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 
, даПа, определяемый по формуле (14)
, даПа, определяемый по формуле (14)
, (14) где g - ускорение свободного падения, 9,81 
;
; h - разность абсолютных отметок начальных и конечных участков газопровода, м;
- плотность воздуха, 
, при температуре 0°С и давлении 0,10132 МПа;
- 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 
- расчетный диаметр, см;
- расчетный диаметр, см; A, B, m, 
- коэффициенты, определяемые по таблицам 6 и 7 в зависимости от категории сети (по давлению) и материала газопровода;
- коэффициенты, определяемые по таблицам 6 и 7 в зависимости от категории сети (по давлению) и материала газопровода;
- расчетный расход газа, 
, при нормальных условиях;
- удельные потери давления (Па/м - для сетей низкого давления, МПа/м - для сетей среднего и высокого давления), определяемые по формуле (16)
, (16)
- 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 пи(2))=626 │
├───────────────────────────┼────────────────────────────────────────────┤
│Сети среднего и высокого│Р_0/(Р_m 162 пи(2)), │
│давления │Р_0 = 0,101325 МПа, │
│ │Р_m - усредненное давление газа (абсолютное)│
│ │в сети, МПа. │
└───────────────────────────┴────────────────────────────────────────────┘
Таблица 7
┌───────────────┬────────────────────────────────────────┬───────┬───────┐
│ Материал │ В │ m │ m(1) │
├───────────────┼────────────────────────────────────────┼───────┼───────┤
│Сталь │0,022 │ 2 │ 5 │
├───────────────┼────────────────────────────────────────┼───────┼───────┤
│Полиэтилен │0,3164 (9 пи v) (0,25) = 0,0446, │ 1,75 │ 4,75 │
│ │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 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 (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 
(при нормальных условиях);
(при нормальных условиях); ГРП потребителей с расчетным расходом газа свыше 1000 
(при нормальных условиях) - имеющие особые режимы газоснабжения или резервное топливное хозяйство;
(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
┌────────────┬───────────────────────────┬──────────────────────────┐
│Наименование│ Комплекс задач, задачи │ Периодичность решения │
│функциональ-│ │ │
│ ной │ │ │
│ подсистемы │ │ │
│ АСУ ТП РГ │ │ │
├────────────┼───────────────────────────┼──────────────────────────┤
│1. │1. Измерение, контроль и│При возникновении│
│Оперативный │обработка технологических│аварийной или│
│контроль │параметров по инициативе│предаварийной ситуации. │
│технологиче-│КП. │ │
│ского ├───────────────────────────┼──────────────────────────┤
│процесса │2. Периодическое измерение│Устанавливается │
│распределе- │и контроль технологических│диспетчерским персоналом,│
│ния газа │параметров КП. │но не реже одного раза в 2│
│ │ │ч. │
│ ├───────────────────────────┼──────────────────────────┤
│ │3. Измерение и контроль│По инициативе│
│ │технологических параметров│диспетчерского персонала в│
│ │КП (выборочно) по│любой момент времени │
│ │инициативе диспетчерского│ │
│ │персонала │ │
├────────────┼───────────────────────────┼──────────────────────────┤
│2. │1. Передача в ЦДП│При возникновении за время│
│Оперативный │информации об аварийных и│не более 30 с. │
│контроль │нештатных ситуациях. │ │
│состояния ├───────────────────────────┼──────────────────────────┤
│технологиче-│2. Периодический контроль│Один раз в час. │
│ского │состояния технологического│ │
│оборудования│оборудования КП. │ │
│ ├───────────────────────────┼──────────────────────────┤
│ │3. Контроль и обработка│По инициативе│
│ │показателей состояния│диспетчерского персонала │
│ │технологического │ │
│ │оборудования по инициативе│ │
│ │диспетчерского персонала │ │
└────────────┴───────────────────────────┴──────────────────────────┘
Таблица 9
┌────────────┬───────────────────────────┬──────────────────────────┐
│Наименование│ Комплекс задач, задачи │ Периодичность решения │
│функциональ-│ │ │
