Гост наружные газопроводы. Государственный стандарт союза сср

НПФ «РАСКО» уже более 15 лет целенаправленно занимается вопросами коммерческого учета воды, тепла, газа и пара. Этой проблеме посвящен целый ряд статей наших специалистов в различных изданиях. Ниже мы предлагаем для обсуждения статью инженера-метролога Коломенского ЦСМ Иванушкина И.Ю., затрагивающую интересный, по нашему мнению, вопрос внедрения новых приборов коммерческого учета газа.

Приборы учета - всеми ли можно пользоваться?

Иванушкин И.Ю. инженер по метрологии 1 - й категории Коломенского филиала ФГУ «Менделеевский ЦСМ»

Всвязи с тем значением, которое приобретает сейчас учет энергоресурсов, особенно в связи с предстоящим принятием новой редакции закона об энергосбережении, хотелось бы еще раз поговорить о приборах, применяемых для этой цепи, в частности о таком классе средств измерений, как струйные расходомеры - счетчики.

Общеизвестно, что к основным требованиям, которые предъявляются к приборам коммерческого учета, относятся высокая точность измерения в широком диапазоне изменения физических величин, надежность, стабильность показаний в течение межповерочного интервала, простота обслуживания. К последнему относятся также работы, связанные с поверкой приборов, то есть периодического подтверждения их метрологических характеристик.

Именно на этих показателях и фиксируют внимание потребителей многочисленные организации, производящие и продающие приборы учета. Обещания высокой точности, широких диапазонов измерения, длительных межповерочных интервалов (МПИ), а иногда и возможности поверки без демонтажа, необязательность прямых участков измерительных трубопроводов (ИТ), либо необыкновенно малые значения, и т.д. и т.п., сыпятся на головы потребителей как из рога изобилия. Но так ли всегда на самом деле?

Речь пойдет, как уже было сказано, о струйных счетчиках-расходомерах. Во-первых, потому, что приборы этого типа появились на рынке сравнительно недавно и известно о них немного, во-вторых, потому, что некоторые производители этих счетчиков прельщают потребителей особенно владельцев измерительных комплексов на базе сужающих устройств, вышеупомянутым отказом от длинных прямых участков и отсутствием необходимости поверки этих самых сужающих устройств (СУ).

Собственно, сам струйный автогенератор (САГ), являющийся "сердцем" этих счетчиков известен давно и применяется в системах пневмоавтоматики в качестве одного из звеньев. Применять его для измерения расхода стали относительно недавно и на отечественном рынке имеются несколько моделей таких приборов разных производителей.

РМ-5-ПГ : «Точное измерение объемного расхода по ГОСТ 8.586-2005 в широком динамическом диапазоне независимо от плотности измеряемой среды... Диапазон измеряемых расходов 1:20…... Погрешность ±1,5%».

(Напомню: ГОСТ 8.586-2005 «Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств»).

ИРГА-РС : « В основу работы струйного расходомера положен принцип измерения расхода и количества сред методом переменного перепада давления. Определение величины перепада давления и преобразование его для цепей измерения расхода потока производится струйным автогенератором (САГ), который входит в состав струйного расходомера. Он используется вместе с сужающим устройством и фактически заменяет дифманометр в узлах учета на основе сужающих устройств (СУ).

САГ представляет собой бистабильный струйный элемент, охваченный обратными связями, обеспечивающими режим автоколебаний. Колебания струи в САГ генерируют пульсации давления, которые при помощи пъезодатчиков преобразуются в электрический сигнал. Частота этого сигнала пропорциональна объемному расходу (корню квадратному из перепада давлений между входом и выходом САГ, т.е. между ппюсовой и минусовой камерами сужающего устройства, входящего в состав струйного расходомера).

В результате замены СУ с дифманометром на "Ирга-РС" улучшаются технические и метрологические характеристики узла учета: диапазон измерений возрастает и становится не менее чем 1:30, а погрешность измерения в диапазоне от 0,03 Q max , до Q max составит ≤ ±0,5%, без учета систематической погрешности СУ. Затраты на такую реконструкцию сопоставимы со стоимостью старого узла учета».

Turbo Flow GFG-F: «Преимущества:

относительная погрешность ± 1%,
минимальные прямые участки,
динамический диапазон 1:100, с возможностью расширения до 1:180,
совместимость присоединительных размеров с распространенными типами счетчиков фланцевого исполнения.

Принцип действий измерительного комплекса Turbo Flow GFG-F :

поток газа, проходя по трубопроводу, попадает в рабочую камеру расходомера, в которой установлена диафрагма. Перед диафрагмой формируется область повышенного давления, за счет которого часть потока попадает в струйный автогенератор (САГ, где образуются колебания потока газа, пропорциональные скорости потока)».

Turbo Flow GFG-ΔP : «Расходомеры газа Turbo Flow GFG-ΔP предназначены для модернизации узлов учета на базе сужающих устройств (СУ), оснащенных преобразователями перепада давления. Для модернизации вместо дифманометра на стандартный вентильный блок устанавливается первичный преобразователь расхода (ПР) и электронный блок обработки информации. Частота, регистрируемая на элементах струйного генератора, функционально зависит от расхода газа через СУ. Преобразованный частотный сигнал линейно пропорционален расходу газа, прошедшему через СУ.

Замена существующих приборов происходит путем установки расходомера-счетчика GFG-ΔP на уже смонтированные трубки, без дополнительных затрат на трубный монтаж. В результате улучшаются метрологические характеристики узла учета. Расширяется динамический диапазон до 1:100, а погрешность измерений снижается до ±1% во всем диапазоне измерений».

РС-СПА-М: «Достоинства струйных расходомеров-счётчиков:

унификация измерительных приборов для различных сред;
отсутствие подвижных частей, что обуславливает высокую надежность, стабильность характеристик во времени, высокую технологичность изделия;
независимость градуировочного коэффициента от плотности измеряемой среды;
возможность измерения малых расходов, агрессивных, неэлектропроводных и криогенных сред;
не требуются прямые участки до и после места установки;
возможность проверки на месте установки.

Функциональные возможности прибора:

Приведение расхода (объема} к нормальным условиям (при подключении к прибору датчиков температуры и давления).

Измерение плотности измеряемой среды.

Измерение массового расхода (объема).

Осуществление проверки без демонтажа с трубопровода.

Технические характеристики:

Измеряемые среды: жидкости, газы, пар

Диаметр условного прохода, мм: 5÷4000

Динамический диапазон измерения, Q max / Q min: 50:1

Предел допускаемой основной погрешности, %: 0,15».

Последний из названных привлекает особенное внимание, поскольку в нашем регионе примерно от 25 до 30% узлов учета природного газа оборудовано этими счетчиками и есть тенденция к их увеличению.

«Недостатки: струйному автогенераторному расходомеру присущи все недостатки, которыми обладает вихревой расходомер...

