Skip links

Считаю, что Задвижка П-466.00.000-01 стиль

Инфракрасные горелки для ГРПШ

by 2 Comments

Клапан обратный V277-050

Требования по обогреву ГРПШ описаны в ПБ 12-529-03 п. 2.5.27:

Необходимость отопления шкафа решается исходя из климатических условий площадки строительства и данных заводов-изготовителей на оборудование ШРП.

Система обогрева ШРП должна обеспечивать требования промышленной безопасности и нормальную работу оборудования. 

На выбор системы обогрева ГРПШ влияют следующие факторы:

- температурные условия эксплуатации оборудования и приборов КИП ГРП и ГРУ.
- влияние климатической зоны, где будет эксплуатироваться ШРП;
- влияние отрицательных температур наружного воздуха;
- температуру точки росы природного газа, при которой из него выпадает конденсат.

 

 

 

Имея эти нормативные данные можно определить необходимость отопления ШРП:

1. Если климатические условия эксплуатации соответствуют паспортным данным на шкафную где указана температура эксплуатации без отопления. Например указано что ШРП может эксплуатироваться при температуре не ниже -30 град. С . Если есть другие параметры по влажности и т.д. проверяем по СНиП климатология для данной местности.

2.1 Газ подают влажный, и эксплуатация указывает в параметрах газа показатели влажности т.е не соответствие ГОСТ 5542-87. Надо утеплять или решать проблему с сушкой газа.

2.2. ГРПШ с российским оборудованием типа РДНК,РДСК, которые работают на грани своих возможностей в климатической зоне. Например в паспорте написано, что регуляторы могут работать при температуре -40 град. С. У Вас по климатическим данным -35 град С. Так как при дросселировании, газ активно поглощает тепло и этим понижает окружающую температуру, то в таких условиях лучше выполнить подогрев. В таких же условиях желательно выполнять подогре,в когда ГРПШ работает не полный день, допустим на предприятии ночью нет расхода, или расход минимальный 10%.

2.3 Конструктивные особенности клапанов регуляторов. Как показал опыт эксплуатации регуляторов РДНК, РДГ, и рядя других старых моделей, то они менее устойчивы при работе на влажном газе при низких температурах, чем например регуляторы РДП и РДК, разработанные в середине 2000-х годов.
При влажном газе не спасет ни какое отопление.

2.4 Требования ТУ газовой организации на установку ГРПШ с отоплением. Их опыт эксплуатации доказывает необходимость отопления в ГРПШ.

 

 

Выбор обогрева для ГРПШ: газовый или конвекторный обогрев



Газовый обогрев - наиболее распростаренный, он не сильно сказывается на стоимости газорегуляторного пункта и довольно прост в эксплуатации, а также экономичен и надежен. Для северных районов возможна установка двух обогревателей в один ГРПШ с дополнительным утеплением корпуса шкафа.

Конвекторный обогрев может быть газовым или электрическим. Газовый конвектор полностью безопасен: Закрытая камера сгорания отделена от помещения, где установлен обогреватель. Приток воздуха для горения осуществляется с улицы через стену. Все продукты сгорания выводятся на улицу.

Электрический конвектор для обогрева ГРПШ целесообразно применять при наличии электроисточника. Электрические конвекторы изготавливаются во взрывозащищенном исполнении.

Примеры систем обогрева ГРПШ



ГРПШ с двумя регуляторами РДК-50Н, с утепелнным корпусом жидкой теплоизоляцией "Корунд" и газовым обогревателем.

 

 

 ГРПШ с двумя регуляторами РДП и двумя газовыми обогервателями

 

 

ГРПШ на базе двух РДК-50С и с двумя электрическими конвекторами

 

 

 





Источник: http://xn--c1a0ahw.xn--p1ai/kak/245-obogrev-grpsh.html

Конвекторное отопление в УГРШ и ГРПШ

   С начала 2009 года ООО ПКФ «Экс-Форма» разработало и освоило применение конвекторного отопления в установках газорегуляторных шкафных УГРШ.   

     Если газовые конвекторы уже много лет широко применяются в странах США и Европы, то для России это сравнительно новый, пока еще малознакомый вид оборудования.  

     Настенные газовые обогреватели с чугунным теплообменником (конвекторы) — это воздухонагреватели конвекционного типа, которые идеально подходят для обогрева любых неотапливаемых помещений (в том числе: установки газорегуляторные шкафные и пункты газорегуляторные блочные). Они являются экономичной и эффективной альтернативой традиционным газогорелочным устройствам.  

     Конвектор осуществляет обогрев внутри ГРПШ посредством конвекции горячего воздуха. По своему принципиальному устройству он довольно прост: состоит из декоративного съемного кожуха, в котором находится теплообменник. Здесь происходит сгорание поступающего газа. Тепло передается от внешней поверхности теплообменника циркулирующему воздуху. Сам прибор крепится на стену. Кожух выполняется съемным, что облегчает обслуживание прибора и проведение регламентных работ. высококачественный цельный чугунный теплообменник и простота конструкции обеспечивают надежность и долговечность аппарата.   


 Закрытая камера сгорания отделена от помещения, где установлен обогреватель. Приток воздуха для горения осуществляется с улицы через стену. Все продукты сгорания выводятся на улицу.  

   Датчик пламени автоматически прекращает подачу газа при отсутствии пламени. Небольшое инспекционное окошко позволяет контролировать работу обогревателя.

   Отсутствие пилотного пламени (когда обогреватель не работает), обеспечивает дополнительную экономию газа. Регулятор с устройством пьезо-розжига. Удобство переключения мощностей.

   Плавная регулировка мощности от 0,8 кВт до 2,3 кВт.

   Коаксиальный дымоход — из эмалированной стали. Поставляются настроенными на работу на природном газе, возможна перенастройка на сжиженный газ.

   Установка в любом месте на внешней стене при соблюдении необходимого свободного пространства; Защитная решетка гарантирует повышенную безопасность использования.

   Дополнительная насадка на переключатель обеспечивает удобство при переключении режимов. Поскольку пламя горелки и сама камера сгорания полностью изолированы стенками теплообменника и не находятся в прямом контакте с воздухом помещения, в котором установлен конвектор, возможность попадания в отапливаемую комнату сгоревших газов полностью исключается.

   Забор свежего воздуха, необходимого для сжигания газа, и, соответственно, отвод продуктов сгорания осуществляются за пределами обогреваемого пространства. Для этих целей от задней панели конвектора через внешнюю стенку шкафа наружу выводится коаксиальный газоход, устроенный по принципу "труба в трубе".

     Таким образом, по внутренней трубе отводятся дымовые газы, а по внешней происходит забор воздуха для горения. Оба процесса протекают за счет естественной тяги, которая возникает из-за разницы в плотности продуктов горения и поступающего в прибор холодного воздуха. Поскольку трубы расположены одна внутри другой, в зону горения поступает уже подогретый воздух, что оптимизирует образование газовоздушной смеси, способствуя более полному сгоранию топлива.  

Преимущества конвекторного отопления:

Независимость от электропитания. Ступенчатое регулирование температуры теплоотдающей поверхности. Легкость включения даже при отрицательных температурах.

Вся продукция сертифицирована и имеет разрешение на применение Ростехнадзора РФ


Источник: http://www.exform.ru/catalog/Ustanovki/konvektor/

 

Обогреватель газовый для шкафных газорегуляторных пунктов ОГШН (ОГШ) предназначен для поддержания температуры внутри шкафа от плюс 5 до плюс 20 градусов С

Обогреватель газовый шкафных газорегуляторных пунктов, ОГШН (ОГШ), относится к газовым приборам, работающим на природном газе и предназначен для поддержания температуры внутри шкафа от плюс 5 до плюс 20 градусов С (при температуре наружного воздуха от минус 40 градусов)

Обогреватель ОГШН (ОГШ) изготавливается в климатическом исполнении УХЛ1 ГОСТ 15150-69.

Обогреватель ОГШН (ОГШ) работает на природном газе по ГОСТ 5542-78.

Общие требования безопасности к обогревателям ОГШН (ОГШ) по ГОСТ 12.2.003-74 и "Паравилам безопасности в газовом хозяйстве", утвержденным Госгортехнадзором России.

Правила эксплуатации обогревателей должны удовлетворять требованиям пожарной безопасности по ГОСТ 12.1.004-85 и взрывобезопасности по ГОСТ 12.1.010-76.

Работа обогревателя ОГШН (ОГШ) с поврежденным экраном и излучателем категорически запрещается.

При присоединении обогревателя ОГШН (ОГШ) к общему газопроводу, перед ним должно быть установлено запорное устройство.

Перед каждым розжигом необходимо проверять герметичность газопроводящих соединений.

Обогреватель ОГШН (ОГШ) должен крепиться на несгораемых конструкциях.

В процессе эксплуатации должны регулярно осуществляться профилактический осмотр и техническое обслуживание.

Обогреватель ОГШН (ОГШ) представляет собой газовую инжекционную горелку инфракрасного излучения с зигзагообразным излучателем, помещенным в кожух.

Обогреватель ОГШН (ОГШ) состоит из следующих основных частей : корпус 1, экран 2, излучатель 3, кожух 4, инжекторная трубка 5, основание 6, газопровод 7, сопла 8, патрубок 9, газовый клапан 10, термопара 11, сетка-фильтр 12, гайка 13.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Корпус 1 выполнен в виде кольцевой камеры и совместно с инжекторной трубкой 5 служит для смешения природного газа и воздуха, который затягивается через отверстия в инжекторной трубке. Экран 2 представляет собой сетку из жаростойкой стали и является стабилизатором давления образовавшейся смести. Излучатель 3, зигзагообразной формы, замкнутый в кольцо и расположенный на экране, способствует увеличению температуры в зоне горения и коэффициента радиатационной отдачи тепла. Отвод тепла производится через патрубок 9. Газопровод 7, газовый электромагнитный клапан 10, сопло 8, инжекторная трубка 5 служат для подачи газа в камеру смешения. Термопара 11, установленная в камере горения и соединенная с газовым электромагнитным клапаном, служит для контроля температуры нагрева в камере и автоматического отключения подачи газа в случае погасания пламени. Все конструктивные элементы обогревателя ОГШН (ОГШ) защищены от внешнего воздействия кожухом 4, который крепится гайкой 13.

Природный газ через газопровод 7 подается к обогревателю ОГШН (ОГШ). Нажатием кнопки газового клапана 10, открывается отверстие подачи газа к соплу 8. Под действием избыточного давления газ, увлекает за собой в инжекторную трубку 5 и камеру смешения 1 воздух, необходимый для горения. Кольцеобразное строение корпуса и тангенциальный вход в него инжекторной трубки 5 обеспечивают равномерное распределение газовоздушной смеси по его объему и способствуют выравниванию концентраций газа. Проникая сквозь мелкую сетку экрана 2, газовоздушная смесь сгорает, а излучатель зигзагообразной формы 3 разогревается до температуры 900 град С. Совместно они превращаются в источник инфракрасной тепловой радиации. Продукты сгорания отводятся через патрубок 9, который соединяется с трубами для обогрева шкафных газорегуляторных пунктов ГРПШ, ГСГО, УГРШ, ГРПН.

Обогреватель рассчитан для работы снаружи шкафных газорегуляторных пунктов ГРПШ, ГСГО, УГРШ, ГРПН при температуре окружающей среды до -40 град С.

Розжиг обогревателя ОГШН (ОГШ) осуществляется при снятом кожухе 4 любым источником огня (спички, факел, искра и тп.) через запальное отверстие. Для того, чтобы снять кожух 4, необходимо отвернуть гайку 13.

Розжиг производится в следующей последовательности :

открыть запорное устройство, обеспечивающее доступ газа к обогревателю.

открыть заслонку в основании 6 и поднести источник огня к излучателю.

нажать кнопку включения на электромагнитном клапане 10

при появлении голубого пламени на поверхности сетки, убрать источник огня, но подержать кнопку клапана еще 30-40 сек для разогрева термопары, затем отпустить. Через 1-1.5 мин излучатель разогреется до рабочей температуры. Обогреватель ОГШН (ОГШ) должен работать без проскоков и видимых языков пламени на поверхности сетки и излучателя.

закрыть заслонку в основании

установить кожух 4 и закрепить его.

Если обогреватель ОГШН (ОГШ) не загорелся, то повторить процедуру розжига.

Выключение обогревателя производится прекращением подачи газа.

В случае погасания пламени горелки срабатывает электромагнитный клапан и отключает подачу газа.

Техническое обслуживание обогревателя производить в соответствии с требованиями ПБ 12-529-03 в сроки, предусмотренные графиком. В процессе эксплуатации автоматика газовой защиты должна подвергаться осмотру и проверке технического состояния и параметров настройки с требованиями эксплуатационной документации в сроки, установленные инструкцией, обеспечивающей безопасность и надежность эксплуатации. Текущий ремонт должны проводится не реже 1 раза в год, согласно графику, утвержденному руководством эксплуатирующей организации. Диагностирования проводить в соответствии с требованием нормативной документации.

Транспортирование обогревателя может производиться любым видом транспорта, кроме морского по условиям хранения 7 ГОСТ 15150-69 в соответствии с правилами перевозки грузов, действующими на данном виде транспорта. Хранение обогревателей в упакованном виде должно производиться по условиям хранения 2 ГОСТ 15150-69.

Технические характеристики ОГШН:

Номинальная тепловая мощность, кВт

1,15

Рабочеее давление газа, Па, не более

300

Расход газа, номинальный, м3/ч

0,05 +-15%

температура нагревателя, град С

800-900

Содержание окислов азота в продуктах сгорания, при а=1 мг/м3, не более

40

содержание окиси углерода в продуктах сгорания при а=1%(по объему) не более

0,02

диаметр отверстия сопла,мм

0,8

Масса, кг, не более

7

Габаритные размеры, Д*Ш*В, мм

325*170*230

ветроустойчивость, м/с

10

Средний срок службы, лет, не менее

10

 

купить ОГШН , цена ОГШН, характеристики ОГШН, паспорт ОГШН

 


Теги: Обогреватель ОГШН, Обогреватель ОГШ, ОГШН, ОГШ

Источник: http://gazmashprom-s.ru/oborud/obogrev/512-ogshn.html
Главная » Продукция » Газорегуляторные установки ГРПШ, ГРУ, ГСГО

Газорегуляторные установки ГРУ

Газорегуляторные установки, или ГРУ — комплекс технологического оборудования, который применяется для снижения входного давления газа до определенной величины и подержания постоянного уровня давления — на выходе.

Эта категория газорегуляторных пунктов предполагает монтаж на раме с последующим размещением в том помещении, где находится газоиспользующая установка (либо в соседней комнате при условии открытого проема между ними).

Места размещения ГРУ:

  • в газифицированных зданиях, чаще всего недалеко от входа;
  • непосредственно в помещениях расположения газоиспользующих агрегатов (т. е. в цехах, котельных и т. д.), либо в соседних с ними помещениях с открытым проемом при минимальном трехкратном воздухообмене в час.

По требованиям техники безопасности подача газа от газораспределительной установки в отдельно стоящие помещения запрещена.

Классификация ГРУ по числу выходов:

  • модели с одним выходом;
  • модели с двумя выходами.

Классификация ГРУ по технологическим схемам:

  • домовые (схема с единственной линией редуцирования);
  • схема с байпасом и единственной линией редуцирования;
  • схема с двумя линиями редуцирования (основной и резервной);
  • схема с двумя основными линиями редуцирования;
  • схема с байпасом и двумя основными линиями редуцирования;
  • схема с двумя байпасами и двумя основными линиями редуцирования.

Существует дополнительная классификация для установок с двухлинейной схемой, отражающая специфику установки регуляторов:

  • ГРУ с установкой регуляторов последовательно;
  • ГРУ с установкой регуляторов параллельно.

Классификация по уровню выходного давления:

  • ГРУ, обеспечивающие одинаковое давление на обоих выходах;
  • ГРУ, обеспечивающие разное давление на выходах.

Газорегуляторные установки, у которых на обоих выходах поддерживается одинаковое давление, могут функционировать в нескольких режимах, обеспечивая одинаковую или различную пропускную способность линий.

ГРУ с различным уровнем пропускной способности чаще всего используются для контроля сезонного газоснабжения (режимы зима/лето).

При выборе газорегуляторной установки в первую очередь следует учитывать параметры, зависящие от регулятора давления газа (пропускная способность, уровень входного и выходного давления). Также при оценке ГРУ необходимо разделять параметры регулятора и самой установки.

Источник: http://www.gaz-t.ru/products/gazoregulatornie-ustanovki-grpsh-gru-gsgo.html

ГРПШ 07-2у1 газовик

by 1 Comments

крышные котельные на резервном топливе сжиженном природном газе

Газорегуляторные пункты шкафные ГРПШ-04-2У1, ГРПШ-05-2У1, ГРПШ-07-2У1, ГРПШ-02-2У1, ГРПШ-03М-2У1, ГРПШ-03БМ-2У1

Технические характеристики

 04-2У105-2У107-2У102-2У103М-2У103БМ-2У1
Регулятор давления газаРДНК-400РДНК-400МРДНК-1000РДНК-УРДСК-50МРДСК-50БМ
Клапан предохранительный сброснойКПС-НКПС-НКПС-НКПС-НКПС-СКПС-С
Рабочая средаприродный газ по ГОСТ 5542-87
Давление газа на входе, Рвх, МПа0,60,60,61,21,21,2
Диапазон настройки выходного давления, Рвых, кПа2–52–52–52–530–100270–300
Пропускная способность (для газа плотностью ρ = 0,73 кг/м³), м³/ч2505008009009001100
Масса, кг150150150150150150

Схема пневматическая функциональная:
1 — запорная арматура; 2 — фильтр; 3 — входной манометр; 4 — регулятор давления газа; 5 — предохранительный сбросной клапан; 6 — кран трехходовой; 7 — регулятор давления газа (на отопление); 8 — газогорелочное устройство; 9 — запорная арматура; 10, 11, 12 — запорная арматура; 13 — выходной манометр

ГРПШ, газорегуляторные установки и пункты газорегуляторные блочные (в дальнейшем пункты) предназначены для редуцирования высокого или среднего давления на требуемое, для автоматического поддержания заданного выходного давления независимо от изменения расхода и входного давления, автоматического отключения подачи газа при аварийном повышении или понижении выходного давления от допустимых заданных значений, очистки от механических примесей газа, поставляемого по ГОСТ 5542–87.

В состав пункта входят:

  • узел фильтра;
  • основная линия редуцирования давления газа;
  • резервная линия редуцирования давления газа.

В шкафных пунктах к выходной линии, на расстоянии не менее 5 ДУ от перехода, подключены предохранительный сбросной клапан и импульсный трубопровод.

Принцип работы ГРПШ.

Газ по входному трубопроводу через входной кран 1, фильтр 2 поступает к регулятору давления газа 4, где происходит снижение давления газа до установленного значения и поддержание его на заданном уровне, и далее через выходной кран 9 поступает к потребителю.

Контроль выходного давления производится выходным манометром 13.

При повышении выходного давления выше допустимого заданного значения открывается сбросной клапан 5, в том числе встроенный в регулятор, и происходит сброс газа в атмосферу.

При дальнейшем повышении или понижении контролируемого давления газа сверх допустимых пределов срабатывает предохранительно-запорный клапан, встроенный в регулятор, перекрывая вход газа в регулятор.

На входном газопроводе установлен манометр 3, предназначенный для замера входного давления и определения перепада давления на фильтрующей кассете. Максимально допустимое падение давления на кассете фильтра — 10 кПа.

В случае ремонта оборудования газ поступает к потребителю через резервную линию редуцирования, где газ по входному трубопроводу через входной кран 1, фильтр 2 поступает к регулятору давления газа 4. Здесь происходит снижение давления газа до установленного значения и поддержание его на заданном уровне, и далее через выходной кран 9 газ поступает к потребителю.

Контроль выходного давления производится выходным манометром 13.

На основной и резервной линиях редуцирования после входного крана 1, после регулятора давления газа 4 предусмотрены продувочные трубопроводы.

Габаритный чертеж газорегуляторного пункта шкафного (ГРПШ):
1 — Рвх; 2 — выход клапана предохранительного сбросного; 3 — продувочный патрубок; 4 — Рвых; 5 — подвод импульса к регулятору; 6 — вход клапана предохранительного сбросного

Каталог

  • Регуляторы давления газа
  • Клапаны предохранительные газовые
  • Фильтры газовые
  • Заслонки дроссельные (ЗД)
  • Газоанализаторы
  • Газорегуляторные пункты шкафные (ГРПШ)
    • С двумя линиями редуцирования и разными регуляторами на среднее и низкое выходное давление при параллельной установке регуляторов
    • С основной и резервной линиями редуцирования
      • ГРУ-13-2Н(В)У1, ГРУ-15-2Н(В)У1, ГРУ-16-2Н(В)У1
      • ГРПШ-04-2У1, ГРПШ-05-2У1, ГРПШ-02-2У1, ГРПШ-03М-2У1, ГРПШ-03БМ-2У1, ГСГО-М, ГСГО-НВ, ГСГО-100, ГРПШ-07-2У1, ГРПШ-13-2НУ1
      • Газорегуляторный пункт шкафной с газовым обогревом ГРПШ-400/2, ГРПШН-А-02
      • Газорегуляторный пункт шкафной с газовым обогревом ГРПШ-М
      • ГРПН-300-01
      • ГРПШ-04-2У1, ГРПШ-05-2У1, ГРПШ-07-2У1, ГРПШ-02-2У1, ГРПШ-03М-2У1, ГРПШ-03БМ-2У1
      • ГРПШ-1-2Н
      • ГРПШ-13-2Н(В)-У1, ГРПШ-15-2Н(В)-У1, ГРПШ-16-2Н(В)-У1
      • Установка газорегуляторная шкафная УГРШ(К)-50Н-2(-О)
      • Установка газорегуляторная шкафная УГРШ-100Н(В)-2(-О)
      • Установка газорегуляторная шкафная УГРШ-50Н(В)-2(-О)
      • Установка газорегуляторная шкафная УГРШ-50Н(В)-2ДМ-В(Г)(-О)
    • С одной линией редуцирования (домовые)
    • С одной линией редуцирования и байпасом
    • С двумя линиями редуцирования и разными регуляторами на среднее и низкое выходное давление при последовательной установке регуляторов
  • Пункты учета расхода газа
  • Пункт газорегуляторный блочной конструкции (ПГБ)
  • Транспортабельные котельные установки (ТКУ)
Источник: http://gazovik-komplekt.ru/gazovye/grpsh/grpsh2/grpsh_04_03.html

 

Технические характеристики

НаименованиеГРПШ-07-2У1
Регулируемая средаПриродный газ по ГОСТ 5542-87
Регулятор давления газаРДНК-1000
Максимальное входное давление, МПа0,6
Диапазон настройки выходного давления, кПа2,0 — 0,5
Пропускная способность,                        м³ //ч, при входном давлении, Мпа:РДНК-1000
При Рвх: 0,05 МПа70
При Рвх: 0,1 МПа130
При Рвх: 0,2 МПа280
При Рвх: 0,3 МПа450
При Рвх: 0,4 МПа600
При Рвх: 0,5 МПа700
При Рвх: 0,6 МПа900
Неравноммерность регулирования, %±10
Диапазон настройки давления, срабатывания отключающего устройства, кПа:
При повышении входного давления, кПа:1,2 — 1,8
При понижении входного давления, кПа:0,2 — 0,5
Клапан предохранительный сброснойКПС-Н
Давление начала срабатывания сбросного клапана, кПа2,0 — 6,5
Температура окружающего воздуха, °С-40…+60
Система обогреваГАЗОВОЕ«ДА» /«НЕТ»
Расход для системы обогрева,                        м³ //ч0,05±15%
Присоединительные размеры:
входного патрубка, мм
выходного патрубка, мм
импульса, мм
Ду 50 Ду 50 Ду 15
Соединение: входного патрубка, выходного патрубка, импульсаСварное, по ГОСТ 16037-80
Межремонтный интервал(ТР, ТО)3
Средний срок службы, лет15
Назначенный срок службы, лет40
Масса, кг150

Описание

Газорегуляторные пункты ГРПШ, Что это такое? ГРПШ применяются: в системах газоснабжения сельских и городских населенных пунктах, комуннально-бытовых зданиях, объектах промышленного и сельскохозяйственного назначения, и т. д.


Шкафные газорегуляторные пункты ГРПШ предназначены для редуцирования высокого или среднего давления на требуемое, автоматического поддержания заданного выходного давления, и автоматического отключения подачи газа при аварийном повышении или понижении выходного давления от допустимых заданных значений, очистки газа поставляемого потребителю по ГОСТ 5542–87.


Условия эксплуатации пункта должны соответствовать климатическому исполнению У1 (ХЛ1) категории 1 по ГОСТ 15150–69, для работы окружающей среды от минус 40 до +60°С (от минус 60 до +60°С). По индивидуальному заказу предприятие-изготовитель ООО«Газовик-Комплект» изготавливает пункты с обогревом, обогреватель устанавливается под днищем металлического шкафа и используется в холодное время года.


Принцип работы ГРПШ:


Газорегуляторный пункт ГРПШ состоит из металлического шкафа, в котором установлено технологическое оборудование и работает (согласно функциональной схеме) следующим образом:


Газ по входному трубопроводу через входной кран 1, поступает в фильтр 4 (где происходит очистка газа от механических примесей, окалины и пыли), затем поступает к регулятору давления газа 5, где происходит снижение давления газа до установленного значения и поддержание его на заданном уровне, и далее через выходной кран 1 поступает к потребителю.


При повышении выходного давления выше допустимого заданного значения открывается предохранительный сбросной клапан 6, и происходит сброс газа в атмосферу.


При дальнейшем повышении или понижении контролируемого давления газа сверх допустимых пределов срабатывает предохранительно-запорный клапан, встроенный в регулятор, перекрывая вход газа в регулятор. На входном и выходном газопроводе установлены манометры 2 и 8 предназначенные для замера входного и выходного давления и определения перепада давления на фильтрующей кассете. По индивидуальному заказу для удобства обслуживания газового фильтра, устанавливается датчик перепада давления ДПД-5 или ДПД-10, либо индикатор перепада давления ИПД-5 или ИПД-10. Максимально допустимое падение давление на кассете фильтра — 10кПа.


В случае ремонта оборудования газ поступает к потребителю через резервную линию. При необходимости используются обе линии одновременно, пропускная способность при этом возрастает.


На газопроводе после входного крана и после регулятора давления газа предусмотрены продувочные трубопроводы.


Для проработки изготовления ГРПШ требуется заполнить форму технического задания (Опросной Лист), исходя из этого формируется цена ГРПШ.

Источник: http://www.grpsh.ru/katalog/grpsh-07-2u1/

Версия для печати



Газорегуляторные пункты шкафные
с основной и резервной линиями редуцирования и байпасом
ГРПШ-07-2У1


      Газорегуляторные пункты шкафные (ГРПШ) предназначены для редуцирования высокого или среднего давления на низкое, автоматического поддержания выходного давления на заданном уровне, независимо от изменения входного давления и расхода, автоматического прекращения подачи газа при повышении или понижении выходного давления сверх заданных значений, а также очистки газа от механических примесей.
      ГРПШ используются в системах газоснабжения жилых зданий, объектов промышленного и сельскохозяйственного назначения. ТУ 4859-001-75954496-2005, Разрешение на применение № РРС 00-18915.

      В модификациях пунктов с учетом расхода газа применяются измерительные комплексы, включающие коммерческий (с электронным корректором) или технологический узел учета, на базе счетчиков RVG, СГ и др.

Смотри также ГРПШ-04-2У1, ГРПШ-05-2У1, ГРПШ-02-2У1

Параметры изделияГРПШ-07-2У1
Применяемый регулятор давления газаРДНК-1000
Регулируемая средаприродный газ по ГОСТ 5542-87
Максимальное входное давление, МПа (кгс/см²)0,6 (6)
Диапазон настройки давления газа на выходе, кПа2 - 5
Максимальная пропускная способность, м³/час900
Пропускная способность при входном давлении, м³/чассмотри в таблице пропускной способности регуляторов
Масса, кг, не более90

Загрузить опросный лист на ГРПШ, ГРУ, ПГБ, ГСГО





Источник: http://www.ft-gaz.ru/grpsh/grpsh07-2u1.html

Газорегуляторные пункты шкафные, ГРПШ, предназначены для  регулирования  высокого или среднего давления на требуемое. ГРПШ автоматически поддерживают заданное выходное давление независимо от изменения расхода и входного давления.  При аварийных повышении или понижении выходного давления от допустимых заданных значений, ГРПШ  автоматически отключают подачу газа. ГРПШ производят очистку газа, поставляемого по ГОСТ 5542-87. Пункты используются для различных видов потребителей (в системах газоснабжения сельских или городских населенных пунктов, коммунально-бытовых зданий, объектов промышленного и сельскохозяйственного назначения, и т.д.) Газорегуляторный пункт шкафной представляет собой рамную сварную конструкцию, обшитую стальными листами, в которой расположено газовое оборудование. В конструкции пункта предусмотрена естественная постоянно действующая вентиляция, через жалюзийные решетки, обеспечивающая трехкратный воздухообмен в час. Условия эксплуатации ГРПШ должны соответствовать климатическому исполнению У категории 1 по ГОСТ 15150-69, для работы при температуре окружающей среды от минус 40 до плюс 60° С.

Источник: https://gazovik-kom.ru/p62260965-gazoregulyatornyj-punkt-shkafnoj.html

Главная > Промышленное газовое оборудование > Газорегуляторный пункт шкафной (ГРПШ) > 

ГРПШ-07-2У1

Газорегуляторные пункты шкафные ГРПШ с основной и резервной линиями редуцирования

Технические характеристики ГРПШ-07-2У1

07-2У1
Регулятор давления газаРДНК-1000
Клапан предохранительный сброснойКПС-Н
Регулируемая средаприродный газ по ГОСТ 5542-87
Давление газа на входе, Рвх, МПа0,6
Диапазон настройки выходного давления, Рвых, кПа2-5
Пропускная способность (для газа плотностью ρ = 0,73 кг/м³), м³/ч800
Масса, кг150

*По заказу возможно изготовление данных изделий с узлом учета расхода газа или с измерительным комплексом СГ-ЭК.

Устройство и принцип работы ГРПШ-07-2У1

Шкафные ГРП используются для редуцирования высокого или среднего давления на требуемое. ГРПШ автоматически поддерживает заданное выходное давление независимо от изменения расхода и входного давления, автоматически прекращает подачу газа при аварийных повышении или понижении выходного давления относительно допустимых заданных значений. Также установка предполагает очистку газа (поставляемого по ГОСТ 5542-87) от механических примесей.

В состав пункта входят:

  • узел фильтра;
  • основная линия редуцирования давления газа;
  • резервная линия редуцирования давления газа.

В шкафных пунктах к выходной линии, на расстоянии не менее 5 ДУ от перехода, подключены импульсный трубопровод и предохранительный сбросной клапан.

Принцип работы установки:

Газ по входному трубопроводу через входной кран 1, фильтр 2 подводится к регулятору давления газа 4. Там происходит снижение давления газа до установленного значения и поддержание его на заданном уровне. Далее через выходной кран 9 газ поступает к потребителю.

Посредством выходного манометра 13 производится контроль выходного давления.

При повышении выходного давления относительно допустимого заданного значения открывается сбросной клапан 5 (в том числе встроенный в регулятор). Происходит сброс газа в атмосферу.

Предохранительно-запорный клапан, встроенный в регулятор срабатывает при дальнейшем повышении или понижении контролируемого давления газа сверх допустимых пределов. Посредством клапана вход газа в регулятор перекрывется.  .

На входном газопроводе установлен манометр 3, используемый для замера входного давления и определения перепада давления на фильтрующей кассете. Максимально допустимое падение давления на кассете фильтра — 10 кПа.

В случае ремонта оборудования газ поступает к потребителю через резервную линию редуцирования. При этом газ через входной кран 1, фильтр 2 по входному трубопроводу  поступает к регулятору давления газа 4. В нем происходит снижение давления газа до установленного значения и поддержание его на заданном уровне. Далее, через выходной кран 9 газ поступает к потребителю.

Контроль выходного давления производится с помощью выходного манометра 13.

На основной и резервной линиях редуцирования после входного крана 1, после регулятора давления газа 4 предусмотрены продувочные трубопроводы.

Схема пневматическая функциональная:
1 — запорная арматура; 2 — фильтр; 3 — входной манометр; 4 — регулятор давления газа; 5 — предохранительный сбросной клапан; 6 — кран трехходовой; 7 — регулятор давления газа (на отопление); 8 — газогорелочное устройство; 9 — запорная арматура; 10, 11, 12 — запорная арматура; 13 — выходной манометр

Габаритный чертеж газорегуляторного пункта шкафного (ГРПШ):
1 — Рвх; 2 — выход клапана предохранительного сбросного; 3 — продувочный патрубок; 4 — Рвых; 5 — подвод импульса к регулятору; 6 — вход клапана предохранительного сбросного

Газорегуляторные пункты шкафные ГРПШ с узлом учета, с основной и резервной линиями редуцирования

Учет расхода количества газа производится турбинным счетчиком газа  или ротационным счетчиком с электронным корректором.

Технические характеристики ГРПШ-07-2У1

07-2У1
Регулятор давления газаРДНК-1000
Клапан предохранительный сброснойКПС-Н
Регулируемая средаприродный газ по ГОСТ 5542-87
Давление газа на входе, Рвх, МПа0,6
Диапазон настройки выходного давления, Рвых, кПа2-5
Пропускная способность (для газа плотностью ρ = 0,73 кг/м³), м³/ч800
Масса, кг250

Схема пневматическая функциональная: 1,3, 7, 12, 13 - краны шаровые; 2 - фильтр типа ФГ; 4 - манометр входной МТ; 5 - выходной манометр (не комплектуется); 6 - регулятор давления газа; 8 - счетчик газовый; 9 - регулятор (на отопление); 10 - аппарат отопительный; 11 - клапан предохранительный сбросной

Источник: http://igazovik.ru/catalog/ГРПШ-07-2У1.html

Главная страница / Оборудование / Газорегуляторные пункты и установки / Серийная продукция / С узлом учета расхода газа / С основной и резервной линиями редуцирования

Заказать


Технические характеристики

ПараметрЗначение
Регулятор давления газаРДНК-1000
Клапан предохранительный сброснойКПС-Н
Регулируемая средаприродный газ по ГОСТ 5542-87
Давление газа на входе, Рвх, МПа0,6
Диапазон настройки выходного давления, Рвых, кПа2–5
Пропускная способность (для газа плотностью ρ = 0,73 кг/м³), м³/ч800
Масса, кг250

Для получения консультации звоните нам 8-800-555-17-74.

Приём заявок на поставку "ГРПШ-07-2У1"
Телефон: 8-800-555-17-74
E-mail:
On-line:заполнить заявку

Источник: http://gazovik-sbyt.ru/catalogue/gpu/serial/grpsh-gru-pgb-gsgo/doubleline/grpsh-07-2-u1/

ГРПШ-07-2У1 – шкафные газорегуляторные пункты, с основной и резервной линиями редуцирования, на базе регуляторов газа РДНК-1000. Используются для снижения среднего и высокого давления газа до низкого и удержания его на заданном уровне в системах газоснабжения промышленных и бытовых объектов. 

 

 

 

Технические характеристики ГРПШ-07-2У1:

 

Наименование параметра

Значение

Тип регулятора давления газа

РДНК-1000

Регулируемая среда

Природный газ ГОСТ 5542-87

Температура окружающего воздуха, С

-40…+60

Диапазон настройки давления газа на выходе, Рвых, кПа

2..5

Неравномерность регулирования, %

+/-10

Максимальное входное давление, Рвх, МПа

0,6

Диапазон настройки давления срабатывания клапана предохранительного сбросного, кПа

1,9...5,5

Диапазон настройки давления срабатывания отключ. устройства, кПа

 

при пониж. Рвых

(0,2…0,5)*Рвых

при повыш. Рвых

(1,2…1,8)*Рвых

Пропускная способность (для газа плотностью ρ=0,72 кг/м3) в зависимости от входного давления, м3/ч, не менее:

 

0,05 МПа

70

0,1 МПа

130

0,3 МПа

450

0,6 МПа

900

1,2 МПа

-

Присоединительные размеры:

 

входного патрубка, мм

Ду50

выходного патрубка, мм

Ду65

импульса, мм

Ду15

Соединение входного и выходного патрубков, импульса

сварное по ГОСТ 16037-80

Срок службы, лет

15

Масса, кг (не более)

120

с обогревом

150

с узлом учета

160

 

 

Устройство и принцип работы ГРПШ-07-2У1 с регуляторами РДНК-100

Пункт ГРПШ 07 2У 1 работает следующим образом.

Газ по входному трубопроводу через входной кран и фильтр поступает на газовый счетчик, затем к регулятору давления газа, регулятор снижает давление газа до заданного значения и поддерживает его на установленном уровне. После редуцирования газ через выходной кран поступает потребителю.

При повышении выходного давления выше допустимого заданного значения открывается сбросной клапан, происходит сброс газа в атмосферу. При дальнейшем повышении или понижении контролируемого давления газа сверх допустимых пределов срабатывает предохранительно-запорный клапан, перекрывая подачу газа.

На фильтре установлен манометр для определения перепада давления на фильтрующей кассете. Максимально допустимое падение давления на кассете фильтра — 5 кПа.

В случае ремонта оборудования при закрытых входном и выходном кранах газ поступает к потребителю по резервной линии редуцирования. Контроль давления производится по выходному манометру.

Учет расхода количества газа производится турбинным счетчиком газа или ротационным с электронным корректором объема газа.

На входном газопроводе после входного крана, после регулятора давления газа и на резервной линии редуцирования предусмотрены продувочные трубопроводы.

В пункте предусмотрена возможность настройки ПСК и регулятора в “тупике”.

 

 

Схема ГРПШ-07-2У1 без обогрева:

 

 

Заказать ГРПШ-07-2У1 регуляторы РДНК-1000 узнать цену, сроки поставки можно воспользовавшись формой заказа или контактной информацией. По запросу предоставим: схему, паспорт, сертификат, разрешение. Изготовим ГРУ на раме, блочном исполнении ПГБ, ГРПБ

Источник: http://promgazarm.ru/35-grpsh-07-2y1.html

ГРПШ - 13 - 1ВУ1 без обогрева

by 1 Comments

проект итп

Шкафная конструкция газорегуляторного пункта защищает оборудование от воздействия внешних факторов окружающей среды. Газ проходит входной кран ГРПШ и попадает во входной трубопровод, по которому он направляется в фильтр установки, обеспечивающий его очистку. При заказе оборудования все эти нюансы необходимо указать в опросном листе. После регулятора давления газ проходит через выходной кран и направляется к потребителям.

ГРПШ грп

by 0 Comments

Фланец ст.09Г2С 3-50-25 ГОСТ 12820-80

Поверка сигнализаторов загазованности Обслуживание системы контроля ГРПШ, ГРП, ГРУ Химводоподготовка Наладка химводоподготовки Механическая чистка котлов

Газорегуляторные пункты шкафные

Газорегуляторными пунктами шкафными, или сокращенно ГРПШ — называют такой комплекс технологических устройств и оборудования, который необходим для снижения входного газового давления, до определённого уровня (который можно задать) и его последующего постоянного поддержания на выходе. Такие пункты размещаются в специально оборудованных шкафах из огнестойкого материала — отсюда и соответствующее название. Шкафы могут иметь один или два выхода, одну или две линии редуцирования и байпас. Установка регуляторов на них может производится как последовательно, так и параллельно, в соответствии с моделью ГРПШ. Тоже самое применимо и к выходному давлению, где ГРПШ может поддержать одинаковое или разное давление, в соответствии со своими характеристиками. Пропускная способность, при одинаковом давлении может иметь различную величину. Разный пропускной режим ГРПШ характерен для управления газоснабжением в разные сезоны. Например: зимой и летом.

Источник: http://specmarket.ru/dir_grpsh.htm

Как рассчитать ГРПШ

by 1 Comments

клапаны запорные расценка в смете

Газорегуляторный шкафной пункт





ГРПШ, или шкафные газорегуляторные пункты, используются в системах распределения газа с целью снижения входного давления природного газа, а также поддержания требуемого уровня его давления на выходе из газорегуляторного пункта. Конструкция ГРПШ предусматривает установку оборудования для очистки природного газа от твердых частиц и примесей, а также оборудования, предназначенного для прекращения подачи газа потребителю в случае аварийного изменения уровня выходного давления.