│ ной │ │ │
│ подсистемы │ │ │
│ АСУ ТП РГ │ │ │
├────────────┼───────────────────────────┼──────────────────────────┤
│1. │1. Оперативный учет│Не реже, чем один раз в│
│Оперативный │поступления газа в город│сутки. │
│учет │(регион). │ │
│поступления ├───────────────────────────┼──────────────────────────┤
│и реализации│2. Оперативный учет расхода│ То же │
│газа │газа потребителями. │ │
│ ├───────────────────────────┼──────────────────────────┤
│ │3. Оперативный контроль за│ " │
│ │соответствием плану│ │
│ │поставок газа поставщиком. │ │
│ ├───────────────────────────┼──────────────────────────┤
│ │4. Оперативный контроль за│ " │
│ │соответствием плану│ │
│ │расходов газа│ │
│ │потребителями. │ │
│ ├───────────────────────────┼──────────────────────────┤
│ │5. Оперативный баланс│Не реже, чем один раз в│
│ │поступления газа в город│месяц, а в условиях│
│ │(регион) и расхода газа│дефицита подачи газа - не│
│ │потребителями │реже, чем один раз в сутки│
├────────────┼───────────────────────────┼──────────────────────────┤
│2. │1. Прогнозирование│Не реже, чем один раз в│
│Прогнозиро- │потребности подачи газа в│месяц, а в условиях│
│вание │город (регион). │дефицита подачи газа - не│
│технологиче-│ │реже, чем один раз в│
│ского │ │сутки. │
│процесса ├───────────────────────────┼──────────────────────────┤
│газораспре- │2. Прогнозирование расхода│ То же │
│деления │газа крупными предприятиями│ │
│ │(ТЭЦ, крупные котельные и│ │
│ │промпредприятия). │ │
│ ├───────────────────────────┼──────────────────────────┤
│ │3. Прогнозирование│Один раз в сутки в│
│ │суточного баланса│условиях дефицита подачи│
│ │поступления газа в город│газа │
│ │(регион) и расхода газа│ │
│ │потребителями │ │
├────────────┼───────────────────────────┼──────────────────────────┤
│3. Анализ│Анализ функционирования│При изменении конфигурации│
│технологиче-│газовых сетей на основе│газовой сети, подключении│
│ского │гидравлической модели│или отключении│
│процесса │процесса распределения газа│потребителей газа,│
│распределе- │и электронной схемы газовых│локализации аварийных│
│ния газа в│сетей, привязанной к карте│ситуаций и в других│
│сетях │(схеме) города (региона) │случаях при необходимости │
│низкого, │ │ │
│среднего и│ │ │
│высокого │ │ │
│давлений │ │ │
├────────────┼───────────────────────────┼──────────────────────────┤
│4. │1. Выдача команд-инструкций│При необходимости. │
│Формирование│на сокращение или │ │
│и передача│увеличение потребления │ │
│управляющих │газа. │ │
│воздействий │2. Выдача команд на │ То же │
│ │принудительное сокращение│ │
│ │подачи газа потребителям,│ │
│ │превышающим договорные │ │
│ │объемы поставки газа. │ │
│ │3. Телерегулирование │ " │
│ │давления газа на выходах│ │
│ │ГС, кроме ГРП потребителей.│ │
│ │4. Телеуправление │ " │
│ │отключающими устройствами │ │
├────────────┼───────────────────────────┼──────────────────────────┤
│5. │1. Передача в ЦДП│При возникновении │
│Автоматизи- │информации о состоянии│неисправности или по │
│рованный │датчикового оборудования. │вызову диспетчерского │
│контроль │ │персонала за время не │
│функциониро-│ │более 30 с. │
│вания │ │ │
│комплекса │2. Передача в ЦДП│ То же │
│технических │информации о состоянии│ │
│средств АСУ│функциональных блоков КП,│ │
│ТП РГ │ППУ. │ │
│ │3. Передача в ЦДП│ " │
│ │информации о состоянии│ │
│ │линии связи │ │
├────────────┼───────────────────────────┼──────────────────────────┤
│6. Связь АСУ│1. Обеспечение обмена │По мере подготовки │
│ТП РГ с│информацией между АСУ ТП РГ│информации. │
│организацио-│и организационно- │ │
│нно-экономи-│экономичесой АСУ │ │
│ческими АСУ│ │ │
│различного │2. Обеспечение передачи и│ То же │
│назначения │приема информации между АСУ│ │
│ │ТП РГ и общегородской│ │
│ │(региональной) АСУ │ │
└────────────┴───────────────────────────┴──────────────────────────┘
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;