(* Примечание: Выше в статье автор перечисляет недостатки вихревых расходомеров: повышенная чувствительность к искажениям эпюры скоростей потока (а значит, повышенные требования к стабильности потока, то есть к длинам прямых участков) и относительно большие невозвратимые потери напора, связанные с интенсивным вихреобразованием при обтекании потоком плохо обтекаемого тепа. Самым серьезным недостатком является недостаточная стабильность коэффициента преобразования в необходимом диапазоне, что практически не позволяет рекомендовать приборы данного типа для коммерческого учета газа без предварительной калибровки изделия непосредственно в условиях эксплуатации или крайне близких к ним.)

Однако, к сожалению, есть и дополнительные. Во-первых, струйный элемент (основа данного прибора) имеет крайне большие размеры по отношению к величине измеряемого расхода. Поэтому он, с одной стороны, может использоваться только в качестве парциального расходомера, через который идет только незначительная часть проходящего через измерительное сечение расхода газа (а это неминуемо снижает достоверность измерений), а с другой, существенно больше, чем вихревой расходомер, подвержен засорению. А во-вторых, нестабильность коэффициента преобразования у данного прибора еще больше, чем у вихревого расходомера».

В этой же статье автор приводит результаты испытаний расходомера РС-СПА, проведенных фирмой "ГАЗТУРБавтоматика" совместно с фирмой "Газприборавтоматика", в результате которых было установлено, что изменение коэффициента преобразования у различных модификаций прибора находится в диапазоне от 14,5% до 18,5% при изменении расхода через прибор в диапазоне изменения расхода не более 1:5 (!).

Во-вторых, вызывает недоумение то, что, например, для счетчиков типа РС-СПА разработана собственная методика выполнения измерений (МВИ) МИ 3021-2006, во многом противоречащая ГОСТ 8.586-2005, особенно в части требований к монтажу средств измерений (СИ) и измерительному участку. На этом стоит остановиться подробнее, поскольку аналогичные вопросы возникали и при общении с производителями других моделей, например Turbo Flow GFG. Главное, что служило камнем преткновения, - это требования к СУ и к прямым участкам. Напомню, что и те и другие счетчики выпускаются в двух вариантах: одни служат для замены дифманометров и подключаются к существующим СУ, другие (как правило для ИТ малых диаметров) выполнены в моноблочном исполнении со своим СУ. Например, в счетчиках РС-СПА «первичный преобразователь расхода (ППР) РС включает в себя САГ с устройством преобразования сигнала, выполненных в одном агрегате и установленными на измерительный трубопровод с местным сужением потока . Здесь, мне кажется, нужно разделить два вопроса: зачем нужна диафрагма (местное сужение потока) и зачем необходимы прямые участки определенной длины?

Что бы ни заявляли производители, так или иначе эти приборы используют для вычисления расхода именно перепад давления, который создается с помощью. СУ В одном из патентов на счетчик РС-СПА (№2175436) автор после объяснения работы САГ пишет следующее: «...В результате устанавливаются устойчивые колебания струи с частотой, пропорциональной объемному расходу и корню квадратному из отношения перепада давления на струйном автогенераторе к плотности измеряемой среды

f= kQ = k √(∆ρ/ρ), где

f - частота колебаний.

Q - объемный расход;

∆ρ и ρ- перепад давления и плотность измеряемой среды;

к - коэффициент пропорциональности.»

Перепад давления на САГ, или, говоря иначе, разность потенциалов, является источником возникновения автоколебаний и от величины этой разности зависит их частота. То есть, вычисление расхода тем точнее, чем точнее измерение частоты колебаний, то есть чем точнее перепад давления на САГ соответствует расходу через данный участок ИТ. Влияют ли на точность воспроизведения перепада давления параметры СУ? Несомненно. Об этом написаны уже десятки томов сотни статей и ГОСТ 8.586-2005, который в какой-то степени подытожил результаты многочисленных исследований этого вопроса. Почему производители заявляют, что при установке этих счетчиков состояние СУ их больше не волнует, совершенно непонятно. Как известно, на точность воспроизведения перепада влияют и качество входной кромки, и шероховатость, и другие параметры диафрагмы.

Приведу пример. Поскольку одна из основных целей, которые сейчас преследуют потребители газа (и которую поддерживают менеджеры по продаже), заключается в том, чтобы облегчить себе жизнь и избавиться от необходимости удлинения прямых участков (!), ежегодного демонтажа и поверки диафрагм (!), свести всю поверку измерительного комплекса к поверке счетчика «на месте» (!), да еще и раз в два года (!), то очень скоро в балансовых показателях могут появиться расхождения, причины которых будут неявны. В ссылке указано, что полный средний срок службы, например, счетчика РС-СПА составляет 8 пет. Вот как изменятся показания счетчика в течение этого интервала времени, если проводить расчет не по методике , а по ГОСТ 8.586, то есть не игнорируя наличие в счетчике сужающего устройства. В качестве данных были взяты значения конкретного узла учета природного газа одного из нескольких ГРП машиностроительного предприятия и параметры установленного на ГРП счетчика РС-СПА исполнения РС-ПЗ, в том числе параметры диафрагмы. Среднее годовое значение давления газа 3,5 кГс/см2, средняя годовая температура 5 °С, максимальный перепад давления (примерно поддерживаемый в течение года) - 25000 Па. Среднее за год изменение внутреннего диаметра диафрагмы было принято + 0,01%. значение вполне реальное, даже заниженное, учитывая качество газа. Результаты расчетов:

при установке счетчика максимальный расход Qс составит 4148,89 м 3 /ч;

через два года (первый межповерочный интервал счетчика) это значение будет уже равняться 4182,56 м 3 /ч;

через четыре года 4198,56 м 3 /ч:

через шесть лет 4207,21 м 3 /ч:

через восемь лет (гарантированный срок службы счетчика) -4212,38 м 3 /ч.

Таким образом, через восемь лет эксплуатации, при прочих равных условиях, счетчик покажет расход, который на 63,58 м3/ч (!) больше реального, будучи при этом полностью исправным и прошедшим поверку, то есть, при сохранении своих метрологических характеристик.

Замечу, что в расчетах учитывалось только изменение внутреннего диаметра диафрагмы и изменение поправочного коэффициента притупления входной кромки (формулы 5.13 и 5.14 ГОСТ 8.586.2-2005), остальные характеристики, в том числе и характеристики измерительного трубопровода, считались неизменными.

Более того, были рассчитаны характеристики измерительного комплекса при минимальном учитываемом перепаде давления (на момент установки счетчика он составлял 1000 Па, при этом относительная расширенная неопределенность измерения расхода равнялась 3,93%). В результате расчетов были получены следующие значения относительной расширенной неопределенности (при тех же условиях изменения внутреннего диаметра диафрагмы и коэффициента притупления входной кромки):

через два года 4,06 %;

через четыре 4,16 %;

через шесть 4,22%;

через восемь 4,25%.

То есть, через два года эксплуатации, при следующей поверке, измерительный комплекс уже не соответствовал бы установленным нормам погрешности. Довольно трудно при этом говорить о коммерческом учете, поскольку его достоверность более чем сомнительна. Хочу добавить, что полные результаты расчетов, которые здесь не приводятся, чтобы не перегружать статью, показывают, что изменение в указанном диапазоне характеристик СУ приведет к изменению таких показателей, как коэффициент гидравлического сопротивления, коэффициент потерь давления и др., которые приведут к изменению характеристик не только самого ГРП, но и газопотребляющего оборудования.