Также шкафные газорегуляторные пункты применяются в системах, где используется газовая фаза сжиженного природного газа.

По своему устройству газорегуляторные пункты ГРПШ представляют собой металлический шкаф, в котором устанавливается технологическое оборудование. Для доступа к оборудованию ГРПШ оборудуется дверьми, расположенными с одной или двух сторон. Если в этом есть необходимость, в ГРПШ устанавливается электрический или газовый обогрев.

Назначение и описание ГРПШ

Установка шкафных газорегуляторных пунктов обусловлена тем, что в магистральных газопроводах давление природного газа порой доходит до десяти МПа. Первичное снижение давления газа осуществляется на газораспределительных станциях, где его уровень снижается до одного-двух МПа. Однако внутренние газопроводы домов и зданий не рассчитаны на такое давление, и его требуется снизить до параметров, которые нужны конечному потребителю газа.

В связи с этим, ГРПШ выполняют такие функции, как:

  • Технологический и коммерческий учет расхода газа (если этого требует заказчик).
  • Прекращение подачи газа потребителю, в случае аварийного изменения заданного уровня выходного давления газа.
  • Фильтрация природного газа.
  • Поддержание давления на выходе в автоматическом режиме.
  • Редуцирование (снижение) среднего или высокого давления газа, который поступает из распределительных магистралей.

Редуцирование поступающего природного газа происходит в регуляторе давления газа. Оно поддерживается на заданном уровне независимо от того, как изменяется расход газа или входное давление. Благодаря данной функции использующее газ оборудование пользователей защищено от скачков давления.

Конструкция и устройство ГРПШ

Установка всего технологического оборудования производится в шкаф из металла, который изготавливают из несгораемых материалов. Благодаря шкафной конструкции оборудование газорегуляторного пункта защищено от негативного воздействия различных внешних факторов окружающей среды. Помимо этого, шкаф ГРПШ дополнительно оборудован замком, благодаря чему оборудование дополнительно защищено от несанкционированного доступа.

Установка ГРПШ может осуществляться как на открытой территории, так и в отапливаемых помещениях. Если ГРПШ используется на открытой территории, то для корректной эксплуатации в условиях низких температур его можно дополнительно оснастить электрическим либо газовым обогревом шкафа. Газовый обогрев ГРПШ осуществляется при помощи инфракрасной горелки, а электрический – путем установки внутри шкафа конвекторов. Как в первом, так и во втором случае температуру нагрева можно регулировать. При необходимости корпус шкафа может быть дополнительно теплоизолирован.



По входному газопроводу, через кран природный газ поступает в газорегуляторный пункт. Далее он проходит через фильтр, где очищается от возможных примесей и поступает в регулятор давления газа, где осуществляется его редуцирование, и дальнейшее поддерживание давления на требуемом уровне.

Технические характеристики ГРПШ

Ниже приведены общие технические параметры шкафных газорегуляторных пунктов:

  • Входное давление газа не должно превышать 1,2 МПа. Если есть необходимость, по спецзаказу могут быть изготовлены установки, в которых входное давление может составлять 1,6 МПа.
  • Выходное давление газа – в диапазоне от 0,001 до 0,6 МПа.
  • Пропускная способность ГРПШ может составлять вплоть до 500000 кубометров в час.
  • При необходимости ГРПШ могут укомплектовываться различными счетчиками газа.
  • ГРПШ комплектуются различными регуляторами давления газа, такими как РДК, РДГБ, РДП, РДГК, РДБК, РДСК, РДНК, РДГ, РДГД, РДУ.

Классификация ГРПШ

Классификация ГРПШ осуществляется по количеству выходов и линий редуцирования. Различают такие конструктивные исполнения шкафных газорегуляторных пунктов:

  • ГРПШ с более чем двумя линиями редуцирования.
  • ГРПШ с двумя линиями редуцирования, рассчитанными на разные либо одинаковые давления (при параллельной либо последовательной установке регуляторов давления газа).
  • ГРПШ с основной и резервной линией редуцирования.
  • ГРПШ с одной линией редуцирования.

Дополнительно ГРПШ могут укомплектовываться различными измерительными комплексами на базе турбинных или ротационных счетчиков для технологического или коммерческого учета расхода природного газа. Также устанавливаются средства для определения таких параметров, как температура и давление газа.

В зависимости от того, какие требования предъявляет заказчик к автоматизации ГРПШ, они также могут изготавливаться с комплексами телемеханики или телеметрии, предназначенными для дистанционного управления и контроля ГРПШ.

Газовое оборудование ГРПШ

Внутри ГРПШ производится установка оборудования, предназначенного для снижения давления, фильтрации газа, а также учета различных технических параметров (опционально), а именно:

  • Измерительный комплекс (опционально).
  • Манометр.
  • Сбросные и предохранительные устройства.
  • Регулятор давления газа.
  • Запорная арматура (вентили, задвижки, краны).
  • Фильтр газовый сетчатый ФС.

 

 

Регуляторы давления газа

Управление гидравлическим режимом работы системы газораспределения осуществляют с помощью регуляторов давления газа (РДГ), которые автоматически поддерживают постоянное давление в точке отбора импульса независимо от интенсивности потребления газа. При регулировании давления происходит снижение начального более высокого давления на конечное более низкое. Это достигается автоматическим изменением степени открытия дросселирующего органа регулятора, вследствие чего автоматически изменяется гидравлическое сопротивление проходящему потоку газа.

В зависимости от поддерживаемого давления (расположения контролируемой точки в газопроводе) регуляторы давления газа (РДГ) разделяют на регуляторы давления газа до себя и после себя. В ГРП (ГРУ) применяют только регуляторы давления газа после себя.

Автоматический регулятор давления газа (РДГ) состоит из исполнительного механизма и регулирующего органа. Основной частью исполнительного механизма является чувствительный элемент, который сравнивает сигналы задатчика и текущего значения регулируемого давления. Исполнительный механизм преобразует командный сигнал в регулирующее воздействие и в соответствующее перемещение подвижной части регулирующего органа за счет энергии рабочей среды (это может быть энергия газа, проходящего через регулятор давления газа (РДГ), либо энергия среды от внешнего источника электрическая, сжатого воздуха, гидравлическая).

Если перестановочное усилие, развиваемое чувствительным элементом регулятора давления газа, достаточно большое, то он сам осуществляет функции управления регулирующим органом. Такие регуляторы давления газа (РДГ) называются регуляторами давления прямого действия. Для достижения необходимой точности регулирования и увеличения перестановочного усилия между чувствительным элементом и регулирующим органом может устанавливаться усилитель командный прибор (иногда называемый пилотом). Измеритель управляет усилителем, в котором за счет постороннего воздействия (энергии рабочей среды) создается усилие, передающееся на регулирующий орган.

Так как в регулирующих органах регуляторов давления происходит дросселирование газа, то их иногда называют дросселирующими.

В связи с тем, что регулятор давления газа предназначен для поддержания постоянного давления в заданной точке газовой сети, то всегда необходимо рассматривать систему автоматического регулирования в целом «регулятор и объект регулирования (газовая сеть)». Принцип работы регуляторов давления газа (РДГ) основан на регулировании по отклонению регулируемого давления. Разность между требуемым и фактическим значениями регулируемого давления называется рассогласованием. Оно может возникать вследствие различных возбуждений либо в газовой сети из-за разности между притоком газа в нее и отбором газа, либо из-за изменения входного (до регулятора) давления газа.

Правильный подбор регулятора давления газа должен обеспечить устойчивость системы регулятор-газовая сеть, т. е. способность ее возвращаться к первоначальному состоянию после прекращения возмущения.

Предохранительно-запорный клапан типа ПКН (В) состоит из чугунного литого корпуса 1 вентильного типа, мембранной камеры, надстроечной головки и системы рычагов. Внутри корпуса имеется седло и клапан 9. Шток клапана входит в соединение с рычагом 14, один конец которого крепится шарнирно внутри корпуса, а другой с грузом выведен наружу. Для открытия клапана 9 с помощью рычага 14 сначала немного поднимается шток и удерживается в таком положении, при этом открывается отверстие в клапане и перепад давления до и после него уменьшается. Рычаг с грузом 14 вводится в зацепление с анкерным рычагом 15, который укреплен на корпусе шарнирно. Ударный молоточек 17 также крепится шарнирно и расположен над плечом анкерного рычага. Над корпусом под надстроечной головкой расположена мембранная камера, в которую под мембрану подается газ из рабочего газопровода. На мембране сверху расположен шток с гнездом, в которое одним плечом входит коромысло 16. Другое плечо коромысла входит в зацепление со штифтом ударного молоточка.









Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:

Источник: http://zdamsam.ru/a61860.html

1.4 ПОДБОР ОБОРУДОВАНИЯ ГАЗОРЕГУЛЯТОРНОГО ПУНКТА.

Газорегуляторный пункт (ГРП) предназначен для снижения давления газа и поддержания его на заданном уровне независимо от изменения расхода, давления газа. Одновременно производится очистка газа от механических примесей и учёт расхода газа.

Подбор оборудования выполняем для ГРП № 3.

Газорегуляторный пункт (ГРП) выполнен одноэтажным, I степени огнестойкости с совмещённой кровлей. Вход, выход газа через наружную часть здания в футляре и газопроводе установлены изолирующее  фланцевое соединение по серии 5.905-6. Предусмотрено естественное и искусственное освещение. В здание ГРП естественная приточно-вытяжная постоянно действующая вентиляция, обеспечивающая не менее трёхкратный воздухообмен за 1 час.

Основным оборудованием газорегуляторного пункта является:

    ·  Фильтр.

    ·  Регулятор давления.

        Предохранительно-запорный клапан (ПЗК).

        Предохранительный сбросной клапан (ПСК)

    ·  Запорная арматура.

    ·  Контрольно-измерительные приборы (КИП).

    ·  Приборы учёта расхода газа.

В дипломном проекте вместо обводного газопровода (байпаса) предусмотрена  вторая линия редуцирования, что существенно повышает надежность работы ГРП. Установка предохранительного запорного клапана предусмотрена перед регулятором давления, а предохранительного сбросного клапана за регулятором давления, на выходном газопроводе из ГРП. В газорегуляторном пункте предусмотрены продувочные и сбросные трубопроводы, они выведены наружу на расстоянии 1 ¸ 1,5 м. от карниза крыши здания.

Газорегуляторный пункт ГРП № 3 принят на базе типового проекта с регулятором давления типа РДБК1-100, с учётом расхода газа камерной диафрагмой типа ДКС-50.

Подбор оборудования газорегуляторного пункта производится по расчётной нагрузке и расчётному давлению газа на выходе и входе в газорегуляторный пункт. В газорегуляторном пункте производится снижение давления газа до 300 мм. вод. ст (изб).

       Исходными  данными для расчёта являются:

  • производительность ГРП;  Q = 2172 м3/час
  • давление газа на входе в ГРП;  РВХ = 0,501 МПа (абс)
  • давление газа на выходе из ГРП;  РВЫХ = 0,303 МПа (абс)
  • диаметр трубы на входе в ГРП;  ДУ = 57 мм
  • диаметр трубы на выходе из ГРП;  ДУ =273 мм
  • барометрическое давление РБ= 0,10132 МПа

Для подбора регулятора давления предварительно рассчитываем необходимый диаметр:

, где

Q – расход газа через регулятор, м3/час

t – температура газа, t = 5°С

V – скорость газа, V = 25 м/с

РМ – давление на входе в регулятор, равное 0,578 МПа (абс.)

  = 7,5 см = 75 мм

Принимаем регулятор давления типа РДБК1-100/50.

Необходимо проверить регулятор на пропускную способность, т.е. его расчётная часовая максимальная пропускная способность  QMAX должна составлять не более 80%, а расчётная минимальная пропускная способность QMIN не менее 10% от действительной пропускной способности QД  при заданных входном давлении. Иными словами должно быть выполнено условие:

(QМАХ /QД) ´ 100 %£ 80%

(QMIN/QД) ´100% ³10%

где: QMIN - минимальный отбор газа потребителями, м3/ч, принимаем равным  30 % QМАХ,

т.е.  QMIN= 630 м3/час

Так как РВЫХ / РВХ < 0,9, то  искомую  пропускную  способность  регулятора  при  Р1= 0,501 МПа (абс.) определяем по формуле:

Qд = , где

f1 = 78,5 см2  -  площадь сечения условного прохода входного фланца регулятора  [5].

РВХ = 0,501 МПа (абс.)

j = 0,47  -  коэффициент, зависящий от отношения РВЫХВХ = 0,103/0,578 = 0,16 по [5], по графику рис. 9 определяем  j.

k3 = 0,103  - коэффициент расхода для РДБК 100/50 определяем по табл. 4 [5].

Qд =  = 3676 м3/час

Проверяем процент загрузки регулятора:

 = 59,08 % < 80%

 =  14,8 % > 10%

 Так как условия выполняются, то регулятор выбран правильно.

Расчёт оборудования ГРП.

таблица1.4.1

Определяемая  величина

Расчётная формула

Результат

Размер-

ность

  1. Абсолютная температура потока среды ,    Т

Т = Тн + t  =  273,15 + 5

278,15

°К

2. Плотность газовой смеси при   t = +50С,  rн

0,682

кг/м3

Фильтр

3. Диаметр условного прохода фильтра,  dу

принимаем равным условному проходу газопровода

ФГ-15-50

50

мм

4. Пропускная способность фильтра,   Q

2098

м3

5. Потери давления от установки фильтра,  DРФ

[5]  прил.4

7000

Па

6. Избыточное давление газа после фильтра,  РФ

РФ = РВХ - DРФ / 106  =

= 0,49 - 7000 / 106

0,40

МПа

Диафрагма

7. Абсолютное давление газа перед диафрагмой,  РА

РА = РФ + РБ =

= 0,4 + 0,1034

Тип ДКС-50

0,5034

МПа

8. Потери давления от установки диафрагмы,   DРД

[5] прил.19

0,018

МПа

9. Абсолютное давление газа после диафрагмы, Рпд

РПД = РА - DРД =

= 0,5034 - 0,018

0,4854

МПа

Предохранительный запорный клапан  ПЗК

10.Диаметр условного прохода   ПЗК,    dу

Принимаем равным диаметру условного прохода фильтра

ПКН-50

50

мм

11. Расход газа проходящего через клапан,   Q

см. п.4

2098

м3

12. Избыточное давление газа перед клапаном,   РИ'

РИ' = РПД – РБ =

= 0,4854 - 0,1034

0,382

МПа

13. Потери давления от установки клапана , DРКЛ

[5] прил. 16

65000

Па

14. Избыточное давление после клапана,   РПК

РПК = РИ¢ - РПК /106 =

= 0,4854- 65000 / 106

0,4204

МПа

Регулятор давления

15. Регулятор давления

принимаем регулятор типа

РДБК1-100/50

16. Избыточное давление перед регулятором,   РПК'

РПК'  =  РПК

0,4204

МПа

17. Пропускная способность по расчёту,   QПР

QПР = 1595* 78,5 * 0,103 * 0,47 *

0,4204*

3599

м3

18. Коэффициент пропускной способности,   КП

0,98

19. Исходная пропускная способность регулятора,   Q1

Q1 = QПР ´ КП  =

= 3599 ´ 0,98

3525

м3

20. При QМАХ процент загрузки регулятора

61,62

%

  1. При QMIN процент загрузки регулятора 

17,9

%

Предохранительно - сбросной клапан

22. Предохранительно - сбросной клапан

принимаем  тип:

ПСК- 50Н/0,05

неполно-

подъёмный

23. Коэффициент сжимаемости,   К1

Принимаем

1

24. Длина газопровода:

до клапана

      после клапана

LВП

LВС

3,5

25

м

м

25. Сумма коэффициентов местных сопротивлений:

до клапана

      после клапана

åxП

åxС

3,38

6,8

26. Диаметры патрубков

ДУ = ДУ   [5]  рис.22

50

мм

27. Диаметр седла клапана

[5]  рис.22

50

мм

28. Необходимая пропускная способность ПСК при 00С и

0,1034 МПа,  QК'

QК'= 0,005*Qмах =

= 0,005*1050

5,25

м3

29. Необходимая пропускная способность в рабочих условиях,  QК

5,8

М3

30. Коэффициент расхода,  а

принимаем

0,3

31. Диаметры газопроводов:

до клапана

после клапана

по чертежу

dП

dС

5

5

см

см

32. Диаметры общих газопроводов:

до клапана

после клапана

ДП = dП

ДС = dС

5

5

см

см

33. Эквивалентные длины:

до клапана

после клапана

[ 6 ] ном. № 6

LДП

LВП

1,5

1,5

м

м

34. Приведённые длины:

до клапана

LП =  LВП + åxП*LДП =

= 3,5 + 3,38*1,5

8,57

м

после клапана

LС =  Lдс +åxС*LДС =

= 25 + 6,8*1,5

35,2

м

35. Потери давления газа в газопроводе до клапана на 1 м длины

[ 6 ] ном.

DР¢п = 0,1*10

1

Па

36. Абсолютное давление газа в газопроводе до клапана + 15%,      Р¢ВХ

Р¢ВХ=1,15*(РВЫХ –LП*DР¢/100)+РБ =1,15*(0,003-8,57*1/100)+0,103

0,1068

МПа

37. Потери давления газа в газопроводе после клапана,

С

С= 10-6*LС*DРС'

С'= DРП'

С = 10-6*35,2*1

0,0000352

МПа

38. Абсолютное давление газа после клапана,  Р1'

Р1' = РВХ' - DРС =

= 0,1068 -0,0000352

0,10236

МПа

39. Избыточное давление газа после клапана,  Р0'

Р0' = Р1' - РБ =

 = 0,10236 - 0,099

0,00336

МПа

40. Условия соответствия принятых диаметров до и после клапана

С  <   Р0'

0,0000352 < 0,00336

Условие выполнено

41. Критическое отношение давлений,   ВКР

0,543

42. Соотношение давлений:             до и после клапана,   b

b = Р1' / РВХ' =

= 0,10236 / 0,1068

0,958

43. Коэффициент b при b > bКР

0,56

44. Плотность газовой смеси в рабочих условиях,   r

0.716

кг/м3

45.    Площадь сечения

клапана

FС

399,86

мм2

46. Площадь сечения принятого клапана,  FСК

FСК = r*502 =

= 0,716*502

1790

мм2

47. Количество клапанов,

nК

FС< FСК

399,86<1790 мм2

1 кл. ПСК-50Н/0,05

Похожие материалы

Информация о работе

Скачать файл

Источник: https://vunivere.ru/work14646

ГРПШ, или шкафные газорегуляторные пункты, используются в системах распределения газа с целью снижения входного давления природного газа, а также поддержания требуемого уровня его давления на выходе из газорегуляторного пункта. Конструкция ГРПШ предусматривает установку оборудования для очистки природного газа от твердых частиц и примесей, а также оборудования, предназначенного для прекращения подачи газа потребителю в случае аварийного изменения уровня выходного давления.

Также шкафные газорегуляторные пункты применяются в системах, где используется газовая фаза сжиженного природного газа.

По своему устройству газорегуляторные пункты ГРПШ представляют собой металлический шкаф, в котором устанавливается технологическое оборудование. Для доступа к оборудованию ГРПШ оборудуется дверьми, расположенными с одной или двух сторон. Если в этом есть необходимость, в ГРПШ устанавливается электрический или газовый обогрев.

Назначение и описание ГРПШ

Установка шкафных газорегуляторных пунктов обусловлена тем, что в магистральных газопроводах давление природного газа порой доходит до десяти МПа. Первичное снижение давления газа осуществляется на газораспределительных станциях, где его уровень снижается до одного-двух МПа. Однако внутренние газопроводы домов и зданий не рассчитаны на такое давление, и его требуется снизить до параметров, которые нужны конечному потребителю газа.

В связи с этим, ГРПШ выполняют такие функции, как:

  • Технологический и коммерческий учет расхода газа (если этого требует заказчик).
  • Прекращение подачи газа потребителю, в случае аварийного изменения заданного уровня выходного давления газа.
  • Фильтрация природного газа.
  • Поддержание давления на выходе в автоматическом режиме.
  • Редуцирование (снижение) среднего или высокого давления газа, который поступает из распределительных магистралей.

Редуцирование поступающего природного газа происходит в регуляторе давления газа. Оно поддерживается на заданном уровне независимо от того, как изменяется расход газа или входное давление. Благодаря данной функции использующее газ оборудование пользователей защищено от скачков давления.

Конструкция и устройство ГРПШ

Установка всего технологического оборудования производится в шкаф из металла, который изготавливают из несгораемых материалов. Благодаря шкафной конструкции оборудование газорегуляторного пункта защищено от негативного воздействия различных внешних факторов окружающей среды. Помимо этого, шкаф ГРПШ дополнительно оборудован замком, благодаря чему оборудование дополнительно защищено от несанкционированного доступа.

Установка ГРПШ может осуществляться как на открытой территории, так и в отапливаемых помещениях. Если ГРПШ используется на открытой территории, то для корректной эксплуатации в условиях низких температур его можно дополнительно оснастить электрическим либо газовым обогревом шкафа. Газовый обогрев ГРПШ осуществляется при помощи инфракрасной горелки, а электрический – путем установки внутри шкафа конвекторов. Как в первом, так и во втором случае температуру нагрева можно регулировать. При необходимости корпус шкафа может быть дополнительно теплоизолирован.

По входному газопроводу, через кран природный газ поступает в газорегуляторный пункт. Далее он проходит через фильтр, где очищается от возможных примесей и поступает в регулятор давления газа, где осуществляется его редуцирование, и дальнейшее поддерживание давления на требуемом уровне.

Технические характеристики ГРПШ

Ниже приведены общие технические параметры шкафных газорегуляторных пунктов:

  • Входное давление газа не должно превышать 1,2 МПа. Если есть необходимость, по спецзаказу могут быть изготовлены установки, в которых входное давление может составлять 1,6 МПа.
  • Выходное давление газа – в диапазоне от 0,001 до 0,6 МПа.
  • Пропускная способность ГРПШ может составлять вплоть до 500000 кубометров в час.
  • При необходимости ГРПШ могут укомплектовываться различными счетчиками газа.
  • ГРПШ комплектуются различными регуляторами давления газа, такими как РДК, РДГБ, РДП, РДГК, РДБК, РДСК, РДНК, РДГ, РДГД, РДУ.

Классификация ГРПШ

Классификация ГРПШ осуществляется по количеству выходов и линий редуцирования. Различают такие конструктивные исполнения шкафных газорегуляторных пунктов:

  • ГРПШ с более чем двумя линиями редуцирования.
  • ГРПШ с двумя линиями редуцирования, рассчитанными на разные либо одинаковые давления (при параллельной либо последовательной установке регуляторов давления газа).
  • ГРПШ с основной и резервной линией редуцирования.
  • ГРПШ с одной линией редуцирования.

Дополнительно ГРПШ могут укомплектовываться различными измерительными комплексами на базе турбинных или ротационных счетчиков для технологического или коммерческого учета расхода природного газа. Также устанавливаются средства для определения таких параметров, как температура и давление газа.

В зависимости от того, какие требования предъявляет заказчик к автоматизации ГРПШ, они также могут изготавливаться с комплексами телемеханики или телеметрии, предназначенными для дистанционного управления и контроля ГРПШ.

Газовое оборудование ГРПШ

Внутри ГРПШ производится установка оборудования, предназначенного для снижения давления, фильтрации газа, а также учета различных технических параметров (опционально), а именно:

  • Измерительный комплекс (опционально).
  • Манометр.
  • Сбросные и предохранительные устройства.
  • Регулятор давления газа.
  • Запорная арматура (вентили, задвижки, краны).
  • Фильтр газовый сетчатый ФС.

В случае если имеется резервная или вторая линия редуцирования, она снабжается аналогичным набором оборудования

  • ГРПШ с основной и резервной линиями редуцирования и измерительным комплексом
  • ГРПШ с основной и резервной линиями редуцирования
  • Источник: http://mingas.ru/2016/04/shkafnye-gazoregulyatornye-punkty-grpsh/

    8 Подбор оборудования грпш

    Газорегуляторный пункт служит для снижения давления газа, поступающего из городских распределительных сетей, до заданного и поддержания его постоянным независимо от расхода. Поскольку в жилых домах используются газовые приборы (плиты, газовые котлы), оснащенные атмосферными горелками с номинальным давлением газа 2 кПа, то на выходе из сетевого ГРП, питающего сети низкого давления, поддерживается давление 2 кПа.

    В последние время с целью снижения продолжительности работ по монтажу ГРП населённых мест и повышению их качества принимают ГРП блочного типа. ГРП блочного типа выпускают по заказам монтажных организаций по типовым чертежам. Имеющая в типовых чертежах компоновка предусматривает то, что ГРП занимает минимальную площадь и удобность для обслуживания.

    Согласно СП 62.13330.2011 при компоновке оборудования ГРП должна быть предусмотрена возможность его удобного обслуживания. Ширина основного прохода в ГРП должна быть не менее 0,8 м. Для обслуживания оборудования, размешенного на высоте более 1,5 м. должны быть предусмотрены площадки с лестницами, имеющими перила.

    В ГРП следует предусматривать наличие помещений для размещения линий редуцирования, а также вспомогательных помещений для размещения отопительного оборудования, КИП, автоматики и телемеханики.

    Для отдельно стоящих ГРП и ГРПБ рекомендуется предусматривать их оборудование проветриваемым ограждением высотой 1,6 м, выполненным из негорючих материалов. При выносе из ГРП и ГРПБ части технических устройств они должны находиться в пределах ограждения конкретных ГРП и ГРПБ. Высоту ограждения в данном случае принимают не менее 2 м.

    Ограждение не должно выступать за пределы охранной зоны ГРП и ГРПБ.

    Двери ГРП и ГРПБ следует предусматривать противопожарными, искронедающими и открываемыми изнутри наружу без ключа, с фиксацией в открытом положении.

    Конструкция окон должна исключать искрообразование при их эксплуатации.

    Помещения ГРП и ГРПБ должны соответствовать требованиям СП 56.13330.2011, а помещения для размещения отопительного оборудования также СНиП II-35-76*.

    8.1. Подбор газораспределительного пункта для жилого сектора

    8.1.1 Параметры настройки грпш

    1. Давление газа на вводе - 0,232 МПа;

    2. Давление газа на выходе - 0,002 МПа;

    3.Предохранительный запорный клапан настроить на давление Рmax=1,25∙0,002=0,0025 МПа, Рmin=0,0002

    4.Предохранительно сбросной клапан настроить на давление Р=1,15∙0,002=0,0023 МПа;

    5. Расчетный расход газа V=63,08м3

    По каталогам сайта Газовик для проектирования выбираем ГРПШ-04-2У1 с пропускной способностью 250 м3/ч.

    8.1.2 Подбор регулятора давления

    Регуляторы давления выбираются по расчетному (максимальному часовому) расходу газа при требуемом перепаде давления. Пропускная способность таких регуляторов определяется по паспортным данным завода – изготовителя.

    Фактическая пропускная способность регулятора давления V, м3/ч, определяется по формуле

    При Р2/P1<0.5 и

    (8.1)

    где, Р1, Р2– абсолютные деления на входе и выходе ГРПШ, МПа;

    - плотность газа при нормальных условиях, кг/м3;

    Р1=0,232+0,1=0,332 МПа

    Р2=0,002+0,1=0,102 МПа

    Р21=0,102/0,332=0,31

    0,31<0,5

    Применяется регулятор давления марки РДНК-400 с пропускной способностью 300м3/ч,Dу=50мм.

    V==142.3 м3

    Источник: https://StudFiles.net/preview/3585256/page:13/
    Подробности
    Категория: Проектировщикам

    Молниезащита ГРПШ


    Рассмотрим пример молниезащиты ГРПШ, выполненный в соответствии с действующими нормами и правилами, и прошедший экспертизу.

    Согласно СО 153-34.21.122-2003 (РД 34.21.122-87) "Инструкции по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций" по классификации зданий и сооружений по устройству молниезащиты ГРПШ относится к объектам защиты от прямых ударов молнии (ПУМ)-II, надежность защиты от ПУМ Рз=0,95.

    Согласно правилам безопасности систем газораспределения и газопотребления (Приказ Ростехнадзора от 15.11.2013 № 542), к взрывоопасным зонам относится пространство над обрезом труб, в пределах полушария радиусом 5м, и пространство в пределах 3м по горизонтали и вертикали от запорной арматуры и фланцевых соединений трубопроводов. ГРПШ относится к объектам защиты от прямых ударов молнии (ПУМ)-II, надежность защиты от ПУМ Рз=0,95. Защита от прямых ударов молнии выполняется отдельно стоящим молниеотводом, соединенным с заземлителем, который выполняется из стальных электродов (уголок 63х63х6,0), горизонтальная шина заземления - из полосовой стали 4х40 l=14м. Длина электродов 3м, количество 3 шт, сопротивление заземления не должно превышать 10 Ом.

    Защита от прямых ударов молнии выполняется отдельно стоящим молниеотводом, соединенным с заземлителем, который выполняется из стальных электродов (уголок 63х63х6,0), горизонтальная шина заземления - из полосовой стали 4х40 l=14м.Длина электродов 3м, количество 3 шт, сопротивление заземления не должно превышать 10 Ом. Если при замере сопротивление окажется более 10 Ом, необходимо увеличить количество электродов.

    Металлическую конструкцию ГРПШ соединить с заземлителем в двух местах сваркой.

    Все работы выполнить согласно ПУЭ с соблюдением ПОТ РМ-016-2001 и ПТЭЭП.

    Расчет зоны защиты молниеотвода



    Для ПРГ необходимо устанавливать отдельно стоящий молниеотвод, высота которого должна обеспечить перекрытия места установки газорегуляторной установки.

    Расчет зоны защиты молниеотвода производится по формуле:
    ho=0,7h; ro=0,6h; rx=ro(ho-hx)/ho, где
    h- высота молниеотвода от земли.
    ho- высота конуса защищаемой зоны.
    ro- радиус действия защиты на уровне земли.
    rx- радиус действия молниеотвода на высоте защищаемого сооружения.
    hx- высота защищаемого сооружения.

    Пример расчета молниеотвода:

    Принимаем высоту защищаемой газорегуляторной установки ( hx) равной 4,0 м, rx принимаем равной 1,8 метра.
    1,8=0,6(0,7h-4)/0,7 отсюда h=8,71м
    ro=0,6h=5,2 м
    ho=0,7h=6,1 м

    Заземлители молниеприёмника ГРПШ



    Заземлители молниеприёмника выполняются из полосы 4x40, прокладываемой на глу-бине 0,5м и вертикальных электродов (круг В16) L=3m

    Заземлители котлов (контур заземления технологического оборудования) выполняют-ся из полосы 4х40, прокладываемой на глубине 0,5м и вертикальных электродов (круг В16) L=3м. Основание котлов и газопровод на вводе в котёл соединяются с контуром заземления технологического оборудования токоотводами (круг В16).

    Заземлители ГРПШ (контур заземления технологического оборудования) выполняются из полосы 4x40, прокладываемой на глубине 0,5м и вертикальных электродов (круг В16) L=3m. Основание ГРПШ и газопровод на вводе в ГРПШ соединяются с контуром заземле-ния технологического оборудования токоотводами (круг В16).

    Зона защиты молниеотвода ГРПШ

    Кликните по картинке для увеличения

    Чертеж молниеотвода для ГРПШ со спецификацией элементов

    Источник: http://tehgazpribor.ru/data_sheet/proekt/186-молниезащита-грпш-чертежи,-примеры,-нормы-и-расчеты

    Предлагаем воспользоваться несложной программой подбора ГРПШ онлайн. Подбор осуществляется по трем основным параметрам - давление на входе, давление на выходе, расход газа. Для подбора ГРПШ онлайн перейдите по кнопке ниже.

     

    *Подбор осуществляется при помощи сервиса, разработанного компанией ЭКС-ФОРМА.

    Регистрации и иных действий не требуется.

     

     

    Для подбора ГРПШ под конктерный проект газификации с разработкой схем, просьба связаться с нами по указанным на сайте контактам.

     

    Подбор ГРПШ возможен по категории давления:

     

    • с высокого на среднее
    • с высокого на низкое
    • со среднего на низкое

     

    По расходу газа:

     

    • до 100 м3/ч
    • до 500 м3/ч
    • до 1500 м/ч
    • до 3000 м3/ч

    и т.д. но не более 50.000 м3/ч

     

    А также по компоновкам:

     

    • по количеству линий редуцирования
    • по типу крепления на объекте
    • по виду обслуживания
    • по подводу и выходу газа

     

    Предлагаем воспользоваться программой подбора ГРПШ, которая учитывает три основные параметра:

     

    • давление на входе
    • давление на выходе
    • расход газа 

     





    Источник: http://xn--c1a0ahw.xn--p1ai/kak/246-podbor-grpsh.html

    Астрон ГРПШ

    by 1 Comments

    типы ручек шаровых кранов

    Главным направлением работы организации выбрана реализация промышленного и бытового газового оборудования. регуляторы давления газа, газорегуляторные пункты, газорегуляторные установки и пр. Основными принципами являются: * Индивидуальный подход к каждому клиенту * Предоставление полной технической информации на необходимое оборудование * Выполнение взятых обязательств перед клиентами * Доставка оборудования потребителю разными видами транспорта – автомобильным, железнодорожным (грузобагаж, контейнер), почтовым. * Оперативность при выставлении счетов и отгрузке продукции

    Источник: http://astrongaz.fis.ru/

    Предлагаем:Регуляторы Давления Газа, Газорегуляторные Пункты Шкафные (ГРРШ), Фильтры Газовые, Газоанализаторы (СИКЗ, САКЗ), Системы Аварийного Отключения(САОГ), Устройства Учета Расхода Газа, Отопительное Оборудование (АОГВ, Котлы Бытовые)и Т. Д.

    Направлениями деятельности компании являются «Оборудование и инструменты / Медицинские инструменты, оборудование, Оборудование и инструменты / Нефтяное оборудование, Оборудование и инструменты / Промышленное оборудование, Оборудование и инструменты / Строительные инструменты, оборудование, Оборудование и инструменты / Теплосеть – оборудование, Промышленность / Газовая промышленность, Промышленность / Газовая промышленность, Промышленность / Нефтехимическая промышленность, Промышленность / Топливная промышленность, Промышленность / Трубопроводы – строительство и эксплуатация, Строительство / Строительные и отделочные материалы, Товары / Бытовая техника, Топливо и энергетика / Нефтегазодобывающее оборудование». Компания Астрон Газ, ООО находится по адресу 410019, ул. Танкистов, д. 28, оф. 332 в регионе Россия, Саратов. По следующим телефонам вы можете связаться с представителями компании - +7 (8452) 79-00-10, 79-00-19. Для посещения официального веб-сайта организации используйте следующий адрес - http://www.astrongaz.ru. Адрес электронной почты для связи с администрацией - astrongaz@mail.ru.



    Источник: http://b2bpoisk.ru/компания/339059

    Общие технические
    требования ГРПШ

    Функциональные требования
    по ГОСТу

    ООО «Газовик-Комплект»
    РФ, г. Саратов, Новоастраханское шоссе, 109/1
    Телефон: +7 (8452) 53-34-45
    Электронная почта:533445@mail.ru

    Информация о компании

    Концерн «Газовик-Комплект» создан на базе нескольких предприятий (ООО «Промгаздеталь», ООО «АвтоТрансГрупп» и др.) с целью ведения совместной скоординированной деятельности в сфере производства промышленного газового оборудования и внедрения инновационных разработок на рынке России и СНГ. Важнейшие конкуренты ООО «Газовик-Комплект» — ЭПО Сигнал (г.Энгельс), Завод Газпроммаш, ОАО Газаппарат, ООО ПКФ Экс-Форма (г.Саратов).

    Основное направление деятельности ООО«Газовик-Комплект» — разработка, производство и продажа шкафных газорегуляторных пунктов ГРПШ, отвечающих актуальным требованиям и стандартам газовой промышленности России и СНГ.

    На официальном сайте ООО«Газовик-Комплект» Вы можете выбрать и заказать ГРПШ необходимой конфигурации, ознакомиться с техническими характеристиками шкафных газорегуляторных пунктов, узнать актуальные цены на ГРПШ коммунального и промышленного назначения. Заявки на поставку ГРПШ принимаются по телефону:

    +7(8452) 53-34-45

     ПИШИТЕ НАМ:533445@mail.ru

       ООО«Газовик-Комплект» имеют следующие преимущества:

    • только современное и высокоточное оборудование(мы не комплектуем ГРПШ устаревшими моделями фильтров и регуляторов!);
    • самая низкая стоимость в России и СНГ(если сравните прайс-листы разных поставщиков, то легко убедитесь в этом самостоятельно);
    • максимально компактное расположение оборудования в шкафу(собственная инновационная разработка, позволяющая существенно снизить вес и габариты металлического шкафа);
    • порошковая покраска металлических шкафов(благодаря данному решению шкафы не приходится регулярно перекрашивать с целью сохранения эстетического вида – каждое изделие надежно и гарантированно защищено от ржавчины);
    • высокий уровень безопасности(оборудование сертифицировано, допущено для эксплуатации в современных системах газоснабжения, имеет высокие оценки экспертов отрасли);
    • ассортимент ГРПШ для всех категорий потребителей(модельный ряд включает пункты для всех вариантов допустимого входного давления);
    • монтаж и подключение ГРП к сетям газоснабжения(при необходимости мы готовы оказать профессиональную техническую помощь при проведении монтажных работ);
    • возможность поставки дополнительного оборудования, запасных частей и комплектующих по ценам заводов-производителей(ООО«Газовик-Комплект» — официальный дилер ряда производственных предприятий, выпускающих газовое оборудование);
    • доставка оборудования в любой регион РФ и СНГ(мы имеем большой опыт в области сбыта промышленного газового оборудования, сотрудничаем со всеми автотрейдинговыми компаниями, отправляем грузы по ж/д);
    • индивидуальный подбор ГРПШ(мы считаем, что Заказчик не должен думать, какой купить ГРПШ, — технический расчет и подбор оптимального оборудования проводят наши специалисты на основании проектных данных);
    • скидки, бонусы оптовикам и постоянным партнерам(если Вы выбираете надежного поставщика и нацелены на долгосрочное сотрудничество, то мы всегда готовы пойти навстречу).
    • Наше предприятие не имеет ни одного случая рекламации от наших потребителей!   

         Для проработки конструкции изготовления газорегуляторного пункта ГРУ(газорегуляторная установка), ГРПШ (газорегуляторный пункт шкафной), ПГБ (пункт газорегуляторный блочный), ПУРГ (пункт учета расхода газа) требуется заполнить форму технического задания:ОПРОСНОЙ ЛИСТ.

    Скачать опросной лист для заказа ГРПШ

    КАТАЛОГ ООО НПО«ГАЗОВИК-КОМПЛЕКТ»

    Общие технические требования ГРПШ

    Функциональные требования по ГОСТу

    • Производство ГРПШ с одним регулятором (домовые)
    • Производство ГРПШ промышленно-коммунального назначения
    • ГРПШ с узлом учета расхода газа
    • Производство ПГБ промышленно-коммунального назначения
    • Производство УГРШ промышленно-коммунального назначения
    • Производство УГРШ промышленно-коммунального назначения
    • Производство ГРПБ промышленно-коммунального назначения
    • Производство блочных узлов учета расхода газа БУУРГ

    Что такое ГРПШ?

    Шкафной газорегуляторный пункт ГРПШ – это комплекс технологического и газового оборудования, предназначенного для редуцирования высокого (или среднего) давления газа в системах газораспределения. От газорегуляторной установки ГРУ пункты ГРПШ отличаются принципом размещения приборов и устройств: в составе ГРУ оборудование размещается на раме, в составе ГРПШ оборудование – газовый фильтр, регулятор давления газа, трубопроводная арматура, прибор учета расхода, обогреватель - располагается в закрытом металлическом шкафу.

    Где применяется ГРПШ?

    ГРПШ применяется везде, где необходимо «запитаться» от газопровода и снизить входное давление природного газа. Наиболее часто шкафной газорегуляторный пункт устанавливают для ввода газа в многоэтажки, коттеджные поселки, для подключения к сетям газоснабжения объектов промышленного и коммунального назначения.

