаком «-».
Потери давления в газовых приборах принимаются согласно паспортным данным.
Потери в газовом приборе
2 – из таблицы 1.7 или 1.8; 8 – 4+7;
3 – по номограмме; 9 – по приложению 18;
4 – по аксонометрической схеме; 10 – 8Ч9;
5 – по приложению 18; 11 – по аксонометрической схеме;
6 – по приложению 18; 12 -10+12 (с учетом знака)
9.2 Оформление графической части
9.2.1 Лист 1. Газоснабжение района города (населенного пункта)
Выполняется на формате А1 и включает в себя:
– генеральный план микрорайона, города или населенного пункта (М 1:1000; 1:500) с нанесением проектируемых сетей газоснабжения. На генеральном плане должны быть указаны абонентские ответвления газопроводов, запорная арматура, диаметры участков газопроводов;
– план, разрез и аксонометрическую схему газорегуляторного пункта или бесмаштабную функциональную схему ГРПШ;
– спецификацию оборудования газораспределительной системы;
– характерные узлы газораспределительной системы (перехода газопровода через препятствия, пересечения газопровода с инженерными сетями, устройства колодцев, установки арматуры и т.д.).
9.2.2. Лист 2. Газоснабжение жилого дома
Выполняется на формате А1 и включает в себя:
-фасад жилого дома (М 1:100; М 1:50) с проектируемым газопроводом. Фасад выбирается таким образом, чтобы был проработан узел подключения, узлы ввода газопровода в здание;
– план здания на отметке ввода газопроводов с указанием газовых приборов, газовых стояков, внутренней разводки, вентиляционные каналы, дымоходы;
– аксонометрическую схему внутреннего газопровода (М 1:100; М 1:50). В случае однотипных стояков допускается выполнение аксонометрической схемы без стояков и аксонометрической схемы одного типового стояка. На аксонометрической схеме должны быть указаны: запорная арматура, диаметры газопроводов;
– узлы подключения газовых приборов, запорной арматуры, футляров и т.д.;
– спецификация на материал и оборудования внутреннего газопровода.
При выполнении графической части заполнение листа должно быть не менее 80%.
СНиП 42-01-2002 Газораспределительные системы.
СП 42-101-2003. Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических полиэтиленовых труб. – М. Госстрой, 2004
СП 42-102-2004. Проектирование и строительство газопроводов из металли-ческих труб. – М.: Госстрой, 2004
СП 42 — 103 – 2003 – Проектирование и строительство газопроводов из полиэтиленовых труб и реконструкция изношенных газопроводов – М.: Полимергаз 2004
ПБ 12-529-03 Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления.
Ионин А.А. Газоснабжение. -М: Стройиздат, 1989. -439 с.
Жила В.А. Газовые сети и установки. Учеб. Пособие для ср. проф. Образования.-М.:Издательский центр «Академия», 2003.-272 с.
Стаскевич Н.Л., Северинец Г.Н., Вигдорчик Д.Я. Справочник по газоснаб-жению и использованию газа. -Л: Недра, 1990. -762 с.
СНиП 31 – 03 – 2001 – Производственные здания
Нормы расхода газа на коммунально-бытовые нужды (извлечение из ГОСТ Р 51617)
Газовые сети и установки Гидравлический расчет кольцевой сети можно считать законченным в случае, когда ошибка Q?10%, при больших значениях ошибки выполняется увязка кольцевой сети.
Источник: alversch.ru
Станьте первым!