Замечу, в расчетах предполагалось, что измерительный комплекс выполнен с учетом требований ГОСТ 8.586-2005, то есть в том числе и с прямыми участками ИТ необходимой длины, о необязательности которых заявляют производители счетчиков РС-СПА и некоторых других.

Почему, тоже непонятно. Повторю, точность вычисления расхода струйными счетчиками зависит от перепада давления на САГ, точнее, от того, насколько точно перепад давления на СУ соответствует скорости потока. А это, как известно, зависит не только от характеристик СУ. но и от того, в какой области параметров находится сам поток в измерительном сечении. Для того, чтобы в месте установки диафрагмы было сформировано установившееся течение, характеризующееся устойчивым турбулентным режимом с числом Rе в линейной области, как раз необходимы прямые участки определенной длины, исключающие наличие местных возмущений потока. Об этом тоже написано немало, в том числе и в ГОСТ 8.586-2005, который на основании результатов многолетних исследований регламентирует требования к прямым участкам в зависимости от наличия тех или иных местных сопротивлений (МС).

И еще один аспект не может не вызвать недоумение. Речь идет о динамическом диапазоне и погрешности счетчиков. Напомню ставшие уже "хрестоматийными" недостатки диафрагмы:

узкий динамический диапазон измерения расхода (в среднем от 1:3 до 1:5);
нелинейный выходной сигнал, требующий линеаризации;
нормирование погрешности с приведением к верхнему пределу измерений, а следовательно, гиперболический рост погрешности, приведенной к точке измерения при уменьшении расхода;
значительное падение давления на сужающем устройстве (СУ), неизбежное в силу принципа действия;
неконтролируемое изменение погрешности вследствие затупления кромки при эксплуатации;
невозможность извлечения СУ без перекрытия трубопровода:
значительная длина необходимых прямых участков без местных сопротивлений;
засорение импульсных линий в "грязных" потоках, накопление конденсата, приводящее к неверным показаниям;
сложность расчета СУ, включая расчет неопределенностей измерения расхода.

Я согласен с тем, что благодаря встроенной в счетчик электронике можно в какой-то степени расширить диапазон измерений, линеаризовать характеристику расходомера, снизить общую погрешность комплекса. Но, повторюсь, вряд ли каким-то образом удастся учесть изменение свойств диафрагмы хотя бы за межповерочный интервал (не говоря уже о большем периоде времени), степень засорения соединительных линий (изменение значения перепада давления) и, тем более, искажение потока за счет местных сопротивлений.

И все было бы ничего, если бы не то обстоятельство, что счетчики эти используются, как правило, в узлах коммерческого учета газов и жидкостей, то есть так или иначе связаны с государственными учетными и энергосберегающими операциями. Многочисленные публикации на данную тему говорят о неприменимости данных приборов для этих цепей, а в отчете рабочей группы по подготовке материалов и проекта решения совместного технического совета Департамента топливно-энергетического хозяйства и Префектур г. Москвы комиссия, проводившая анализ теплосчетчиков и расходомеров воды делает вообще категоричный вывод: «Теплосчетчик РС-СПА-М-МАС не отвечает большинству основных и дополнительных критериев и не может быть рекомендован к использованию». Замечу, что среди критериев, выдвинутых рабочей группой, были, например, такие, как «высокая надежность и точность измерений на протяжении длительного промежутка времени, минимальное гидравлическое сопротивление при номинальном расходе, электромагнитная совместимость» и др.

Вот те основные аспекты, которые хотелось отметить при обсуждении струйных счетчиков-расходомеров. Замечу еще раз, что в статье не подвергается сомнению применимость метода при измерении расхода вообще. Речь идет именно о коммерческом учете энергоресурсов, со своими требованиями и своей спецификой. Поэтому хотелось бы пожелать производителям подобных приборов быть более точными и добросовестными в определении характеристик и рекомендаций по применимости их продукции для тех или иных целей. Я понимаю, и не раз слышал, что рынок диктует свои правила и т.д. и т.п. Но в конце концов не надо забывать, что все мы пользуемся общими запасами. И планета производит нефть, газ, воду, воздух независимо от политических формаций и форм собственности. Так кто кого хочет обмануть?

Измерение расхода и количества движущейся жидкой или газообразной среды в системах учета энергоресурсов требует знаний не только таких ее термодинамических параметров как температура и давление, но ряда иных характеристик (плотность, вязкость, тип потока), которые важны для конкретных методов измерения расхода, влияют на возможность использования соответствующих технических средств и точность измерений.

Количеством среды называют массу (М) или объем (V) вещества, протекающего через сечение, перпендикулярное направлению скорости потока, за определенный интервал времени Т (час, сутки, месяц и т.д.).

Единица измерения массы в системе СИ – 1 килограмм, кг, (1т = 1000 кг), а объема – кубический метр, м 3 .

Расходом среды (G) называют физическую величину, равную lim (ΔК/ΔT) – пределу отношения приращения количества среды ΔК (массы ΔМ или объема ΔV) к интервалу времени ΔТ, за которое произошло это приращение, при неограниченном уменьшении ΔТ.

Различают массовый G м и объемный G v расходы, которые определяются через массу и объем среды, выражающиеся в основных единицах (кг/с или м 3 /с) или их производных. Массовый и объемный расходы связаны между собой зависимостью

где ρ - плотность вещества.

При измерении расхода, помимо рассмотренных мгновенных расходов выделяют следующие виды расходов:

· G cp – средний, равный отношению количества среды к определенному интервалу времени (минута, час, сутки, месяц и т.д.);

· G np – приведенный - действительный объемный расход, но пересчитанный на другие, так называемые нормальные значения температуры и давления (Рнор = 1,0332 кг/см 2 , tнор = 20°С);

· G макс – наибольший, определяющий верхнюю границу возможного диапазона изменения расхода;

· G мин – наименьший, определяющий границу возможного диапазона расхода;

· G ном – номинальный, равный половине наибольшего;

· G п – переходный, при котором измеряется пороговое значение погрешности прибора.

Измерительные приборы, предназначенные для измерения расхода вещества, называются расходомерами или преобразователями расхода (ГОСТ 15528-86).

Измерительные приборы, предназначенные для измерения количества вещества, называются счетчиками количества.

Довольно часто две указанные функции объединяются в одном приборе. В практике учета тепловой энергии применяются, в основном, преобразователи расхода.

Большинство преобразователей расхода предназначено для измерения расхода однокомпонентных и однофазных сред в условиях установившихся параметров потока (турбулентного характера потока, постоянства средней скорости на участке измерения и отсутствия возмущений), которые достигаются при достаточно протяженных прямолинейных участках трубопровода до и после места установки преобразователя расхода.

На этих участках не должно быть клапанов и задвижек, перепадов сечения трубопровода (сужений и расширений), резких изменений направления потока (колен и ответвлений).