    Основные Заказчики шкафных газорегуляторных пунктов ГРПШ нашего производства:

    • коммунальные службы;
    • строительно-монтажные организации;
    • частные лица, домовладельцы;
    • садоводческие товарищества;
    • промышленные предприятия;
    • торговые компании.

    Ох... эти «газовики»!

    Нас часто спрашивают, сколько стоит ГРПШ той или модели, почему цены на ГРПШ существенно отличаются у разных поставщиков, как происходит ценообразование? Ответ на данные вопросы зависит от двух факторов – «кто продает» и «персональная жадность». Естественно, что самые низкие цены на ГРПШ будут непосредственно у производителей. Если Вам нужен шкафной газорегуляторный пункт дешево, обратитесь в отдел сбыта производственного предприятия и закажите ГРПШ с минимальной торговой наценкой. Оформить заказ можно и у официальных дилеров завода в Вашем регионе – при небольшом увеличении стоимости Вы сможете сэкономить на доставке оборудования.

    К сожалению, некоторые многочисленные фирмы и «фирмочки» с красивыми названиями часто выдают себя за официальных представителей крупных предприятий (или, что хуже, - сами представляются клиенту в амплуа производителя), существенно завышают итоговую стоимость оборудования и, тем самым, формируют общую ценовую политику на рынке промышленного газового оборудования, вводя Заказчиков в заблуждение. На практике бывали случаи, что стоимость ГРПШ в одинаковой комплектации у разных поставщиков отличалась на 200%!

    Однако купить ГРПШ можно значительно дешевле, чем предлагают сегодня псевдопроизводители. Убедиться в этом и узнать актуальные «заводские» цены можно в специальном разделе официального сайта ООО «Газовик-Комплект» или по телефонам отдела сбыта:

    Звоните, пишите, ответим на все вопросы.

    Информация о компании ООО «Газовик-Комплект»

    Концерн «Газовик-Комплект» создан на базе нескольких предприятий (ООО «Промгаздеталь», ООО «АвтоТрансГрупп» и др.) с целью ведения совместной скоординированной деятельности в сфере производства промышленного газового оборудования и внедрения инновационных разработок на рынке России и СНГ. В номенклатурный перечень оборудования, которое выпускают предприятия холдинга «Газовик-Комплект», входят газорегуляторные пункты ГРПШ, газорегуляторные установки ГРУ, различные виды трубопроводной арматуры и соединительных деталей трубопроводов, блочные транспортабельные котельные установки (ТКУ), прочие газовые приборы и устройства для нужд промышленности и населения. Важнейшие конкуренты ООО «Газовик-Комплект» — ЭПО Сигнал (г.Энгельс), Завод Газпроммаш (г.Саратов), ОАО Газаппарат (г.Саратов), ООО ПКФ Экс-Форма (г.Саратов).

    Источник: http://www.grpsh.ru/

    Зарегистрировать фирму бесплатно

    Область Свердловская область
    Город Екатеринбург
    Адрес620147, Екатеринбург, ул. Бардина, 28, оф. 102 [ показать на карте ]
    Телефон(343) 3595982,2406923 - Скажите, что звоните по объявлению на сайте Uralremstroy.ru
    Факс(343) 2406923
    E-mail Отправить письмо
    WWWhttp://www.angorgaz.ru
    Год основания2000
    Описание деятельностиПродажа газового оборудования-краны, счетчики газа, ГРПШ, СИГНАЛИЗАТОРЫ, КОТЛЫ, РЕГУЛЯТОРЫ, КЛАПАНЫ, КРАНЫ КШТВГ, КШТВ
    Виды работ
    • Инструменты, оборудование, машины, механизмы
     
    Скачать прайс Загрузить прайс-лист компании
    Показать каталог товаров Все товары и услуги компании 457 позиций
    Источник: http://www.uralremstroy.ru/firm_details.php?firm_id=986

    Охранная зона ГРПШ на стене

    by 1 Comments

    КПС-20С

    Газовик — промышленное газовое оборудование

    Газовик — промышленное газовое оборудование Справочник ГОСТ, СНиП, ПБ СП 62.13330.2011 Газораспределительные системы. Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002

    < Назад 5,0
    газопровід, каналізація

    В таблице ниже представлены комплекты металлических ограждений для газорегуляторных пунктов.

    При разработке учтена возможность использования проектного решения для других размеров ограждения за счет секций, длина которых 3000 мм и 2000 мм. В каждой ограждающей конструкции предусмотрена калитка для входа. Стойка разработана с двумя вариантами фундаментов в зависимости от степени пучинистости грунтов. Стойки и секции окрашиваются двумя слоями эмали черного или желтого цвета ПФ-115 (ГОСТ 6465-76) по одному слою грунтовки ГФ-021 (ГОСТ 25129-82). Окрасочные работы проводятся в соответствии с правилами производства работ, согласно СНиП 3.04.03-85.

    АртикулВысота огражденияШирина площадкиДлина площадкиСтойкаЗаполнение секции
    68011700 мм3000 мм4000 ммтруба 80х4 ммсетка

         

    Ограждение ГРП и ГРПБ

    В соответствии с пунктом 6.2.1. "СВОД ПРАВИЛ. ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ СНИП 42-01-2002. СП 62.13330.2011":

    Для отдельно стоящих ГРП и ГРПБ рекомендуется предусматривать их оборудование проветриваемым ограждением высотой 1,6 м, выполненным из негорючих материалов. При выносе из ГРП и ГРПБ части технических устройств они должны находиться в пределах ограждения конкретных ГРП и ГРПБ. Высоту ограждения в данном случае принимают не менее 2 м.

    Ограждение не должно выступать за пределы охранной зоны ГРП и ГРПБ.

    ГРПБ следует размещать отдельно стоящими.

    Отдельно стоящие ПРГ (кроме ГРУ) в поселениях должны располагаться на расстояниях от зданий и сооружений (за исключением сетей инженерно-технического обеспечения) не менее указанных в таблице, а ПРГ (в том числе встроенные и пристроенные) на территории промышленных предприятий и других предприятий производственного назначения — согласно СП 4.13130.

    При установке ГРПШ с входным давлением газа до 0,3 МПа включительно на наружных стенах зданий расстояние от стенки ГРПШ до окон, дверей и других проемов должно быть не менее 1 м, а при входном давлении газа свыше 0,3 до 0,6 МПа включительно - не менее 3 м. При размещении отдельно стоящего ГРПШ с входным давлением газа до 0,3 МПа включительно его следует размещать со смещением от проемов зданий на расстояние не менее 1 м.

    Прокладка сетей инженерно-технического обеспечения, в том числе газопроводов, не относящихся к ГРП, ГРПБ и ГРПШ, в пределах ограждений не допускается.

    На территории поселений в стесненных условиях разрешается уменьшение на 30 % расстояний от зданий и сооружений до пунктов редуцирования газа пропускной способностью до 10000 м3/ч.

    Определение охранной зоны ГРПШ

    1. Охранная зона считается от ГРПШ. Но есть небольшое уточнение согласно СП 62.13330.2011 п.6.2.2. Расстояние в свету (по горизонтали) от отдельно стоящих ШРП считать от ограждения при наличии выносных технических устройств. Расстояния в свету от отдельно стоящих ГРП, ШРП до зданий и сооружений (до 0.6 МПа - 10м , до 1,2 МПа - 15 м).

    2. Отдельно стоящие ГРП, ГРПБ и ШРП размещают с учетом исключения их повреждения от наезда транспорта, стихийных бедствий, урагана и др. Рекомендуется в пределах охранной зоны ГРП, ГРПБ и ШРП устанавливать ограждения, например из металлической сетки, высотой 1,6 м.

    Таким образом, охраннная зона ГРПШ, согласно СНиП, отсчитывается от границы самого ГРПШ, имеет расстояние 10м, в пределах этой зоны необходимо устанавливать ограждение.

    Если ГРПШ закреплен на стене, охранная зона для него не рассчитывается.

    Источник: http://ipk-triumf.ru/zabory-metallicheskie/fence-gas-equipment/

    Главная → Юридическая консультация → Охранные зоны → Охранные зоны газораспределительных сетей (ГРС) и порядок использования земельных участков в переделах охранных зон


    Охранные зоны газораспределительных сетей (ГРС) и порядок использования земельных участков в переделах охранных зон




    Хозяйственная деятельность  и использование земельных участков  , на территории которых или вблизи них находятся газопроводы, происходит на особых условиях. 

    Связано это с тем, что  в соответствии с законодательством РФ газораспределительные сети относятся к категории опасных производственных объектов.

    Это обусловлено взрыво- и пожароопасными свойствами транспортируемого по ним газа (ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»).

    Состав газораспределительных сетей  (ГРС) 

    1. Наземные и надземные распределительные газопроводы.
    2. Межпоселковые газопроводы.
    3. Газопроводы - вводы с установленной на них запорной арматурой.
    4. Внеплощадочные газопроводы промышленных предприятий.
    5. Переходы газопроводов через естественные и искусственные препятствия, в том числе через реки, железные и автомобильные дороги.
    6. Отдельно стоящие регуляторные пункты, расположенные на территории и за территорией населённых пунктов, промышленных и иных предприятий.
    7. Газорегуляторные пункты, размещённые в зданиях, шкафах или блоках.
    8. Устройства электрохимической защиты  стальных газопроводов от коррозии и средства телемеханизации ГРС, объекты их электропривода и энергоснабжения.

    Порядок определения границ охранных зон газораспределительных сетей, условия использования земельных участков, расположенных в их пределах, и ограничения хозяйственной деятельности, права и обязанности эксплуатационных организаций изложены в Правилах охраны газораспределительных сетей, утвержденных  постановлением Правительства РФ № 878 от 20.11.2000 в редакции от 17.05.2016 г.

    Эти правила действуют на всей территории РФ. Являются обязательными для юридических и физических лиц, являющихся собственниками земельных участков, расположенных в пределах охранных зон ГРС, или проектирующих объекты  жилищно-гражданского и производственного назначения, объекты инженерной, транспортной и социальной инфраструктуры,  или осуществляющих любую хозяйственную деятельность в границах таких участков.

    Охранные зоны  ГРС

    1. Вдоль трасс наружных газопроводов -  2 м с каждой стороны газопровода (в виде территории, ограниченной условными линиями).
    2. Вдоль трасс подземных газопроводов из полиэтиленовых труб при использовании медного провода для обозначения трассы газопровода -  3 м  от газопровода со стороны провода и 2 м - с противоположной стороны.
    3. Вдоль  трасс наружных газопроводов на вечномёрзлых грунтах независимо от материала труб - 10 м с каждой стороны газопровода (в виде территории, ограниченной условными линиями).
    4. Вокруг отдельно стоящих газорегуляторных пунктов - 10 м (в виде территории,  ограниченной замкнутой линией от границ этих объектов).
    5. Для газорегуляторных пунктов, пристроенных к зданиям, охранная зона не регламентируется.
    6. Вдоль подводных переходов газопроводов через судоходные и сплавные реки, озёра, водохранилища, каналы -  100 м  с каждой стороны газопровода (в виде участка водного пространства от водной поверхности до дна, заключённого между параллельными плоскостями).
    7. Вдоль трасс межпоселковых газопроводов, проходящих по лесам и древесно-кустарниковой растительности  - 3 м с каждой стороны газопровода ( в виде просек шириной 6 метров ).
    8. Для надземных участков газопроводов - расстояние от газопровода до деревьев должно быть не менее высоты деревьев (в течение всего срока эксплуатации газопровода).

    Нормативные  расстояния устанавливаются как с учётом значимости объектов, условий прокладки газопровода, давления газа и др., так и с учётом строительных норм и правил, утверждённых уполномоченным органом исполнительной власти в области градостроительства  строительства.

    Ограничения, накладываемые на земельные участки, входящие в охранные зоны  ГРС

    Для предупреждения повреждений или нарушения условий нормальной эксплуатации ГРС на земельные участки, входящие в охранные зоны сетей, налагаются ограничения (обременения).

    В соответствии с этими обременениями  на участках запрещено:

    1. Строить объекты жилищно-гражданского и производственного назначения.
    2. Сносить и реконструировать мосты, коллекторы, автомобильные и железные дороги с расположенными на них газораспределительными сетями без предварительного выноса этих газопроводов по согласованию с эксплуатационными организациями.
    3. Разрушать берегоукрепительные сооружения, водопропускные устройства, земляные и иные сооружения, предохраняющие газораспределительные сети от разрушений.
    4. Перемещать, повреждать, засыпать и уничтожать опознавательные знаки, контрольно-измерительные пункты и другие устройства ГРС.
    5. Устраивать свалки и склады, разливать растворы кислот, щелочей и других химически активных  веществ.
    6. Огораживать и перегораживать охранные зоны, препятствовать доступу персонала эксплуатационных организаций к ГРС для поведения обслуживания и устранения повреждений.
    7. Разводить огонь и размещать источники огня.
    8. Рыть погреба, копать и обрабатывать почву сельскохозяйственными и мелиоративными орудиями и механизмами на глубину более 0.3 метра.
    9. Открывать калитки и двери газорегуляторных пунктов, станций катодной и дренажной защиты, люки подземных колодцев,  включать или отключать электроснабжение средств связи, освещения и систем телемеханики.
    10. Набрасывать, приставлять и привязывать к опорам и надземным газопроводам, ограждениям и зданиям ГРС посторонние предметы, лестницы. Влезать на них.
    11. Самовольно подключаться к ГРС.

    Другие виды работ (лесохозяйственные., сельскохозяйственные), не  попадающие под перечень ограничений, приведённый выше, и не связанные с нарушением земельного горизонта и обработкой почвы на глубину более 0.3 метра, проводятся собственниками . владельцами, пользователями земельных участков в охранной зоне ГРС только при условии письменного уведомления эксплуатационной организации.

    Уведомление подаётся не менее чем за 3 рабочих дня до начала работ.

    Порядок утверждения охранных зон ГРС и наложения ограничений (обременений) на земельные участки в пределах охранных зон

    Границы охранных зон ГРС и наложение обременений (ограничений) на земельные участки, входящие в охранные зоны, производится на основании материалов по межеванию границ  охранной зоны органами исполнительной власти по согласованию с собственниками, владельцами или пользователями земельных  участков только при проектируемых (новых) ГРС.

    Наложение обременений (ограничений) на земельные участки, входящие в охранные зоны, производится на основании материалов по межеванию границ охранной зоны органами исполнительной власти без согласований с собственниками, владельцами или пользователями земельных  участков для существующих ГРС.

    Решение органа исполнительной власти об утверждении границы охранной зоны ГРС и наложения обременений (ограничений) на входящие в неё земельные участки служит основанием для проведения кадастровых работ по формированию частей земельных участков, входящих в охранную зону, государственному кадастровому учёту с присвоением учётных кадастровых номеров в Едином государственном реестре земель и государственной регистрации обременений в ЕГРП (Едином государственном реестре прав на недвижимое имущество и сделок с ним.

    Кадастровые работы выполняются  организацией-собственником ГРС в соответствии с заявкой и решением органа исполнительной власти об установлении охранных зон .

    По результатам кадастровых работ собственнику ГРС или эксплуатационной организации выдаются кадастровые планы земельных участков с указанием границ и учётных кадастровых номеров частей земельных участков, входящих в охранную зону.

    Убытки, нанесённые собственникам, владельцам или пользователям земельных участков в результате проведения работ, возмещаются в соответствии с федеральным законодательством.

    Порядок пользования земельными участками, находящимися в охранной зоне ГРС

    Земельные участки, расположенные в охранных зонах ГРС, у их собственников, владельцев или пользователей не изымаются и могут быть использованы с учётом наложенных ограничений (обременений).

    Установление охранных зон ГРС не влечёт запрета на совершение сделок с земельными участками, расположенные в этих  охранных зонах.

    В документах, удостоверяющих права  собственников, владельцев или  пользователей на земельные участки (свидетельства, кадастровые паспорта) указываются ограничения (обременения) прав этих собственников, владельцев или  пользователей.







    Источник: https://www.zemvopros.ru/page_3923.htm

    Чертежи с обвязкой ГРПШ

    by 3 Comments

    Пружины отключающегоустройства РДНК-1000 (большая+малая)

    Подробнее

    Выходные данные неизвестны Выполнен в программе Autocad 2010 5 чертежей А2, 8 ведомостей Состав: Проект внутреннего газоснабжения котельной 225 кВт Аксонометрическая схема газопроводов Гидравлический расчет газопровода низкого давления Расположение газопровода и оборудования

    • 491,64 КБ
    • скачан 31 раз
    • добавлен
    • изменен

    Подробнее

    Выходные данные неизвестны 2005 г. Формат dwg. Autocad 2004. На чертежах приведены схемы внутренних газопроводов и разрезы проектируемого ГРП

    • 492,07 КБ
    • скачан 78 раз
    • добавлен
    • изменен

    Подробнее

    Выходные данные неизвестны Представлен один чертеж в формате А3 в составе: 1. Схема обвязки ГРПШ 07-У1 2. План установки ГРПШ 3. Фасад В-А Выполнен в программе Autocad 2010

    • 254,43 КБ
    • скачан 48 раз
    • добавлен
    • изменен

    Подробнее

    Выходные данные неизвестны Выполнен в программе Autocad 2010 6 чертежей А3, ведомость. Состав: План трассы газопровода Продольный профиль Схемы герметизации вводов Схема гидравлического расчета Аксонометрическая схема План, разрез

    • 317,54 КБ
    • скачан 69 раз
    • добавлен
    • изменен
    Источник: https://www.twirpx.com/file/1356169/

    Монтаж ГРПШ осуществлется либо к стене здания, либо на подготовленный фундамент. В первом случае ГРПШ считается пристенным, и имеет одностороннее обслуживание, во втором случае ГРПШ считается отдельностоящим. При монтаже ГРП к стене установка ограждения не требуется, достаточно, чтобы он закрывался на замок. Для отдельностоящих ГРПШ необходима установка ограждение высотой не менее 1.6 метра в пределах охранной зоны данного ГРПШ.

     

    Фундамент под ГРПШ выбирается исходя из размеров шкафного газораспределительного пункта, а также характеристик грунта в месте установки. В зависимости от массы ГРПШ и геологии в месте установки выбирается плитный или столбчатый фундамент. 

     

    Предлагем ознакомиться с двумя типами фундаментов в чертежах.

     

     

    Рис. Плитный фундамент под ГРПШ

     

     

     

    Рис.2 Столбчатый фундамент под ГРПШ

     

     

    Смотрите также: ограждение ГРПШ - нормы, схемы, примеры

     

    На сонове данных чертежей строительно-монтажная организация выполнит монтаж ГРПШ на подготовленный фундамент. Предлагаем ознакомиться с фотографиями выполненных работ по монтажу ГРПШ на фундаменте.

     

    Рис.3 Монтаж ГРПШ на столбчатом фундаменте

     

     

     

    Процесс монтажа ГРПШ на столбчатом фундамете влчюает в себя несколько стадий. Сначала выкапывается яма глубиной 1.5-2 метра, куда ставятся колонны жби либо заливается зелезобетонный раствор, при этом в верхней части остается до 15 см высотой свободного пространства на опалубке, на это пространство устанавливается рама, накоторую будет крепиться ГРПШ. Рама заливается раствором для придания конструкции прочности. ГРПШ устанавливается на трех или четырех плитах в зависимости от габаритных размеров установки. 

     

     

    Рис.4 Монтаж ГРПШ на плитном фундаменте

     

     

     

    Для монтажа ГРПШ на плитном фундаменте необходимо сначала разравнять поверхность, на которую затем укладыватся плиты. Каркас рамы ГРПШ крепится к плитам с помощьтю металлических жгутов, и затем поверхность в пределах ограждения заливается бетоном, чтобы исключить рост в пределах ограждения ГРП растений, кустарников, деревьев.

     

    Смотрите также: ограждение ГРПШ - нормы, схемы, примеры





    Источник: http://xn--c1a0ahw.xn--p1ai/kak/743-fundament-pod-grpsh.html

    *По заказу возможно изготовление данных изделий с узлом учета расхода газа или с измерительным комплексом СГ-ЭК.

    Газорегуляторные пункты ГРПШ применяются: в системах газоснабжения сельских и городских населенных пунктах, комуннально-бытовых зданиях, объектах промышленного и сельскохозяйственного назначения, и т. д.

    Шкафные газорегуляторные пункты ГРПШ предназначены для редуцирования высокого или среднего давления на требуемое, автоматического поддержания заданного выходного давления, и автоматического отключения подачи газа при аварийном повышении или понижении выходного давления от допустимых заданных значений, очистки газа поставляемого потребителю по ГОСТ 5542–87.

    Условия эксплуатации пункта должны соответствовать климатическому исполнению У1 (ХЛ1) категории 1 по ГОСТ 15150–69, для работы окружающей среды от минус 40 до +60°С (от минус 60 до +60°С). По индивидуальному заказу предприятие-изготовительООО «Газовик-Комплект» изготавливает пункты с обогревом, обогреватель устанавливается под днищем металлического шкафа и используется в холодное время года.

    Газорегуляторный пункт ГРПШ состоит из металлического шкафа, в котором установлено технологическое оборудование и работает (согласно функциональной схеме) следующим образом:

    Газ по входному трубопроводу через входной кран 11, поступает в фильтр 5 (где происходит очистка газа от механических примесей, окалины и пыли), затем поступает к регулятору давления газа 6, где происходит снижение давления газа до установленного значения и поддержание его на заданном уровне, и далее через выходной кран 11 поступает к потребителю.

    При повышении выходного давления выше допустимого заданного значения открывается предохранительный сбросной клапан 2, и происходит сброс газа в атмосферу.

    При дальнейшем повышении или понижении контролируемого давления газа сверх допустимых пределов срабатывает предохранительно-запорный клапан, встроенный в регулятор, перекрывая вход газа в регулятор. На входном и выходном газопроводе установлены манометры 9, 12 предназначенные для замера входного давления и определения перепада давления на фильтрующей кассете. По индивидуальному заказу для удобства обслуживания газового фильтра, устанавливается датчик перепада давления ДПД-5 или ДПД-10, либо индикатор перепада давления ИПД-5 или ИПД-10.

    В случае ремонта оборудования газ поступает к потребителю через резервную линию редуцирования, где газ по входному трубопроводу через входной кран 11, фильтр 5, поступает к регулятору давления газа 6. Здесь происходит снижение давления газа до установленного значения и поддержания его на заданном уровне, и далее через выходной кран 11 газ поступает к потребителю.

    При повышении выходного давления выше допустимого заданного значения открывается предохранительный сбросной клапан 2, и происходит сброс газа в атмосферу.

    При дальнейшем повышении или понижении контролируемого давления газа сверх допустимых пределов срабатывает предохранительно-запорный клапан, встроенный в регулятор, перекрывая вход газа в регулятор.

    Максимально допустимое падение давление на кассете фильтра — 10кПа.

    На входном газопроводе после входного крана 11 после регулятора давления газа 6 предусмотрены продувочные трубопроводы.

    Для проработки изготовления ГРПШ требуется заполнить форму технического задания (Опросной Лист).

    Внимание! Предприятие ООО «Газовик-Комплект» оставляет за собой право менять конструкцию газорегуляторных пунктов.

    Смотрите также в разделе «ГРПШ на базе двух регуляторов»:

    Источник: http://www.gaz-com.ru/catalogue/grpsh/grpsh2/two_line/grpsh-16-2nv-u1.html

    Монтаж ГРПШ осуществлется либо к стене здания, либо на подготовленный фундамент. В первом случае ГРПШ считается пристенным, и имеет одностороннее обслуживание, во втором случае ГРПШ считается отдельностоящим. При монтаже ГРП к стене установка ограждения не требуется, достаточно, чтобы он закрывался на замок. Для отдельностоящих ГРПШ необходима установка ограждение высотой не менее 1.6 метра в пределах охранной зоны данного ГРПШ.

     

    Фундамент под ГРПШ выбирается исходя из размеров шкафного газораспределительного пункта, а также характеристик грунта в месте установки. В зависимости от массы ГРПШ и геологии в месте установки выбирается плитный или столбчатый фундамент. 

     

    Предлагем ознакомиться с двумя типами фундаментов в чертежах.

     

     

    Рис. Плитный фундамент под ГРПШ

     

     

     

    Рис.2 Столбчатый фундамент под ГРПШ

     

     

    Смотрите также: ограждение ГРПШ - нормы, схемы, примеры

     

    На сонове данных чертежей строительно-монтажная организация выполнит монтаж ГРПШ на подготовленный фундамент. Предлагаем ознакомиться с фотографиями выполненных работ по монтажу ГРПШ на фундаменте.

     

    Рис.3 Монтаж ГРПШ на столбчатом фундаменте

     

     

     

    Процесс монтажа ГРПШ на столбчатом фундамете влчюает в себя несколько стадий. Сначала выкапывается яма глубиной 1.5-2 метра, куда ставятся колонны жби либо заливается зелезобетонный раствор, при этом в верхней части остается до 15 см высотой свободного пространства на опалубке, на это пространство устанавливается рама, накоторую будет крепиться ГРПШ. Рама заливается раствором для придания конструкции прочности. ГРПШ устанавливается на трех или четырех плитах в зависимости от габаритных размеров установки. 

     

     

    Рис.4 Монтаж ГРПШ на плитном фундаменте

     

     

     

    Для монтажа ГРПШ на плитном фундаменте необходимо сначала разравнять поверхность, на которую затем укладыватся плиты. Каркас рамы ГРПШ крепится к плитам с помощьтю металлических жгутов, и затем поверхность в пределах ограждения заливается бетоном, чтобы исключить рост в пределах ограждения ГРП растений, кустарников, деревьев.

     

    Смотрите также: ограждение ГРПШ - нормы, схемы, примеры





    Источник: http://xn--c1a0ahw.xn--p1ai/kak/743-fundament-pod-grpsh.html

    Требования к монтажу шкафных газорегуляторных пунктов


    Размещение и монтаж шкафного пункта редуцирования газа должен производиться согласно проекту привязки в соответствии с указаниями ПБ12-529-03, СНиП42-01-2002 (СП 62.13330.2011) в следующей последовательности:

      1. установить пункт ГРПШ согласно проекту привязки;
      2. установить продувочные и сбросные трубопроводы;
      3. произвести подключение к газопроводу.

    Диаметр газопровода за установкой определяется проектной организацией исходя из “Расчета диаметра газопровода и допустимых потерь давления” свода правил СП 42-101-2003.

    После монтажа пункта обвязку технологического оборудования испытать на герметичность согласно проекту привязки и ПБ 12-529-03.

    ГРПБ, ШГРП, ШРП, ГСГО, ГРПШ, УГРШ (далее ГРПШ) и другие разновидности шкафных газорегуляторных пунктов размещают отдельно стоящими на несгораемых опорах или на наружных стенах зданий, для газоснабжения которых они предназначены. На наружных стенах зданий размещение ГРПШ с газовым отоплением не допускается.

    Допускается размещать ГРПШ ниже уровня поверхности земли, при этом такой ГРПШ следует считать отдельно стоящим. 

    ГРПШ с входным давлением газа до 0,3 МПа включительно устанавливают:

    - на наружных стенах жилых, общественных, в том числе административного назначения, административных и бытовых зданий независимо от степени огнестойкости и класса конструктивной пожарной опасности при расходе газа до 50 м /ч;
    - на наружных стенах жилых, общественных, в том числе административного назначения, административных и бытовых зданий не ниже степени огнестойкости III и не ниже класса конструктивной пожарной опасности С1 при расходе газа до 400 м /ч.

    ГРПШ с входным давлением газа до 0,6 МПа включительно допускается устанавливать на наружных стенах производственных зданий, котельных, общественных и бытовых зданий производственного назначения с помещениями категорий В4, Г и Д и котельных. 

    ГРПШ с входным давлением газа свыше 0,6 МПа на наружных стенах зданий устанавливать не допускается.

    При установке ГРПШ с входным давлением газа до 0,3 МПа включительно на наружных стенах зданий расстояние от стенки ГРПШ до окон, дверей и других проемов должно быть не менее 1 м, а при входном давлении газа свыше 0,3 до 0,6 МПа включительно - не менее 3 м. 

    При размещении отдельно стоящего ГРПШ с входным давлением газа до 0,3 МПа включительно его следует размещать со смещением от проемов зданий на расстояние не менее 1 м.

    Допускается размещение ГРПШ на покрытиях с негорючим утеплителем газифицируемых производственных, общественных, в том числе административного назначения, бытовых и жилых (при наличии крышной котельной) зданий степеней огнестойкости I-II, класса конструктивной пожарной опасности С0 со стороны выхода на кровлю на расстоянии не менее 5 м от выхода.



    Схема выполнения работ по монтажу ГРПШ

    Схема установки и привязки ГРПШ

    Примеры выполненных работ по монтажу ГРПШ




     

     

     


    
    Источник: http://www.exform.ru/project/razmeshchenie-i-montazh-shrp-grpsh.php

    *По заказу возможно изготовление данных изделий с узлом учета расхода газа или с измерительным комплексом СГ-ЭК.

    Газорегуляторные пункты ГРПШ применяются: в системах газоснабжения сельских и городских населенных пунктах, комуннально-бытовых зданиях, объектах промышленного и сельскохозяйственного назначения, и т. д.

    Шкафные газорегуляторные пункты ГРПШ предназначены для редуцирования высокого или среднего давления на требуемое, автоматического поддержания заданного выходного давления, и автоматического отключения подачи газа при аварийном повышении или понижении выходного давления от допустимых заданных значений, очистки газа поставляемого потребителю по ГОСТ 5542–87.

    Условия эксплуатации пункта должны соответствовать климатическому исполнению У1 (ХЛ1) категории 1 по ГОСТ 15150–69, для работы окружающей среды от минус 40 до +60°С (от минус 60 до +60°С). По индивидуальному заказу предприятие-изготовительООО «Газовик-Комплект» изготавливает пункты с обогревом, обогреватель устанавливается под днищем металлического шкафа и используется в холодное время года.

    Газорегуляторный пункт ГРПШ состоит из металлического шкафа, в котором установлено технологическое оборудование и работает (согласно функциональной схеме) следующим образом:

    Газ по входному трубопроводу через входной кран 11, поступает в фильтр 5 (где происходит очистка газа от механических примесей, окалины и пыли), затем поступает к регулятору давления газа 6, где происходит снижение давления газа до установленного значения и поддержание его на заданном уровне, и далее через выходной кран 11 поступает к потребителю.

    При повышении выходного давления выше допустимого заданного значения открывается предохранительный сбросной клапан 2, и происходит сброс газа в атмосферу.

    При дальнейшем повышении или понижении контролируемого давления газа сверх допустимых пределов срабатывает предохранительно-запорный клапан, встроенный в регулятор, перекрывая вход газа в регулятор. На входном и выходном газопроводе установлены манометры 9, 12 предназначенные для замера входного давления и определения перепада давления на фильтрующей кассете. По индивидуальному заказу для удобства обслуживания газового фильтра, устанавливается датчик перепада давления ДПД-5 или ДПД-10, либо индикатор перепада давления ИПД-5 или ИПД-10.

    В случае ремонта оборудования газ поступает к потребителю через резервную линию редуцирования, где газ по входному трубопроводу через входной кран 11, фильтр 5, поступает к регулятору давления газа 6. Здесь происходит снижение давления газа до установленного значения и поддержания его на заданном уровне, и далее через выходной кран 11 газ поступает к потребителю.

    При повышении выходного давления выше допустимого заданного значения открывается предохранительный сбросной клапан 2, и происходит сброс газа в атмосферу.

    При дальнейшем повышении или понижении контролируемого давления газа сверх допустимых пределов срабатывает предохранительно-запорный клапан, встроенный в регулятор, перекрывая вход газа в регулятор.

    Максимально допустимое падение давление на кассете фильтра — 10кПа.

    На входном газопроводе после входного крана 11 после регулятора давления газа 6 предусмотрены продувочные трубопроводы.

    Для проработки изготовления ГРПШ требуется заполнить форму технического задания (Опросной Лист).

    Внимание! Предприятие ООО «Газовик-Комплект» оставляет за собой право менять конструкцию газорегуляторных пунктов.

    Смотрите также в разделе «ГРПШ на базе двух регуляторов»:

    Источник: http://www.gaz-com.ru/catalogue/grpsh/grpsh2/two_line/grpsh-16-2nv-u1.html

    Характеристика ГРПШ 10мс

    by 4 Comments

    резервная ёмкость суг

     

    Домовой газорегуляторный пункт ГРПШ-10, ГРПШ-10-МС используютя для редуцирования высокого и среднего давления газа на более низкое, автоматического поддержания давления на выходе в указанных пределах независимо от изменений давления на входе и расхода газа, прекращения подачи газа при аварийных отклонениях выходного давления от допустимых значений. Регулятор автоматически отключится при превышении расхода газа свыше допустимых предельных значений или при отсутствии давления на входе. Используется для бытового газоснабжения частных потребителей.

     

    Преимущества:

    • высокая пропускная способность;
    • высокая степень безопасности газоснабжения за счет надежности ПЗК с повышенными метрологическими характеристиками;
    • небольшие габаритные размеры.

     

    Технические характеристики:

    Наименование параметра или размераГРПШ-10ГРПШ-10-МС
    Регулируемая средаПриродный газ по ГОСТ 5542-78
    Температура окружающей среды, °Сот -40 до +60  
    Диапазон входных давлений, МПа0,05 ... 0,6
    Диапазон настройки выходных давлений, кПа1,5 ... 2,0
    Неравномерность регулирования, %, не более±10

    Давление срабатывания ПЗК, кПа

    при повышении Рвых

    при понижении Рвых

     

    3,5 ... 5,0

    0,3 ... 1,0

     

    2,25 ... 2,75 

    0,3 ... 1,0

    Давление срабатывания сбросного клапана, кПа2,8 ... 3,5 1,15 Рвых
    Пропускная способность, м3 

    при Рвх= 0,05 МПа

    при Рвх= 0,1 МПа

    при Рвх= 0,3 МПа

    при Рвх= 0,6 МПа

    4 12
    8 16
    11  40
    15,580
    Присоединительные размеры входного и выходного патрубков, ммДу=20

    Соединение

     

    входG3/4B

    выход

    сварное по ГОСТ 16037-80

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     


    Теги: ГРПШ-10, ГРПШ-10МС с регуляторами РДГК-10, РДГК-10М

    Источник: http://gazmashprom-s.ru/grp/grpsh-domovye/392-grpsh-10-grpsh-10ms-s-regulyatorami-rdgk-10-rdgk-10m.html

    Главная > Промышленное газовое оборудование > Газорегуляторный пункт шкафной (ГРПШ) > 

    ГРПШ-10, ГРПШ-10МС

    Газорегуляторный пункт шкафной ГРПШ с одной линией редуцирования

    Технические характеристики ГРПШ-10, ГРПШ-10МС

    ГРПШ-10ГРПШ-10МС
    Регулятор давления газаРДГК-10 РДГК-10М
    Регулируемая средаприродный газ по ГОСТ 5542-87
    Диапазон входных давлений, МПа0,05–0,60,05–0,6
    Выходное давление, кПа1,5–2,0 1,5–2,0
    Пропускная способность, м³/ч, при входном давлении:
       0,057 12
       0,18 16
       0,29 25
       0,311 40
       0,413 55
       0,514 70
       0,615,5 80
    Неравномерность регулирования, %±10 ±10
    Диапазон настройки срабатывания:
       при повышении выходного давления, кПа3,5–5,0 2,25–2,75
       при понижении выходного давления, кПа0,3–1,0 0,3–1,0
    Давление начала срабатывания сбросного клапана, кПа2,8–3,5 1,15±0,05Рвых
    Присоединительные размеры: Ду, мм
       входного патрубка20 20
       выходного патрубка20 20
    Соединение:
       входного патрубка, дюймG¾-В G¾-В
       выходного патрубкасварное по ГОСТ 16037-80
    Габаритные размеры, мм:
       длина440 440
       ширина186 186
       высота386 386
    Масса, кг10 12,5

    Устройство и принцип работы

    Пункт выполнен в виде шкафа, в котором расположены кран и собственно регулятор.

    В ГРПШ-10 установлен регулятор РДК-10 со встроенным ПСК, ПЗК и фильтром.

    В ГРПШ-10МС установлен регулятор РДГК-10М со встроеннм ПЗК,фильтром и автономный ПСК.

    Газ по входному трубопроводу поступает через кран входного трубопровода к регулятору, где входное давление редуцируется да заданного выходного давления, и поступает к потребителю. Для замера входного и выходного давлений предусмотрены штуцера для подключения манометра.

    Источник: http://igazovik.ru/catalog/ГРПШ-10, ГРПШ-10МС/print.html

    ГРПШ-10МС


    Газорегуляторный пункт шкафной ГРПШ-10МС предназначен для редуцирования высокого или среднего давления на низкое, автоматического поддержания выходного давления на заданном уровне, независимо от изменения входного давления и расхода, автоматического прекращения подачи газа при повышении или понижении выходного давления сверх заданных значений, а также очистки газа от механических примесей. ГРПШ-10МС используются в системах газоснабжения жилых зданий, объектов промышленного и сельскохозяйственного назначения. ТУ 4859-001-75954496-2005, Разрешение на применение № РРС 00-18915.

    ГРПШ-10МС-1 - выполнен с байпасной линией.

    В модификациях пунктов с учетом расхода газа применяются измерительные комплексы, включающие коммерческий (с электронным корректором) или технологический узел учета, на базе счетчиков RVG, СГ и др. В ГРПШ-10МС входное давление снижается до заданного выходного давления и поступает к потребителю.

    Сроки изготовления ГРПШ-10МС составляют 5 рабочих дней.


    Технические характеристики ГРПШ-10МС

     ГРПШ-10МС
    Регулятор давления газа РДГК-10
    Регулируемая средаприродный газ по ГОСТ 5542-87
    Диапазон входных давлений, МПа0,05–0,6
    Выходное давление, кПа1,5–2,0
    Пропускная способность, м³/ч, при входном давлении:
    0,0512
    0,116
    0,225
    0,340
    0,455
    0,570
    0,680
    Неравномерность регулирования, %±10
    Диапазон настройки срабатывания:
    при повышении выходного давления, кПа2,25-2,75
    при понижении выходного давления, кПа0,3–1,0
    Давление начала срабатывания сбросного клапана, кПа1,15
    Присоединительные размеры: Ду, мм
    входного патрубка20
    выходного патрубка20
    Соединение:
    входного патрубка, дюймG¾-В
    выходного патрубкасварное по ГОСТ 16037-80
    Габаритные размеры, мм:
    длина440
    ширина186
    высота386
    Масса, кг12,5

    Типовые схемы ГРПШ-10МС

    Источник: http://www.s-pribor.ru/texts/193.html

    ГРПШ-10МС с регулятором РДГК-10М

    Технические характеристики ГРПШ-10МС

     ГРПШ-10
    Регулятор давления газа РДГК-10
    Регулируемая средаприродный газ по ГОСТ 5542-87
    Диапазон входных давлений, МПа0,05–0,6
    Выходное давление, кПа1,5–2,0
    Пропускная способность, м³/ч, при входном давлении:
    0,057
    0,18
    0,29
    0,311
    0,413
    0,514
    0,615,5
    Неравномерность регулирования, %±10
    Диапазон настройки срабатывания:
    при повышении выходного давления, кПа3,5–5,0
    при понижении выходного давления, кПа0,3–1,0
    Давление начала срабатывания сбросного клапана, кПа2,8–3,5
    Присоединительные размеры: Ду, мм
    входного патрубка20
    выходного патрубка20
    Соединение:
    входного патрубка, дюймG¾-В
    выходного патрубкасварное по ГОСТ 16037-80
    Габаритные размеры, мм:
    длина440
    ширина186
    высота386
    Масса, кг10

    Устройство и принцип работы ГРПШ-10МС

    Пункт выполнен в виде шкафа, в котором расположены кран и собственно регулятор.

    В ГРПШ-10 установлен регулятор РДГК-10 со встроенными ПСК, ПЗК и фильтром.

    Газ по входному трубопроводу поступает через кран входного трубопровода к регулятору, где входное давление редуцируется до заданного выходного давления, и поступает к потребителю. Для замера входного и выходного давлений предусмотрены штуцера для подключения манометра.

     

     

    Внимание! Предприятие ООО «Газовик-Комплект» оставляет за собой право менять конструкцию газорегуляторных пунктов.