Обычно требуемые длины прямолинейных участков задаются числами, кратными условному диаметру трубопровода Dy, то есть его среднему внутреннему диаметру при 20°С. Классификация средств измерения расхода и количества среды приведена на рис. 7.

Как видно из рис. 7 по измеряемому параметру (расход и (или) количество среды) средства измерения подразделяются на расходомеры, счетчики, расходомеры-счетчики и преобразователи (датчики) расхода.

Последние согласно ГОСТ 15528-86 вырабатывают сигнал измерительной информации, «не поддающийся непосредственному восприятию наблюдателем». Большинство современных средств расхода и количества среды реализуются в двухкомпонентном виде - первичный преобразователь (ПП) и электронный преобразователь (ЭП), причем в конкретных моделях эти две взаимосвязанные части прибора могут реализовываться в виде механически объединенного или разъединенного (связанного электрической проводной или кабельной линией) исполнений.

Современные ЭП выполняются на базе микропроцессоров, при этом в одном приборе могут быть объединены функции расходомера, счетчика и преобразователя расхода.

По типу измеряемой среды приборы разделяются на расходомеры (счетчики, преобразователи расхода) жидкости, газа и пара. Одна и та же модель не может использоваться для измерения расхода (количества) всех трех сред из-за существенных различий их физических параметров, хотя для ряда моделей (например, вихревых расходомеров) возможна программная перестройка с одного вида среды на другой (в частности с газа или пара на жидкость), что нередко используется при их градуировке или поверке в лабораторных условиях.

Жидкостью может служить холодная и горячая вода, стоки, нефть и нефтепродукты, сжиженные газы, пульпа, суспензии и т.д., то есть любые плотные и текучие среды. Для каждой конкретной модели прибора оговариваются допустимые виды жидкостей и диапазоны изменения параметров (процент газовых и плотных включений, плотность, вязкость, электропроводность). Эти параметры должны соотноситься с характеристиками реальной рабочей среды, для измерения которой будет использоваться прибор.

Под газом подразумевается природный газ (метан) и технические (кислород, водород, пропилен и т.д.) газы, а также сжатый воздух.

Пар может быть насыщенным или перегретый. Для влажного пара точное измерение расхода проблематично.

Подавляющее большинство расходомеров объемные. К массовым расходомерам относятся тепловые и кориолисовы.

Рис. 7 Классификация расходомеров и счетчиков количества вещества

4.4.1. Тахометрические расходомеры

В тахометрических расходомерах расход среды измеряется по скорости движения (вращения) механического преобразовательного элемента. К таким расходомерам относятся шариковые, крыльчатые и турбинные Последние два типа получили широкое применение для измерения расхода холодной и горячей воды, других технических жидкостей и газа. Современные расходомеры данного типа, как правило, комплектуются встроенным импульсным датчиком расхода, что позволяет использовать их при автоматизации учета.

Жидкостные турбинные расходомеры чувствительны к вязкости среды, особенно при малых расходах. Их общий недостаток - подверженность износу подвижных механических узлов и изменение в связи с этим точностных характеристик в процессе эксплуатации. Тахометрические расходомеры выпускаются для трубопроводов диаметром до 300 мм и мало пригодны для измерения абразивных и агрессивных сред.

4.4.2. Расходомеры переменного перепада давления (РППД)

Принцип действия РППД основан на измерении в соответствии с уравнением Бернулли перепада статического или полного давления потока среды на установленном первичном преобразователе (ПП) и вычислении по этому перепаду средней скорости движения среды и ее расхода.

РППД определяет объемный или массовый расход движущейся среды по измеряемому перепаду давления.

В качестве ПП в РППД при измерении расхода по перепаду статического давления используются стандартные сужающие устройства (диафрагмы, трубы Вентури, сопла), а при измерении по перепаду полного давления - многовходовые трубки Пито и усредняющие напорные трубки.

Измерение расхода жидкости, газа и пара с помощью сужающих устройств регламентирует ГОСТ 8.563-97.

На практике наиболее часто используются РППД, построенные с применением диафрагм. Расчетная погрешность измерения расхода диафрагмой зависит от характеристик среды и составляет, как правило, от 0,5% до 1,0%. Технические условия для стандартных диафрагм регламентированы ГОСТ 26969- 86.

РППД на диафрагме представляет собой составной расходомер, в комплект которого входят собственно диафрагма, соединительные или импульсные линии (трубки) отбора измеряемого давления, вентильный блок, уравнительные сосуды (при необходимости), дифференциальный манометр и вторичный показывающий или самопишущий прибор, шкала которого градуирована в единицах расхода (в зависимости от характеристик вторичного прибора в комплект может дополнительно входить блок извлечения квадратного корня).

Принцип действия РППД на диафрагме заключается в сжатии среды отверстием диафрагмы, что приводит к увеличению за ее кромкой скорости потока и его кинетической энергии (динамического давления) с соответствующим уменьшением статического давления. По краям диафрагмы создается перепад давлений, который отводится импульсными трубками к дифманометру. После прохождения диафрагмы поток расширяется, снижая скорость и восстанавливая статическое давление, которое уже не достигает прежнего значения из-за вихревых потерь давления на гидравлическом сопротивлении диафрагмы (Р п). Величина Р п зависит от величины m = d 2 /D 2 (соотношения квадратов площадей отверстия диафрагмы и поперечного сечения трубопроводов). Чем меньше m, тем больше перепад давления и выше точность измерения расхода, но тем больше безвозвратная потеря давления на диафрагме.

Динамический диапазон измерения диафрагменных расходомеров невелик и составляет 3:1, что объясняется квадратичной зависимостью перепада давления от расхода. Большинство дифманометров имеет динамический диапазон измерения не более 10:1. Поэтому для расходомера с одним дифманометром характерен динамический диапазон 3:1, или от (100-30 процентов) G макс, что ограничивает его применение измерением только маломеняющихся расходов.

Следует отметить, что расход слабо сжимаемых сред, плотность которых незначительно зависит от температуры и давления (например, вода), с высокой степенью точности определяется измеряемым перепадом давления.

Для сжимаемых сред (пар, газ), плотность которых существенно зависит от давления и температуры, для точного измерения расхода необходимо еще и определение плотности среды, которое производится на основании измерения температуры и давления. При этом для сухого насыщенного пара достаточно измерить только одну из величин, поскольку его температура и давление являются взаимозависимыми параметрами.

Поэтому при определении расхода газа или перегретого пара на основании диаграмм самопишущих приборов при переменных температурах и давлениях приходится вручную обрабатывать три диаграммы (перепада давления, температуры и расхода), что во много раз увеличивает трудоемкость процесса и снижает точность определения рас хода.

Современные вторичные приборы, построенные с применением микропроцессорной техники, проводят эту процедуру автоматически.

Рассматриваемый метод измерения расхода имеет как достоинства, так и недостатки.

К достоинствам следует отнести:

· хорошую пригодность для работы в самых различных жидкостных и газовых средах;

· высокую чувствительность;

· отсутствие движущихся частей;

· сравнительно невысокую стоимость для трубопроводов диаметром до 300 мм.

К недостатком можно отнести:

· требование к прямолинейности измерительного участка (10 D y до и 5 D y после места установки диафрагмы);

· ограниченный динамический диапазон;

· значительные потери давления на диафрагме;

· нелинейная зависимость выходного сигнала от расхода;

· сложность изготовления и монтажа для трубопроводов большого диаметра;

· необходимость ежегодных поверок с отключением и разборкой трубопровода;

· старение диафрагмы (накопление осадков и эрозия кромок проходного отверстия).

Как видно из перечисленного, недостатков у рассматриваемого метода измерения расхода значительно больше, чем достоинств. Поэтому в подавляющем большинстве случаев предпочтительно использование более современных расходомеров (вихревых, электромагнитных, ультразвуковых).

Для измерения расхода высокотемпературного перегретого пара, например, этот метод пока является единственно пригодным.

4.4.3. Вихревые расходомеры

Принцип действия современных вихревых расходомеров основан на измерении частоты следования вихрей так называемой дорожки Кармана, образующейся при огибании потоком тела обтекания, неподвижно расположенного поперек контролируемого потока среды в его центре. В качестве тела обтекания обычно используется цилиндр или призма трапециевидного или треугольного сечения.

В результате тормозящего и ускоряющего действий слоев возникают сдвиговые напряжения или вращающие моменты сил, которые формируют вокруг некоторых мгновенных осей самосвертывающиеся вихри и обеспечивают их срыв с острых кормовых кромок тела обтекания. В 1911 г. американский аэродинамик Карман определил условия устойчивого симметричного вихреобразования, при котором вихри разного направления (по и против часовой стрелки) поочередно сбегают справа и слева с поверхности тела обтекания и следуют по потоку в шахмат ном порядке в виде вихревой дорожки. Схема работы вихревого расходомера приведена на рис. 8.

Ри

Рис. 8 Схема работы вихревого расходомера

Каждый вихрь представляет собой локальный элемент среды, в котором потенциальная энергия потока преобразуется в кинетическую, что приводит к снижению статического давления. Это местное снижение давление может быть зафиксировано чувствительным элементом (сенсором). При этом сенсор преобразует перепады (пульсации) давления в электрические им пульсы, частота которых при Re > 3800 (то есть при установившемся турбулентном потоке) пропорционально зависит от скорости среды.

Зная сечение трубы по средней скорости можно определить объемный расход среды. На практике обычно используют уравнение Gv = f/К, где К – градуировочный или калибровочный коэффициент (количество импульсов на единицу объема среды), определяемый только параметрами обтекаемого тела и трубопровода и не зависящий от плотности, вязкости, температуры и давления среды. Поэтому каждый расходомер калибруется изготовителем индивидуально для обеспечения высокой точности и повторяемости измерений.

В качестве сенсоров обычно применяют пьезоэлементы, механические элементы (мембраны), встроенные тензорезисторы или ультразвуковые преобразователи скорости (излучатель и приемник ультразвуковых колебаний, обнаруживающие вихревые колебания потока).

К достоинствам вихревых расходомеров можно отнести:

· относительно небольших прямолинейных участков (обычно 5D y до и 3D y после места установки);

· отсутствие в потоке подвижных изнашивающихся частей;

· независимость показаний от плотности, вязкости, температуры и давления среды;

· широкий динамический диапазон (30:1);

· линейность шкалы;

· высокая точность;

· высокое быстродействие;

· простота установки.

Недостаткам являются:

· вносимое гидравлическое сопротивление;

· чувствительность к механическим включениям;

· чувствительность к акустическим и вибрационным помехам.

Среди предприятий, выпускающих вихревые расходомеры для жидкости следует выделить челябинский концерн «Метран» («Метран 300-ПР») и завод «Старорусприбор» (ДРВ, РСВ). В г.Тюмени «Сибнефтеавтоматика» выпускает вихревые датчики расхода газа (ДРГ) и расхода пара (ДРП). ДРП рассчитаны на измерение расхода пара, температура которого не превышает 250°С.

4.4.4. Электромагнитные расходомеры

Принцип действия электромагнитных расходомеров основан на взаимодействии движущейся (проводящей) жидкости с магнитным полем. Это взаимодействие подчиняется закону электромагнитной индукции, согласно которому в движущемся проводнике, пересекающем магнитное поле, индуцируется ЭДС, величина которой пропорциональна скорости движения проводника. В данном случае в качестве проводника выступает поток проводящей жидкости. Для измерения возникающей ЭДС через стенки трубы изолированно от нее выводятся два электрода. Схема работы электромагнитного расходомера приведена на рис. 9.

Разность потенциалов Е, на электродах, расположенных на расстоянии D, равном внутреннему диаметру трубы, определяется из выражения:

где В – магнитная индукция, V cp – средняя скорость жидкости.

Если магнитное поле создается электромагнитом, питаемым переменным током частотой f, то

E = 4*B макс *G v *sincωt/πD

Электромагнитные расходомеры имеют много достоинств. Они могут применяться для измерения любых, в том числе больших расходов жидкости в трубопроводах диаметром начиная от 2 мм и выше. Их показания не зависят от вязкости и плотности среды. Шкала прибора линейна, а динамический диапазон достигает 100:1. Быстродействие прибора достаточно высоко. Преобразователь расхода не имеет частей, выступающих внутрь трубы, и не создает дополнительной потери давления. Влияние местных сопротивлений значительно меньше, чем расходомеров других типов.

Рис. 9 Схема работы электромагнитного расходомера

Большинство выпускаемых электромагнитных расходомеров пригодно для измерения расхода жидкостей с электропроводностью не менее 10 -5 ×Ом -1 × см -1 , что соответствует электропроводности водопроводной воды.

4.4.5. Ультразвуковые расходомеры

Ультразвуковые расходомеры основаны на измерении того или иного акустического эффекта, зависящего от расхода и возникающего при прохождении ультразвуковых колебаний через поток жидкости или газа.

Основными элементами первичных преобразователей ультразвуковых расходомеров являются излучатели и приемники ультразвуковых колебаний. Их действие основано на пьезоэлектрическом эффекте, заключающемся в том, что при сжатии и растяжении в определенных направлениях кристаллов (пьезоэлементов) на их поверхностях возникают электрические заряды (прямой пьезоэффект).

В этом случае пьезоэлемент работает как приемник ультразвуковых колебаний. Если же к этим поверхностям приложить разность потенциалов в виде электрического импульса, то пьезоэлемент растянется или сожмется и начнет работать как излучатель ультразвуковой волны. Это явление называется обратным пьезоэффектом.

В качестве пьезодатчиков применяются различные керамические материалы (титанат бария, цирконат титаната свинца и т.д.). Пьезоэлементы обычно изготавливаются в виде дисков диаметром 10-20 мм, которые необходимо снабдить электродами, которые создаются покрытием специально обработанные поверхности слоем металла (как правило, серебра).

Существует несколько способов измерения расхода с помощью ультразвука (частотный, фазовый, корреляционный, с использованием эффекта Доплера). Однако наибольшее распространение получил времяимпульсный ультразвуковой метод, принцип действия которого представлен на рис. 10.