    Смотрите также в разделе «ГРПШ с одним регулятором (домовые)»:

    Источник: http://www.gaz-com.ru/catalogue/grpsh/grpsh1/grpsh10ms.html

    ГРПШ-10МС-1 с байпасом – газорегуляторный пункт предназначенный для редуцирования высокого или среднего давления газа на низкое, автоматического поддержания выходного давления на заданном уровне независимо от изменений входного давления и расхода, прекращения подачи газа при аварийном понижении выходного давления сверх допустимых заданных значений. Автоматическое выключение регулятора при превышении расхода более допустимых предельных значений или отсутствии входного давления. Используется для бытового газоснабжения индивидуальных потребителей.

    Преимущества ГРПШ-10МС-1:

    -высокая пропускная способность;

    -высокая степень безопасности газоснабжения за счет надежности ПЗК с повышенными метрологическими характеристиками;

    -небольшие габаритные размеры.

     

    ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ГРПШ-10МС-1

    Наименование параметра

    Тип изделия

    ГРПШ-10МС-1 с байпасом

    Тип регулятора давления газа

    РДГК-10М

    Регулируемая среда

    природный газ по ГОСТ 5542-87

    Температура окружающей среды, С

    от –40 до +60

    Максимальное входное давление, МПа

    0,6

    Выходное давление, кПа

    1,5 … 2,0

    Давление срабатывания запорного клапана, кПа

    при повышении Рвых

    2,4 … 3,2

    при понижении Рвых

    0,3 … 1,0

    Давление срабатывания сбросного клапана, кПа

    2,2 … 2,9

    Пропускная способность, м3/ч

    при Рвх=0,05 МПа

    12

    при Рвх=0,1 МПа

    16

    при Рвх=0,2 МПа

    25

    при Рвх=0,3 МПа

    40

    при Рвх=0,4 МПа

    55

    при Рвх=0,5 МПа

    70

    при Рвх=0,6 МПа

    80

    при Рвх=1,2 МПа

    -

    Масса, кг, не более

    20

    Межремонтный интервал (ТР, ТО)

    3

    Средний срок службы, до списания, лет

    15

    Гарантийный срок эксплуатации, лет

    5

     

    Скачать функциональную схему ГРПШ-10МС-1

     

     

    Заказать ГРПШ-10МС-1 регулятор РДГК-10М узнать цену, сроки поставки можно воспользовавшись формой заказа или контактной информацией. По запросу предоставим: схему, паспорт, сертификат, разрешение. Изготовим ГРУ на раме, блочном исполнении ПГБ, ГРПБ

    Источник: http://promgazarm.ru/206-grpsh-10ms-1.html

    Производитель: ООО ПКФ "Экс-Форма"
    Модель: ГРПШ-10МС            
    Наличие: Под заказ              
    Цена: По запросу

    ГРПШ-10МС с регулятором РДГК-10 представляет собой газорегуляторный пункт шкафного типа коммунально-бытового назначения. Используются для поддержания давления природного газа и подачи его потребителю. Изготавливаются серийно на базе регулятора давления газа РДГК-10.



    Наименование изделияГРПШ-10МС
    Регулятор давления газа
    РДГК-10
    Регулируемая среда
    природный газ по ГОСТ 5542-87
    Диапазон входных давлений, МПа
    0,05–0,6
    Выходное давление, кПа
    1,5–2,0
    Пропускная способность, м³/ч, при входном давлении:
    0,057
    0,18
    0,29
    0,311
    0,413
    0,514
    0,615,5
    Неравномерность регулирования, %
    ±10
    Диапазон настройки срабатывания:
    при повышении выходного давления, кПа
    3,5–5,0
    при понижении выходного давления, кПа
    0,3–1,0
    Давление начала срабатывания сбросного клапана, кПа
    2,8–3,5
    Присоединительные размеры: Ду, мм
    входного патрубка20
    выходного патрубка20
    Соединение:
    входного патрубка, дюймG¾-В
    выходного патрубкасварное по ГОСТ 16037-80
    Габаритные размеры, мм:
    длина650
    ширина300
    высота750
    Масса, кг17


    Газовая схема ГРПШ-10МС





    Габаритная схема ГРПШ-10МС





    * Возможно изготовление схем любой сложности по индивидуальному заказу. Все схемы разрабатываются бесплатно и в короткий срок.


    Ключевые характеристики ГРПШ-10МС



    Пропускная способность: до 15 м3/ч
    Входное давление: не более 0.6 МПа
    Выходное давление: 1,5–2,0 кПа


    Устройство и принцип работы ГРПШ-10МС с РДГК-10



    ГРПШ-10МС с регулятором давления газа РДГК-10 в соответствии с представленными схемами состоит из металлического шкафа, в котором размещено технологическое оборудование. Для удобства обслуживания в шкафу имеется дверка, которая закрывается на ключ.

    Технологическое оборудование в соответствии с типовой схемой состоит из крана шарового ДУ-20 на входе, регулятора давления газа РДГК-10, крана шарового ДУ-32 на выходе. Для контроля давления на входе предусмотрен манометр с краном ДУ-15. Для контроля давления газа на выходе предусмотрен кран шаровой ДУ-15 с ниппелем для подсоединения мановакуумметра. Для сброса газа предусмотрены продувочные трубопроводы с кранами ДУ-20.

    Для северного исполнения предлагается взрывозащищенный электрообогрев и корундовая обработка корпуса шкафа для дополнительной теплоизоляции.

    ГРПШ-10МС работает следующим образом:

    Газ по входному трубопроводу поступает через кран входного трубопровода к регулятору РДГК-10, где давление понижается до заданного, затем газ поступает к потребителю. Для замера входного и выходного давлений предусмотрены штуцеры для подключения манометра. При повышении входного давления работает встроенный в регулятор сбросной клапан ПСК и выведет излишки газа в атмосферу. В случае резких скачков давления на входе автоматически сработает запорное устройство и подача газа прекратится. Повторный запуск регулятора осуществляется вручную.

    ГРПШ-10 с регулятором РДГК-10 крепится к стене снаружи здания.

    Для потребителей, которым важна бесперебойность подачи газа, нашим конструкторским бюро был разработан и запущен в серийное производство ГРПШ-10МС-2У1 на базе двух регуляторов РДГК-10 с основной и резервной линией редуцирования, с двумя степенями очистки газа от примесей.

    Комплектность поставки ГРПШ-10МС



    Обозначение документаНаименованиеКол-воПримечание
    ГРПШ-10МС.00.00.00 РПункт газорегуляторный шкафной ГРПШ-10МС1
    ГРПШ-10МС.00.00 РЭПункты газорегуляторные шкафные ГРПШ-10МС.
    Руководство по эксплуатации.
    1
    Руководство по эксплуатации на регулятор РДГК-101
    Паспорт на манометр1
    Ключ2
    Паспорта на запорную арматуру1На каждый типоразмер
    Протокол испытания газопроводов и оборудования на прочность и герметичность1

    Выписка из сертификатов на трубы, отводы, переходы1


    Преимущества ГРПШ-10МС нашего производства



    1. ГРПШ-10МС выпускается с устройством отключения на входе.

    2. ГРПШ-10МС выпускается с сетчатым фильтром для очистки природного газа.

    3. ГРПШ 10МС выпускается с манометром диапазона показаний 0-0,6 МПа; класса точности 1,5 для измерения входного давления.

    4. Для защиты газопровода за регулятором от временного чрезмерного роста давления газа, предусмотрен сбросной клапан ПСК, в случае последующего повышения входного давления газа или значительного понижения выходного, срабатывает быстрозапорный клапан (ПЗК).

    5. Срок службы ГРПШ не менее 35 лет.

    6. Покрытие корпуса ГРПШ 10МС порошковая эпоксиполиэфирная краска.

    7. Гарантия на лакокрасочное покрытие корпуса: не менее 15 лет.

    8. Регулятор устойчиво функционирует с нулевого расхода газа.


    Цена, срок изготовления, купить ГРПШ-10МС с регулятором РДГК-10



    Цена на бытовые газорегуляторные пункты ГРПШ-10МС предоставляется по официальному запросу в нашу компанию.

    Сроки изготовления в зависимости от складских запасов и загрузки производства составляют от 10 до 30 дней. Имеются изделия в наличии. Информацию о наличии ГРПШ-10 с РДГК-10 уточняйте по e-mail или по телефону.

    Доставка осуществляется любым видом транспорта во все регионы. Возможен самовывоз ГРПШ со склада или из офиса.

     Источник: http://www.exform.ru/catalog/GRP/grpsh-10ms.php

    Пневматическая схема ГРПШ

    by 4 Comments

    15ч75п1

    *По заказу возможно изготовление данных изделий с узлом учета расхода газа или с измерительным комплексом СГ-ЭК.

    Газорегуляторные пункты ГРПШ, Что это такое? ГРПШ применяются: в системах газоснабжения сельских и городских населенных пунктах, комуннально-бытовых зданиях, объектах промышленного и сельскохозяйственного назначения, и т. д.

    Шкафные газорегуляторные пункты ГРПШ предназначены для редуцирования высокого или среднего давления на требуемое, автоматического поддержания заданного выходного давления, и автоматического отключения подачи газа при аварийном повышении или понижении выходного давления от допустимых заданных значений, очистки газа поставляемого потребителю по ГОСТ 5542–87.

    Условия эксплуатации пункта должны соответствовать климатическому исполнению У1 (ХЛ1) категории 1 по ГОСТ 15150–69, для работы окружающей среды от минус 40 до +60°С (от минус 60 до +60°С). По индивидуальному заказу предприятие-изготовительООО «Газовик-Комплект» изготавливает пункты с обогревом, обогреватель устанавливается под днищем металлического шкафа и используется в холодное время года.

    Принцип работы ГРПШ.

    Газорегуляторный пункт ГРПШ состоит из металлического шкафа, в котором установлено технологическое оборудование и работает (согласно функциональной схеме) следующим образом:

    Газ по входному трубопроводу через входной кран 12, поступает в фильтр 5 (где происходит очистка газа от механических примесей, окалины и пыли), затем поступает к регулятору давления газа 6, где происходит снижение давления газа до установленного значения и поддержание его на заданном уровне, и далее через выходной кран 12 поступает к потребителю.

    При повышении выходного давления выше допустимого заданного значения открывается предохранительный сбросной клапан 2, и происходит сброс газа в атмосферу.

    При дальнейшем повышении или понижении контролируемого давления газа сверх допустимых пределов срабатывает предохранительно-запорный клапан, встроенный в регулятор, перекрывая вход газа в регулятор. На входном и выходном газопроводе установлены манометры 9, 13 предназначенные для замера входного давления и определения перепада давления на фильтрующей кассете. По индивидуальному заказу для удобства обслуживания газового фильтра, устанавливается датчик перепада давления ДПД-5 или ДПД-10, либо индикатор перепада давления ИПД-5 или ИПД-10. Максимально допустимое падение давление на кассете фильтра — 10кПа.

    В случае ремонта оборудования газ поступает к потребителю через резервную линию. При необходимости используются обе линии одновременно, пропускная способность при этом возрастает.

    На газопроводе после входного крана и после регулятора давления газа предусмотрены продувочные трубопроводы.

    Для проработки изготовления ГРПШ требуется заполнить форму технического задания (Опросной Лист), исходя из этого складывается цена ГРПШ.

    Внимание! Предприятие ООО «Газовик-Комплект» оставляет за собой право менять конструкцию газорегуляторных пунктов.

    Смотрите также в разделе «ГРПШ на базе двух регуляторов»:

    Источник: http://www.gaz-com.ru/catalogue/grpsh/grpsh2/two_line/grpsh-13-2nv-u1.html

     

    Газорегуляторный пункт шкафной  ГРПШ-М-02 предназначен: для редуцирования природных углеводородных и других неагрессивных газов с высокого давления на низкое, среднее и высокое и снабжения газом требуемого давления жилых, коммунально-бытовых зданий, промышленных и сельскохозяйственных объектов.

    Технологическое оборудование ГРПШ М-02 состоит из двух линий редуцирования с регулятором РДГ-50Н или РДГ-50В - основной и резервной линиями редуцирования.

    Производительность одной линии - 5200 м3/ч.

    Вид климатического исполнения У1 ГОСТ 15150-69. Условия Эксплуатации от -40 0С до +40 0С.

     

     

    Смотрите также: ГРПШ-М-00, ГРПШ-М-01, ГРПШ-М-03, ГРПШ-М-04, ГРПШ-М-05, ГРПШ-М-06

     

    В процессе эксплуатации одна линия является резервной. При необходимости используются обе линии одновременно, пропускная способность при этом возрастает в 1,5 раза.

     

     

    Технические характеристики ГРПШ-М-02

     

    Параметры

    ГРПШ М-02

    Рабочая среда

    Природный газ по ГОСТ 5542-87

    Диапазон настройки давления газа на выходе, кПа

    16-40

    Диапазон настройки давления срабатывания сбросного клапана, кПа

    20-50

    Пределы настройки автоматического отключения подачи газа

    при повышении Рвых, МПа

    0,22-0,06

    при снижении Рвых, МПа

    0,002-0,003

    Давление на входе, МПа

    1.2

    Пропускная способность одной линии ГРП шкафного, м3/ч, при давлении на входе:

    Р = 0,1 МПа

    700 (320)

    Р = 0,3 МПа

    1200 (600)

    Р = 0,6 МПа

    2600 (1030)

    Р = 0,9 МПа

    4200 (1450)

    Р = 1,2 Мпа

    5200 (2100)

    Средний срок службы до списания, лет, не менее

    40

    Масса, кг, не более

    535

    Схема пневматическая функциональная ГРПШ-М-02:

     

     

     

    1,2 — регулятор давления газа; 3,4 — фильтр; 5,6 — прибор замера перепада давления; 7 — клапан пружинный сбросной; 8,9 — кран трехлинейный; 10–19 — запорная арматура; 21 — прибор замера выходного давления

    ГРПШ представляет собой металлический шкаф 1 с теплоизоляцией. В шкафу размещено технологическое оборудование 2. Для удобства обслуживания в шкафу с двух сторон имеются двери 3,4, обеспечивающие доступ к технологическому оборудованию.

    Технологическое оборудование ГРПШ состоит из двух рабочих линий редуцирования: основной и резервной. Газ через кран 16 или 19 поступает к фильтру 3 или 4, очищается от механических примесей и поступает к комбинированному регулятору давления газа 1 или 2, предназначенному для автоматического поддержания выходного давления на заданном уровне, а также автоматического отключения подачи газа при повышении или понижении выходного давления сверх допустимых заданных значений.

    От регулятора давления газа через кран 12 или 14 газ поступает к потребителю.

    Для определения перепада давления до и после фильтра (3 или 4) предусмотрены устройства замера перепада давления 5 и 6.

    Для контроля выходного давления предусмотрено устройство замера выходного давления (манометр, либо напоромер).

    Для отключения импульсного газопровода при ремонте регуляторов давления газа 1 и 2 предусмотрены краны 13 и 14.

    Сбросной клапан 7 предназначен для аварийного сброса газа. Кран 10 и клапан трехлинейный 9 предназначен для настройки порога срабатывания клапана сбросного.

     

    Для продувки участков газопровода « на свечу» предназначены краны 17 и 18.

     

     

    Габаритный чертеж ГРПШ-М-02:

     

     

    1 — шкаф металлический; 2 — оборудование технологическое; 3, 4 — дверки

     

     

     

    Купить ГРПШ-М-02 узнать цену, присоеденительные размеры, характеристики, запросить схему Вы можете у наших менеджеров. 

    Газмашпром производитель ГРПШ-М-02

    Внимание! Завод «Газмашпром» оставляет за собой право вносить изменения в конструкцию ГРПШ-М-02.

    Доставка

    Компания «Газмашпром» предлагает приобрести Газорегуляторный пункт ГРПШ-М-02 предприятиям России и стран СНГ

    Доставка оборудования возможна по следующим городам России:

     

    Москва, Санкт-Петербург, Екатеринбург, Саратов. Амурск, Ангарск, Архангельск, Астрахань, Байкальск, Балаково, Балтийск, Барнаул, Белгород, Бийск, Брянск, Воронеж, Великий Новгород, Владивосток, Владикавказ, Владимир, Волгоград, Волгодонск, Вологда, Железногорск, Звенигород, Иваново, Ижевск, Йошкар-Ола, Казань, Калининград, Калуга, Кемерово, Киров, Кострома, Краснодар, Красноярск, Курск, Липецк, Магадан, Магнитогорск, Мичуринск, Мурманск, Муром, Набережные Челны, Нальчик, Новокузнецк, Нарьян-Мар, Новороссийск, Новосибирск, Нефтекамск, Нефтеюганск, Новочеркасск, Новый Оскол, Нижнекамск, Норильск, Нижний Новгород, Обнинск, Омск, Орёл, Оренбург, Оха, Пенза, Пермь, Петрозаводск, Петропавловск-Камчатский, Псков, Ржев, Ростов, Рязань, Самара, Саранск, Смоленск, Сочи, Сыктывкар, Таганрог, Тамбов, Тверь, Тобольск, Тольятти, Томск, Тула, Тюмень, Ульяновск, Уфа, Ханты-Мансийск, Чебоксары, Челябинск, Череповец, Элиста, Ярославль и другие города. 
    Газорегуляторный пункт ГРПШ-М-02 доставляется во все города Республики Казахстан.


    Теги: Газорегуляторный пункт ГРПШ-М-02, Газорегуляторный пункт шкафной ГРПШ-М-02, пункт ГРПШ-М-02, ГРПШ-М-02 Москва, ГРПШ М 02, грпш-м-02, ГРПШ-М-02 с регулятором РДГ-50Н, ГРПШ-М-02 с регулятором РДГ-50В, ГРПШ-М-02 с регуляторами РДГ-50В, ГРПШ-М-02 с регулятора

    Источник: http://gazmashprom-s.ru/grpsh-m/694-grpsh-m-02.html

    Доставка промышленного газового оборудования

    Компания «Промгазагрегат» предлагает приобрести ГРПШ, ГСГО, ГРПН, ГРУ, ПГБ, ГРПБ, ГРП, ШРП, счетчики газа, фильтры газа, регуляторы давления газа, МРП, ДРП, МРПБ, ПУГ, ШУУРГ, ТКУ, БКУ заводам и предприятиям России и стран СНГ.

    Доставка оборудования возможна по следующим городам России: Москва, Санкт-Петербург, Екатеринбург, Саратов. Амурск, Ангарск, Архангельск, Астрахань, Байкальск, Балаково, Балтийск, Барнаул, Белгород, Бийск, Брянск, Воронеж, Великий Новгород, Владивосток, Владикавказ, Владимир, Волгоград, Волгодонск, Вологда, Железногорск, Звенигород, Иваново, Ижевск, Йошкар-Ола, Казань, Калининград, Калуга, Кемерово, Киров, Кострома, Краснодар, Красноярск, Курск, Липецк, Магадан, Магнитогорск, Мичуринск, Мурманск, Муром, Набережные Челны, Нальчик, Новокузнецк, Нарьян-Мар, Новороссийск, Новосибирск, Нефтекамск, Нефтеюганск, Новочеркасск, Новый Оскол, Нижнекамск, Норильск, Нижний Новгород, Обнинск, Омск, Орёл, Оренбург, Оха, Пенза, Пермь, Петрозаводск, Петропавловск-Камчатский, Псков, Ржев, Ростов, Рязань, Самара, Саранск, Смоленск, Сочи, Сыктывкар, Таганрог, Тамбов, Тверь, Тобольск, Тольятти, Томск, Тула, Тюмень, Ульяновск, Уфа, Ханты-Мансийск, Чебоксары, Челябинск, Череповец, Элиста, Ярославль и другие города. ГРПШ, ГСГО, ГРПН, ГРУ, ПГБ, ГРПБ, ГРП, ШРП, счетчики газа, фильтры газа, регуляторы давления газа, МРП, ДРП, МРПБ, ПУГ, ШУУРГ, ТКУ, БКУ доставляется во все города Республики Казахстан, Белоруссии и других стран СНГ

    Источник: http://promgazagregat.ru/gazoregulyatornye-punkty-i-ustanovki/gazoregulyatornye-punkty-grpsh-ispolnenie-v-shkafu/grpsh-s-dvumya-regulyatorami-promyshlenno-kommunalnye/grpsh-s-dvumya-regulyatorami-promyshlenno-kommunalnye/grpsh-32-2u1.html

    * Габаритные размеры и массу изделий уточняйте при заказе, в таблице указаны справочные данные.
    ** По заказу возможно изготовление ГРПШ-13-2Н-У1 с узлом учета расхода газа или с измерительным комплексом СГ-ЭК.

    Схема пневматическая функциональная:
    1 — запорная арматура; 2 — фильтр; 3 — входной манометр; 4 — регулятор давления газа; 5 — предохранительный сбросной клапан; 6 — кран трехходовой; 7 — регулятор давления газа (на отопление); 8 — газогорелочное устройство; 9 — запорная арматура; 10, 11, 12 — запорная арматура; 13 — выходной манометр

    ГРПШ, газорегуляторные установки и пункты газорегуляторные блочные (в дальнейшем пункты) предназначены для редуцирования высокого или среднего давления на требуемое, автоматического поддержания заданного выходного давления независимо от изменения расхода и входного давления, автоматического отключения подачи газа при аварийных повышении или понижении выходного давления от допустимых заданных значений, очистки от механических примесей газа, поставляемого по ГОСТ 5542-87.

    В состав пункта входят:

    • узел фильтра;
    • основная линия редуцирования давления газа;
    • резервная линия редуцирования давления газа.

    В шкафных пунктах к выходной линии, на расстоянии не менее 5 ДУ от перехода, подключены предохранительный сбросной клапан и импульсный трубопровод.

    Принцип работы. Газ по входному трубопроводу через входной кран 1 (рис. 9.15), фильтр 2 поступает к регулятору давления газа 4, где происходит снижение давления газа до установленного значения и поддержание его на заданном уровне, и далее через выходной кран 9 поступает к потребителю.

    Контроль выходного давления производится выходным манометром 13.

    При повышении выходного давления выше допустимого заданного значения открывается сбросной клапан 5, в том числе встроенный в регулятор, и происходит сброс газа в атмосферу.

    При дальнейшем повышении или понижении контролируемого давления газа сверх допустимых пределов срабатывает предохранительно-запорный клапан, встроенный в регулятор, перекрывая вход газа в регулятор.

    На входном газопроводе установлен манометр 3, предназначенный для замера входного давления и определения перепада давления на фильтрующей кассете. Максимально допустимое падение давления на кассете фильтра— 10 кПа.

    В случае ремонта оборудования газ поступает к потребителю через резервную линию редуцирования, где газ по входному трубопроводу через входной кран 1, фильтр 2 поступает к регулятору давления газа 4. Здесь происходит снижение давления газа до установленного значения и поддержание его на заданном уровне, и далее через выходной кран 9 газ поступает к потребителю.

    Контроль выходного давления производится выходным манометром 13. На основной и резервной линиях редуцирования после входного крана 1, после регулятора давления газа 4 предусмотрены продувочные трубопроводы.

    Габаритный чертеж газорегуляторного пункта шкафного (ГРПШ)*:
    1 — вход клапана предохранительного сбросного; 2 — Рвых; 3 — подвод импульса к регулятору; 4 — вентиляционный патрубок; 5 — выход клапана предохранительного сбросного; 6 — дымоход; 7 — продувочный патрубок; 8 — Рвх

    * Габаритные размеры изделий уточняйте при заказе, на чертежах указаны справочные данные.

    Источник: http://zavod-antares.ru/gazoregulyatornyij-punkt-shkafnoj-grpsh-13-2n-u1.html

    Версия для печати



    Газорегуляторные пункты шкафные
    с одной линией редуцирования и байпасом
    ГРПШ-32/3-50-Б-0


          Газорегуляторные пункты шкафные (ГРПШ) предназначены для редуцирования высокого или среднего давления на низкое, автоматического поддержания выходного давления на заданном уровне, независимо от изменения входного давления и расхода, автоматического прекращения подачи газа при повышении или понижении выходного давления сверх заданных значений, а также очистки газа от механических примесей.
          ГРПШ используются в системах газоснабжения жилых зданий, объектов промышленного и сельскохозяйственного назначения. ТУ 4859-001-75954496-2005, Разрешение на применение № РРС 00-18915.

          В модификациях пунктов с учетом расхода газа применяются измерительные комплексы, включающие коммерческий (с электронным корректором) или технологический узел учета, на базе счетчиков RVG, СГ и др.

    Смотри также ГРПШ-32/6-50-Б-0, ГРПШ-32/10-50-Б-0

    Параметры изделияГРПШ-32/3-50-Б-0
    Применяемый регулятор давления газаРДНК-32/3
    Регулируемая средаприродный газ по ГОСТ 5542-87
    Максимальное входное давление, МПа (кгс/см²)1,2 (12)
    Диапазон настройки давления газа на выходе, кПа2 - 2,5
    Максимальная пропускная способность, м³/час64
    Пропускная способность при входном давлении, м³/чассмотри в таблице пропускной способности регуляторов
    Масса, кг, не более22

    Загрузить опросный лист на ГРПШ, ГРУ, ПГБ, ГСГО





    Источник: http://www.ft-gaz.ru/grpsh/grpsh32-3.html

    Газорегуляторые пункты шкафные ГРПШ-32

    Газорегуляторный пункт шкафной ГРПШ-32 без байпаса

       
    ГРПШ-32/6                               ГРПШ-32/6


    Газорегуляторные пункты шкафные коммунально-бытового назначения ГРПШ-32 изготавливаются на базе регуляторов давления газа РДНК-32. Предназначены для снижения газа с высокого или среднего давления на низкое и автоматического поддержания выходного давления в заданных пределах независимо от изменения входного давления и расхода газа, а также очистки газа от механических примесей.

    Схема габаритная газорегуляторного пункта ГРПШ-32 


    Схема функциональная газорегуляторного пункта ГРПШ-32

    ГРП (см. Схема функциональная) состоит из следующих основных узлов:
     - 1, 2 — Краны шаровые КШ; 
     - 3 — Кран для манометра; 
     - 4 — Регулятор давления газа; 
     - 5 — Манометр.

    Технические характеристики

    Наименование параметраТип изделия
    ГРПШ-32/3ГРПШ-32/6ГРПШ-32/10
    Марка регулятора РДНК-32/3 РДНК-32/6  РДНК-32/10
    Регулируемая среда     природный газ по ГОСТ 5542-87
    Максимальное входное давление, МПа     1,20,60,3
    Выходное давление, кПа2-2,5
    Максимальная пропускная способность, м3641-5100
    Присоединительные размеры входного и выходного патрубков, ммДу вх.-20, Ду вых.-32
    Масса, кг30

     
    Источник: http://pkgrup.ru/gazoregulyatorye_punkty_shkafnye_gr1

    Габаритная схема ГРПШ-03М-2У1-ЭК-ОГ

     

     

     

    Функциональная схема ГРПШ-03М-2У1-ЭК-ОГ

     

     

     

    Габаритная схема ГРПШ-03М-2У1-ЭК-ЭО

     

     

     

    Функциональная схема ГРПШ-03М-2У1-ЭК-ЭО

     

     

     

    Габаритная схема ГРПШ-03М-2У1-ОГ

     

     

     

    Функциональная схема ГРПШ-03М-2У1-ОГ

     

     

     

    Габаритная схема ГРПШ-03М-2У1-ЭО

     

     

     

    Функциональная схема ГРПШ-03М-2У1-ЭО

     

     

     

    Габаритная схема ГРПШ-03БМ-2У1-ЭК-ОГ

     

     

     

    Функциональная схема ГРПШ-03БМ-2У1-ЭК-ОГ

     

     

     

    Габаритная схема ГРПШ-03БМ-2У1-ЭК-ЭО

     

     

     

    Функциональная схема ГРПШ-03БМ-2У1-ЭК-ЭО

     

     

     

    Габаритная схема ГРПШ-03БМ-2У1-ОГ

     

     

     

    Функциональная схема ГРПШ-03БМ-2У1-ОГ

     

     

     

    Габаритная схема ГРПШ-03БМ-2У1-ЭО

     

     

     

    Функциональная схема ГРПШ-03БМ-2У1-ЭО

     

     

     

    Габаритная схема ГРПШ-04-2У1-ЭК-ОГ

     

     

     

    Функциональная схема ГРПШ-04-2У1-ЭК-ОГ

     

     

     

    Габаритная схема ГРПШ-04-2У1-ЭК-ЭО

     

     

     

    Функциональная схема ГРПШ-04-2У1-ЭК-ЭО

     

     

     

    Габаритная схема ГРПШ-04-2У1-ОГ

     

     

     

    Функциональная схема ГРПШ-04-2У1-ОГ

     

     

     

    Габаритная ГРПШ-04-2У1-ЭО

     

     

     

    Функциональная схема ГРПШ-04-2У1-ЭО

     

     

     

    Габаритная схема ГРПШ-05-2У1-ЭК-ОГ

     

     

     

    Функциональная схема ГРПШ-05-2У1-ЭК-ОГ

     

     

     

    Габаритная схема ГРПШ-05-2У1-ЭК-ЭО

     

     

     

    Функциональная схема ГРПШ-05-2У1-ЭК-ЭО

     

     

     

    Габаритная схема ГРПШ-05-2У1-ОГ

     

     

     

    Функциональная схема ГРПШ-05-2У1-ОГ

     

     

     

    Габаритная схема ГРПШ-05-2У1-ЭО

     

     

     

    Функциональная схема ГРПШ-05-2У1-ЭО

     

     

     

    Габаритная схема ГРПШ-07-2У1-ЭК-ОГ

     

     

     

    Функциональная схема ГРПШ-07-2У1-ЭК-ОГ

     

     

     

    Габаритная схема ГРПШ-07-2У1-ЭК-ЭО

     

     

     

    Функциональная схема ГРПШ-07-2У1-ЭК-ЭО

     

     

     

    Габаритная схема ГРПШ-07-2У1-ОГ

     

     

     

    Функциональная схема ГРПШ-07-2У1-ОГ

     

     

     

    Габаритная схема ГРПШ-07-2У1-ЭО

     

     

     

    Функциональная схема ГРПШ-07-2У1-ЭО

     

     

     

    Габаритная схема ГРПШ-08-2У1-ЭК-ОГ

     

     

     

    Функциональная схема ГРПШ-08-2У1-ЭК-ОГ

     

     

     

    Габаритная схема ГРПШ-08-2У1-ЭК-ЭО

     

     

     

    Функциональная схема ГРПШ-08-2У1-ЭК-ЭО

     

     

     

    Габаритная схема ГРПШ-08-2У1-ОГ

     

     

     

    Функциональная схема ГРПШ-08-2У1-ОГ

     

     

     

    Габаритная схема ГРПШ-08-2У1-ЭО

     

     

     

    Функциональная схема ГРПШ-08-2У1-ЭО

     

     

     

    Габаритная схема ГРПШ-12Н(В)-2У1-ЭК-ОГ

     

     

     

    Функциональная схема ГРПШ-12Н(В)-2У1-ЭК-ОГ

     

     

     

    Габаритная схема ГРПШ-12Н(В)-2У1-ЭК-ЭО

     

     

     

    Функциональная схема ГРПШ-12Н(В)-2У1-ЭК-ЭО

     

     

     

    Габаритная схема ГРПШ-12Н(В)-2У1-ОГ

     

     

     

    Функциональная схема ГРПШ-12Н(В)-2У1-ОГ

     

     

     

    Габаритная схема ГРПШ-12Н(В)-2У1-ЭО

     

     

     

    Функциональная схема ГРПШ-12Н(В)-2У1-ЭО

     

     

     

    Габаритная схема ГРПШ-13Н(В)-2У1-ЭК-ОГ

     

     

     

    Функциональная схема ГРПШ-13Н(В)-2У1-ЭК-ОГ

     

     

     

    Габаритная схема ГРПШ-13Н(В)-2У1-ЭК-ЭО

     

     

     

    Функциональная схема ГРПШ-13Н(В)-2У1-ЭК-ЭО

     

     

     

    Габаритная схема ГРПШ-13Н(В)-2У1-ОГ

     

     

     

    Функциональная схема ГРПШ-13Н(В)-2У1-ОГ

     

     

     

    Габаритная схема ГРПШ-13Н(В)-2У1-ЭО

     

     

     

    Функциональная схема ГРПШ-13Н(В)-2У1-ЭО

     

     

     

    Габаритная схема ГРУ-14Н(В)-2У1-ЭК

     

     

     

    Функциональная схема ГРУ-14Н(В)-2У1-ЭК

     

     

    Источник: http://gks64.ru/shemy/shemy-grpsh.php

    Смета пусконаладка ГРПШ

    by 0 Comments

    когда пустят модульную котельную в новомосковске по ул.вахрушева

    Статьи популярность: 4652
  • Смета на монтажные работы по электроснабжению щитовой рекламной конструкции
    Локальный сметный расчет на монтажные работы по электроснабжению и обеспечению электрооборудованием щитовой рекламной конструкции
    2012-07-03

    Друзья, пожалуйста, поделитесь сметой на установку ГРПШ (в моем случае это ГРПШ-13-1Н-У1 с РДГ-50Н; Рвхм.0,27МПа). Данных кроме этих больше вообще никаких :(((

    а что это такое?

    ГРПШ - газораспределительный шкафной пункт, ч... бы его побрал :)))

    ГазоРаспределительный Пункт Шкафной.... как говориться-нету хода, ходи с бубен...не знаем расценку на монтаж, идем в м37

    есть что-то другое, обсуждали на форуме.... Пумочка, в поиске введите газораспределительный пункт шкафной, определитесь только сами, навесной он у Вас или напольный

    Tanja55, на блочный ГРП нет... Если в кирпичном домике собирать - то есть..

    Пумочка, судя по всему tulenin, был прав

    точно ребрединг

    у-у-у-у! а работы какие все же должны осмечиваться при установке ГРПШ (кроме его стоимости-это понятнол, что учтем в смете по прайсам), а вот работы - ??? мне образно перечислили: фундамент, заземление, присоединения к г-п...

    неужели не сделаете сами?

    Спешу просто, поэтому в образце нуждаюсь :))) ну очень пожалуйста!!!

    Пумочка, вот поглядите Е19-01-004-01, я ей пользовался

    Посмотрите может поможет

    СПАСИБО всем-всем!!!


    Ценообразование в строительстве. ФЦЦС Минстроя. Сметный норматив. Концепция 400 дней.

    Источник: http://400days.ru/info2.php?ID=15783
    популярность: 5216
  • Локальная смета на монтаж системы отопления
    Сметный расчет на монтаж системы отопления. Работы по прокладке трубопроводов отопления и газоснабжения. Установка вентилей, задвижек, затворов, клапанов обратных, радиаторов.
    2012-03-27 популярность: 9817
  • Смета на проведение монтажных работ системы часофикации
    Монтаж часов, настройка программного обеспечения,расходные материалы.
    2012-07-03 популярность: 4872
  • Локальная смета на выполнение работ по монтажу оборудования
    Составлена в ценах января 2000 г. с индексацией в цены мая 2010 г. Сметная стоимость: 1100137.00 рубю, нормативная трудоемкость: 1657.00 ч.-час.
    Монтаж винипластовых труб, вентиляторов, заслонок воздушных, шумоглушителей, установка калориферов, прокладка воздуховодов, зонтов над шахтами, блоков тепломассообмена и др.
    2012-03-18

  • Пункт газораспределительный ГРПШ

    by 3 Comments

    вихревые котельные

    Газораспределительные станции (ГРС) предназначены для понижения высокого давления газа, поступающего из магистральных газопроводов, набор сооружений которой представлен на рис. 10.7.

    ГРС устанавливается между магистральным газопроводом и газорегуляторными пунктами (ГРП) и установками (ГРУ).

    Основное назначение ГРП и ГРУ – снижение давления газа и поддержание его постоянным независимо от изменения входного давления и расхода газа потребителями.

    ГРП и ГРУ оснащаются схожим технологическим оборудованием и отличаются в основном только расположением, а также точностью измерительных приборов. ГРУ располагают непосредственно в помещениях, где находятся агрегаты, использующие газовое топливо (цехах, котельных). ГРП в зависимости от назначения и технической целесообразности размещают:

    – в пристройках к зданиям;

    – в отдельно стоящих зданиях;

    – в специальных шкафах при блочном исполнении.

    ГРП по своему назначению подразделяются на сетевые, которые обеспечивают подачу газа в распределительные сети низкого, среднего или высокого давлений, и объектовые служащие источниками газоснабжения для отдельных потребителей.

    В состав технологического оборудования регуляторных пунктов входят следующие элементы:

    – регулятор давления, понижающий или поддерживающий постоянным давление газа независимо от его расхода; предохранительный запорный клапан (ПЗК), прекращающий подачу газа при повышении или понижении его давления после регулятора сверх заданных значений;

    – предохранительное сбросное устройство, предназначенное для сброса излишков газа, чтобы давление не превысило заданное в схеме регуляторного пункта;

    – фильтр газа, служащий для его очистки от механических примесей;

    – контрольно-измерительные приборы (КИП), которые фиксируют: давление газа до и после регулятора, а также на обводном газопроводе (манометр); перепад давлений на фильтре, позволяющий судить о степени его загрязненности (дифманометр); расход газа (расходомер); температуру газа перед расходомером (термометр);

    Число технологических линий в зависимости от расхода газа и режима потребления может быть от одной до пяти. Если в ГРП и ГРУ имеется только одна технологическая линия, то предусматривается обводной газопровод с двумя последовательно расположенными запорными устройствами, который во время ремонта оборудования будет обеспечивать подачу газа потребителям. Временное снижение давления обеспечивается ручным редуцированием с помощью запорных устройств.

    ГРП могут быть одно- и двухступенчатыми. В одноступенчатом пункте входное давление газа снижается до выходного в одном регуляторе, в двухступенчатом – в двух. Установленные последовательно на технологической линии регуляторы будут снижать давление газа в два этапа: первый – до промежуточного (например, с 1,2 до 0,3 МПа), второй – до выходного (0,003 МПа). Фильтр очистки < 1,2 устанавливают перед регулятором первой ступени. Одноступенчатые схемы применяют при разности между входным и вы ходным давлениями до 0,6 МПа. При больших перепадах используют двухступенчатые схемы.




    Рис. 10.7. Газораспределительная станция

    Таблица 10.2

    Спецификация оборудования

    № поз. Наименование Количество Тип Размер
    Кран с ручным приводом 11с320бк1 Ду300 64
    Кран с ручным приводом 11с722бк1 Ду500 64
    Кран с ручным приводом 11с320бк1 Ду150 64
    Кран с ручным приводом 11с320бк1 Ду200 64
    Кран с ручным приводом 11с20бк1 Ду100 64
    11, 14 Кран с ручным приводом 11с320бк1 Ду200 64
    Кран с ручным приводом 11с320бк1 Ду200 64
    31, 33, 35 Кран с пневмоприводом 11с723бк1 Ду200 64
    32, 34, 36 Кран с ручным приводом 11с320бк1 Ду300 64
    РД Регулятор давления РД-150-64 Ду 150
    КТ Кран трехходовой   Ду 150-64
    Ек Емкость сбора конденсата   V = 2,5 м3
    Ео Емкость одоранта   V = 2,1 м3
    Ок Одоризатор капельный   V = 25 л
    ПУ Пылеуловитель мультицикл. БОГ 800 V = 0,923 м3
    SF Прибор учета «Суперфлоу» “SF” 2500 кг/м3
    Д Диафрагма камерная УСБ-400 Ду 400
    КП Клапан предохранительный ППК2 Ду 150
    ЩА Щит автоматики Защита 3  
    М Манометр ОБМ-160 0–10 кг/см2
    М1 Манометр ОБМ-160 0–100 кг/см2
    ВИ Вентиль игольчатый ВИ-6 Ру 80
    КШ Кран шаровый КШ-10 Ру 160
    Ко Котел отопительный ДОН  
    16, 17, 18, 19, 20 Задвижка стальная 30с76нж Ру 64

    При подаче газа двум потребителям, требующим подачи газа под различным давлением, ГРП проектируют в двухступенчатом исполнении с промежуточным отбором, т. е. первый регулятор давления настраивают на выходные параметры, требуемые для потребителя газа с повышенным давлением. ГРП имеет при этом один вход и два выхода.



    В зависимости от назначения ГРП и ГРУ могут быть выполнены без учета или с учетом расхода газа. При использовании для измерения расхода газа счетчиков ротационного или турбинного типаих устанавливают после регуляторов давления, а в случае применения сужающих устройства (диафрагм) их монтируют до регуляторов давления и ПЗК, но после фильтра для уменьшения эрозии острой кромки диафрагмы.