Время прохождения ультразвукового сигнала по акустическому пути L от излучателя 1 к приемнику 2 и от излучателя 2 к приемнику 1 будет равно соответственно:

t 1-2 = L/(C-V*Cosφ);

t 2-1 = L/(C + V*Cosφ),

где С - скорость ультразвука в среде.

Рис. 10 Схема работы времяимпульсного ультразвукового расходомера

Разница во времени прохождения сигнала в «прямом» и «обратном» направлениях:

Δt = (2L*V*Cosφ) / (С 2 - V 2 *Cos 2 φ)

Таким образом, зная внутренний диаметр трубопровода, угол наклона акустической ocи к оси трубы, скорость ультразвука в конкретной среде и измерив разницу во времени прохождения сигнала в «прямом» и «обратном» направлениях, можно определить объемный расход среды в трубопроводе.

Величина Δt незначительна и составляет обычно от нескольких единиц до нескольких десятков наносекунд и ее измерение с достаточной точностью при одном проходе сигнала в «прямом» и «обратном» направлениях произвести сложно. Поэтому измерения производят организуя так называемое «синхрокольцо», при котором измеряют время прохождения сигнала в каждом направлении сотни и тысячи раз, предполагая, что скорость потока за это время не из меняется.

Время – импульсный ультразвуковой метод очень хорош при измерении расходов на трубопроводах больших диаметров. Однако, он требует значительных прямолинейных участков трубопровода (15D y до и 10 D y после места установки прибора). Он не создает дополнительных потерь давления, обладает широким динамическим диапазоном и высокой точностью, но весьма чувствителен к вибрационным и ударным помехам.

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

СИСТЕМА ПРОЕКТНОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ
ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА

ГАЗОСНАБЖЕНИЕ
НАРУЖНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ

РАБОЧИЕ ЧЕРТЕЖИ

ИПК ИЗДАТЕЛЬСТВО СТАНДАРТОВ

Москва

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

Дата введения 01.07.86

Стандарт устанавливает состав и правила оформления рабочих чертежей наружных газопроводов для объектов строительства всех отраслей промышленности и народного хозяйства.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Рабочие чертежи наружных газопроводов выполняют в соответствии с требованиями настоящего стандарта и других стандартов Системы проектной документации для строительства (СПДС), а также норм проектирования наружных газопроводов.

1.2. В состав рабочих чертежей наружных газопроводов (основной комплект рабочих чертежей марки ГСН) включают:

Общие данные по рабочим чертежам;

Чертежи (планы, продольные профили) газопроводов.

К основному комплекту рабочих чертежей марки ГСН составляют спецификацию оборудования по ГОСТ 21.110 , ведомость потребности в материалах по ГОСТ 21.110 .

1.3. Газопроводы на чертежах указывают условными графическими обозначениями по ГОСТ 21.206 и буквенно-цифровыми обозначениями по ГОСТ 21.609 .

При отсутствии на чертежах видимых участков газопроводов допускается обозначать подземные газопроводы сплошной толстой основной линией с необходимыми пояснениями в общих данных по рабочим чертежам или на соответствующих чертежах.

1.4. Условные графические обозначения оборудования, арматуры, элементов газопроводов, способов прокладки газопроводов принимают по стандартам Единой системы конструкторской документации (ЕСКД) и по стандартам СПДС, приведенным в приложении.

1.5. Диаметр и толщину стенки газопровода указывают на полке линии-выноски.

В случае, когда на полке линии-выноски указывают буквенно-цифровое обозначение газопровода, диаметр и толщину стенки газопровода указывают под полкой линии-выноски.

1.6. Масштабы изображений на чертежах должны соответствовать приведенным в таблице.

2. ОБЩИЕ ДАННЫЕ ПО РАБОЧИМ ЧЕРТЕЖАМ

2.1. Общие данные по рабочим чертежам выполняют по ГОСТ 21.101 .

В общих указаниях, входящих в состав общих данных по рабочим чертежам, кроме сведений, предусмотренных ГОСТ 21.101 , приводят требования по монтажу, испытаниям, условиям прокладки, окраске и изоляции газопроводов.

3. ПЛАНЫ ГАЗОПРОВОДОВ

3.1. Для разработки планов газопроводов в качестве подосновы используют рабочие чертежи генеральных планов, автомобильных дорог и железнодорожных путей или топографические планы.

3.2. На планах газопроводов наносят и указывают:

Существующие и проектируемые здания (сооружения) в виде упрощенных контурных очертаний сплошной тонкой линией;

Привязку газопроводов к осям проектируемых зданий (сооружений) или к наружным стенам существующих зданий (сооружений);

Инженерные сети другого назначения, влияющие на прокладку проектируемых газопроводов;

Диаметры и толщины проектируемых газопроводов до и после точек их изменения;

Номера пикетов (ПК);

Сооружения на газопроводах, например колодцы, конденсатосборники, контрольно-измерительные пункты, электрические перемычки, изолирующие фланцевые соединения и электрические защиты: катодные, протекторные, электродренажные.

На планах газопроводов, при необходимости, указывают привязки элементов газопроводов к ближайшим пикетам.

3.3. Планы газопроводов допускается размещать как на отдельных листах, так и совместно с продольными профилями газопроводов.

Пример оформления плана газопроводов приведен на черт. 1.

4. ПРОДОЛЬНЫЕ ПРОФИЛИ ГАЗОПРОВОДОВ

4.1. Продольные профили газопроводов изображают в виде разверток по осям газопроводов.

4.2. На продольном профиле газопровода наносят и указывают:

Поверхность земли (проектную - сплошной толстой основной линией, фактическую - сплошной тонкой линией);

Уровень грунтовых вод (штрихпунктирной тонкой линией);

Пересекаемые автомобильные дороги, железнодорожные и трамвайные пути, кюветы, а также другие подземные и надземные сооружения в виде упрощенных контурных очертаний - сплошной тонкой линией, коммуникации, влияющие на прокладку проектируемых газопроводов, с указанием их габаритных размеров и высотных отметок;

Колодцы, коверы, эстакады, отдельно стоящие опоры и другие сооружения и конструкции газопроводов в виде упрощенных контурных очертаний наружных габаритов - сплошной тонкой линией;

Данные о грунтах;

Отметки верха трубы;

Глубину траншеи от проектной и фактической поверхности земли;

Футляры на газопроводах с указанием диаметров, длин и привязок их к оси дорог, сооружениям, влияющим на прокладку проектируемых газопроводов, или к пикетам;

Буровые скважины.

Газопроводы диаметром 150 мм и менее допускается изображать одной линией.

4.3. Под продольным профилем газопровода помещают таблицу по форме 1 для подземной прокладки газопровода и по форме 2 - для надземной прокладки.

Допускается, при необходимости, дополнять таблицы другими строками, например «Характеристика грунта: просадочность, набухание», «Коррозионность».

Форм а 1	Форма 2

Отметки уровней указывают в метрах с двумя десятичными знаками, длины участков газопроводов - в метрах с одним десятичным знаком, а величины уклонов - в промилле.

4.5. Принятые масштабы продольных профилей указывают над боковиком таблицы.

Пример оформления продольного профиля газопровода приведен на черт. 2.

ПРИЛОЖЕНИЕ

Справочное

ПЕРЕЧЕНЬ СТАНДАРТОВ НА УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ, ПОДЛЕЖАЩИХ УЧЕТУ ПРИ ВЫПОЛНЕНИИ ЧЕРТЕЖЕЙ НАРУЖНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

Обозначение стандарта	Наименование стандарта
	Единая система конструкторской документации. Обозначения условные графические в схемах. Обозначения общего применения
	Единая система конструкторской документации. Обозначения условные графические. Элементы гидравлических и пневматических сетей
	Единая система конструкторской документации. Обозначения условные графические. Элементы трубопроводов
	Единая система конструкторской документации. Обозначения условные графические. Арматура трубопроводная
	Система проектной документации для строительства. Условные графические изображения и обозначения на чертежах генеральных планов и транспорта
	Система проектной документации для строительства. Условные обозначения элементов санитарно-технических систем

ИНФОРМАЦИОННЫЕ ДАННЫЕ

1. РАЗРАБОТАН Институтом «Мосгазниипроект» Управления топливно-энергетического хозяйства Исполнительного комитета Московского городского Совета народных депутатов

ВНЕСЕН Исполнительным комитетом Московского городского Совета народных депутатов

2. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Постановлением Государственного комитета СССР по делам строительства от 14.11.85 № 195

3. Стандарт полностью соответствует СТ СЭВ 5047-85

4. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

5. ССЫЛОЧНЫЕ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ДОКУМЕНТЫ

6. ПЕРЕИЗДАНИЕ. Август 2003 г.

Группа Ж01

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

Система проектной документации для строительства

ГАЗОСНАБЖЕНИЕ. НАРУЖНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ

Рабочие чертежи

System of building design documents. Gas supply. Outside gas pipe-lines. Working drawings

Дата введения 1986-07-01

ИНФОРМАЦИОННЫЕ ДАННЫЕ

1. РАЗРАБОТАН Институтом "Мосгазниипроект" Управления топливно-энергетического хозяйства Исполнительного комитета Московского городского Совета народных депутатов

ВНЕСЕН Исполнительным комитетом Московского городского Совета народных депутатов

2. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Постановлением Государственного комитета СССР по делам строительства от 14.11.85 г. N 195

3. Стандарт полностью соответствует СТ СЭВ 5047-85

4. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

5. ССЫЛОЧНЫЕ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ДОКУМЕНТЫ


	Номер пункта, приложения
	Приложение





	Приложение

6. ПЕРЕИЗДАНИЕ. Август 2003 г.

ВНЕСЕНО Изменение N 1 , утвержденное и введенное в действие Постановлением Госстроя СССР от 24.08.1987 N 186 c 01.01.1988

Изменение N 1 внесено изготовителем базы данных по тексту ИУС N 12, 1987 год

Настоящий стандарт распространяется на рабочие чертежи наружных газопроводов (подземные, надземные) для транспортирования природных, попутных нефтяных, искусственных и смешанных газов с избыточным давлением до 1,2 МПа (12 ), используемых в качестве топлива и сырья.

Стандарт устанавливает состав и правила оформления рабочих чертежей наружных газопроводов для объектов строительства всех отраслей промышленности и народного хозяйства.

Стандарт полностью соответствует СТ СЭВ 5047-85.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

1. Общие положения

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.2. В состав рабочих чертежей наружных газопроводов (основной комплект рабочих чертежей марки ГСН) включают:

- общие данные по рабочим чертежам;

- чертежи (планы, продольные профили) газопроводов.

К основному комплекту рабочих чертежей марки ГСН составляют спецификацию оборудования по ГОСТ 21.110 , ведомость потребности в материалах по ГОСТ 21.110 .

1.3. Газопроводы на чертежах указывают условными графическими обозначениями по ГОСТ 21.206 и буквенно-цифровыми обозначениями по ГОСТ 21.609 .

При отсутствии на чертежах видимых участков газопроводов допускается обозначать подземные газопроводы сплошной толстой основной линией с необходимыми пояснениями в общих данных по рабочим чертежам или на соответствующих чертежах.

1.5. Диаметр и толщину стенки газопровода указывают на полке линии-выноски.

В случае, когда на полке линии-выноски указывают буквенно-цифровое обозначение газопровода, диаметр и толщину стенки газопровода указывают под полкой линии-выноски.

1.6. Масштабы изображений на чертежах должны соответствовать приведенным в таблице.


Наименование изображения
Планы газопроводов	1:200, 1:500, 1:1000, 1:2000
Продольные профили газопроводов:
По горизонтали	1:200, 1:500, 1:1000, 1:2000
По вертикали

2.Общие данные по рабочим чертежам

2.1. Общие данные по рабочим чертежам выполняют по ГОСТ 21.101 *.
______________
* На территории Российской Федерации действует ГОСТ Р 21.1101-2009 , здесь и далее по тексту. - Примечание изготовителя базы данных.

В общих указаниях, входящих в состав общих данных по рабочим чертежам, кроме сведений, предусмотренных ГОСТ 21.101 , приводят требования по монтажу, испытаниям, условиям прокладки, окраске и изоляции газопроводов.

3. Планы газопроводов

3.2. На планах газопроводов наносят и указывают:

- существующие и проектируемые здания (сооружения) в виде упрощенных контурных очертаний сплошной тонкой линией;

- привязку газопроводов к осям проектируемых зданий (сооружений) или к наружным стенам существующих зданий (сооружений);

- инженерные сети другого назначения, влияющие на прокладку проектируемых газопроводов;

- диаметры и толщины проектируемых газопроводов до и после точек их изменения;

- номера пикетов (ПК);

- сооружения на газопроводах, например колодцы, конденсатосборники, контрольно-измерительные пункты, электрические перемычки, изолирующие фланцевые соединения и электрические защиты: катодные, протекторные, электродренажные.

На планах газопроводов, при необходимости, указывают привязки элементов газопроводов к ближайшим пикетам.

3.3. Планы газопроводов допускается размещать как на отдельных листах, так и совместно с продольными профилями газопроводов.

Пример оформления плана газопроводов приведен на черт.1.

Черт. 1. - Пример оформления плана газопроводов

4. Продольные профили газопроводов

4.1. Продольные профили газопроводов изображают в виде разверток по осям газопроводов.

4.2. На продольном профиле газопровода наносят и указывают:

- поверхность земли (проектную - сплошной толстой основной линией, фактическую - сплошной тонкой линией);

- уровень грунтовых вод (штрихпунктирной тонкой линией);

- пересекаемые автомобильные дороги, железнодорожные и трамвайные пути, кюветы, а также другие подземные и надземные сооружения в виде упрощенных контурных очертаний - сплошной тонкой линией, коммуникации, влияющие на прокладку проектируемых газопроводов, с указанием их габаритных размеров и высотных отметок;

- колодцы, коверы, эстакады, отдельно стоящие опоры и другие сооружения и конструкции газопроводов в виде упрощенных контурных очертаний наружных габаритов - сплошной тонкой линией;

- данные о грунтах;

- отметки верха трубы;

- глубину траншеи от проектной и фактической поверхности земли;

- футляры на газопроводах с указанием диаметров, длин и привязок их к оси дорог, сооружениям, влияющим на прокладку проектируемых газопроводов, или к пикетам;

- буровые скважины.