    Принципиальная схема одноступенчатого ГРП (ГРУ), (одна технологическая линия и одна резервная линия – байпас), приведена на рис. 10.8.

    Она включает в себя входной газопровод 1, задвижки 2, фильтр 3, предохранительный клапан 4, регулятор давления 5, выходной газопровод 6, манометры 7. Газ, поступающий на ГРП, сначала очищается в фильтре 3 от механических примесей. Затем проходит через предохранительный клапан 4, который служит для автоматического перекрытия трубопровода в случае повышения выходного давления сверх заданного, что свидетельствует о неисправности регулятора давления 5. Контроль за работой регулятора 5 ведется также с помощью манометров 7.

    Рис. 10.8. Схема ГРП:

    1 – входной газопровод; 2 – отключающие устройства; 3 – фильтр;

    4 – предохранительный запорный клапан; 5 – регулятор давления;

    6 – выходной газопровод; 7 – манометр; 8 – предохранительный сбросной клапан; 9 – байпас; 10 – регулирующая задвижка на байпасе

    Некоторые ГРП оборудуются приборами для измерения количества газа: диафрагмами в комплекте с дифференциальными манометрами или ротационными счетчиками.


    ⇐ Предыдущая567891011121314Следующая ⇒




    Дата добавления: 2015-01-21; просмотров: 2004; Опубликованный материал нарушает авторские права?

    Для снижения давления газа и поддержания его на заданных уровнях в системах газоснабжения следует предусматривать ГРП или ГРУ.

    Допускается применение комбинированных (домовых) регуляторов давления газа со встроенными предохранительными устройствами.

    РАЗМЕЩЕНИЕ ГРП

    ГРП в зависимости от назначения и технической целесообразности следует предусматривать:

    в пристройках к зданиям;

    встроенными в одноэтажные производственные здания или котельные;

    в отдельно стоящих зданиях;

    в шкафах на наружных стенах газифицируемых зданий или на отдельно стоящих опорах из негорючих материалов;

    на покрытиях газифицируемых производственных зданий I и II степени огнестойкости с негорючим утеплителем;

    на открытых огражденных площадках под навесом на территории промышленных предприятий, если климатические условия позволяют обеспечить нормальную (в соответствии с паспортными данными) работу технологического оборудования и контрольно-измерительных приборов (КИП).

    Запрещается предусматривать ГРП встроенными и пристроенными к жилым и общественным зданиям (кроме зданий производственного характера), а также размешать их в подвальных и цокольных помещениях зданий любого назначения.

    Отдельно стоящие ГРП (включая шкафные, устанавливаемые на опорах) в поселениях следует размещать в зоне зеленых насаждений, внутри жилых кварталов на расстоянии не менее указанного в табл. 10 (табл. 9 исключена). ГРП на территории промышленных предприятий и других предприятий производственного характера следует размещать в соответствии с требованиями СНиП II-89-80*. Расстояние от ГРП до зданий, к которым допускается пристраивать или встраивать ГРП, не регламентируется.

    Допускается вынос из ГРП части оборудования (задвижек, фильтров и т. п.), если позволяют климатические условия. Оборудование, размещенное вне ГРП, должно иметь ограждение, примыкающее к зданию ГРП или общее с ограждением ГРП.

    ГРП с входным давлением газа не более 0,6 МПа (6 кгс/см2) могут пристраиваться к производственным зданиям не ниже I и II степени огнестойкости с помещениями категорий Г и Д, а также к отдельно стоящим зданиям газифицируемых котельных, бань, прачечных, предприятий химчистки и других аналогичных объектов.

    Таблица 10

    Давление газа на вводе в ГРП, МПа (кгс/см2)Расстояния в свету от отдельно стоящих ГРП (по горизонтали), м, до
    зданий и сооруженийжелезнодорожных и трамвайных путей (до ближайшего рельса)автомобильных дорог (до обочины)воздушных линий электропередачи
    До 0,6 (6)10105Не менее 1,5 высоты опоры
    Св. 0,6 (6) до 1,2 (12)15158То же
    Примечание. Расстояние следует принимать от наружных стен здания или шкафа ГРП, а при расположении оборудования на открытой площадке — от края ограждения.

    ГРП с входным давлением газа свыше 0,6 МПа (6 кгс/см2) допускается пристраивать к производственным зданиям, в том числе котельным не ниже I и II степени огнестойкости с помещениями категорий Г и Д, в которых использование газа указанного давления необходимо по условиям технологии.

    Пристройки должны примыкать к зданиям со стороны глухой противопожарной газонепроницаемой (в пределах примыкания ГРП) стены.

    Производственные здания, в которых предусматривается размещение встроенных ГРП, должны иметь указанные выше степень огнестойкости и категорию помещений по взрывопожарной опасности. Встроенные ГРП допускается предусматривать с входным давлением газа не более 0,6 МПа (6 кгс/см2).

    5.6.* Шкафные ГРП могут устанавливаться на наружных стенах газифицируемых зданий не ниже III степени огнестойкости (кроме стен из панелей с металлической обшивкой и сгораемым утеплителем) промышленных (в том числе котельных), сельскохозяйственных предприятий, предприятий бытового обслуживания производственного характера при давлении газа на вводе в ГРП до 0,6 МПа (6 кгс/см2).

    При установке шкафного ГРП на стене здания расстояние от шкафа до окна, двери и других проемов по горизонтали должно быть не менее 3 м при давлении газа на входе до 0,3 МПа (3 кгс/см2) и не менее 5 м при давлении газа на входе свыше 0,3 МПа (3 кгс/см2) до 0,6 МПа (6 кгс/см2); расстояние по вертикали от шкафа до оконных проемов должно быть не менее 5 м.

    Допускается устанавливать шкафные ГРП на стенах жилых домов при давлении газа на вводе в ГРП до 0,3 МПа.

    Отдельно стоящие здания ГРП должны быть одноэтажными I и II степени огнестойкости с совмещенной кровлей. Швы сопряжения кирпичных стен и фундаментов всех помещений ГРП должны быть перевязаны.

    Стены, разделяющие помещение ГРП, следует предусматривать противопожарными I типа и газонепроницаемыми. Разделяющие стены из кирпича следует оштукатуривать с двух сторон.

    Устройство дымовых и вентиляционных каналов в разделяющих стенах, а также в стенах зданий, к которым пристраивается ГРП (в пределах примыкания ГРП), не допускается.

    Помещения регуляторов отдельно стоящих, пристроенных и встроенных ГРП должны отвечать требованиям, установленным СНиП 21-01-97 «Пожарная безопасность зданий и сооружений» (с Изменениями N 1, 2)  и СНиП 31-03-2001 «Производственные здания» для помещений категории А.

    * Необходимость отопления помещения ГРП следует определять в зависимости от климатических условий, влажности транспортируемого газа и конструкции применяемого оборудования и контрольно-измерительных приборов.

    Максимальная температура теплоносителя не должна превышать 130 °С.

    При устройстве в ГРП местного отопления отопительную установку следует размещать в изолированном, имеющем самостоятельный выход помещении, отделенном от технологического, а также от других помещений ГРП глухими газонепроницаемыми и противопожарными стенами с пределом огнестойкости не менее 2,5 ч.

    Труба подводки газа к отопительной установке и трубы системы отопления при проходе через стену помещения регуляторов должны иметь сальниковые уплотнения или другие уплотнители, исключающие возможность проникновения газа.

    Для обогрева шкафных ГРП допускается использование газовых горелок при условии обеспечения взрывопожаробезопасности.

    Во всех помещениях ГРП следует предусматривать естественное и искусственное освещение и естественную постоянно действующую вентиляцию, обеспечивающую не менее трехкратного воздухообмена в 1 ч.

    РАЗМЕЩЕНИЕ ГРУ

    ГРУ следует предусматривать с входным давлением газа не более 0,6 МПа (6 кгс/см2) с устройством не более двух линий регулирования.

    ГРУ следует размещать в газифицируемых зданиях, как правило, вблизи от ввода газопровода непосредственно в помещениях котельных и цехов, где находятся агрегаты, использующие газ, или в смежных помещениях, соединенных с ними открытыми проемами и имеющих не менее чем трехкратный воздухообмен в 1 ч. Размещение ГРУ в помещениях категорий А, Б и В не допускается.

    Подача газа от ГРУ к потребителям, расположенным в других отдельно стоящих зданиях, не допускается.

    Оборудование ГРУ должно быть защищено от механических повреждений, а место размещения ГРУ освещено.

    Размещение ГРУ под лестничными маршами не допускается.

    Допускается подача газа от одной ГРУ к тепловым агрегатам, расположенным в других помещениях одного здания, при условии, что эти агрегаты работают на одинаковых режимах давления газа, и в помещения, где находятся агрегаты, обеспечен круглосуточный доступ обслуживающего персонала газовой службы.

    ОБОРУДОВАНИЕ ГРП И ГРУ

    * В ГРП и ГРУ следует предусматривать установку: фильтра, предохранительного запорного клапана (ПЗК), регулятора давления газа, предохранительного сбросного клапана (ПСК), запорной арматуры, контрольно-измерительных приборов (КИП), приборов учета расхода газа при необходимости, а также устройство обводных газопроводов (байпасов).

    ПСК для шкафных ГРП допускается выносить за пределы шкафа.

    Допускается не предусматривать установку ПЗК в ГРП или ГРУ промышленных предприятий, если по условиям производства не допускаются перерывы в подаче газа. В этих случаях необходимо устройство сигнализации о повышении или понижении давления газа сверх допустимых пределов.

    Допускается не предусматривать установку фильтров в ГРУ, если подача газа на предприятие осуществляется через ГРП и протяженность газопровода от ГРП до ГРУ не превышает 1000 м.

    Допускается не предусматривать устройство байпаса в шкафном ГРП при газоснабжении индивидуального дома.

    На обводном газопроводе (байпасе) необходимо предусматривать установку последовательно двух отключающих устройств.

    Диаметр обводного газопровода должен быть не менее диаметра седла клапана регулятора давления газа.

    Для ГРП с входным давлением газа свыше 0,6 МПа (6 кгс/см2) и пропускной способностью более 5000 м3/ч вместо байпаса следует предусматривать устройство дополнительной резервной линии регулирования.

    * Выбор регулятора давления ГРП и ГРУ следует производить по максимальному расчетному расходу газа потребителями и требуемому перепаду давления. Пропускную способность регулятора давления следует принимать на 15 — 20 % больше максимального расчетного расхода газа.

    В качестве регулирующего устройства в ГРП промышленных предприятий при максимальном расчетном расходе газа 50000 м3/ч и выше допускается применять регулирующие заслонки.

    Установку ПЗК следует предусматривать перед регулятором давления.

    Установку ПСК необходимо предусматривать за регуляторами давления, а при наличии расходомера — после расходомера.

    Перед ПСК следует предусматривать отключающие устройства.

    Проверку пропускной способности ПСК следует производить в соответствии с указаниями «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением», утвержденных Госгортехнадзором СССР.

    Количество газа, подлежащего сбросу ПСК, следует определять:

    при наличии перед регулятором давления ПЗК — по формуле:

    ;                                                         (3)

    где Q — количество газа, подлежащего сбросу ПСК в течение часа, м3/ч (при 0 °С и 0,10132 МПа);

    Qd — расчетная пропускная способность регулятора давления, м3/ч (при 0 °С и 0,10132 МПа);

    при отсутствии перед регулятором давления ПЗК — по формулам:

    для регуляторов давления с золотниковыми клапанами

    ;                                                                  (4)

    для регулирующих заслонок с электронными регуляторами

    ;                                                                 (5)

    При необходимости установки в ГРП (ГРУ) параллельно нескольких регуляторов давления количество газа, подлежащего сбросу ПСК, следует определять по формуле

    ,                                                                    (6)

    где Q — необходимое суммарное количество газа, подлежащего сбросу ПСК в течение часа, м3/ч (при 0 °С и 0,10132 МПа);

    п — количество регуляторов давления газа, шт;

    Q — количество газа, подлежащего сбросу ПСК в течение часа для каждого регулятора, м3/ч (при 0 °С и 0,10132 МПа).

    * В ГРП и ГРУ следует предусматривать установку показывающих и регистрирующих приборов для измерения входного и выходного давления и температуры газа. В шкафных ГРП допускается не предусматривать установку регистрирующих приборов.

    В ГРП и ГРУ, в которых не производится учет расхода газа, допускается не предусматривать регистрирующий прибор для замера температуры.

    Допускается не устанавливать регистрирующие приборы давления газа в ГРП, входящих в состав АСУ ТП и ТМ, а также в ГРУ и других ГРП в зависимости от их функционального назначения и расположения в системе газоснабжения по согласованию с местными органами газового надзора.

    В ГРП и ГРУ следует предусматривать продувочные и сбросные трубопроводы.

    Продувочные трубопроводы следует размещать: на входном газопроводе после первого отключающего устройства:

    на обводном газопроводе (байпасе) между двумя отключающими устройствами;

    на участках газопровода с оборудованием, отключаемым для производства профилактического осмотра и ремонта.

    Условный диаметр продувочного трубопровода должен быть не менее 20 мм.

    Допускается объединять продувочные трубопроводы одинакового давления в общий продувочный трубопровод.

    Условный диаметр сбросного трубопровода, отводящего газ от ПСК, должен быть равен условному диаметру выходного патрубка клапана, но не менее 20 мм.

    Продувочные и сбросные трубопроводы следует выводить наружу в места, обеспечивающие безопасные условия для рассеивания газа, но не менее чем на 1 м выше карниза здания.

    Продувочные и сбросные трубопроводы должны иметь минимальное число поворотов. На концах продувочных и сбросных трубопроводов следует предусматривать устройства, исключающие попадание атмосферных осадков в эти трубопроводы.

    Трубопроводы, отводящие газ от ПСК шкафных ГРП и комбинированных регуляторов давления, устанавливаемых на опорах, следует выводить на высоту не менее 4 м от уровня земли, а при размещении шкафных ГРП и комбинированных регуляторов давления на стене здания — на 1 м выше карниза здания.

    * КИП с электрическим выходным сигналом и электрооборудование, размещаемые в помещении ГРП с взрывоопасными зонами, следует предусматривать во взрывозащищенном исполнении.

    КИП с электрическим выходным сигналом в нормальном исполнении следует размещать снаружи вне взрывоопасной зоны в закрывающемся шкафу (ящике), изготовленном из несгораемых материалов, или в обособленном помещении ГРП, пристроенном к противопожарной газонепроницаемой (в пределах примыкания) стене ГРП.

    Ввод импульсных газопроводов в это помещение следует предусматривать через разделительные устройства, конструкция которых должна исключать возможность попадания газа в помещения КИП, или с установкой дроссельных шайб с диаметром отверстия не более 0,3 мм на каждом импульсном газопроводе.

    Установка дроссельных шайб на импульсных газопроводах к расходомерам не допускается.

    В местах прохода импульсных газопроводов через стену, отделяющую помещение КИП, следует предусматривать сальниковые уплотнения или другие уплотнители, исключающие возможность проникновения газа.

    При компоновке оборудования ГРП и ГРУ необходимо предусматривать возможность доступа к оборудованию для монтажа, обслуживания и ремонта.

    Расстояние между параллельными рядами оборудования следует принимать не менее 0,4 м в свету. Ширина основного прохода в помещении ГРП и со стороны обслуживания ГРУ должна быть не менее 0,8 м.

    Для обслуживания оборудования, размещенного на высоте более 1,5 м, следует предусматривать площадки с лестницами, имеющими перила.

    Газопроводы ГРП следует окрашивать в цвета согласно ГОСТ 14202-69.

    Установка арматуры, оборудования, а также устройство фланцевых и резьбовых соединений в каналах не допускаются.

    Входные и выходные газопроводы ГРП следует предусматривать, как правило, надземными с проходом через наружную часть зданий с устройством футляра и установкой изолирующих фланцев.

    При устройстве подземных входных и выходных газопроводов следует руководствоваться требованиями разд. 4.

    Электрооборудование и электроосвещение ГРП должно проектироваться в соответствии с требованиями ПУЭ и дополнительными указаниями данного раздела.

    По надежности электроснабжения ГРП населенных пунктов следует относить к 3-й категории.

    Надежность электроснабжения ГРП промышленных предприятий должна определяться по основному производству.

    * Для ГРП следует предусматривать II категорию устройства молниезащиты. При проектировании молниезащиты следует руководствоваться требованиями РД 34.21.122-87.

    Вводы в здание ГРП сетей электроснабжения и связи следует предусматривать кабелем, как для объектов молниезащиты II категории.

    При наличии телефонной связи установку телефонного аппарата следует предусматривать вне помещения регуляторов или снаружи здания в запирающемся ящике.

    Допускается установка телефонного аппарата во взрывозащищенном исполнении непосредственно в помещении регуляторов.

    РАЗМЕЩЕНИЕ КОМБИНИРОВАННЫХ РЕГУЛЯТОРОВ

    * Комбинированные регуляторы давления газа следует устанавливать на опорах из негорючих материалов или на наружных стенах газифицируемых зданий не ниже III IIIа степени огнестойкости, кроме стен из панелей с металлической обшивкой и горючим утеплителем, или внутри зданий (кроме жилых домов и общественных зданий непроизводственного характера).

    Входное давление газа в комбинированный регулятор давления не должно превышать:

    для жилых домов и общественных зданий непроизводственного характера — 0,3 МПа (3 кгс/см2) при установке на стенах газифицируемых зданий и 0,6 МПа (6,0 кгс/см2) при размещении на отдельно стоящей опоре;

    для промышленных (в том числе котельных) и сельскохозяйственных предприятий — 0,6 МПа (6,0 кгс/см2) при установке на стенах здания и 1,2 МПа (12,0 кгс/см2) при размещении на отдельно стоящих опорах.

    Комбинированные регуляторы давления следует устанавливать на горизонтальном участке газопровода на высоте, как правило, не более 2,2 м. При необходимости установки регулятора на большой высоте следует предусматривать площадку для его обслуживания.

    * Расстояние от комбинированного регулятора давления, устанавливаемого на стене здания до оконных, дверных и других проемов следует принимать не менее:

    1 м по вертикали и 3 м по горизонтали при давлении газа на входе в регулятор не более 0,3 МПа (3 кгс/см2);

    3 м по вертикали и 5 м по горизонтали при давлении газа на входе в регулятор свыше 0,3 МПа (3 кгс/см2).

    Установка комбинированных регуляторов давления под балконами не допускается.

    Расстояние от комбинированного регулятора давления, устанавливаемого на опоре, до зданий и сооружений следует принимать как от газопровода соответствующего давления.

    При размещении комбинированных регуляторов давления внутри газифицируемых производственных зданий следует руководствоваться требованиями по размещению ГРУ.

    Источник: https://elezargaz.ru/gazoregulyatornyie-punktyi-grp-i-gazoregulyatornyie-ustanovki-gru/
    Защита персональных данных


    Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

    Читайте также:


    Источник: https://studopedia.ru/4_70568_gazoraspredelitelnie-stantsii-gazoregulyatornie-punkti.html

    ГРПШ, или шкафные газорегуляторные пункты, используются в системах распределения газа с целью снижения входного давления природного газа, а также поддержания требуемого уровня его давления на выходе из газорегуляторного пункта. Конструкция ГРПШ предусматривает установку оборудования для очистки природного газа от твердых частиц и примесей, а также оборудования, предназначенного для прекращения подачи газа потребителю в случае аварийного изменения уровня выходного давления.

    Также шкафные газорегуляторные пункты применяются в системах, где используется газовая фаза сжиженного природного газа.

    По своему устройству газорегуляторные пункты ГРПШ представляют собой металлический шкаф, в котором устанавливается технологическое оборудование. Для доступа к оборудованию ГРПШ оборудуется дверьми, расположенными с одной или двух сторон. Если в этом есть необходимость, в ГРПШ устанавливается электрический или газовый обогрев.

    Назначение и описание ГРПШ

    Установка шкафных газорегуляторных пунктов обусловлена тем, что в магистральных газопроводах давление природного газа порой доходит до десяти МПа. Первичное снижение давления газа осуществляется на газораспределительных станциях, где его уровень снижается до одного-двух МПа. Однако внутренние газопроводы домов и зданий не рассчитаны на такое давление, и его требуется снизить до параметров, которые нужны конечному потребителю газа.

    В связи с этим, ГРПШ выполняют такие функции, как:

    • Технологический и коммерческий учет расхода газа (если этого требует заказчик).
    • Прекращение подачи газа потребителю, в случае аварийного изменения заданного уровня выходного давления газа.
    • Фильтрация природного газа.
    • Поддержание давления на выходе в автоматическом режиме.
    • Редуцирование (снижение) среднего или высокого давления газа, который поступает из распределительных магистралей.

    Редуцирование поступающего природного газа происходит в регуляторе давления газа. Оно поддерживается на заданном уровне независимо от того, как изменяется расход газа или входное давление. Благодаря данной функции использующее газ оборудование пользователей защищено от скачков давления.

    Конструкция и устройство ГРПШ

    Установка всего технологического оборудования производится в шкаф из металла, который изготавливают из несгораемых материалов. Благодаря шкафной конструкции оборудование газорегуляторного пункта защищено от негативного воздействия различных внешних факторов окружающей среды. Помимо этого, шкаф ГРПШ дополнительно оборудован замком, благодаря чему оборудование дополнительно защищено от несанкционированного доступа.

    Установка ГРПШ может осуществляться как на открытой территории, так и в отапливаемых помещениях. Если ГРПШ используется на открытой территории, то для корректной эксплуатации в условиях низких температур его можно дополнительно оснастить электрическим либо газовым обогревом шкафа. Газовый обогрев ГРПШ осуществляется при помощи инфракрасной горелки, а электрический – путем установки внутри шкафа конвекторов. Как в первом, так и во втором случае температуру нагрева можно регулировать. При необходимости корпус шкафа может быть дополнительно теплоизолирован.

    По входному газопроводу, через кран природный газ поступает в газорегуляторный пункт. Далее он проходит через фильтр, где очищается от возможных примесей и поступает в регулятор давления газа, где осуществляется его редуцирование, и дальнейшее поддерживание давления на требуемом уровне.

    Технические характеристики ГРПШ

    Ниже приведены общие технические параметры шкафных газорегуляторных пунктов:

    • Входное давление газа не должно превышать 1,2 МПа. Если есть необходимость, по спецзаказу могут быть изготовлены установки, в которых входное давление может составлять 1,6 МПа.
    • Выходное давление газа – в диапазоне от 0,001 до 0,6 МПа.
    • Пропускная способность ГРПШ может составлять вплоть до 500000 кубометров в час.
    • При необходимости ГРПШ могут укомплектовываться различными счетчиками газа.
    • ГРПШ комплектуются различными регуляторами давления газа, такими как РДК, РДГБ, РДП, РДГК, РДБК, РДСК, РДНК, РДГ, РДГД, РДУ.

    Классификация ГРПШ

    Классификация ГРПШ осуществляется по количеству выходов и линий редуцирования. Различают такие конструктивные исполнения шкафных газорегуляторных пунктов:

    • ГРПШ с более чем двумя линиями редуцирования.
    • ГРПШ с двумя линиями редуцирования, рассчитанными на разные либо одинаковые давления (при параллельной либо последовательной установке регуляторов давления газа).
    • ГРПШ с основной и резервной линией редуцирования.
    • ГРПШ с одной линией редуцирования.

    Дополнительно ГРПШ могут укомплектовываться различными измерительными комплексами на базе турбинных или ротационных счетчиков для технологического или коммерческого учета расхода природного газа. Также устанавливаются средства для определения таких параметров, как температура и давление газа.

    В зависимости от того, какие требования предъявляет заказчик к автоматизации ГРПШ, они также могут изготавливаться с комплексами телемеханики или телеметрии, предназначенными для дистанционного управления и контроля ГРПШ.

    Газовое оборудование ГРПШ

    Внутри ГРПШ производится установка оборудования, предназначенного для снижения давления, фильтрации газа, а также учета различных технических параметров (опционально), а именно:

    • Измерительный комплекс (опционально).
    • Манометр.
    • Сбросные и предохранительные устройства.
    • Регулятор давления газа.
    • Запорная арматура (вентили, задвижки, краны).
    • Фильтр газовый сетчатый ФС.

    В случае если имеется резервная или вторая линия редуцирования, она снабжается аналогичным набором оборудования

  • ГРПШ с основной и резервной линиями редуцирования и измерительным комплексом
  • ГРПШ с основной и резервной линиями редуцирования
  • Источник: http://mingas.ru/2016/04/shkafnye-gazoregulyatornye-punkty-grpsh/

    ГРПШ 07 2у1 схем

    by 4 Comments

    Штуцер MTK-N Ду-25

     

     

     

     

     

     

     

     

     

    Купить ГРПШ-07-2У1 с регуляторами РДНК-1000 узнать цену, присоединительные размеры, характеристики, запросить схему Вы можете у наших менеджеров.

     

    ООО "НПП ГАЗМАШПРОМ" производитель ГРПШ-07-2У1

      

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

    Доставка 

    Компания «Газмашпром» предлагает приобрести - ГРПШ-07-2У1 с регуляторами РДНК-1000 заводам и предприятиям России и стран СНГ. На сайте можно оформить заявку, воспользовавшись формой обратной связи, или позвонив нам по телефонам. При формировании заказа по телефону, вы сможете не только уточнить цену, но и получить консультации по техническим характеристикам приборов. Доставка оборудования возможна по следующим городам России: Москва, Санкт-Петербург, Екатеринбург, Саратов. Амурск, Ангарск, Архангельск, Астрахань, Байкальск, Балаково, Балтийск, Барнаул, Белгород, Бийск, Брянск, Воронеж, Великий Новгород, Владивосток, Владикавказ, Владимир, Волгоград, Волгодонск, Вологда, Железногорск, Звенигород, Иваново, Ижевск, Йошкар-Ола, Казань, Калининград, Калуга, Кемерово, Киров, Кострома, Краснодар, Красноярск, Курск, Липецк, Магадан, Магнитогорск, Мичуринск, Мурманск, Муром, Набережные Челны, Нальчик, Новокузнецк, Нарьян-Мар, Новороссийск, Новосибирск, Нефтекамск, Нефтеюганск, Новочеркасск, Новый Оскол, Нижнекамск, Норильск, Нижний Новгород, Обнинск, Омск, Орёл, Оренбург, Оха, Пенза, Пермь, Петрозаводск, Петропавловск-Камчатский, Псков, Ржев, Ростов, Рязань, Самара, Саранск, Смоленск, Сочи, Сыктывкар, Таганрог, Тамбов, Тверь, Тобольск, Тольятти, Томск, Тула, Тюмень, Ульяновск, Уфа, Ханты-Мансийск, Чебоксары, Челябинск, Череповец, Элиста, Ярославль и другие города. ООО "Газмашпром" - ГРПШ-07-2У1 с регуляторами РДНК-1000 доставляется во все города Республики Казахстан, Белоруссии и других стран СНГ, при согласовании по телефону. 

    Для подбора и заказа оборудования, запроса разрешительных документов (сертификат качества, разрешение на применение, паспорт изделия, сертификат Газсерт, уточнения характеристик, уточнения сроков производства, запроса габаритной, функциональной схемы, паспорта на ГРПШ-07-2У1 - обращаться в отдел подбора оборудования.

    Источник: https://gasmashprom.ru/grp-dve-linii/333-grpsh-07-2u1.html

    Газорегуляторные пункты ГРПШ-07-2У1 на базе РДК-1000 выпускаются на заводе «Экс-Форма» серийно и по индивидуальному заказу. Конструкторский отдело ООО ПКФ «Экс-Форма» постоянно модернизирует производство, благодаря этому наша продукция надежна и всегда актуальна.

    Корпус шкафа ГРПШ изготавливается на листогибочных станках японского производства, покраска шкафа осуществляется по финской технологии порошковой окраски. Более того, в состав ГРПШ-07-2У1 входят приборамы и запорная арматура только собственного производства, что позволяет нам давать гарантию на все оборудование и осуществлять грамотное сервисное обслуживание ГРПШ-07 как в течении гарантийного, так и после него.

     

    Срок службы ГРПШ-07 — 40 лет

    Пропускная способность — 1000 м³/ч
    Гарантия — 12 мес.
    Срок изготовления — 30 дней
    Цена на  ГРПШ-07-У1 предоставляется по запросу.
    Для заказа ГРПШ-07-2У1 заполните опросный лист.

     

    Основные технические характеристики ГРПШ-07-2У1

     

    НаименованиеГРПШ-07-2У1
    Регулируемая среда Природный газ по ГОСТ 5542-87
    Регулятор давления газаРДНК-1000
    Максимальное входное давление, МПа 0,6
    Диапазон настройки выходного давления, кПа 2,0 — 0,5
    Пропускная способность, м³//ч, при входном давлении, Мпа: РДНК-1000
    При Рвх: 0,05 МПа 70
    При Рвх: 0,1 МПа 130
    При Рвх: 0,2 МПа 280
    При Рвх: 0,3 МПа 450
    При Рвх: 0,4 МПа 600
    При Рвх: 0,5 МПа 700
    При Рвх: 0,6 МПа 900
    Неравномерность регулирования, % ±10
    Диапазон настройки давления, срабатывания отключающего устройства, кПа:
    При повышении входного давления, кПа: 1,2 — 1,8
    При понижении входного давления, кПа: 0,2 — 0,5
    Клапан предохранительный сбросной КПС-Н
    Давление начала срабатывания сбросного клапана, кПа 2,0 — 6,5
    Температура окружающего воздуха, °С -40...+60
    Система обогрева ГАЗОВОЕ «ДА» / «НЕТ»
    Расход для системы обогрева, м³//ч 0,05±15%
    Присоединительные размеры:
    входного патрубка, мм
    выходного патрубка, мм
    импульса, мм

    Ду 50 Ду 50 Ду 15
    Соединение: входного патрубка, выходного патрубка, импульса Сварное, по ГОСТ 16037-80
    Межремонтный интервал (ТР, ТО) 3
    Средний срок службы, лет 15
    Назначенный срок службы, лет 40
    Масса, кг 150


    Функциональная схемаГабаритная схема

    1 — кран шаровой ГШК-50 – 4 шт.;

    2 — клапан предохранительный сбросной ПСК-25Н – 1 шт;

    3 — кран шаровой ГШК-25 – 4 шт;

    4 — манометр входной типа КМ-0.1 – 1 шт;

    5 — фильтр газовый ФГ-50 – 2 шт;

    6 — регулятор давления газа типа РДНК-1000 – 2 шт;

    7 — кран шаровой ГШК-15 – 9 шт;

    9 — узел отопления с газовым обогревателем (по желанию заказчика).

    1 — Рвх (Ду50);

    2 — продувочный патрубок (Ду20);

    3 — вент. патрубок;

    4 — вход ПСК-25Н (Ду25);

    5 — выход ПСК-25Н (Ду25);

    6 — Рвых (Ду50);

    7 — подвод импульса к регулятору (Ду15).

    Источник: http://exforma.kz/punkty-grp/grpsh/53-gazoregulyatornye-punkty-grpsh-07-2u1-na-baze-rdk-1000.html

    Версия для печати



    Газорегуляторные пункты шкафные
    с основной и резервной линиями редуцирования и байпасом
    ГРПШ-07-2У1


          Газорегуляторные пункты шкафные (ГРПШ) предназначены для редуцирования высокого или среднего давления на низкое, автоматического поддержания выходного давления на заданном уровне, независимо от изменения входного давления и расхода, автоматического прекращения подачи газа при повышении или понижении выходного давления сверх заданных значений, а также очистки газа от механических примесей.
          ГРПШ используются в системах газоснабжения жилых зданий, объектов промышленного и сельскохозяйственного назначения. ТУ 4859-001-75954496-2005, Разрешение на применение № РРС 00-18915.

          В модификациях пунктов с учетом расхода газа применяются измерительные комплексы, включающие коммерческий (с электронным корректором) или технологический узел учета, на базе счетчиков RVG, СГ и др.

    Смотри также ГРПШ-04-2У1, ГРПШ-05-2У1, ГРПШ-02-2У1

    Параметры изделияГРПШ-07-2У1
    Применяемый регулятор давления газаРДНК-1000
    Регулируемая средаприродный газ по ГОСТ 5542-87
    Максимальное входное давление, МПа (кгс/см²)0,6 (6)
    Диапазон настройки давления газа на выходе, кПа2 - 5
    Максимальная пропускная способность, м³/час900
    Пропускная способность при входном давлении, м³/чассмотри в таблице пропускной способности регуляторов
    Масса, кг, не более90

    Загрузить опросный лист на ГРПШ, ГРУ, ПГБ, ГСГО





    Источник: http://www.ft-gaz.ru/grpsh/grpsh07-2u1.html

    Газорегуляторный пункт шкафной ГРПШ-07-2У1

    Торговый Дом «СарЭнергоПром» / Каталог / Газорегуляторные пункты шкафные / Газорегуляторные пункты шкафные с основной и резервной линиями редуцирования

    функциональная схема ГРПШ-07-2У1

    1 — кран шаровой КШ-50 – 4 шт.; 2 — клапан предохранительный сбросной КПС-Н – 1 шт; 3 — кран шаровой КШ-20 – 4 шт; 4 — манометр входной типа МТ – 1 шт; 5 — фильтр газовый типа ФГ – 2 шт; 6 — регулятор давления газа типа РДНК – 2 шт; 7 — кран шаровой КШ-15 – 9 шт; 8 — водяной манометр (не комплектуется); 9 — узел отопления с газовым обогревателем.

    Технические характеристики ГРПШ-07-2У1

    Наименование размера или параметраВеличина в исполнении
    РегуляторРДНК-1000
    Регулируемая среда Природный газ по ГОСТ5542-87
    Давление на входе, Pвх, МПа0,6
    Диапазон настройки давления газа на выходе, кПа2÷5
    Пропускная способность
    (для газа плотностью g=0,73 кг/м³), м³/ч
    765
    Тепловая мощность газового обогревателя, кВт, не более3,65
    Масса, кг, не более160

     

    габаритная схема ГРПШ-07-2У1

    11 — Рвх (Ду50); 21 — продувочный патрубок (Ду20); 31 — вент. патрубок; 41 — вход КПС-Н (Ду15); 51 — выход КПС-Н (Ду20); 61 — Рвых (Ду50); 71 — подвод импульса к регулятору (Ду15).

    Источник: http://www.energoservice-tga.ru/catalogue/grpsh/doubleline/grpsh-07-2u1/

    Режимные карты ГРПШ

    by 4 Comments

    газовые горелки gas c-series riello

    Компания ООО «Кварц» производит работы по техническому обслуживанию пунктов редуцирования газа: газорегуляторные пункты (ГРП), газорегуляторные пункты блочные (ГРПБ), газорегуляторные пункты шкафные (ГРПШ) и газорегуляторные установки (ГРУ). Все работы производятся аттестованными специалистами сервисной службы, в соответствии с нормативной документацией:

    • Национальный стандарт РФ ГОСТ Р 54983-2012 «Системы газораспределительные. Сети газораспределения природного газа. Общие требования к эксплуатации. Эксплуатационная документация»
    • Национальный стандарт РФ ГОСТ Р 54961-2012 «Системы газораспределительные. Сети газопотребления. Общие требования к эксплуатации. Эксплуатационная документация».

     
    В процессе эксплуатации пунктов редуцирования газа должны выполняться следующие регламентные работы по мониторингу их технического состояния:
     

    • технический осмотр (осмотр технического состояния);
    • оценка технического состояния.

     
    При техническом осмотре пунктов редуцирования газа должны выполняться следующие виды работ:

    1. внешний и внутренний осмотр здания (блоков контейнерного типа) или шкафа;
    2. проверка состояния окраски шкафов, ограждений, газопроводов обвязки и технических устройств;
    3. внешний осмотр газопроводов и технических устройств, очистка их от загрязнений;
    4. проверка положения регулировочных элементов защитной и предохранительной арматуры;
    5. внешний осмотр систем инженерно-технического обеспечения (отопление, вентиляция, электроснабжение и молниезащита);
    6. выявление утечек газа из разъемных соединений прибором или пенообразующим раствором;
    7. проверка соответствия режимной карте давления газа на выходе из пункта редуцирования газа;
    8. проверка перепада давления на фильтре;
    9. проверка наличия пломб на запорной арматуре байпаса счетчика и счетном механизме;
    10. внешний осмотр средств измерений и контроль сроков проведения их поверки;
    11. проверка температуры воздуха в помещении (в отопительный период, при наличии отопительного оборудования);
    12. проверка состояния и очистка от посторонних предметов прилегающей территории.

     

    Периодичность проведения технического осмотра пунктов редуцирования газа должна устанавливаться эксплуатационной организацией самостоятельно с учетом обеспечения условий их безопасной эксплуатации, но не реже одного раза в месяц для пунктов редуцирования газа, размещенных в зданиях и в блоках контейнерного типа.
     
    Проверку перепада давления на фильтре вновь введенных в эксплуатацию пунктов редуцирования газа в течение первых двух недель эксплуатации рекомендуется производить ежедневно.
     
    Результаты технического осмотра должны быть оформлены записями в эксплуатационных журналах пунктов редуцирования газа.
     

    При техническом обслуживании технологического оборудования пунктов редуцирования газа должны выполняться следующие виды работ:

    1. работы, выполняемые при техническом осмотре;
    2. устранение утечек газа из разъемных соединений технических устройств;
    3. осмотр фильтра и (при необходимости) очистка фильтрующего элемента;
    4. проверка соответствия параметров настройки предохранительной и защитной арматуры режимной карте;
    5. смазка подвижных элементов запорной арматуры (без разборки);
    6. проверка работоспособности запорной арматуры;
    7. проверка уровня заправки счетчика маслом, смазка счетного механизма и заливка масла (при необходимости), промывка счетчика (при необходимости);
    8. проверка работоспособности средств измерений установкой стрелки на нулевое деление шкалы и (при необходимости) их замена;
    9. очистка помещения и технических устройств пунктов редуцирования газа от загрязнений (при необходимости);
    10. устранение выявленных дефектов и неисправностей.

     
    Технические устройства с дефектами и неисправностями, не позволяющими обеспечить герметичность закрытия или требуемые параметры настройки рабочего режима пунктов редуцирования газа, должны быть заменены исправными идентичными техническими устройствами.
     

    Техническое обслуживание газорегуляторных пунктов (далее — ГРП) должно проводиться не реже одного раза в шесть месяцев.

     

    Периодичность технического обслуживания других пунктов редуцирования газа должна устанавливаться в соответствии с документацией изготовителей; при отсутствии установленных изготовителями требований техническое обслуживание должно проводиться в сроки, обеспечивающие безопасность их эксплуатации, но не реже:

    • одного раза в шесть месяцев — при пропускной способности регулятора давления свыше 50 м3/ч;
    • одного раза в год — при пропускной способности регулятора давления до 50 м3/ч.

     

    Результаты проведения технического обслуживания должны быть оформлены записями в эксплуатационных журналах пунктов редуцирования газа.

     

    Текущий ремонт технологического оборудования должен проводиться по результатам мониторинга технического состояния и проведения технического обслуживания пунктов редуцирования газа, но не реже одного раза в три года, если иное не установлено изготовителем оборудования. При эксплуатации оборудования свыше среднего срока службы, установленного изготовителем, текущий ремонт проводится ежегодно.
     
    При текущем ремонте должны выполняться следующие виды работ:

    1. замена изношенных деталей технических устройств;
    2. устранение повреждений газопроводов обвязки технологического оборудования;
    3. восстановление окраски шкафов пунктов редуцирования газа, ограждений, газопроводов обвязки и технических устройств.

     

    Внеплановый текущий ремонт должен производиться при возникновении инцидентов (нарушений режимов работы или работоспособности технических устройств) в процессе эксплуатации пунктов редуцирования газа.
    Капитальный ремонт должен проводиться в сроки, установленные изготовителем.
    Внеплановый капитальный ремонт может проводиться, при необходимости, на основании дефектных ведомостей, составленных по результатам мониторинга технического состояния, технического обслуживания и текущего ремонта пунктов редуцирования газа.
     
    При капитальном ремонте должны выполняться следующие виды работ:

    1. замена неисправных технических устройств с изменением их характеристик;
    2. замена изношенных технических устройств с истекшим сроком эксплуатации;
    3. замена узлов учета, газопроводов обвязки, ограждений и шкафов пунктов редуцирования газа.