Газопроводы диаметром 150 мм и менее допускается изображать одной линией.

4.3. Под продольным профилем газопровода помещают таблицу по форме 1 для подземной прокладки газопровода и по форме 2 - для надземной прокладки.

Допускается, при необходимости, дополнять таблицы другими строками, например "Характеристика грунта: просадочность, набухание", "Коррозионность".

4.4. Отметки дна траншеи под газопровод проставляют в характерных точках, например в местах пересечений с автомобильными дорогами, железнодорожными и трамвайными путями, инженерными коммуникациями и сооружениями, влияющими на прокладку проектируемых газопроводов.

Отметки уровней указывают в метрах с двумя десятичными знаками, длины участков газопроводов - в метрах с одним десятичным знаком, а величины уклонов - в промилле.

4.5. Принятые масштабы продольных профилей указывают над боковиком таблицы.

Пример оформления продольного профиля газопровода приведен на черт.2.

Черт. 2. - Пример оформления продольного профиля газопровода

ПРИЛОЖЕНИЕ (справочное). Перечень стандартов на условные обозначения, подлежащих учету при выполнении чертежей наружных газопроводов

ПРИЛОЖЕНИЕ
Справочное

		Единая система конструкторской документации. Обозначения условные графические. Элементы гидравлических и пневматических сетей
	Единая система конструкторской документации. Обозначения условные графические. Элементы трубопроводов
	Единая система конструкторской документации. Обозначения условные графические. Арматура трубопроводная
	Система проектной документации для строительства. Условные графические изображения и обозначения на чертежах генеральных планов и транспорта
	Система проектной документации для строительства. Условные обозначения элементов санитарно-технических систем

Электронный текст документа

подготовлен АО "Кодекс" и сверен по:
официальное издание
М.: ИПК Издательство стандартов, 2003

Редакция документа с учетом
изменений и дополнений подготовлена
АО "Кодекс"

ГОСТ 21.610-85

УДК 691:002:006.354

Группа Ж01

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

СИСТЕМА ПРОЕКТНОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА

ГАЗОСНАБЖЕНИЕ. НАРУЖНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ

РАБОЧИЕ ЧЕРТЕЖИ

System of building design documents. Gas supply.

Outside gas pipe-lines. Working drawings

Дата в в едения 01.07.86

ИНФОРМАЦИОННЫЕ ДАННЫЕ

ВНЕСЕН Исполнительным комитетом Московского городского Совета народных депутатов

2. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Постановлением Государственного комитета СССР по делам строительства от 14.11.85 г. № 195

3. Стандарт полностью соответствует СТ СЭВ 5047-85.

4. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

5. ССЫЛОЧНЫЕ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ДОКУМЕНТЫ

6. ПЕРЕИЗДАНИЕ. Август 2003 г.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.2. В состав рабочих чертежей наружных газопроводов (основной комплект рабочих чертежей марки ГСН) включают:

общие данные по рабочим чертежам;

чертежи (планы, продольные профили) газопроводов.

К основному комплекту рабочих чертежей марки ГСН составляют спецификацию оборудования по ГОСТ 21.110, ведомость потребности в материалах по ГОСТ 21.110.

1.3. Газопроводы на чертежах указывают условными графическими обозначениями по ГОСТ 21.106 и буквенно-цифровыми обозначениями по ГОСТ 21.609.

1.5. Диаметр и толщину стенки газопровода указывают на полке линии-выноски.

В том случае, когда на полке линии-выноски указывают буквенно-цифровое обозначение газопровода, диаметр и толщину стенки газопровода указывают под полкой линии-выноски.

1.6. Масштабы изображений на чертежах должны соответствовать приведенным в таблице.

2. ОБЩИЕ ДАННЫЕ ПО РАБОЧИМ ЧЕРТЕЖАМ

2.1. Общие данные по рабочим чертежам выполняют по ГОСТ 21.101.

В общих указаниях, входящих в состав общих данных по рабочим чертежам, кроме сведений предусмотренных ГОСТ 21.101, приводят требования по монтажу, испытаниям, условиям прокладки, окраске и изоляции газопроводов.

3. ПЛАНЫ ГАЗОПРОВОДОВ

3.2. На планах газопроводов наносят и указывают:

существующие и проектируемые здания (сооружения) в виде упрощенных контурных очертаний сплошной тонкой линией;

привязку газопроводов к осям проектируемых зданий (сооружений) или к наружным стенам существующих зданий (сооружений);

инженерные сети другого назначения, влияющие на прокладку проектируемых газопроводов;

диаметры и толщины проектируемых газопроводов до и после точек их изменения;

номера пикетов (ПК);

сооружения на газопроводах, например, колодцы, конденсатосборники, контрольно-измерительные пункты, электрические перемычки, изолирующие фланцевые соединения и электрические защиты: катодные, протекторные, электродренажные.

На планах газопроводов, при необходимости, указывают привязки элементов газопроводов к ближайшим пикетам.

3.3. Планы газопроводов допускается размешать как на отдельных листах, так и совместно с продольными профилями газопроводов.

Пример оформления плана газопроводов приведен на черт. 1.

4. ПРОДОЛЬНЫЕ ПРОФИЛИ ГАЗОПРОВОДОВ

4.1. Продольные профили газопроводов изображают в виде разверток по осям газопроводов.

4.2. На продольном профиле газопровода наносят и указывают:

поверхность земли (проектную - сплошной толстой основной линией, фактическую - сплошной тонкой линией);

уровень грунтовых вод (штрихпунктирной тонкой линией);

пересекаемые автомобильные дороги, железнодорожные и трамвайные пути, кюветы, а также другие подземные и надземные сооружения в виде упрощенных контурных очертаний - сплошной тонкой линией, коммуникации, влияющие на прокладку проектируемых газопроводов, с указанием их габаритных размеров и высотных отметок;

колодцы, коверы, эстакады, отдельно стоящие опоры и другие сооружения и конструкции газопроводов в виде упрощенных контурных очертаний наружных габаритов - сплошной тонкой линией;

данные о грунтах;

отметки верха трубы;

глубину траншеи от проектной и фактической поверхности земли;

футляры на газопроводах с указанием диаметров, длин и привязок их к оси дорог, сооружениям, влияющим на прокладку проектируемых газопроводов, или к пикетам;

буровые скважины.

Газопроводы диаметром 150 мм и менее допускается изображать одной линией.

Допускается, при необходимости, дополнять таблицы другими строками, например, «Характеристика грунта: просадочность, набухание», «Коррозионность».

4.4. Отметки дна траншеи под газопровод проставляют в характерных точках, например, в местах пересечений с автомобильными дорогами, железнодорожными и трамвайными путями, инженерными коммуникациями и сооружениями, влияющими на прокладку проектируемых газопроводов.

4.5. Принятые масштабы продольных профилей указывают над боковиком таблицы.

Пример оформления продольного профиля газопровода приведен на черт. 2.