     
    Перед проведением работ по ремонту и замене технических устройств должны быть приняты меры по обеспечению бесперебойной подачи газа потребителю путем перевода работы пункта редуцирования газа на байпас или резервную линию редуцирования.
     
    Технические устройства, устанавливаемые на место демонтированных неисправных или изношенных технических устройств, должны иметь идентичные эксплуатационные характеристики.
     
    По окончании ремонта должны быть выполнены следующие работы:

    1. продувка отключаемого участка газом;
    2. проверка герметичности разъемных и сварных соединений прибором или пенообразующим раствором при рабочем давлении газа;
    3. проверка и, при необходимости, настройка рабочих параметров технологического оборудования.

     
    Сведения о текущем ремонте должны быть оформлены записями в эксплуатационных журналах пунктов редуцирования газа. Сведения о капитальном ремонте должны быть оформлены записями в эксплуатационных паспортах пунктов редуцирования газа. В технологические схемы пунктов редуцирования газа по результатам проведения капитального ремонта должны вноситься соответствующие изменения.

    Источник: https://xn----ctbicnniqgpjeq9byfo.xn--p1ai/сервисное-обслуживание-гру-грпш/


    ГОСТ Р 54983-2012

    Группа Б08



    ОКС 75.180.20

    Дата введения 2013-01-01


    Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. N 184-ФЗ "О техническом регулировании", а правила применения национальных стандартов Российской Федерации - ГОСТ Р 1.0-2004 "Стандартизация в Российской Федерации. Основные положения"

    Сведения о стандарте

    1 РАЗРАБОТАН Открытым акционерным обществом "Головной научно-исследовательский и проектный институт по использованию газа в народном хозяйстве" (ОАО "Гипрониигаз"), Открытым акционерным обществом "Газпромрегионгаз" (ОАО "Газпромрегионгаз")

    2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 23 "Техника и технологии добычи нефти и газа" ПК 4 "Газораспределение и газопотребление"

    3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 13 сентября 2012 г. N 299-ст

    4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ


    Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодно издаваемом информационном указателе "Национальные стандарты", а текст изменений и поправок - в ежемесячно издаваемых информационных указателях "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом информационном указателе "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет

    1 Область применения

    1.1 Настоящий стандарт устанавливает общие требования к эксплуатации сетей газораспределения, транспортирующих природный газ, а также к составу и оформлению эксплуатационной документации в процессе их эксплуатации.

    1.2 Требования настоящего стандарта распространяются:

    а) на следующие объекты сетей газораспределения:

    - распределительные газопроводы, в т.ч. внеплощадочные газопроводы предприятий, проложенные вне территорий поселений,

    - распределительные газопроводы и газопроводы-вводы, проложенные по территории поселений,

    - пункты редуцирования газа, не имеющие собственных ограждающих конструкций, размещенные в зданиях, блоках контейнерного типа, в шкафах из несгораемых материалов или ниже уровня поверхности земли;

    б) средства противокоррозионной защиты стальных подземных газопроводов;

    в) средства автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП).

    2 Нормативные ссылки


    В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

    ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

    ГОСТ Р 53672-2009 Арматура трубопроводная. Общие требования безопасности

    ГОСТ Р 53865-2010 Системы газораспределительные. Термины и определения

    ГОСТ Р 54961-2012 Системы газораспределительные. Сети газопотребления. Общие требования к эксплуатации. Эксплуатационная документация

    ГОСТ 9.602-2005 Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии

    ГОСТ 22387.5-77 Газ для коммунально-бытового потребления. Методы определения интенсивности запаха

    ГОСТ 25100-2011 Грунты. Классификация

    Примечание - При пользовании настоящими стандартами целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться заменяющим (измененным) стандартом. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

    3 Термины и определения


    В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ Р 53865, а также следующие термины с соответствующими определениями:

    3.1 газоопасные работы: Технологические операции, выполняемые в загазованной среде или при выполнении которых возможен выход газа.

    3.2 огневые работы: Работы, связанные с применением открытого огня (сварка, газовая резка или механическая обработка металла, при которой возможно воспламенение газовоздушной смеси).

    3.3 предельный срок эксплуатации: Срок перехода объекта в предельное состояние, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна по причинам экономической или экологической опасности.

    3.4 регламентные работы: Работы, выполняемые в процессе эксплуатации объектов сети газораспределения с периодичностью и в объеме, установленными нормативными требованиями независимо от технического состояния объектов.

    4 Общие требования

    4.1 Эксплуатация сетей газораспределения должна осуществляться в соответствии с настоящим стандартом и [1].

    4.2 Организации, владеющие сетями газораспределения или отдельными объектами сетей газораспределения на праве собственности или другом законном основании, должны обеспечивать содержание их в исправном и работоспособном состоянии путем выполнения комплекса работ, предусмотренных требованиями настоящего стандарта, а также своевременного проведения экспертизы промышленной безопасности опасных производственных объектов.

    4.3 Эксплуатация объектов сетей газораспределения должна осуществляться газораспределительными (ГРО) или другими эксплуатационными организациями, оказывающими услуги по их техническому обслуживанию и ремонту на законном основании. В договорах оказания услуг по техническому обслуживанию и ремонту объектов сетей газораспределения должны быть определены объемы работ, выполняемых эксплуатационными организациями, установлены границы эксплуатационной ответственности и обязательства эксплуатационных организаций и владельцев объектов по обеспечению условий их безопасной эксплуатации.

    4.4 Технические устройства, оборудование и материалы, используемые в процессе эксплуатации объектов сетей газораспределения, должны соответствовать установленным нормативным требованиям к их транспортированию, хранению и области применения. Номенклатура изделий, требующих получения специального разрешения к применению на объектах сетей газораспределения, устанавливается федеральным органом исполнительной власти, уполномоченным в области промышленной безопасности.

    Сварочные работы должны выполняться с применением сварочных материалов, оборудования и технологий, аттестованных в аттестационных центрах - специализированных организациях, аккредитованных в установленном порядке Национальным аттестационным комитетом по сварочному производству (НАКС).

    Техническое обслуживание, текущий, капитальный ремонты и техническое диагностирование трубопроводной арматуры должны осуществляться в соответствии с ГОСТ Р 53672.

    Приборы и средства измерения, применяемые в процессе эксплуатации объектов сетей газораспределения, должны содержаться в исправном и работоспособном состоянии в соответствии с требованиями документации изготовителей, проходить своевременную поверку в порядке, установленном [2], [3].

    Эксплуатация устройств электрооборудования (в т.ч. во взрывозащищенном исполнении) должна осуществляться в соответствии с документацией изготовителей и правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей.

    4.5 Технологии, применяемые при эксплуатации объектов сетей газораспределения, а также методы контроля качества выполняемых работ, должны соответствовать требованиям настоящего стандарта и [4], предусматривать соблюдение требований эксплуатационной документации изготовителей технических устройств, обеспечивать оптимизацию производственной деятельности персонала эксплуатационных организаций.

    Внедрение в практику эксплуатации объектов сетей газораспределения технологий, материалов, технических устройств и средств автоматизации технологических процессов, не предусмотренных действующими нормативными требованиями в области строительства, должно осуществляться в порядке, установленном [5], [6].

    4.6 Аварийно-диспетчерское обслуживание объектов сетей газораспределения должно проводиться круглосуточно (включая выходные и праздничные дни).

    По каждому факту возникновения аварии и инцидента, произошедших в процессе эксплуатации объектов сетей газораспределения, должно проводиться техническое расследование причин их возникновения в соответствии с [7]. По результатам технического расследования владельцами объектов сетей газораспределения должны разрабатываться организационно-технические мероприятия и приниматься своевременные меры по предупреждению повторения подобных происшествий.

    4.7 Расследование несчастных случаев на производстве при эксплуатации объектов сетей газораспределения должно проводиться в соответствии с [8].

    5 Организация эксплуатации сетей газораспределения

    5.1 Общие требования

    5.1.1 При технической эксплуатации сетей газораспределения должны выполняться следующие виды работ:

    - ввод в эксплуатацию законченных строительством газопроводов, пунктов редуцирования газа, средств электрохимической защиты от коррозии стальных подземных газопроводов (средств ЭХЗ), средств автоматизированной системы управления технологическим процессом (средств АСУ ТП);

    - мониторинг технического состояния газопроводов и пунктов редуцирования газа, включая проверку состояния охранных зон, технический осмотр, техническое обследование, оценку технического состояния, техническое диагностирование;

    - техническое обслуживание газопроводов, пунктов редуцирования газа, средств ЭХЗ и АСУ ТП;

    - текущий и капитальный ремонты газопроводов, пунктов редуцирования газа, средств ЭХЗ и АСУ ТП;

    - проверка наличия и удаление конденсата из конденсатосборников и гидрозатворов;

    - контроль интенсивности запаха газа в конечных точках сети газораспределения;

    - контроль давления газа в сети газораспределения;

    - контроль и управление режимами сетей газораспределения;

    - аварийно-диспетчерское обслуживание объектов сетей газораспределения;

    - утилизация (ликвидация) и консервация газопроводов и пунктов редуцирования газа при выводе их из эксплуатации.

    5.1.2 Организационно-управленческие структуры и кадровый состав эксплуатационных организаций должны формироваться в зависимости от состава и объема работ по эксплуатации объектов сетей газораспределения, выполняемых собственными силами.

    В эксплуатационных организациях должны быть разработаны и утверждены руководителем организации:

    - положения о структурных подразделениях (филиалах, службах, отделах) организации;

    - должностные инструкции, устанавливающие обязанности, права и ответственность руководителей и специалистов;

    - инструкции по охране труда для работников;

    - перечень инструкций по охране труда для конкретных профессий (должностей) и видов работ.

    В эксплуатационных организациях должны быть разработаны и утверждены техническим руководителем организации производственные (технологические) инструкции, устанавливающие последовательность выполнения технологических операций при производстве работ, методы и объемы проверки качества работ и условия обеспечения их безопасного проведения.

    Должны быть согласованы с территориальным органом федерального органа исполнительной власти, уполномоченного в области промышленной безопасности, следующие документы:

    - инструкции на проведение работ по врезке газопроводов без снижения давления газа в действующие распределительные газопроводы;

    - инструкции по изоляции сварных стыковых соединений газопроводов, мест врезок (присоединений), ремонту поврежденных участков покрытий и контролю качества выполненных работ (для каждого вида покрытий).

    5.1.3 В эксплуатационных организациях должно быть обеспечено проведение:

    - производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасных производственных объектах (производственный контроль) в соответствии с [9];

    - входного контроля технических устройств, сварочных и изоляционных материалов в соответствии с [4], [10];

    - предустановочного контроля запорной арматуры и других технических устройств в соответствии с требованиями документации изготовителей;

    - приемочного контроля качества выполняемых сварочных и изоляционных работ в соответствии с [4];

    - контроля соблюдения требований обеспечения единства измерений в соответствии с [2];

    - контроля соблюдения требований охраны труда на производстве в соответствии с [8];

    - контроля соблюдения требований пожарной безопасности;

    - контроля выбросов (инвентаризации источников выбросов) загрязняющих веществ в атмосферу в процессе производственно-хозяйственной деятельности.

    Лица, ответственные за соблюдение требований промышленной безопасности, охраны труда, охраны окружающей среды и пожарной безопасности должны назначаться приказом руководителя эксплуатационной организации.

    5.1.4 Регламентные работы по эксплуатации сети газораспределения должны выполняться по графикам, утвержденным техническим руководителем эксплуатационной организации (филиала эксплуатационной организации). Графики выполнения регламентных работ по техническому осмотру газопроводов и пунктов редуцирования газа, а также работ по контролю интенсивности запаха газа в конечных точках сети газораспределения должны ежегодно корректироваться по результатам работ, выполненных в предыдущий период.

    Работы по капитальному ремонту газопроводов, пунктов редуцирования газа, средств ЭХЗ и АСУ ТП должны выполняться по планам, утвержденным техническим руководителем эксплуатационной организации.

    Планы и графики выполнения работ, предусмотренных договорами оказания услуг по техническому обслуживанию и ремонту объектов сетей газораспределения, должны быть согласованы с организациями-заказчиками.

    Перспективное (среднесрочное и долгосрочное) планирование работ по эксплуатации объектов сети газораспределения и горизонт планирования определяются эксплуатационной организацией самостоятельно с учетом требований настоящего стандарта и федерального органа исполнительной власти в области промышленной безопасности.

    5.1.5 Подготовка к эксплуатации сетей газораспределения в осенне-зимний период должна осуществляться в соответствии с планами, утвержденными техническим руководителем эксплуатационной организации. Планы по подготовке к работе в осенне-зимний период должны предусматривать выполнение комплекса организационно-технических мероприятий, обеспечивающих надежность и безопасность эксплуатации сетей газораспределения.

    Состав организационно-технических мероприятий по подготовке к работе в осенне-зимний период должен устанавливаться с учетом технического состояния объектов сетей газораспределения, местных климатических и гидрогеологических условий их эксплуатации, структуры и объема производственной деятельности эксплуатационной организации.

    Минимально необходимый объем организационно-технических мероприятий должен предусматривать выполнение следующих работ:

    - поддержание работоспособности запорной арматуры на газопроводах;

    - проверка наличия и удаление конденсата из конденсатосборников и гидрозатворов;

    - проведение текущего и капитального ремонтов газопроводов, пунктов редуцирования газа и установок ЭХЗ;

    - проведение технического диагностирования;

    - техническое обследование участков газопроводов на переходах через водные преграды;

    - техническое обследования подземных газопроводов, устранение повреждений изоляционных покрытий и сквозных коррозионных повреждений;

    - корректировка маршрутных карт обходов трасс газопроводов и планшетов аварийно-диспетчерской службы (АДС);

    - подготовка объектов сетей газораспределения к паводкам;

    - обеспечение аварийного запаса труб, оборудования, материалов;

    - обеспечение персонала производственных подразделений зимней рабочей одеждой;

    - подготовка автотранспорта и строительной техники;

    - обеспечение запаса горюче-смазочных материалов в соответствии с нормами, утвержденными руководителем организации;

    - подготовка к работе сетей газопотребления в котельных эксплуатационных организаций, обеспечение отопления помещений административных зданий, пунктов редуцирования газа и других зданий эксплуатационной организации, проверка работоспособности систем пожаротушения, водо- и теплоснабжения, электроснабжения, аварийного освещения.

    Подготовка эксплуатационной организации к работе в осенне-зимний период должна быть закончена до начала отопительного периода.

    5.2 Подготовка персонала эксплуатационных организаций

    5.2.1 Руководители и специалисты организаций, осуществляющих эксплуатацию сетей газораспределения, не реже одного раза в три года должны проходить проверку знаний требований промышленной безопасности в объеме, соответствующем их должностным обязанностям. Порядок проведения аттестации в области промышленной безопасности и предаттестационной подготовки руководителей и специалистов эксплуатационных организаций устанавливается уполномоченным федеральным органом исполнительной власти в области промышленной безопасности.

    5.2.2 Рабочие эксплуатационных организаций не реже одного раза в год и в случае перевода на другой участок работы, отличающийся в части требований к обеспечению безопасности при выполнении технологических операций, должны проходить проверку знаний безопасных методов и приемов выполняемых работ в объеме соответствующих производственных инструкций. Перед проверкой знаний безопасных методов и приемов выполнения работ рабочие должны пройти теоретическое обучение в соответствии с программами, утвержденными техническим руководителем эксплуатационной организации.

    Программы теоретической подготовки рабочих к выполнению газоопасных работ должны предусматривать обучение пользованию средствами индивидуальной защиты и оказанию доврачебной помощи пострадавшим. Перед первичной проверкой знаний безопасных методов и приемов производства газоопасных работ или проверкой знаний их выполнения на другом участке работы рабочие должны проходить дополнительное практическое обучение на учебных полигонах эксплуатационных организаций по программам, согласованным с федеральным органом исполнительной власти в области промышленной безопасности. Допуск рабочих к самостоятельному выполнению газоопасных работ должен оформляться приказом руководителя эксплуатационной организации после проведения их теоретического и практического обучения, проверки знаний безопасных методов и приемов их выполнения и прохождения стажировки на рабочем месте под руководством опытного работника в течение первых десяти рабочих смен. Порядок проведения стажировки должен устанавливаться приказом руководителя эксплуатационной организации.

    5.2.3 К выполнению сварочных работ допускаются сварщики и специалисты сварочного производства, аттестованные в аттестационных центрах.

    5.2.4 Персонал эксплуатационной организации, осуществляющий обслуживание и ремонт электроустановок, должен пройти обучение и проверку знаний правил устройства, технической эксплуатации и правил безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей в пределах требований, предъявляемых к должности или профессии, с присвоением соответствующей группы по электробезопасности. Подготовка и допуск персонала к самостоятельной работе должны осуществляться в соответствии с [8], [11], [12].

    5.2.5 Обслуживание средств автоматизации, телемеханизации и вычислительной техники должно осуществляться квалифицированным персоналом, прошедшим специальную подготовку с учетом объема и сложности выполняемых работ по техническому обслуживанию и ремонту средств АСУ ТП.

    Персонал, обслуживающий средства АСУ ТП, должен иметь соответствующую квалификационную группу на право проведения работ при эксплуатации электроустановок.

    5.2.6 Профессиональная подготовка и переподготовка персонала, а также повышение квалификации руководителей и специалистов эксплуатационных организаций должны осуществляться в учебных организациях (центрах, комбинатах, курсах и др.). Повышение квалификации руководителей и специалистов производственных подразделений должно проводиться не реже одного раза в пять лет.

    5.3 Производство газоопасных работ

    5.3.1 Газоопасные работы, за исключением регламентных, должны выполняться по наряду-допуску. Наряд-допуск на производство газоопасных работ оформляется в соответствии с приложением А.

    Регламентные газоопасные работы выполняются по производственным инструкциям без оформления наряда-допуска. Газоопасные работы должны регистрироваться в журналах, формы которых приведены в приложении Б.

    На технологически сложные работы, требующие координации взаимодействия бригад, выполняющих газоопасные работы по отдельным нарядам-допускам, должен дополнительно разрабатываться план организации и производства газоопасных работ, форма которого приведена в приложении В.

    5.3.2 К газоопасным работам, выполняемым по наряду-допуску, относятся:

    - технологическое присоединение (врезка) к действующим газопроводам;

    - пуск газа и проведение пусконаладочных работ при вводе в эксплуатацию газопроводов, пунктов редуцирования газа;

    - повторный пуск газа в газопроводы, пункты редуцирования газа после их остановки, ремонта или расконсервации;

    - текущий и капитальный ремонты технических устройств на газопроводах и пунктах редуцирования газа с отключением подачи или снижением давления газа у потребителей;

    - снижение и восстановление давления газа в газопроводах;

    - установка и снятие заглушек на газопроводах;

    - выполнение работ в газовых колодцах, туннелях, коллекторах, траншеях и котлованах глубиной более одного метра;

    - консервация и ликвидация газопроводов, пунктов редуцирования газа;

    - огневые работы на действующих объектах сети газораспределения.

    Наряды-допуски должны выдаваться руководителями или специалистами производственных подразделений, назначенными приказом руководителя эксплуатационной организации (филиала эксплуатационной организации), имеющими опыт выполнения газоопасных работ не менее одного года. Наряды-допуски должны выдаваться заблаговременно для организации подготовки к проведению работ.

    5.3.3 К регламентным газоопасным работам, выполняемым без наряда-допуска, относятся:

    - работы по мониторингу технического состояния газопроводов (за исключением проверки состояния охранных зон);

    - техническое обслуживание газопроводов без отключения подачи газа;

    - работы по мониторингу технического состояния и техническому обслуживанию пунктов редуцирования газа;

    - ремонт технических устройств на газопроводах и в пунктах редуцирования газа без отключения подачи или снижения давления газа у потребителей;

    - удаление закупорок газопроводов;

    - контроль давления газа в сети газораспределения;

    - удаление конденсата из конденсатосборников и гидрозатворов;

    - контроль интенсивности запаха газа в конечных точках сети газораспределения.

    5.3.4 Без наряда-допуска проводятся работы по локализации и ликвидации аварий до устранения угрозы причинения вреда жизни и здоровью людей, окружающей среде, имуществу физических и юридических лиц и аварийно-восстановительные работы при их выполнении в срок не более суток. Работы по локализации и ликвидации аварийных ситуаций выполняются независимо от времени суток под непосредственным руководством специалиста.

    5.3.5 К технологически сложным работам, выполняемым в соответствии с планом организации и производства газоопасных работ, относятся:

    - первичный или повторный пуск газа в сеть газораспределения поселений;

    - ремонтные работы на газопроводах среднего и высокого давлений;

    - работы по присоединению газопроводов со снижением давления газа, связанные с изменением режимов работы действующей сети газораспределения и/или отключением потребителей.

    В плане указывают последовательность проведения операций, расстановку людей, техническое оснащение, мероприятия, обеспечивающие максимальную безопасность, лиц, ответственных за проведение газоопасных работ (отдельно на каждом участке работы) и за общее руководство и координацию действий.

    Планы организации и производства газоопасных работ должны утверждаться техническим руководителем эксплуатационной организации (филиала эксплуатационной организации). К планам организации и производства газоопасных работ на подземных газопроводах должны прилагаться ситуационный план и, при необходимости, копии исполнительной документации.

    Планы организации и производства газоопасных работ с отключением подачи газа или изменением режимов давления газа в сети газораспределения должны своевременно доводиться до сведения АДС эксплуатационной организации.

    5.3.6 Перечень газоопасных работ, выполняемых по наряду-допуску, без наряда-допуска, по плану организации и производства газоопасных работ, а также порядок выдачи, получения, оформления, продления, хранения и срок действия нарядов-допусков должен быть уточнен с учетом местных условий и утвержден техническим руководителем эксплуатационной организации.

    5.3.7 Газоопасные работы должны выполняться бригадой в составе не менее двух рабочих под руководством специалиста. Газоопасные работы, не требующие оформления наряда-допуска на их производство, могут выполняться двумя рабочими, один из которых назначается руководителем работ.

    Работы в газовых колодцах, туннелях, коллекторах, а также в траншеях и котлованах глубиной более одного метра должны выполняться бригадой в составе не менее трех рабочих под руководством специалиста. Для обеспечения безопасности проведения работ и страховки работающих на поверхности земли должны находиться не менее двух человек на каждого работающего в колодце.

    Все распоряжения при проведении газоопасной работы должны выдаваться лицом, ответственным за работу. Другие должностные лица и руководители, присутствующие при проведении работы, могут давать указания только через лицо, ответственное за проведение работ.

    5.3.8 Специалисты и рабочие, выполняющие газоопасные работы, должны быть обеспечены инструментами, исключающими искрообразование, переносными светильниками во взрывозащищенном исполнении, приборами контроля загазованности помещений и колодцев, сигнальными жилетами, средствами индивидуальной защиты и предупредительными знаками для выполнения работ на проезжей части.

    До начала выполнения работ в помещении пунктов редуцирования газа, газовых колодцах, туннелях, коллекторах должна быть обеспечена проверка их загазованности газоанализатором. Выполнение работ в помещениях газорегуляторных пунктов и колодцах при концентрации газа свыше 1% не допускается.

    5.4 Организация эксплуатации средств защиты стальных подземных газопроводов от коррозии

    5.4.1 Работы по эксплуатации средств ЭХЗ и контролю коррозионного состояния стальных подземных газопроводов (в т.ч. стальных защитных футляров газопроводов) должны выполняться специализированными службами (филиалами, отделами) эксплуатационных организаций. Допускается выполнение работ специализированными сторонними организациями на основании соответствующих договоров.

    5.4.2 Организация, осуществляющая эксплуатацию средств ЭХЗ, должна иметь:

    - схемы трасс подземных газопроводов с указанием мест расположения установок ЭХЗ и опорных точек измерения потенциалов;

    - данные о коррозионной (включая биокоррозионную) агрессивности грунта по трассе защищаемого газопровода;

    - данные об источниках блуждающих токов (постоянного и переменного) в местах прокладки подземных газопроводов;

    - данные об установленных электроизолирующих соединениях и блоках совместной защиты;

    - данные о наличии и состоянии переходов газопроводов через естественные и искусственные преграды (автомобильные и железные дороги);

    - схемы трасс подземных газопроводов, не требующих защиты от электрохимической коррозии в соответствии с ГОСТ 9.602, сточками отбора проб грунта и измерения потенциалов для оценки опасности коррозии;

    - схемы трасс подземных газопроводов, защита которых осуществляется средствами ЭХЗ владельцев смежных подземных коммуникаций.

    5.4.3 Организация работ по защите стальных подземных газопроводов от коррозии должна обеспечивать:

    - своевременное проведение технического обслуживания и ремонта установок катодной, дренажной и протекторной защиты;

    - поддержание нормируемой величины защитного потенциала непрерывно во времени и по протяженности защищаемого газопровода;

    - проведение периодической проверки эффективности средств электрохимической защиты;

    - определение наличия блуждающих токов и коррозионной агрессивности грунтов на участках газопроводов, не требующих защиты в соответствии с ГОСТ 9.602;

    - контроль состояния изоляционных покрытий и коррозионного состояния газопроводов в процессе их эксплуатации;

    - выявление не обеспеченных защитой участков газопроводов;

    - контроль исправности электроизолирующих соединений;

    - проведение оценки эффективности противокоррозионной защиты газопроводов;

    - внедрение современных технологий, средств измерений и методов обследования защитных свойств изоляционных покрытий и коррозионного состояния газопроводов;

    - внедрение автоматизированных систем контроля и управления процессом защиты от коррозии, создание автоматизированных рабочих мест ЭХЗ.

    5.5 Организация эксплуатации автоматизированных систем управления технологическими процессами

    5.5.1 Организация эксплуатации устройств автоматики и телемеханики АСУ ТП должна обеспечивать их круглосуточную бесперебойную работу и получение достоверной информации по автоматизированным зонам обслуживания.

    5.5.2 Приказом руководителя эксплуатационной организации из числа руководителей или специалистов назначается лицо, ответственное за исправное состояние и безопасную эксплуатацию АСУ ТП.

    5.5.3 Эксплуатация средств АСУ ТП должна осуществляться специализированными службами (участками, группами) эксплуатационных организаций. Для выполнения работ по ремонту средств АСУ ТП на договорной основе могут привлекаться сторонние специализированные организации.

    5.5.4 Пункты управления должны быть оборудованы диспетчерскими телефонными станциями, внутренней сигнализацией и аппаратурой для записи телефонных сообщений.

    5.5.5 Метрологическое обеспечение измерительных каналов АСУ ТП должно осуществляться в соответствии с ГОСТ Р 8.596.

    5.6 Эксплуатационная документация

    5.6.1 Эксплуатационные организации должны иметь и хранить в течение всего срока эксплуатации комплект проектной и исполнительной документации на введенные в эксплуатацию объекты сетей газораспределения и объекты газификации, подключенные к сетям газораспределения.

    При отсутствии или утрате исполнительной документации ее восстановление должно проводиться визуальным осмотром, замерами, техническими обследованиями и другими методами, позволяющими получить необходимую информацию. В процессе дальнейшей эксплуатации объекта восстановленная документация должна уточняться и дополняться по результатам работ, выполняемых эксплуатационной организацией в целях содержания объекта в исправном и работоспособном состоянии.

    5.6.2 В процессе эксплуатации объектов сетей газораспределения по результатам работ, выполняемых эксплуатационными организациями, должна составляться эксплуатационная документация, предусмотренная требованиями настоящего стандарта.

    Результаты выполнения работ по входному контролю качества материалов и технических устройств, а также приемочному контролю качества сварочных, изоляционных и других строительно-монтажных работ, выполняемых при эксплуатации объектов газораспределительных систем, должны оформляться соответствующими документами (актами, протоколами и др.).

    5.6.3 Для организации эксплуатации газопроводов и сооружений на них должны быть разработаны маршрутные карты газопроводов в соответствии с требованиями 6.2.

    На каждый введенный в эксплуатацию газопровод, пункт редуцирования газа, установку ЭХЗ должен составляться эксплуатационный паспорт, содержащий основные технические характеристики по формам, приведенным в приложениях Г, Д, Е, Ж.

    К эксплуатационным паспортам пунктов редуцирования газа должны прилагаться технологические схемы и режимные карты с параметрами настройки редукционной, защитной и предохранительной арматуры. Копии технологических схем (за исключением пунктов редуцирования газа с одним комбинированным регулятором) и режимных карт должны находиться в соответствующих пунктах редуцирования газа. В пунктах редуцирования газа, оснащенных средствами АСУ ТП, должны находиться схемы размещения устройств автоматики технологических защит, блокировок и сигнализации.

    Сведения о проведенных капитальных ремонтах, а также работах по их консервации (расконсервации) и ликвидации в процессе эксплуатации газопроводов, пунктов редуцирования газа и средств ЭХЗ должны быть оформлены записями в эксплуатационных паспортах. Результаты работ по оценке технического состояния и техническому диагностированию пунктов редуцирования газа должны оформляться записями в эксплуатационных паспортах. Результаты работ по техническому обследованию, оценке технического состояния и техническому диагностированию подземных газопроводов должны оформляться записями в эксплуатационных паспортах.

    5.6.4 Необходимо вести учет введенных в эксплуатацию газопроводов, пунктов редуцирования газа, средств ЭХЗ в журналах подразделений, выполняющих работы по эксплуатации соответствующих объектов сетей газораспределения и в журналах производственных отделов эксплуатационных организаций.

    5.6.5 Результаты работ по техническому осмотру газопроводов и пунктов редуцирования газа, техническому обслуживанию и текущему ремонту газопроводов, пунктов редуцирования газа, средств ЭХЗ и АСУ ТП, техническому обслуживанию приборной техники, проведению поверок средств измерений должны быть оформлены записями в эксплуатационных журналах по формам, приведенным в приложениях И, К, Л, М, актах выполненных работ.

    5.6.6 Эксплуатационная документация должна оформляться персоналом производственного подразделения, выполняющего соответствующие работы по эксплуатации сетей газораспределения.

    Оформление эксплуатационных паспортов и журналов должно проводиться на бумажном или (при условии обеспечения архивирования) электронном носителе. Эксплуатационные журналы пунктов редуцирования газа должны оформляться на бумажном носителе и находиться в соответствующих пунктах.

    5.6.7 При необходимости в формы эксплуатационной документации допускается вносить изменения с учетом местных условий эксплуатации сетей газораспределения.

    Виды и/или формы эксплуатационной документации, не предусмотренной настоящим стандартом, могут устанавливаться эксплуатационной организацией самостоятельно.

    5.6.8 Порядок и условия хранения эксплуатационной документации должны устанавливаться приказом (распоряжением) руководителя эксплуатационной организации.

    5.7 Организация оперативно-диспетчерского управления сетями газораспределения

    5.7.1 Оперативно-диспетчерское управление сетями газораспределения должно обеспечивать:

    - контроль и управление режимами работы сетей газораспределения;

    - аварийно-диспетчерское обслуживание объектов сетей газораспределения и сетей газопотребления.

    5.7.2 Оперативно-диспетчерское управление сетями газораспределения должно осуществляться АДС филиалов региональных ГРО, городских, районных и межрайонных ГРО, выполняющих следующие основные функции:

    - контроль и оперативное управление режимами работы сетей газораспределения, в т.ч. изменение параметров и режимов работы объектов, изменение положения запорной и запорно-регулирующей арматуры, отключение и ввод в работу участков сетей газораспределения;

    - круглосуточный прием, регистрация, обработка и передача оперативной информации об авариях, произошедших в процессе эксплуатации сетей газораспределения и сетей газопотребления;

    - координация работы аварийных бригад и производственных подразделений эксплуатационной организации при локализации и ликвидации аварий;

    - взаимодействие со службами различных ведомств при локализации и ликвидации аварий;

    - контроль выполнения аварийно-восстановительных работ;

    - учет и анализ аварий в зоне обслуживания АДС, разработка предложений, направленных на сокращение аварийности.

    5.7.3 Аварийно-восстановительные работы, в зависимости от объема их выполнения, могут проводиться персоналом производственных подразделений ГРО и/или персоналом АДС.

    С целью обеспечения возможности своевременной локализации и ликвидации аварий АДС может иметь в своем составе территориально удаленные структурные подразделения (филиалы и участки АДС с круглосуточным или односменным дежурством аварийных бригад), находящиеся в ее оперативном подчинении. Зоны обслуживания и места размещения в них АДС и их структурных подразделений должны определяться с учетом времени прибытия аварийной бригады к месту аварии не позднее, чем через 1 ч после поступления оперативной информации (аварийной заявки) об аварии.

    5.7.4 Локализация и ликвидация аварий на объектах сетей газораспределения, не принадлежащих ГРО на праве собственности или другом законном основании, должна осуществляться АДС ГРО на основании договоров оказания услуг по аварийно-диспетчерскому обслуживанию объектов. В договорах должны быть определены:

    - порядок взаимодействия сторон при ликвидации и локализации аварий;

    - условия выполнения аварийно-восстановительных работ, связанных с возобновлением подачи газа.

    5.7.5 Эксплуатационные организации, имеющие собственные АДС, должны обеспечивать согласованность их действий при локализации и ликвидации аварий на обслуживаемых объектах с АДС соответствующих территориальных ГРО.

    6 Эксплуатация газопроводов

    6.1 Ввод в эксплуатацию законченных строительством распределительных газопроводов и газопроводов-вводов

    6.1.1 Ввод в эксплуатацию законченных строительством распределительных газопроводов и газопроводов-вводов должен проводиться при их технологическом присоединении (врезке) к действующему распределительному газопроводу или другому источнику газа.

    6.1.2 Технологическое присоединение вновь построенных и принятых комиссией газопроводов к действующим распределительным газопроводам должно выполняться при наличии у заказчика строительства объекта разрешения поставщика газа и разрешения ГРО, выдавшей технические условия присоединения в соответствии с [13].

    6.1.3 До начала работ по врезке газопровода должны быть выполнены следующие подготовительные работы:

    - подготовка комплекта необходимой исполнительной документации;

    - разработка плана организации работ, схемы узла присоединения;

    - подготовка монтажного узла присоединения;

    - подготовка инструмента, механизмов, приспособлений, материалов, приборов, транспортных средств;

    - внешний осмотр присоединяемого газопровода и места врезки;

    - отключение средств ЭХЗ на действующем и присоединяемом стальном газопроводе;

    - установка продувочных свечей и манометров (при необходимости) на присоединяемом газопроводе;

    - установка заглушки на запорной арматуре присоединяемого газопровода-ввода;

    - контрольная опрессовка воздухом присоединяемого газопровода.

    6.1.4 Контрольная опрессовка присоединяемого газопровода должна проводиться избыточным давлением воздуха, равным 0,1 МПа в течение 1 ч с использованием манометра с классом точности не ниже 0,6. Падение давления в газопроводе по окончании опрессовки не допускается. Избыточное давление воздуха в газопроводе должно сохраняться до начала работ по его врезке в действующий распределительный газопровод.

    При выполнении работ по врезке более чем через 6 мес после оформления акта приемки газопровода должно проводиться его повторное испытание на герметичность в соответствии с [4].

    При избыточном давлении воздуха в присоединяемом газопроводе не ниже 0,1 МПа допускается не проводить его контрольную опрессовку воздухом.

    6.1.5 Работы по врезке газопроводов должны проводиться без прекращения подачи газа, с использованием специального оборудования, обеспечивающего безопасность их выполнения. В обоснованных случаях допускается осуществлять работы по врезке газопроводов при давлении газа в действующем газопроводе в пределах от 0,0004 до 0,002 МПа. Способы снижения давления газа в действующем газопроводе должны определяться планом организации и производства работ.

    6.1.6 Первичный пуск газа при вводе газопроводов в эксплуатацию должен осуществляться путем их продувки газом. Давление газа при продувке газопровода с установленным проектной документацией рабочим давлением газа до 0,005 МПа должно быть не выше рабочего давления, газопровода с рабочим давлением газа свыше 0,005 МПа - не выше 0,1 МПа.

    Окончание продувки газопровода газом должно определяться путем проведения анализа состава или сжиганием отобранных проб газовоздушной смеси. Методы отбора, анализа и сжигания проб газовоздушной смеси должны устанавливаться производственными инструкциями.

    По окончании продувки газопроводов газом объемная доля кислорода в пробах газовоздушной смеси не должна превышать 1%, а сгорание газовоздушной смеси при сжигании проб должно происходить спокойно, без хлопков.

    6.1.7 По окончании продувки газом вводимого в эксплуатацию газопровода и установления в нем рабочего давления в соответствии с проектной документацией должны быть выполнены (при необходимости) следующие пусконаладочные работы:

    - восстановление режимов давления газа в действующем газопроводе и проверка параметров настройки технологического оборудования пунктов редуцирования газа на участке присоединения вводимого в эксплуатацию газопровода;

    - включение и регулирование режимов работы средств ЭХЗ на действующем и вводимом в эксплуатацию стальном подземном газопроводе.

    В месте врезки газопровода должна быть проведена проверка герметичности сварного соединения прибором или пенообразующим раствором при рабочем давлении газа.

    Сварное соединение должно быть проверено методом неразрушающего контроля (в случае невозможности проверки над местом врезки устанавливается контрольная трубка).

    Место врезки стального подземного газопровода должно быть заизолировано. Качество изоляционного покрытия должно быть проверено приборным методом после восстановления засыпки газопровода.

    6.1.8 Окончание работ по вводу газопроводов в эксплуатацию оформляется актом, подписанным представителями ГРО и заказчика строительства объекта. Форма акта приведена в приложении Н.

    6.2 Мониторинг технического состояния газопроводов

    6.2.1 В процессе эксплуатации сети газораспределения должны выполняться следующие регламентные работы по мониторингу технического состояния газопроводов:

    - проверка состояния охранных зон газопроводов;

    - технический осмотр (осмотр технического состояния) подземных и надземных газопроводов;

    - техническое обследование подземных газопроводов;

    - оценка технического состояния подземных и надземных газопроводов;

    - техническое диагностирование подземных газопроводов.

    Источник: http://docs.cntd.ru/document/464671536

    1 Общие положения

    1.1 Работы по врезке ГРП (БГРП, ШПРГ), пуску газа, пусконаладочные работы выполняются работниками ГРО при наличии исполнительно-технической документации и акта-приемки в эксплуатацию. 1.2 Ввод в эксплуатацию ГРП (БГРП, ШПРГ) должен производиться по плану организации работ. В состав плана организации работ включаются: - схема узла присоединения; - последовательность технологических операций по контрольной опрессовке, врезке ГРП и продувке его газом; - порядок и условия отключения газа или снижения его давления в действующем газопроводе; - порядок продувки газом присоединяемого ГРП по схеме, на которой указаны места установки конденсатосборников, отключающих устройств, средств ЭХЗ, манометров, заглушек, продувочных газопроводов; - численный и квалификационный состав рабочих и специалистов; - потребность в транспорте, механизмах, приспособлениях, приборах, материалах; - меры обеспечения безопасности. 1.3 Планом организации работ предусматривается оформление отдельных нарядов-допусков на выполнение газоопасных работ по ПБ 12-529-03 [2]. 1.4 При врезке ГРП (БГРП, ШПРГ) следует применять технологии, соответствующие способу присоединения, предусмотренному проектом. Сварные соединения врезки проверяют физическим методом контроля. 1.5 Перед вводом в эксплуатацию ГРП (БГРП, ШПРГ) производится проверка: - исполнительно-технической документации; - соответствия монтажа и оборудования проектам. 1.6 Ответственного за проведение проверки соответствия монтажа и оборудования проекту назначает работник, выдающий наряд-допуск на газоопасные работы. 1.7 Ревизию ГРП (БГРП, ШПРГ) производит бригада рабочих ГРО под руководством специалиста в присутствии представителей монтажной организации до пуска газа. 1.8 Проверку на герметичность газопроводов и оборудования производит строительно-монтажная организация в присутствии представителей заказчика. 1.9 Земляные работы при врезке ГРП (БГРП, ШПРГ) выполняются в соответствии с утвержденной в установленном порядке инструкцией на производство земляных работ. 1.10 Потребители извещаются о прекращении подачи газа или снижении давления не позднее, чем за трое суток до начала работ. 1.11 Работы по вводу в эксплуатацию ГРП (БГРП, ШПРГ) выполняются бригадой рабочих в количестве не менее двух человек под руководством специалиста.

    2 Порядок производства работ

    2.1 Перед проведением работы по вводу в эксплуатацию ГРП (БГРП, ШПРГ) ЭХЗ должна быть отключена, а по окончании работ включена вновь. 2.2 Подготовка к производству работ выполняется в следующем порядке: - проверяется необходимая исполнительно-техническая документация на присоединяемый ГРП (БГРП, ШПРГ); - извещаются организации, участвующие в производстве работ, и АДС; - подготавливается инструмент, механизмы, приспособления, материалы, приборы,средства индивидуальной защиты, спецодежда и обувь, проверяется их готовность к применению, обеспечивается наличие необходимых транспортных средств, компрессора; - проверяется соответствие монтажа и оборудования проекту, оборудование здания ГРП (БГРП, ШПРГ) (освещение и вентиляция, молниезащита, приборы и аппаратура, расстояния их до стен и наличие проходов, необходимых для обслуживания и ремонта) должно соответствовать маркам и размерам регуляторов давления газа, фильтров, предохранительной, защитной и запорной арматуры и т.д.; - проверяется давление воздуха в присоединяемом ГРП (БГРП, ШПРГ), наличие заглушек и перекрытие задвижек в колодцах или ГРП; - осуществляется проветривание котлованов (приямков) для врезки, подготовка места врезки (очистка от изоляции и разметка); - производится установка манометров и продувочных газопроводов, краны на продувочных газопроводах должны быть закрыты. 2.3 Ввод в эксплуатацию ГРП (БГРП, ШПРГ) выполняется в следующем порядке: - присоединяемый ГРП (БГРП, ШПРГ) проверяется на герметичность контрольной опрессовкой давлением 10 кПа, падение давления не должно превышать 0,6 кПа за 1 ч; - открывается отключающее устройство на газопроводе и производится продувка участка газопровода до ГРП (БГРП, ШПРГ); - производится продувка газом газопроводов и оборудования ГРП (БГРП, ШПРГ) через продувочные газопроводы, установленные на присоединяемом ГРП давлением не выше 1 кПа до вытеснения всего воздуха из обвязки ГРП (БГРП, ШПРГ); - производится настройка газоиспользующего оборудования с пуском газа в ГРП(БГРП, ШПРГ) в следующем порядке: а) при помощи сцепления рычага поворотного вала и анкерного рычага открывается ПЗК; б) ослабляется пружина пилота регулировочным винтом и разгружается рабочая мембрана регулятора давления газа, открывается отключающее устройство после регулятора давления газа; в) медленно приоткрывается отключающее устройство на входе и пропускается газ на регулятор давления газа; г) мембрана регулятора давления газа перемещается вверх, клапан регулятора открывается и по импульсной трубке газ попадает в надмембранную полость регулятора давления газа; д) настраивается выходное давление завинчиванием нажимной гайки на пружине пилота, давление газа контролируется по выходному манометру; е) производится настройка ПЗК; ж) настройка нижнего предела срабатывания ПЗК производится вращением штока с помощью регулировочного винта (при вращении регулировочного винта по часовой стрелке величина настраиваемого нижнего предела увеличивается); и) с помощью пилота регулятора давления газа снижается давление газа и по манометру определяется давление, при котором срабатывает клапан; к) настройка верхнего предела давления производится вращением пружины с помощью стакана, навинченного на регулировочный винт (верхний предел срабатывания ПЗК не должен превышать номинальное рабочее давление газа после регулятора более чем на 25 %,нижний предел срабатывания ПЗК следует настраивать на 0,9–1,1 кПа, настройка верхнего,предела ПЗК производится без помощи регулятора давления газа); л) производится настройка ПСК; м) с помощью пружины устанавливается настроечное давление ПСК, контролируемое по манометру (ПСК, в том числе встроенные в регуляторы давления газа, должны обеспечить сброс газа при превышении номинального рабочего давления после регулятора не более чем на 15 %). 2.4 При опрессовке отключающие устройства до и после ГРП (БГРП, ШПРГ) должны быть закрыты, а все запорные устройства – открыты, отключающие устройства на сбросных и продувочных газопроводах перед предохранительной, защитной арматурой и КИП должны быть закрыты. 2.5 Окончание продувки определяется путем анализа или сжигания отбираемых проб, которые необходимо относить от свечи на расстояние не менее 10 м, объемная доля кислорода в газе не должна превышать 1 %, в металлическом стакане с крышкой, заполненном мыльным раствором, сгорание газа, пропускаемого через мыльную эмульсию, должно происходить спокойно, без хлопков. 2.6 По окончании всех работ по пуску газа необходимо: - колебание давления газа на выходе из ГРП (БГРП, ШПРГ) установить в пределах 10 % от рабочего давления, заданного проектом; - проверить приборным методом качество изоляции врезки ГРП (БГРП, ШПРГ) и засыпки котлована; - оповестить потребителей о возобновлении подачи газа.

    3 Контроль качества работ

    3.1 Перед вводом в эксплуатацию здание ГРП (БГРП, ШПРГ) должно: - соответствовать проекту, выполненному проектной организацией, имеющей лицензию на выполнение проектных работ; - иметь табличку с указанием помещения категории А. 3.2 После окончания всех видов работ ответственный за их проведение докладывает в АДС и руководству ГРО, а служба ЭХЗ производит включение установок ЭХЗ газопроводов.

    4 Оформление результатов работы

    4.1 При оформлении результатов пусконаладочных работ составляются режимные карты, в которых указывается выходное давление газа, регулируемое в соответствии с установленными проектом режимом давления в сети газораспределения и у потребителей. 4.2 При приемке ГРП (БГРП, ШПРГ) комиссии предъявляется необходимая исполнительно-техническая документация. 4.3 После испытаний на прочность и герметичность составляются акты установленной формы и делается отметка в эксплуатационном паспорте. 4.4 В эксплуатационном паспорте ГРП (БГРП, ШПРГ) указываются выявленные нарушения и неисправности, а также меры, принятые для их устранения. 4.5 ГРП (БГРП, ШПРГ), введенные в эксплуатацию, учитываются в эксплуатационном журнале. Эксплуатационный журнал ГРП, БГРП должен храниться в помещении ГРП,БГРП, а эксплуатационный журнал ШПРГ – в соответствующей службе ГРО.

    5 Специальные требования

    5.1 На выполнение работы по вводу в эксплуатацию ГРП (БГРП, ШПРГ) выдается наряд-допуск на выполнение газоопасных работ по форме ПБ 12-529-03 [2], предусматривающий разработку и последующее осуществление комплекса мероприятий по подготовке и безопасному проведению работы. 5.2 К работе допускаются специалисты и рабочие, прошедшие аттестацию по промышленной безопасности в объеме, соответствующем должностным обязанностям и профилю выполняемых работ и получившие допуск к выполнению газоопасных работ. 5.3 Специалисты и рабочие, участвующие во вводе в эксплуатацию ГРП (БГРП,ШПРГ) до начала работ должны быть ознакомлены с планом производства работ. 5.4 Перед выполнением работ по вводу в эксплуатацию ГРП (БГРП, ШПРГ) руководитель обязан проинструктировать рабочих о технологической последовательности операций и необходимых мерах промышленной и пожарной безопасности и зафиксировать прохождение инструктажа подписями работников – членов бригады в наряде-допуске на выполнение газоопасных работ. 5.5 Наличие и исправность средств индивидуальной защиты определяется при выдаче наряда-допуска на выполнение работы. 5.6 Ответственным за наличие у рабочих средств индивидуальной защиты, их исправность и навыки применения является руководитель работ. 5.7 После получения задания работники – члены бригады обязаны подготовить: - необходимые средства индивидуальной защиты (противогаз шланговый, рукавицы, спецодежда, аптечка, спасательные пояса и веревки) и проверить их исправность; - инструмент, оборудование и техническую оснастку, необходимые при выполнении работы, проверить их исправность и соответствие требованиям безопасности. 5.8 При продувке у продувочных газопроводов должны находиться дежурные слесари. 5.9 Дежурный слесарь обязан иметь около продувочного газопровода ведро с глиной и слесарный инструмент, не допускать посторонних лиц и транспорт к месту продувки, перекрыть кран на продувочном газопроводе в случае воспламенения газа на нем. 5.10 При проведении работ на проезжей части необходимо принять следующие меры безопасности: - на рабочих и специалистах, производящих работу, должны быть надеты жилеты сигнального цвета; - установить ограждения со стороны движения транспорта на расстоянии 5 м от открытого колодца, а на расстоянии 10–15 м выставить предупредительные знаки; - вести непрерывное наблюдение за проходящим транспортом; - при необходимости ограничения движения транспорта обеспечить расстановку дорожных предупредительных знаков и согласовать с ГИБДД. 5.11 Удаление заглушки в колодце после окончания работ производится слесарями в спасательных поясах, имеющими противогазы. 5.12 На поверхности земли с наветренной стороны должны находиться не менее двух человек, страхующих рабочих, находящихся в колодце. 5.13 При выполнении работ на подземном газопроводе колодец предварительно проверяется на загазованность и при необходимости вентилируется. При выполнении работ в ГРП помещение ГРП предварительно проверяется на загазованность и при необходимости вентилируется. 5.14 При работе в загазованной среде должны применяться инструменты из цветного металла. При отсутствии такого инструмента режущая и ударная части инструмента должны смазываться тавотом, солидолом или другими смазками для предупреждения образования искры. 5.15 Рабочий, спускающийся в колодец, должен быть в спецодежде и обуви без стальных подковок и гвоздей. 5.16 Все работники бригады должны уметь оказывать первую медицинскую помощь при ожогах, ушибах, удушье, отравлении газом и поражении электрическим током.
    Источник: http://ch4gaz.ru/tipovaya-proizvodstvennaya-instrukciya-vvod-v-ekspluataciyu-gazoregulyatornyx-punktov-blochnyx-gazoregulyatornyx-punktov-shkafnyx-punktov-reducirovaniya-gaza/

    7. Газорегуляторные пункты и газорегуляторные установки

    7. Газорегуляторные пункты и газорегуляторные установки

    7.1. Ввод в эксплуатацию

    7.1.1. Работы по врезке ГРП, пуску газа, пусконаладочные работы выполняются персоналом эксплуатационной организации при наличии акта-приемки в эксплуатацию.

    Работы по врезке и пуску газа в ГРП, расположенных на территориях предприятий, разрешается выполнять бригадой газовой службы предприятия.

    7.1.2. Работы по врезке и пуску газа при вводе в эксплуатацию ГРУ выполняются одновременно с вводом в эксплуатацию газоиспользующего оборудования, для которого предназначается ГРУ.

    7.1.3. Работы по врезке, пуску газа и наладке оборудования ГРП производятся пусковыми бригадами рабочих под руководством специалиста (мастера).

    Состав бригады определяется в зависимости от вида и объема работ, но не менее двух рабочих и мастера.

    7.1.4. Пусковые бригады должны иметь необходимый набор материалов, приборов, инструмента, средств индивидуальной защиты и наряд-допуск на выполнение газоопасных работ.

    7.1.5. Врезка и пуск газа при вводе в эксплуатацию стационарных ГРП производятся по плану организации работ.

    7.1.6. В состав плана организации работ включаются:

    - схема узла присоединения;

    - последовательность технологических операций по контрольной опрессовке, врезке ГРП и продувке его газом;

    - порядок и условия отключения газа или снижения его давления в действующем газопроводе;

    - порядок продувки газом присоединяемого ГРП по схеме, на которой указаны места установки конденсатосборников, отключающих устройств, средств ЭХЗ, манометров, заглушек, продувочных свечей;

    - численный и квалификационный состав рабочих и специалистов;

    - потребность в транспорте, механизмах, приспособлениях, приборах, материалах;

    - меры обеспечения безопасности.

    Планом организации работ предусматривается оформление отдельных нарядов на выполнение газоопасных работ по ПБ 12-529. Для выполнения работ по врезке и пуску газа в шкафные, блочные ГРП и ГРУ составление плана организации работ не требуется.

    7.1.7. При подготовке к производству работ необходимо:

    - подготовить необходимую техническую документацию на присоединяемый ГРП, осмотреть оборудование и обвязку ГРП;

    - известить организации, участвующие в производстве работ, и АДС;

    - подготовить инструмент, механизмы, приспособления, материалы, приборы, проверить готовность их к применению, обеспечить наличие необходимых транспортных средств, компрессора;

    - изготовить узлы присоединения;

    - получить наряды-допуски на выполнение газоопасных работ.

    7.1.8. Потребители извещаются о времени производства работ по врезке, связанных с прекращением подачи газа или снижением его давления, не позднее чем за трое суток до начала работ.

    7.1.9. Присоединяемый ГРП проверяется на герметичность контрольной опрессовкой давлением 10 кПа. Падение давления не должно превышать 0,6 кПа за 1 час. При опрессовке отключающие устройства до и после ГРП должны быть закрыты, а все запорные устройства ГРП должны быть открыты; отключающие устройства на свечах перед сбросными клапанами и КИП должны быть закрыты.

    7.1.10. Лица, участвующие в выполнении работ, инструктируются о последовательности технологических операций и задачах каждого члена бригады, мерах безопасности и применении средств индивидуальной защиты.

    7.1.11. На период производства работ по врезке и пуску газа средства ЭХЗ должны быть отключены.

    7.1.12. Руководитель работ по врезке перед началом работ проверяет:

    - давление воздуха в присоединяемом ГРП, наличие заглушек и перекрытие задвижек в колодцах и (или) ГРП;

    - организацию проветривания котлованов (приямков) для врезки, подготовку места врезки (очистка от изоляции и разметка);

    - установку манометров и продувочных свечей. Краны на продувочных свечах должны быть закрыты;

    - выполнение мероприятий по обеспечению безопасности при производстве работ.

    7.1.13. Перед началом работ в колодце, на расстоянии 5 м от него со стороны движения транспорта, должны быть установлены ограждения, а на расстоянии 15 м - предупредительный знак. За проходящим транспортом необходимо вести непрерывное наблюдение. На рабочих должны быть надеты сигнальные жилеты.

    При врезке ГРП следует применять технологии, соответствующие способу присоединения, предусмотренному проектом. Сварные соединения врезки проверяют физическим методом контроля.

    При пуске газа производится продувка газом газопроводов и оборудования ГРП через продувочные свечи, установленные на присоединяемом ГРП. Продувку следует выполнять последовательно: газопровод от отключающего устройства до ГРП; внутренние газопроводы и оборудование ГРП; газопровод до отключающего устройства и после ГРП. Продувка ГРП производится давлением газа не выше 1,0 кПа.

    Продувку газом необходимо осуществлять до вытеснения всего воздуха из обвязки ГРП. Окончание продувки определяется путем анализа или сжигания отбираемых проб. При этом содержание кислорода в газе не должно превышать 1%, а сгорание газовоздушной смеси, пропускаемой через мыльную эмульсию, должно происходить спокойно, без хлопков.

    При продувке у свечей должны находиться дежурные слесари.

    Дежурный слесарь должен иметь около свечи ведро с глиной и слесарный инструмент, не допускать посторонних лиц и транспорт к месту продувки, перекрыть кран на свече в случае воспламенения газа на ней.

    7.1.14. Удаление заглушки в колодце после окончания работ производится слесарями в спасательных поясах, имеющими противогазы. На поверхности земли с наветренной стороны должны находиться не менее двух человек, держащих концы веревок от спасательных поясов рабочих, находящихся в колодце и ведущих непрерывное наблюдение за производством работ. Колодец предварительно проверяется на загазованность и при необходимости вентилируется. При выполнении работ не допускается применение искродающих инструментов.

    7.1.15. По окончании всех работ по пуску газа необходимо:

    - открыть предохранительный сбросной клапан, разгрузить рабочую мембрану регулятора;

    - открыть выходную задвижку за регулятором;

    - плавно приоткрыть входную задвижку и подать газ в ГРП;

    - после срабатывания регулятора и его настройки включить регулятор под нагрузку, при этом сброс газа в атмосферу через предохранительный клапан должен прекратиться.

    7.1.16. Подачу газа в газопровод после ГРП следует производить по окончании наладки оборудования ГРП на рабочий режим давления. При пусконаладочных работах составляются режимные карты, в которых указывается выходное давление газа, регулируемое в соответствии с установленными проектом режимом давления в газораспределительной сети и у потребителей.

    7.1.17. По окончании всех работ по пуску газа необходимо:

    - колебание давления газа на выходе из ГРП установить в пределах 10% от рабочего давления, установленного проектом;

    - проверить приборным методом качество изоляции места врезки ГРП и засыпки котлована;

    - включить средства ЭХЗ;

    - сделать отметку в наряде на газоопасные работы о выполнении работ.

    7.2. Общие указания по эксплуатации

    7.2.1. Стационарные, шкафные и блочные ГРП, а также ГРУ, введенные в эксплуатацию, учитываются в эксплуатационном журнале.

    На каждый ГРП и ГРУ составляется эксплуатационный паспорт, в который заносятся сведения о работах, связанных с заменой оборудования или отдельных узлов и деталей с указанием причин замены.

    О всех выполненных работах по обслуживанию ГРП и ГРУ должны быть сделаны записи в эксплуатационном журнале. В журнале указываются выявленные нарушения и неисправности, а также меры, принятые для их устранения. Эксплуатационный журнал стационарного или блочного ГРП хранится в помещении ГРП, шкафного - в соответствующей службе эксплуатационной организации, ГРУ - в газовой службе предприятия.

    7.2.2. Предохранительные клапаны, в том числе встроенные в регуляторы давления, должны обеспечивать пределы настройки и срабатывания в соответствии с требованиями ПБ 12-529-03.

    7.2.3. Утечки газа в ГРП или ГРУ, а также самопроизвольные повышения или понижения выходного давления газа устраняют работники АДС.

    7.2.4. Включение в работу регулятора давления в случае прекращения подачи газа из ГРП производится после выявления причины срабатывания предохранительно-запорного клапана и принятия мер по устранению неисправностей.

    7.2.5. При эксплуатации ГРП и ГРУ выполняются следующие виды работ:

    - технический осмотр (осмотр технического состояния);

    - техническое обслуживание - не реже 1 раза в 6 месяцев:

    - текущий ремонт - не реже 1 раза в 12 месяцев, если другие сроки не установлены документацией изготовителей газового оборудования;

    - проверка параметров срабатывания предохранительно-запорных и сбросных клапанов не реже 1 раза в 3 месяца, а также по окончании ремонта оборудования;

    - капитальный ремонт - при необходимости замены оборудования, средств измерений;

    - капитальный ремонт здания ГРП, систем отопления, вентиляции, освещения - на основании дефектных ведомостей, составленных по результатам осмотров и текущих ремонтов.

    7.3. Осмотр и техническое обслуживание

    7.3.1. Технический осмотр ГРП производится путем обхода или объезда на специально оборудованном автомобиле в сроки, установленные эксплуатационной организацией.

    7.3.2. Технический осмотр телемеханизированных ГРП и нетелемеханизированных, но работающих в одной системе с телемеханизированными, производится в сроки, определяемые специальной инструкцией по эксплуатации систем телемеханики, но не реже одного раза в месяц.

    7.3.3. При производительности ШРП до 50 м /ч технический осмотр может производиться не реже 1 раза в год одновременно с техническим обслуживанием.

    7.3.4. При каждом обходе ГРП в отопительный период необходимо проверять температуру воздуха внутри отапливаемого помещения и при необходимости - изменять режим работы системы отопления ГРП.

    7.3.5. Техническое обслуживание ГРП производится в сроки, установленные ПБ 12-529-03.

    7.3.6. Состав работ по техническому осмотру и техническому обслуживанию ГРП, а также численность персонала, выполняющего эти работы, устанавливаются ПБ 12-529-03.

    7.3.7. Об утечках газа, обнаруженных при техническом осмотре и техническом обслуживании, необходимо немедленно сообщить в АДС и до прибытия аварийной бригады принять возможные меры по предупреждению аварий.

    7.4. Текущий ремонт

    7.4.1. Текущий ремонт оборудования ГРП, ГРУ производит бригада из двух рабочих под руководством мастера.

    7.4.2. При текущем ремонте ГРП производительностью свыше 50 м /ч выполняются:

    - работы по техническому осмотру;

    - проверка работоспособности запорной и регулирующей арматуры и предохранительных клапанов;

    - проверка герметичности всех соединений и арматуры прибором, устранение утечек газа, осмотр и очистка фильтра;

    - определение плотности и чувствительности мембран регулятора давления и управления;

    - продувка импульсных трубок к контрольно-измерительным приборам, предохранительно-запорному клапану и регулятору давления;

    - проверка параметров настройки запорных и сбросных клапанов;

    - разборка регуляторов давления, предохранительных клапанов с очисткой их от коррозии и загрязнений, проверкой плотности прилегания к седлу клапанов, состояния мембран, смазкой трущихся частей, ремонтом или заменой изношенных деталей, проверкой надежности креплений конструкционных узлов, не подлежащих разборке;

    - разборка запорной арматуры, не обеспечивающей герметичность закрытия;

    - проверка состояния и прочистка дымоходов (перед отопительным сезоном);

    - проверка состояния вентиляционной системы;

    - ремонт системы отопления (опрессовка при необходимости, герметизация резьбовых соединений, замена, ремонт, крепление, окраска радиаторов и участков трубопроводов, ремонт и замена арматуры и др.), в том числе отопительной установки - один раз в год перед отопительным сезоном;

    - ремонт систем вентиляции, освещения и телефона - немедленно, по выявлении неисправностей;

    - ремонт здания ГРП (восстановление отдельных мест обвалившейся штукатурки, замена разбитых стекол в оконных проемах, замена отдельных участков кровли, побелка или окраска стен);

    - окраска молниеприемников и токоотводов системы молниезащиты ГРП (по мере необходимости);

    - измерение сопротивления заземлителей молниезащиты ГРП - не реже одного раза в три года.

    7.4.3. При текущем ремонте ШРП производительностью до 50 м /ч устраняются неисправности, выявленные в результате технического осмотра и технического обслуживания.

    7.4.4. После проверки и настройки оборудования и устранения всех неполадок следует проверить прибором герметичность всех соединений при рабочем давлении газа. В случае обнаружения утечки газа принимаются меры к ее немедленному устранению.

    7.5. Капитальный ремонт

    7.5.1. Отбор ГРП и ГРУ для капитального ремонта производится на основании дефектных ведомостей, составленных по результатам технического осмотра и текущего ремонта.

    7.5.2. К работам по капитальному ремонту ГРП и ГРУ относятся:

    - ремонт и замена устаревшего или изношенного оборудования или его отдельных частей;

    - ремонт здания и его инженерного оборудования (освещения, вентиляции, дымоходов, отопления);

    - ремонт кирпичной кладки, штукатурка и побелка стен заново, ремонт полов, замена и ремонт рам и дверей, полный ремонт и замена кровли, ремонт асфальтовых отмосток с устройством подстилающего слоя, замена отопительных аппаратов, а также замена заземлителей молниезащиты;

    - ремонт или замена шкафов блочных и шкафных ГРП, устаревшего и износившегося оборудования или отдельных его узлов и частей по мере необходимости.

    7.5.3. Перед капитальным ремонтом в ГРП и ГРУ давление газа в газопроводах и оборудовании должно быть снижено до атмосферного, должна быть произведена продувка воздухом через свечу.

    7.5.4. Отключающие устройства на линии регулирования ГРП и ГРУ при разборке оборудования должны быть в закрытом положении. На границах отключенного участка после отключающих устройств должны устанавливаться инвентарные заглушки, соответствующие максимальному давлению газа.

    7.5.5. Работы по ремонту электрооборудования ГРП и смене перегоревших электроламп должны производиться при снятом напряжении. При недостаточном естественном освещении допускается применение переносных светильников во взрывозащищенном исполнении.

    7.6. Перевод ГРП на обводную линию (байпас) и обратно с на основную линию редуцирования

    7.6.1. При переводе ГРП на байпас работы выполняются в следующей последовательности:

    - проверить установку на "0" стрелки манометра, показывающего выходное давление, открыть кран на его импульсной линии;

    - проверить герметичность запорной арматуры обводной линии по манометру, закрыв кран на свечу;

    - проверить ход и работу (герметичность закрытия) второго по ходу газа отключающего устройства (задвижки) на байпасе, после чего закрыть эту задвижку. Если задвижка герметична, проверить ход и работу (герметичность закрытия) первого по ходу газа отключающего устройства (задвижки, крана) на байпасе, после чего закрыть эту задвижку (кран);

    - следя за давлением на выходе по манометру, открыть на байпасе отключающее устройство, первое по ходу газа;

    - отключить ПЗК в открытом положении, зафиксировав его ударный механизм;

    - поворотом регулировочного винта (выворачивая против часовой стрелки) блока управления регулятором ("пилота") снизить выходное давление газа на 10%, плавно открывая второе по ходу газа отключающее устройство (задвижку) на байпасе поднять выходное давление, за регулятором до рабочего, контролируя его по манометру на выходе. Операции проводить до полной остановки регулятора давления газа;

    - постоянно следить за величиной рабочего давления и поддерживать его с помощью задвижки на байпасе в пределах допустимых норм, по показаниям манометра на выходе;

    - закрыть задвижки на входе и выходе основной линии редуцирования, закрыть краны на импульсных линиях ПЗК и регулятора;

    - мастер должен проверить закрытие кранов на импульсных линиях ПЗК и регулятора и до начала работ - открытие крана на импульсной линии манометра на выходе газа;

    - сбросить газ из газопровода через свечу между задвижками основной линии редуцирования;

    - проверить герметичность закрытых задвижек, расположенных на границах отключаемой линии ГРП в следующей последовательности: закрыть продувочные свечи и наблюдать в течение 10 минут за показаниями манометра, установленного на обвязке фильтра;

    - установить заглушки на внутренних фланцах отключающих устройств, расположенных на границах отключаемой линии. Если давление по манометру не повышается, то задвижки обеспечивают герметичность перекрытия газа, в этом случае заглушки на границах отключаемой линии могут не устанавливаться;

    - если техническое обслуживание газового оборудования выполняется на ГРП, закольцованном с другими ГРП (ШРП), то переключение подачи газа на байпас может не производиться вообще, при условии, что со стороны закольцованного ГРП в линии обеспечивается минимально необходимое давление газа.

    7.6.2. Переход с байпаса на основную линию редуцирования производится в следующей последовательности:

    - проверить, вывернут ли регулировочный винт регулятора управления (пилота), открыть краны на импульсных линиях;

    - снять заглушки, установленные на границах отключенной линии, если они устанавливались, и собрать разъемные соединения;

    - плавно открыть задвижку перед регулятором;

    - отключить предохранительно-запорный клапан в открытом положении, зафиксировав его ударный механизм;

    - открыть выходную задвижку после регулятора, наблюдая за показаниями манометра на выходе;

    - плавно прикрывая отключающее устройство (задвижку) на байпасе, снизить давление газа на выходе ГРП на 10% от рабочего и медленно ввертывая регулировочные винты регулятора ("пилота") восстановить давление газа до рабочего. Операции проводить до полного закрытия отключающего устройства на байпасе;

    - закрыть первое отключающее устройство по ходу газа на байпасе и сбросить газ между отключающими устройствами через продувочную свечу;

    - проверить герметичность запорной арматуры обводной линии по манометру, закрыв кран на свечу;

    - убедившись по показанию манометра на выходе ГРП в устойчивой работе регулятора, перевести ударник ПЗК в рабочее положение;

    - произвести проверку и настройку ПЗК и ПСК.

    7.7. Пуск и остановка регулятора ГРП или ГРУ

    7.7.1. Пуск регулятора производится в следующей последовательности:

    - проверить плотность закрытия отключающих устройств обводной линии (байпаса);

    - вывернуть регулировочный винт регулятора управления;

    - открыть кран импульсной трубки регулятора;

    - закрыть кран на импульсной трубке ПЗК;

    - открыть выходную задвижку ГРП или ГРУ;

    - поднять клапан ПЗК, ввести в соединение рычаги для удержания клапана в открытом состоянии;

    - плавно открыть входную задвижку;

    - вращением винта пружины регулятора управления установить давление по манометру согласно требуемому режиму;

    - убедившись в устойчивой работе регулятора по показанию манометра, открыть кран на импульсной трубке ПЗК, ввести в зацепление рычаг груза с рычагом клапана;

    - произвести проверку и настройку ПЗК и ПСК. Настройку параметров низкого давления выполняют при помощи ручного воздушного насоса или баллона со сжатым воздухом. Настройку параметров высокого давления выполняют при помощи импульса газа из газопровода высокого давления до регулятора.

    7.7.2. Остановка регулятора производится в следующей последовательности:

    - закрыть входную задвижку в ГРП или ГРУ;

    - вывести из зацепления соединительные рычаги клапана ПЗК, опустить тарелку клапана на седло;

    - вывернуть регулировочный винт регулятора управления;

    - закрыть выходную задвижку в ГРП или ГРУ;

    - закрыть краны на импульсных трубках регулятора давления и предохранительно-запорного клапана;

    - выпустить газ из газопровода между входной и выходной задвижками в атмосферу через продувочную свечу;

    - при остановке регулятора на срок более 48 часов установить заглушки во фланцевых соединениях входной и выходной задвижек со стороны оборудования ГРП или ГРУ;

    - записать время остановки регулятора в эксплуатационный журнал.

    7.8. Эксплуатация зданий ГРП

    7.8.1. Здания ГРП должны соответствовать проекту, выполненному проектной организацией, имеющей лицензию.

    7.8.2. На здании ГРП должна быть табличка с указанием помещения категории А.

    7.8.3. При эксплуатации ГРП запрещено:

    - в помещениях категории А зданий забивать оконные и дверные проемы досками или другими материалами;

    - при производстве работ внутри ГРП закрывать двери.

    7.8.4. При техническом обслуживании ГРП следует:

    - вести наблюдение за состоянием конструкций (стены, перегородки, колонны, балки покрытия, заделка зазоров между балками и плитами покрытия, колоннами и стенами и т.д., а также отверстий для прохода коммуникаций), отделяющих помещения категории А от помещений других категорий;

    - проверять обеспечение газонепроницаемости конструкций, отделяющих помещение категорий А от других помещений;

    - проверять состояние искронедающих покрытий полов, окон, дверей и ворот;

    - проверять состояние опор и газопроводов с целью выявления их деформаций, нарушения антикоррозийного покрытия и других дефектов;

    - осматривать и своевременно очищать от снега и льда легкосбрасываемые участки кровли.

    7.8.5. Территория у зданий ГРП, автодороги должны быть очищены от посторонних предметов, прочих материалов и различного мусора. Запрещается загромождать проходы и проезды.

    7.8.6. Ремонтно-строительные работы выполняются в соответствии с графиком планово-предупредительного ремонта зданий, а также при обнаружении дефектов, влияющих на безопасность эксплуатации.

    7.8.7. График определяет объемы и сроки выполнения следующих видов ремонта строительных конструкций зданий:

    - побелку наружных фасадов зданий;

    - ремонт полов (при ремонте полов в помещениях категории "А" не допускается заделка трещин и выбоин материалами, дающими искру);

    - окраску оконных и дверных проемов;

    - ремонт кровли и карнизов зданий;

    - штукатурку и побелку внутренних стен;

    - ремонт отмостки вокруг здания.

    Источник: http://www.gazportal.ru/info/docs/ost-153-39-3-051-2003/grp-gru/

    ГРПШ 25 м

    by 5 Comments

    котел bosch ul-s

    Газорегуляторные пункты шкафные ГРПШ-10М-10, ГРПШ-10М-25

    Запросить цену

    Газорегуляторные шкафы ГРПШ-10М предназначены для редуцирования высокого или среднего давления газа на низкое, автоматического поддержания выходного давления на заданном уровне независимо от изменений входного давления и расхода, прекращения подачи газа при аварийном понижении или повышении выходного давления сверх допустимых заданных значений. Используется для бытового газоснабжения индивидуальных потребителей.

     


    В этом разделе также представлены:

    Технические характеристики

    Наименование параметраТип изделия
    ГРПШ-10М-10ГРПШ-10М-25
    Тип регулятора давления газаРДГБ-10РДГБ-25
    Рабочая средаприродный газ по ГОСТ 5542-87
    Температура окружающей среды, °Сот -40 до +60
    Входное давление, МПа 
    Рвх min0,05
    Рвх max0,6
    Выходное давление, кПа1,5...3
    Давление срабатывания запорного клапана, кПа 
    при повышении Рвых1,8...4,7
    при понижении Рвых0,8...1,5
    Давление срабатывания сбросного клапана, кПа1,7...4
    Пропускная способность на всем диапазоне входного давления от 0,05 до 0,6 МПа, м³/ч1025
    Масса, кг, не более11
    Межремонтный интервал (ТР, ТО)не менее 1 раза в 5 лет
    Габаритные размеры, мм, не более450 х 200 х 450
    Средний срок службы, до списания, лет15
    Гарантийный срок эксплуатации, лет5

    Габаритная схема ГРПШ-10М-10(25)

    Источник: https://gazovik-gaz.ru/oborudovanie/gazoregulyatornyie-punktyi-i-ustanovki/s-odnoj-liniej-reduczirovaniya-domovyie/gazoregulyatornyie-punktyi-shkafnyie-grpsh-10-s-regulyatorami-rdgb-10-25.html

    Технические характеристики

    Наименование параметраГРПШ-10ГРПШ-25

    Рабочая среда

    природный газ по ГОСТ 5542-87

    Диапазон входных давлений, МПа

    0,01–0,6

    Давление газа на выходе, МПа

    0,002

    Пропускная способность, м3

    1025

    Регулятор давления газа

    RF10RF25

    Присоединительные размеры, дюйм:

    входного патрубка

    G ¾

    выходного патрубка

    G 1¼

    Габаритные размеры, мм:

    длина

    400

    ширина

    250

    высота

    535

    Масса, кг

    18

    Газорегуляторные пункты шкафные представляют собой металлический шкаф, в котором размещено технологическое оборудование. Для удобства обслуживания в шкафу имеется дверка.

    Технологическое оборудование состоит из крана на входе, регулятора давления газа, крана на выходе. Для контроля давления на входе предусмотрен манометр с клапаном. Для контроля давления газа на выходе предусмотрен кран с ниппелем для присоединения мановакуумметра.

    Источник: http://zavod-antares.ru/gazoregulyatornyie-punktyi-shkafnyie-grpsh-10-grpsh-25-s-odnoj-liniej-reduczirovaniya.html

    Газорегуляторный пункт шкафной ГРПШ-10/10

    ГРПШ-10М/25 на базе регуляторов FE10 и FE25


    ГРП шкафные состоят из металлического шкафа, в котором размещено технологическое оборудования. Для удобства обслуживания в шкафу имеется дверца.

    Технологическое оборудования состоит из крана на входе, регулятора давления газа, крана на выходе. Для контроля давления на входе предусмотрен манометр с клапаном.

    Для контроля давления давления газа на выходе предусмотрен кран с ниппелем для присоединения мановаккумметра.

    НаименованиеГРПШГРПШ с отоплениемГРУ (рамная установка)ПГБ (блок отопления от газовой горелки)ПГБ (блок) С доп. секцией под отоплениеТип регулятораРвх., МПаРвых., кПаПропускная способность регулятора м3
    ГРПШ-10/10+----FE-100,60,8-8,016
    ГРПШ-10М/25+----FE-250,60,8-8,040

    НаименованиеГРПШ-10/10ГРПШ-10/25
    Регулируемая средаприродный газ по ГОСТ 5542
    Диапазон входного давления, МПа0,05-0,60,05-0,6
    Давление газа на выходе, МПа0,002±0,00020,002±0,0002
    Пропускная способность, м3/ч при давлении на входе:
    0,05 МПа923
    0,6 МПа1538
    Давление настройки запорного клапана, МПа:
    нижний предел0,0009-0,001
    верхний предел0,0034-0,0036
    Давление настройки сбросного клапана, МПа0,0027-0,0029
    Регулятор давления газаFE10FE25
    Присоединительные размеры, дюйм:
    входного патрубкаG3/4G3/4
    выходного патрубкаG1 1/4G1 1/4

    Функциональная схема и габаритный чертеж ГРПШ-10/10, ГРПШ-10М/25 на базе регуляторов FE10 и FE25

    ГРПШ-FE25

    Схема:
    1-кран шаровый КШ-20-2шт;
    2-регулятор давления газа FE-25;
    3-манометр входной-МТ-10-1шт;
    4-кран шаровый КШ-15-1шт;
    5-кран шаровый КШ-32.

    Функциональная схема ГРПШ-FE25 (нажмите для увеличения)

    ГРПШ-FE25

    Чертеж:
    1-Рвх(Ду20);
    2-Рвых(Ду32).

    Габаритный чертеж ГРПШ-FE25 (нажмите для увеличения)

    Заполнить опросный лист

    Источник: http://www.tdvit.ru/gazoregulyatornye-punkty-blochnye/item/38-grpsh10-10

    Производитель: ООО ПКФ "Экс-Форма"
    Модель: ГРПШ-25(М)
    Наличие: В наличии
    Цена: По запросу

    ГРПШ-25 и ГРПШ-25М используется для подачи газа конечному потребителю под низким давлением и расходом газа до 25 м3/ч. Состоит из металлического шкафчика с дверцами, внутри которого смонтировано газовое оборудование. Крепится к стене или на опору. Состоит из регулятора давления газа, шаровых кранов на входе и на выходе, контрольных манометров. Давление газа на входе от 0.01 до 0.6 МПа, расход газа 25 м3

    Смотрите также: ГРПШ-10, ГРПШ-10М





    Наименование параметра 


    ГРПШ-25, ГРПШ-25М

    Регулятор давления газа

    EKB-25 FE-25 RF-25

    Диапазон входных давлений, МПа:

    0,03–0,6 0,05–0,6 0,01–0,6

    Выходное давление, кПа:

    2 0,2-2 0,2-2
    Пропускная способность, м³/ч
    при входном давлении:

    0,05 МПа

    25 25 25

    0,6 МПа

    25

    Диапазон настройки  срабатывания запорного клапана:

    при повышении
    выходного давления, кПа:
    4,9±0,3 3,4-3,6  3,5-3,75 
    при понижении
    выходного давления, кПа:
    0,8±0,2 0,9-1 1-1,6
    Давление начала срабатывания
    сбросного клапана, кПа:
    3,3±0,3  2,7-2,9  3-3,4

    Присоединительные размеры: Ду, мм


    входного патрубка

    20

    выходного патрубка

    32

    Тип соединения:


    входного патрубка

    Под приварку

    выходного патрубка

    Резьбовое

    Габаритные размеры, мм:

     
    длина

    400

    ширина

    250

    высота

    535

    Масса, кг
    .......................................................
    18


    Газовая схема ГРПШ-25



    1, 4, 6, 7 - краны шаровые, 3 - регулятор давления газа, 5 - манометр.

    Габаритная схема ГРПШ-25





    Газовая схема ГРПШ-25М



    1, 4, 7 - краны шаровые, 2 - фильтр газа, 3 - регулятор давления газа, 5 - манометр, 6 - клапан для манометра.

    Габаритная схема ГРПШ-25М





    Схема ГРПШ-25 с обогревом



    1, 4, 6, 7 - краны шаровые, 3 - регулятор давления газа, 5 - манометр, 30 - обогреватель электрический взрывозащищенный.

    Схема ГРПШ-25 с счетчиком газа





    * Возможно изготовление схем любой сложности по индивидуальному заказу. Все схемы разрабатываются бесплатно и в короткий срок.


    Устройство и принцип работы ГРПШ-25(М)



    ГРПШ-25, а также его модификация по московским требованиям ГРПШ-25М с фильтром газа, в соответствии с представленными схемами состоят из металлического шкафа, в котором размещено технологическое оборудование. Для удобства обслуживания в шкафу имеется дверка, которая закрывается на ключ.

    Технологическое оборудование в соответствии с типовой схемой состоит из крана шарового ДУ-20 на входе, регулятора давления газа (EKB-25, FE-25, RF-25), крана шарового ДУ-32 на выходе. Для контроля давления на входе предусмотрен манометр с краном ДУ-15. Для контроля давления газа на выходе предусмотрен кран шаровой ДУ-15 с ниппелем для подсоединения мановакуумметра.

    Для северного исполнения предлагается взрывозащищенный электрообогрев и корундовая обработка корпуса шкафа для дополнительной теплоизоляции.

    ГРПШ-25 работает следующим образом:

    Газ по входному трубопроводу поступает через кран входного трубопровода к регулятору, где давление понижается до заданного, затем газ поступает к потребителю. Для замера входного и выходного давления установлены манометры. Регулятор имеет встроенный сбросной клапан, который срабатывает при незначительных скачках давления. В случае резкого скачка давления газа на входе автоматически сработает встроенный в регулятор запорный клапан. Повторный запуск регулятора осуществляется вручную специалистами газовой компании либо в соответствии с паспортом.

    ГРПШ-25 изготавливаются двух видов - с креплением к стене или с креплением к отдельностоящей опоре. В моделях с узлом учета внутри шкафа установлен счетчик.

    Срок службы ГРПШ-25 составляет 35 лет, гарантия - 12 месяцев. Регулятор давления газа ремонту не подлежит и в случае поломки заменяется на новый. Регуляторы RF-25, FE-25 и EKB-25 полностью взаимозаменяемы.      

    Комплектность поставки ГРПШ-25



    Обозначение документаНаименованиеКол-воПримечание
    ГРПШ-25.00.00.00 Р Пункт газорегуляторный шкафной ГРПШ 1 шт.
    ГРПШ-25.00.00 РЭ Пункты газорегуляторные шкафные ГРПШ-25.
    Руководство по эксплуатации.
    1 шт.
    Руководство по эксплуатации на регулятор давления газа 1 шт.
    Паспорт на манометр 1 шт.
    Ключ 2 шт.
    Паспорта на запорную арматуру 1 шт. На каждый типоразмер
    Протокол испытания газопроводов и оборудования на прочность и герметичность 1 шт.

    Выписка из сертификатов на трубы, отводы, переходы 1 шт.


    Меры безопасности по эксплуатации ГРПШ-25



    • ГРПШ-25 модели "ЭКС-ФОРМА" шкафные соответствуют требованиям ГОСТ 12.2.003-91, ГОСТ Р53672-2009, ПБ 12-529-03, СНиП 42-01-2002 (СП 62 13330.2011). 
    • К обслуживанию ГРПШ-25 допускаются лица прошедшие проверку знаний в соответствии с ПБ 12-529-03, имеющие соответствующее удостоверение, а так же изучившие конструкцию и работу изделия настоящему руководству по эксплуатации и паспортам, РЭ на комплектующее оборудование. 
    • При испытании и пуске в работу ГРПШ запорную арматуру открывать медленно и плавно. 
    • Дверка ГРПШ должна закрываться и запираться на ключ. 
    • На шкафе нанесена предупредительная надпись «ОГНЕОПАСНО-ГАЗ». 
    • ГРП шкафные в процессе эксплуатации отрицательного воздействия на окружающую среду не оказывают. 

    Цена, срок изготовления и доставка ГРПШ-25



    Цена  ГРПШ-25 предоставляется по запросу в нашу компанию.

    Сроки изготовления в зависимости от складских запасов и загрузки производства составляют от 10 до 30 дней. Имеются изделия в наличии. Информацию о наличии ГРПШ-25 уточняйте по e-mail или по телефону.

    Доставка осуществляется любым видом транспорта во все регионы. Возможен самовывоз ГРПШ со склада или из офиса.

    Пример записи обозначений при заказе



    - ГРПШ-25 модели "ЭКС-ФОРМА" c регулятором EKB-25. ТУ 4859-022-12213528-05
    - ГРПШ-25М модели "ЭКС-ФОРМА" c регулятором EKB-25. ТУ 4859-022-12213528-05

     


     Источник: http://www.exform.ru/catalog/GRP/grpsh-25.php

    Снип ГРПШ

    by 4 Comments

    Клапан обратный 16нж10бк

    СП 62.13330.2011. Свод правил. Газораспределительные системы. Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002

    Предисловие

    Сведения о своде правил

    Введение

    1. Область применения

    2. Нормативные ссылки

    3. Термины и определения

    4. Общие требования к сетям газораспределения, газопотребления и объектам СУГ

    5. Наружные газопроводы

    5.1. Общие положения

    5.2. Подземные газопроводы

    5.3. Надземные газопроводы

    5.4. Пересечение газопроводами водных преград и оврагов

    5.5. Пересечение газопроводами железнодорожных и трамвайных путей и автомобильных дорог

    5.6. Дополнительные требования к газопроводам в особых условиях

    5.7. Восстановление изношенных подземных стальных газопроводов

    6. Пункты редуцирования газа

    6.1. Общие положения

    6.2. Требования к ГРП и ГРПБ

    6.3. Требования к ПРГШ

    6.4. Требования к ГРУ

    6.5. Оборудование пунктов редуцирования газа

    7. Внутренние газопроводы

    8. Резервуарные и баллонные установки сжиженных углеводородных газов

    8.1. Резервуарные установки

    8.2. Баллонные групповые и индивидуальные установки

    9. Газонаполнительные станции (ГНС), газонаполнительные пункты (ГНП) сжиженных углеводородных газов

    9.1. Общие положения

    9.2. Размещение зданий и сооружений ГНС, ГНП и требования к строительным конструкциям

    9.3. Резервуары для СУГ

    9.4. Технические устройства сети инженерно-технического обеспечения ГНС и ГНП

    9.5. Автогазозаправочные станции

    9.6. Промежуточные склады баллонов

    10. Контроль качества строительства и приемка выполненных работ. Надзор за строительством

    10.1. Общие положения

    10.2. Внешний осмотр и измерения

    10.3. Механические испытания

    10.4. Контроль физическими методами

    10.5. Испытания газопроводов

    10.6. Приемка в эксплуатацию заказчиком законченных строительством сетей газораспределения, газопотребления и объектов СУГ

    Приложение А. Нормативные документы

    Приложение Б. Минимальные расстояния от надземных (наземных без обвалования) газопроводов до зданий и сооружений

    Приложение В. Минимальные расстояния от подземных (наземных с обвалованием) газопроводов до зданий и сооружений

    Приложение Г. Типовые решения ограничения доступа к внутренним газопроводам

    Приложение Д. Основные активные меры для безопасной газификации зданий

    Приложение Е. Порядок оформления и утверждения контрольных образцов внешнего вида сварных соединений. - Исключено

    Приложение Ж. Акт приемки законченного строительством объекта газораспределительной системы

    Библиография

    Утвержден

    Приказом Минрегиона РФ

    от 27 декабря 2010 г. N 780

    СВОД ПРАВИЛ

    ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ

    АКТУАЛИЗИРОВАННАЯ РЕДАКЦИЯ СНиП 42-01-2002

    Gas distribution systems

    СП 62.13330.2011

    (в ред. Изменения N 1, утв. Приказом

    Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС)

    Дата введения

    20 мая 2011 года

    Предисловие

    Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. N 184-ФЗ "О техническом регулировании", а правила разработки - Постановлением Правительства Российской Федерации от 19 ноября 2008 г. N 858 "О порядке разработки и утверждения сводов правил".

    Сведения о своде правил

    1. Исполнители: ЗАО "Полимергаз" при участии ОАО "Гипрониигаз".

    2. Внесен Техническим комитетом по стандартизации ТК 465 "Строительство".

    3. Подготовлен к утверждению Департаментом архитектуры, строительства и градостроительной политики.

    4. Утвержден Приказом Министерства регионального развития Российской Федерации (Минрегион России) от 27 декабря 2010 г. N 780 и введен в действие с 20 мая 2011 г.

    5. Зарегистрирован Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт). Пересмотр СП 62.13330.2010.

    Информация об изменениях к настоящему своду правил публикуется в ежегодно издаваемом информационном указателе "Национальные стандарты", а текст изменений и поправок - в ежемесячно издаваемых информационных указателях "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего свода правил соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом информационном указателе "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте разработчика (Минрегион России) в сети Интернет.

    Введение

    Настоящий свод правил устанавливает требования, соответствующие целям технических регламентов: Федерального закона от 30 декабря 2009 г. N 384-ФЗ "Технический регламент о безопасности зданий и сооружений", Федерального закона от 22 июля 2008 г. N 123-ФЗ "Технический регламент о требованиях пожарной безопасности" и Федерального закона от 23 ноября 2009 г. N 261-ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации.

    (в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС)

    Основными особенностями настоящего свода правил являются:

    приоритетность требований, направленных на обеспечение надежной и безопасной эксплуатации сетей газораспределения, газопотребления и объектов СУГ;

    обеспечение требований безопасности, установленных техническими регламентами и нормативными правовыми документами федеральных органов исполнительной власти;

    защита охраняемых законом прав и интересов потребителей строительной продукции путем регламентирования эксплуатационных характеристик сетей газораспределения, газопотребления и объектов СУГ;

    расширение возможностей применения современных эффективных технологий, новых материалов, прежде всего полимерных, и оборудования для строительства новых и восстановления изношенных сетей газораспределения, газопотребления и объектов СУГ;

    обеспечение энергосбережения и повышение энергоэффективности зданий и сооружений;

    гармонизация с международными (ИСО) и региональными европейскими (ЕН) нормами.

    Настоящий свод правил разработан ЗАО "Полимергаз" (руководитель разработки - ген. д-р В.Е. Удовенко, ответств. исполнитель - исполн. д-р Ю.В. Коршунов, исполнитель - канд. техн. наук В.С. Тхай) при участии ОАО "Гипрониигаз" (ген. д-р, проф., канд. техн. наук А.Л. Шурайц, руковод. разработки - зам. ген. д-ра М.С. Недлин, ответств. исполнитель - помощник зам. ген. д-ра Ю.Н. Вольнов, исполнители - Л.П. Суворова, А.С. Струкова, Р.П. Гордеев).

    1. Область применения

    (раздел 1 в ред. Изменения N 1, утв. Приказом

    Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС)

    Настоящий свод правил устанавливает нормы и правила проектирования, строительства, реконструкции, капитального ремонта, расширения и технического перевооружения сетей газораспределения, газопотребления и объектов сжиженных углеводородных газов (СУГ), предназначенных для обеспечения природным и сжиженными углеводородными газами потребителей, использующих газ в качестве топлива.

    2. Нормативные ссылки

    В настоящем своде правил использованы ссылки на нормативные документы, перечень которых приведен в Приложении А.

    Примечание. При пользовании настоящим сводом правил целесообразно проверить действие ссылочных стандартов и классификаторов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при использовании настоящего свода правил следует руководствоваться заменяющим (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

    3. Термины и определения

    В настоящем своде правил применяют следующие термины с соответствующими определениями:

    3.1. Сеть газораспределения: технологический комплекс, состоящий из наружных газопроводов поселений, включая межпоселковые, от выходного отключающего устройства ГРС или иного источника газа до вводного газопровода к объекту газопотребления.

    (п. 3.1 в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС)

    3.2. Сеть газопотребления: производственный и технологический комплекс, включающий вводной газопровод, внутренние газопроводы, газовое оборудование, систему автоматики безопасности и регулирования процесса сжигания газа, газоиспользующее оборудование.

    (п. 3.2 в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС)

    3.3. Газ: углеводородное топливо, находящееся в газообразном состоянии при температуре 15 °C и давлении 0,1 МПа.

    3.4. Максимальное рабочее давление (МОР): максимальное давление газа в трубопроводе, допускаемое для постоянной эксплуатации.

    3.5. Источник газа: элемент системы газоснабжения [например, газораспределительная станция (ГРС)], предназначенный для подачи газа (природного газа и СУГ) в газораспределительную сеть.

    3.6. Наружный газопровод: подземный и (или) надземный газопровод сети газораспределения или газопотребления, проложенный вне зданий, до внешней грани наружной конструкции здания.

    3.7. Внутренний газопровод: газопровод, проложенный внутри здания от вводного газопровода до места установки газоиспользующего оборудования.

    3.8. Межпоселковый газопровод: распределительный газопровод, проложенный вне территории поселений.

    3.9. Подземный газопровод: наружный газопровод, проложенный ниже уровня поверхности земли или по поверхности земли в обваловании.

    3.10. Надземный газопровод: наружный газопровод, проложенный над поверхностью земли или по поверхности земли без обвалования.

    3.11. Подводный газопровод: наружный газопровод, проложенный ниже уровня поверхности дна пересекаемых водных преград.

    3.12. Стандартное размерное отношение (SDR): отношение номинального наружного диаметра полимерной трубы к ее номинальной толщине стенки.

    3.13. Пункт редуцирования газа (ПРГ): технологическое устройство сетей газораспределения и газопотребления, предназначенное для снижения давления газа и поддержания его в заданных пределах независимо от расхода газа.

    3.14. Резервуарная установка СУГ: технологическое устройство, включающее резервуар или группу резервуаров и предназначенное для хранения и подачи сжиженных углеводородных газов в газораспределительную сеть.

    3.15. Индивидуальная баллонная установка: технологическое устройство, включающее в себя не более двух баллонов с СУГ, газопроводы, технические устройства, предназначенные для подачи газа в сеть газораспределения.

    3.16. Групповая баллонная установка СУГ: технологическое устройство, включающее в себя более двух баллонов с СУГ, газопроводы, технические устройства, предназначенные для подачи газа в сеть газораспределения.

    (п. 3.16 в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС)

    3.17. Газонаполнительная станция (ГНС): предприятие, предназначенное для приема, хранения и отпуска сжиженных углеводородных газов потребителям в автоцистернах и бытовых баллонах, ремонта и переосвидетельствования газовых баллонов.

    3.18. Газонаполнительный пункт (ГНП): предприятие, предназначенное для приема, хранения и отпуска сжиженных углеводородных газов потребителям в бытовых баллонах.

    3.19. Стесненные условия прокладки газопровода: условия прокладки газопровода, при которых расстояния, регламентированные нормативными документами, выполнить не представляется возможным.

    3.20. Сигнализатор загазованности помещения: техническое устройство, предназначенное для обеспечения непрерывного контроля концентрации природного или угарного газа в помещении с выдачей звукового и светового сигналов при достижении установленного уровня концентрации газа в воздухе помещения.

    (в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС)

    3.21. Система контроля загазованности помещения: технологический комплекс, предназначенный для непрерывного автоматического контроля концентрации газа в помещении, обеспечивающий подачу звукового и светового сигналов, а также автоматическое отключение подачи газа во внутреннем газопроводе сети газопотребления при достижении установленного уровня концентрации газа в воздухе помещения.

    (в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС)

    3.22. Клапан безопасности (контроллер) расхода газа: устройство, автоматически перекрывающее течение газа в газопроводе при превышении определенного значения расхода газа.

    3.23. Регулятор-стабилизатор: устройство, автоматически поддерживающее рабочее давление, необходимое для оптимальной работы газоиспользующего оборудования.

    (в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС)

    3.24. Регулятор-монитор: устройство, ограничивающее давление газа величиной своей настройки, при выходе основного регулятора из строя.

    (п. 3.24 введен Изменением N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС)

    3.25. Газопровод-ввод: газопровод от места присоединения к распределительному газопроводу до отключающего устройства перед вводным газопроводом или футляром при вводе в здание в подземном исполнении.

    (п. 3.25 введен Изменением N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС)

    3.26. Вводной газопровод: участок газопровода от установленного снаружи отключающего устройства на вводе в здание при его установке снаружи до внутреннего газопровода, включая газопровод, проложенный в футляре через стену здания.

    (п. 3.26 введен Изменением N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС)

    3.27. Техническое перевооружение: комплекс мероприятий по повышению технико-экономических показателей на основе внедрения передовой техники и технологии, механизации и автоматизации производства, модернизации и замены морально устаревшего и физически изношенного оборудования новым более производительным.

    (п. 3.27 введен Изменением N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС)

    3.28. Распределительный газопровод: газопровод, проложенный от источника газа до места присоединения газопровода-ввода.

    (п. 3.28 введен Изменением N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС)

    4. Общие требования к сетям газораспределения,

    газопотребления и объектам СУГ

    4.1. Проектирование, строительство, капитальный ремонт, расширение и техническое перевооружение сетей газораспределения и газопотребления должны осуществляться в соответствии со схемами газоснабжения, разработанными в составе федеральной, межрегиональных и региональных программ газификации субъектов Российской Федерации в целях обеспечения предусматриваемого этими программами уровня газификации жилищно-коммунального хозяйства, промышленных и иных организаций.

    Строительство сетей газораспределения и реконструкция изношенных стальных газопроводов должны осуществляться: с применением преимущественно полимерных труб и соединительных деталей (например, из полиэтилена и его модификаций, полиамидов); с установкой у каждого потребителя регулирующих и предохранительных устройств; с прокладкой газопроводов в местах ограниченного доступа. В сетях газопотребления безопасность использования газа должна обеспечиваться техническими средствами и устройствами. При проектировании газопроводов из полиэтиленовых и стальных труб допускается предусматривать присоединение их к действующим газопроводам без снижения давления.

    Проектные и строительные работы по сетям газораспределения и газопотребления должны осуществляться организациями, имеющими свидетельство о допуске к соответствующим видам работ. Минимальный состав и содержание проектной документации должны соответствовать требованиям [10]. В проектной документации должен указываться уровень ответственности проектируемого объекта. Перечень инженерно-технических мероприятий по охране окружающей среды и обеспечению безопасности объектов, предусмотренный проектом, должен соответствовать существующему плану мероприятий, разработанному газораспределительной организацией (ГРО).

    (абзац введен Изменением N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС)

    4.2. Газораспределительная система должна обеспечивать подачу потребителям требуемых параметров газа и в необходимом объеме.

    Для потребителей газа, которые не подлежат ограничению или прекращению газоснабжения, перечень которых утверждается в установленном порядке, должна быть обеспечена бесперебойная подача газа.

    (в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС)

    Внутренние диаметры газопроводов должны определяться расчетом из условия обеспечения газоснабжения всех потребителей в часы максимального потребления газа.

    Качество природного газа должно соответствовать ГОСТ 5542, СУГ - ГОСТ 20448, ГОСТ Р 52087 и ГОСТ 27578. Качество газа иного происхождения должно соответствовать нормативным документам на поставку. Допускается транспортирование газов иного происхождения при условии подтверждения обеспечения целостности и надежной эксплуатации сетей газораспределения и газопотребления на весь период эксплуатации в соответствии с требованиями настоящего свода правил.

    Выбор схем газораспределения следует проводить в зависимости от объема, структуры и плотности газопотребления поселений (сельских и городских) и городских округов, размещения жилых и производственных зон, а также источников газоснабжения (местоположение и мощность существующих и проектируемых магистральных газопроводов, ГРС и др.). Выбор той или иной схемы сетей газораспределения в проектной документации должен быть обоснован экономически и обеспечен необходимой степенью безопасности. Любое изменение существующей сети должно осуществляться с сохранением характеристик надежности и безопасности.

    (в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС)

    Подача газа потребителям должна предусматриваться по сетям газораспределения I - IV категорий с редуцированием давления газа, как правило, у потребителя.

    (в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС)

    4.3. По рабочему давлению транспортируемого газа газопроводы подразделяют на газопроводы высокого давления категорий I-а, I и II, среднего давления категории III и низкого давления категории IV в соответствии с таблицей 1.

    Таблица 1

    ---------------------------T-----------------------T----------------------¬

    ¦Классификация газопроводов¦ Вид транспортируемого ¦ Рабочее давление ¦

    ¦ по давлению, категория ¦ газа ¦ в газопроводе, МПа ¦

    +-----------T--------------+-----------------------+----------------------+

    ¦Высокое ¦ I-а ¦ Природный ¦Св. 1,2 ¦

    ¦ +--------------+-----------------------+----------------------+

    ¦ ¦ I ¦ То же ¦Св. 0,6 до 1,2 включ. ¦

    ¦ ¦ +-----------------------+----------------------+

    ¦ ¦ ¦ СУГ ¦Св. 0,6 " 1,6 " ¦

    ¦ +--------------+-----------------------+----------------------+

    ¦ ¦ II ¦ Природный и СУГ ¦ " 0,3 " 0,6 " ¦

    +-----------+--------------+-----------------------+----------------------+

    ¦Среднее ¦ III ¦ То же ¦ " 0,1 " 0,3 ¦

    ¦(в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012¦

    ¦N 81/ГС) ¦

    +-----------+--------------+-----------------------+----------------------+

    ¦Низкое ¦ IV ¦ " ¦До 0,1 включ. ¦

    ¦(в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012¦

    ¦N 81/ГС) ¦

    L-----------+--------------+-----------------------+-----------------------

    Газопроводы из полиэтиленовых труб следует применять для подземной прокладки при давлении природного газа до 0,6 МПа включительно внутри поселений, до 1,2 МПа включительно - межпоселковые, и до 0,005 МПа включительно - для паровой фазы СУГ.

    Газопроводы из стальных труб и их соединительные детали могут применяться для наружной и внутренней прокладки для всех давлений для природного газа и до 1,6 МПа включительно - для СУГ.

    Газопроводы из медных труб и их соединительные детали могут применяться для наружной и внутренней прокладки при давлении природного газа и СУГ до 0,1 МПа включительно. Газопроводы из многослойных полимерных труб и их соединительные детали могут применяться для внутренней прокладки при давлении природного газа до 0,1 МПа включительно.

    (в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС)

    4.4. Давление газа во внутренних газопроводах не должно превышать значений, приведенных в таблице 2. Давление газа перед газоиспользующим оборудованием должно соответствовать давлению, необходимому для устойчивой работы этого оборудования, указанному в паспортах предприятий-изготовителей.

    (в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС)

    Таблица 2

    Изменением N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС, в пункты 6, 7, 8 таблицы 2 были внесены изменения.

    ----------------------------------------------------T------------¬

    ¦ Потребители газа, размещенные в зданиях ¦ Давление ¦

    ¦ ¦ газа во ¦

    ¦ ¦ внутреннем ¦

    ¦ ¦газопроводе,¦

    ¦ ¦ МПа ¦

    ¦ ¦ ¦

    +---------------------------------------------------+------------+

    ¦1. Газотурбинные и парогазовые установки ¦ 2,5 ¦

    +---------------------------------------------------+------------+

    ¦2. Производственные здания, в которых величина ¦ 1,2 ¦

    ¦давления газа обусловлена требованиями производства¦ ¦

    +---------------------------------------------------+------------+

    ¦3. Прочие производственные здания ¦ 0,6 ¦

    +---------------------------------------------------+------------+

    ¦4. Бытовые здания производственного назначения ¦ 0,3 ¦

    ¦отдельно стоящие, пристроенные к производственным ¦ ¦

    ¦зданиями и втроенные в эти здания. Отдельно ¦ ¦

    ¦стоящие общественные здания производственного ¦ ¦

    ¦назначения ¦ ¦

    +---------------------------------------------------+------------+

    ¦5. Административные и бытовые здания, не вошедшие ¦ 0,1 ¦

    ¦в пункт 4 таблицы ¦ ¦

    ¦(в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Минрегиона России от¦

    ¦10.12.2012 N 81/ГС) ¦

    +---------------------------------------------------+------------+

    ¦6. Котельные: ¦ ¦

    ¦ отдельно стоящие ¦ 0,6 ¦

    ¦ пристроенные, встроенные и крышные ¦ 0,6 ¦

    ¦производственных зданий ¦ ¦

    ¦ пристроенные, встроенные и крышные общественных ¦ 0,3 ¦

    ¦(в том числе административного назначения), ¦ ¦

    ¦административных и бытовых зданий ¦ ¦

    ¦ пристроенные, встроенные и крышные жилых зданий ¦ 0,3 ¦

    +---------------------------------------------------+------------+

    ¦7. Общественные (в том числе административного ¦ 0,1 ¦

    ¦назначения) здания (кроме зданий, установка ¦ ¦

    ¦газоиспользующего оборудования в которых ¦ ¦

    ¦не допускается) и складские помещения ¦ ¦

    +---------------------------------------------------+------------+

    ¦8. Жилые здания ¦ 0,1 ¦

    L---------------------------------------------------+-------------

    (в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС)

    4.5. Сети газораспределения, резервуарные и баллонные установки, газонаполнительные станции и другие объекты СУГ должны быть спроектированы и построены так, чтобы при восприятии нагрузок и воздействий, действующих на них в течение предполагаемого срока службы, были обеспечены их необходимые по условиям безопасности прочность, устойчивость и герметичность.

    Выбор способа прокладки и материала труб для газопровода следует предусматривать с учетом пучинистости грунта и других гидрогеологических условий.

    (в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС)

    4.6. При проектировании газопроводов следует выполнять расчеты на прочность для определения:

    толщины стенок труб и соединительных деталей;

    продольных напряжений, значения которых не должны превышать допустимых.

    Полиэтиленовые трубы и соединительные детали должны изготавливаться из полиэтиленов наименований ПЭ 80 и ПЭ 100 с минимальной длительной прочностью (MRS) соответственно 8,0 и 10,0 МПа. При этом стандартное размерное отношение наружного диаметра к толщине стенки (SDR) трубы и соединительной детали и наименование полиэтилена следует выбирать в зависимости от максимального рабочего давления (МОР) в проектируемом газопроводе и принятого с учетом условий эксплуатации значения коэффициента запаса прочности. Полиэтиленовые трубы (трубы без защитной оболочки, с защитной оболочкой, с соэкструзионными слоями) должны соответствовать требованиям ГОСТ Р 50838, соединительные детали - ГОСТ Р 52779.

    Многослойные полимерные (металлополимерные - содержащие один металлический слой и армированные синтетическими нитями) трубы и металлические соединительные детали для газопроводов должны соответствовать требованиям нормативных документов на продукцию.

    Медные трубы, применяемые для строительства газопроводов, должны соответствовать требованиям ГОСТ Р 52318, соединительные детали из меди и медных сплавов - требованиям ГОСТ Р 52922, ГОСТ Р 52948 и ГОСТ Р 52949.

    Для газопроводов-вводов из меди следует применять трубы с толщиной стенки не менее 1,5 мм, для внутренних газопроводов - не менее 1 мм.

    Для стальных газопроводов следует применять трубы и соединительные детали с толщинами стенок не менее: 3 мм - для подземных, 2 мм - для надземных и внутренних. Для импульсных газопроводов следует принимать толщину стенки трубы не менее 1,2 мм.

    Характеристики предельных состояний, коэффициенты надежности по ответственности, нормативные и расчетные значения нагрузок и воздействий и их сочетаний, а также нормативные и расчетные значения характеристик материалов следует принимать в расчетах с учетом требований ГОСТ 27751 и СП 20.13330. Расчеты газопроводов на прочность должны выполняться в соответствии с действующими нормативными документами.

    4.7. При проектировании сетей газораспределения и газопотребления в особых природных, грунтовых и климатических условиях (далее - особые условия) следует предусматривать специальные мероприятия, приведенные в разделе 5.6, обеспечивающие устойчивость, прочность и герметичность газопроводов.

    4.8. Металлические газопроводы должны быть защищены от коррозии.

    Защита подземных и наземных с обвалованием стальных газопроводов, резервуаров СУГ, стальных вставок полиэтиленовых газопроводов и стальных футляров на газопроводах от почвенной коррозии и коррозии блуждающими токами - в соответствии с требованиями ГОСТ 9.602.

    Надземные и внутренние стальные газопроводы следует защищать от атмосферной коррозии в соответствии с требованиями СП 28.13330.

    4.9. Газораспределительные сети поселений с населением более 100 тыс. человек должны быть оснащены автоматизированными системами дистанционного управления технологическим процессом распределения газа и коммерческого учета потребления газа (АСУ ТП РГ). Для поселений с населением менее 100 тыс. человек решение об оснащении газораспределительных сетей АСУ ТП РГ принимается заказчиком.

    4.10. Для сетей газораспределения и газопотребления и объектов СУГ должны применяться материалы, изделия, газоиспользующее оборудование и технические устройства по действующим стандартам и другим нормативным документам на их изготовление, поставку, сроки службы, характеристики, свойства и назначение (области применения) которых соответствуют условиям их эксплуатации.

    Пригодность для сетей газораспределения и газопотребления новых материалов, изделий, газоиспользующего оборудования и технических устройств, в том числе зарубежного производства, при отсутствии нормативных документов на них должна быть подтверждена в установленном порядке документом, выданным уполномоченным федеральным органом исполнительной власти.

    (в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС)

    4.11. Для подземных газопроводов разрешается применять полиэтиленовые трубы, армированные стальным сетчатым каркасом (металлопластовые) или синтетическими нитями.

    (в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС)

    Полиэтиленовые трубы и соединительные детали в газопроводе должны изготавливаться из полиэтилена одного наименования, допускается соединение деталей и труб из полиэтилена разных наименований (ПЭ 80 и ПЭ 100) сваркой деталями с закладными нагревателями (ЗН) из ПЭ 100.

    (в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС)

    Стальные бесшовные, сварные (прямошовные и спирально-шовные) трубы и соединительные детали для газораспределительных систем должны быть изготовлены из стали, содержащей не более 0,25% углерода, 0,056% серы и 0,046% фосфора.

    Медные трубы (твердого и полутвердого состояния) и соединительные детали должны быть изготовлены из меди марок М1ф и М1р по ГОСТ 859 с содержанием меди (Cu) или сплава меди и серебра (Cu + Ag) не менее 99,90%, фосфора - не более 0,04%. Трубы, изготовленные из меди марки М1р, допускается применять для соединений, выполненных прессованием. Медные трубы мягкого состояния по ГОСТ 859 допускается применять для присоединения к газоиспользующему оборудованию. Соединительные детали должны быть изготовлены из меди и медных сплавов, соответствующих требованиям ГОСТ Р 52922 при соединении высокотемпературной капиллярной пайкой, ГОСТ Р 52948 при соединении способом прессования.

    На объектах СУГ следует применять для жидкой фазы СУГ стальные бесшовные, для паровой фазы СУГ стальные бесшовные или электросварные трубы, а для газопроводов паровой фазы СУГ низкого давления от резервуарных установок допускается применение полиэтиленовых труб и соединительных деталей из ПЭ 100, многослойных полимерных труб и их соединительных деталей, а также медных труб и соединительных деталей из меди и медных сплавов, за исключением соединений, выполненных прессованием.

    Материал труб, трубопроводной запорной арматуры, соединительных деталей выбирают с учетом давления газа, расчетной температуры наружного воздуха в районе строительства и температуры стенки трубы при эксплуатации, грунтовых и природных условий, наличия вибрационных нагрузок и т.д.

    (в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС)

    4.12. Ударная вязкость металла стальных труб и соединительных деталей толщиной стенки 5 мм и более должна быть не ниже 30 Дж/см2 для газопроводов, прокладываемых в районах с расчетной температурой ниже минус 40 °C, а также (независимо от района строительства):

    для газопроводов давлением свыше 0,6 МПа и при диаметре более 620 мм;

    подземных, прокладываемых в районах сейсмичностью свыше 6 баллов;

    испытывающих вибрационные нагрузки;

    подземных, прокладываемых в особых условиях;

    на переходах через естественные преграды и в местах пересечений с железными дорогами и автодорогами категорий I - III и магистральных улиц и дорог.

    При этом ударная вязкость основного металла труб и соединительных деталей должна определяться при минимальной температуре эксплуатации.

    4.13. Сварные соединения труб по своим физико-механическим свойствам и герметичности должны соответствовать характеристикам основного материала свариваемых труб. Типы, конструктивные элементы и размеры сварных соединений должны соответствовать:

    сварных соединений стальных труб - ГОСТ 16037;

    сварных соединений медных труб - ГОСТ 16038;

    паяных соединений медных труб - ГОСТ 19249.

    Для стальных подземных газопроводов должны применяться стыковые и тавровые и нахлесточные соединения, для полиэтиленовых - соединения встык нагретым инструментом или при помощи деталей с ЗН, для подземных и надземных медных газопроводов - соединения, выполненные сваркой или высокотемпературной капиллярной пайкой (далее - пайкой). Соединения медных надземных газопроводов (надземных газопроводов-вводов) допускается выполнять прессованием.

    (в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС)

    Для внутренних газопроводов допускается применять соединения:

    выполненные пайкой и прессованием, с использованием пресс-фитингов из меди и медных сплавов по ГОСТ Р 52922 и ГОСТ Р 52948 - для медных труб с учетом требований п. 4.11;

    (в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС)

    выполненные прессовым обжатием - для полимерных многослойных (металлополимерных и армированных синтетическими нитями);

    стыковые и тавровые и нахлесточные - для стальных труб.

    (в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС)

    На каждое сварное соединение (или рядом с ним) наружных подземных газопроводов должно быть нанесено обозначение (номер, клеймо) сварщика, выполнившего это соединение.

    Размещение соединений в стенах, перекрытиях и других конструкциях зданий и сооружений не допускается.

    4.14. Конструкция запорной арматуры должна обеспечивать стойкость к транспортируемой среде и испытательному давлению. Запорная и регулирующая арматура должна обеспечивать герметичность затворов не ниже класса В. Конструкция автоматических быстродействующих предохранительных запорных клапанов (ПЗК) перед горелками и предохранительных запорных клапанов на газопроводах жидкой фазы СУГ должна обеспечивать герметичность затворов не ниже класса А.

    Классы герметичности затворов должны определяться по ГОСТ 9544.

    4.15. Строительство, реконструкцию, капитальный ремонт, расширение и техническое перевооружение сетей газораспределения и газопотребления следует осуществлять в соответствии с проектом, утвержденным в установленном порядке, а также с учетом требований СП 48.13330 и настоящего свода правил.

    Абзац исключен с 1 января 2013 года. - Изменение N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС.

    Границы охранных зон газораспределительных сетей и условия использования земельных участков, расположенных в их пределах, должны определяться в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации.

    4.16. Работоспособность и безопасность эксплуатации сетей газораспределения и газопотребления и объектов СУГ должны поддерживаться и сохраняться путем проведения технического обслуживания и ремонта в соответствии с эксплуатационными документами, техническими регламентами, национальными стандартами и сводами правил, утвержденными федеральными органами исполнительной власти, и другими нормативными правовыми документами. Присоединение газопроводов без снижения давления должно выполняться с использованием специального оборудования, обеспечивающего безопасность проведения работ по технологиям и производственным инструкциям, утвержденным в установленном порядке.

    (в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС)

    4.17. Исключен с 1 января 2013 года. - Изменение N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС.

    5. Наружные газопроводы

    5.1. Общие положения

    5.1.1. Наружные газопроводы следует размещать по отношению к зданиям, сооружениям и сетям инженерно-технического обеспечения в соответствии с Приложениями Б и В.

    К подземным газопроводам приравнивают наземные газопроводы в обваловании, к надземным - наземные без обвалования.

    При наземной прокладке в обваловании материал и габариты обвалования следует принимать исходя из теплотехнического расчета, а также обеспечения устойчивости газопровода и обвалования.

    При прокладке подземных газопроводов давлением до 0,6 МПа в стесненных условиях, на отдельных участках трассы, между зданиями и под арками зданий, а также газопроводов давлением свыше 0,6 МПа при сближении их с отдельно стоящими подсобными строениями (зданиями без постоянного присутствия людей) разрешается сокращать не более чем на 50% расстояния в стесненных условиях и не более 25% - в особых природных условиях (см. Приложения Б и В). При этом на участках сближения и на расстоянии не менее 5 м в каждую сторону от этих участков следует применять один из следующих вариантов:

    (в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС)

    для стальных газопроводов:

    бесшовные трубы;

    электросварные трубы при 100%-ном контроле физическими методами заводских сварных соединений;

    электросварные трубы, не прошедшие указанного выше контроля, проложенные в защитном футляре;

    для полиэтиленовых газопроводов:

    длинномерные трубы без соединений;

    трубы мерной длины, соединенные сваркой нагретым инструментом встык, выполненной на сварочной технике высокой степени автоматизации, или соединенные деталями с ЗН;

    трубы мерной длины, сваренные сварочной техникой средней степени автоматизации, проложенные в футляре;

    трубы мерной длины, сваренные сварочной техникой с ручным управлением при 100%-ном контроле стыков физическими методами, проложенные в футляре.

    Монтажные стыки стальных газопроводов должны проходить 100%-ный контроль физическими методами.

    При прокладке газопроводов в стесненных условиях вдоль железных дорог следует руководствоваться Приложением В.

    При прокладке газопроводов на расстоянии менее 50 м от железных дорог общей сети и внешних железнодорожных подъездных путей предприятий на участке сближения и на расстоянии 5 м в каждую сторону глубина заложения должна быть не менее 2,0 м. Стыковые сварные соединения должны пройти 100%-ный контроль физическими методами. При этом полиэтиленовые трубы должны быть изготовлены из ПЭ 100 с коэффициентом запаса прочности не менее 3,2 для газопроводов, прокладываемых на территории поселений и городских округов, и не менее 2,0 для газопроводов, прокладываемых между поселениями, а толщина стенки стальных труб должна быть на 2 - 3 мм больше расчетной. Для газопроводов давлением до 0,3 МПа включительно допускается применять полиэтиленовые трубы из ПЭ 80 с коэффициентом запаса прочности не менее 3,2.

    (в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС)

    Допускается прокладка газопроводов давлением до 1,2 МПа в промышленной зоне поселений.

    (в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС)

    5.1.2. Прокладку газопроводов следует предусматривать подземной.

    В исключительных случаях допускается надземная прокладка газопроводов по стенам зданий внутри жилых дворов и кварталов, а также на отдельных участках трассы, в том числе на участках переходов через искусственные и естественные преграды, при пересечении сетей инженерно-технического обеспечения. Такую прокладку газопроводов допускается предусматривать при соответствующем обосновании и осуществлять в местах ограничения доступа посторонних лиц к газопроводу.

    Наземные газопроводы с обвалованием допускается прокладывать при особых грунтовых и гидрологических условиях.

    (в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС)

    Высоту прокладки надземных газопроводов и глубину заложения подземных газопроводов СУГ следует принимать как для газопроводов сетей газораспределения и газопотребления природного газа.

    (в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС)

    Допускается прокладка газопроводов паровой фазы СУГ низкого давления по стенам зданий в соответствии с 5.3.1 и таблицей 3.

    Прокладку газопроводов, в том числе газопроводов СУГ, если она предусмотрена функциональными требованиями на ГНС и ГНП, следует предусматривать надземной.

    5.1.3. Прокладка газопроводов в тоннелях, коллекторах и каналах не допускается. Исключение составляет прокладка стальных газопроводов давлением до 0,6 МПа в соответствии с требованиями СП 18.13330 на территории промышленных предприятий, а также в каналах в многолетнемерзлых грунтах под автомобильными и железными дорогами и газопроводов СУГ под автомобильными дорогами на территории АГЗС.

    5.1.4. Соединения труб следует предусматривать неразъемными. Разъемные соединения допускаются в местах установки технических устройств.

    (п. 5.1.4 в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС)

    5.1.5. Газопроводы в местах входа и выхода из земли, а также вводы газопроводов в здания должны быть заключены в футляр. Концы футляра в местах входа и выхода газопровода из земли, зазор между газопроводом и футляром на вводах газопровода в здания следует заделывать эластичным материалом на всю длину футляра. Пространство между стеной и футляром следует заделывать, например, цементным раствором, бетоном и т.п. на всю толщину пересекаемой конструкции (по возможности).

    Футляры на выходе и входе газопровода из земли при условии наличия на нем защитного покрытия, стойкого к внешним воздействиям, допускается не устанавливать.

    5.1.6. Следует предусматривать вводы газопроводов в здания непосредственно в помещение, в котором установлено газоиспользующее оборудование, или в смежное с ним помещение, соединенное открытым проемом.

    Абзац исключен с 1 января 2013 года. - Изменение N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС.

    Не допускаются вводы газопроводов в помещения подвальных и цокольных этажей зданий, кроме вводов газопроводов природного газа в одноквартирные и блокированные дома.

    (в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС)

    В сейсмических районах ввод газопровода в несейсмостойкое здание допускается только подземный:

    5.1.7. Запорные устройства на газопроводах следует предусматривать:

    (в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС)

    перед отдельно стоящими зданиями, одноквартирными или блокированными жилыми домами;

    (в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС)

    для отключения стояков жилых зданий выше пяти этажей;

    перед наружным газоиспользующим оборудованием;

    перед пунктами редуцирования газа (ПРГ), за исключением ПРГ предприятий, на ответвлении газопровода к которым имеется отключающее устройство на расстоянии менее 100 м от ПРГ;

    на выходе из ПРГ закольцованных сетей;

    (в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС)

    на ответвлениях от газопроводов к поселениям, отдельным микрорайонам, кварталам, группам жилых домов (при числе квартир более 400 к отдельному дому), а также на ответвлениях к производственным потребителям и котельным;

    при пересечении водных преград двумя нитками газопровода и более, а также одной ниткой при ширине водной преграды при меженном горизонте 75 м и более;

    при пересечении железных дорог общей сети и автомобильных дорог категорий I - II, если отключающее устройство, обеспечивающее прекращение подачи газа на участке перехода, расположено на расстоянии более 1000 м от дорог.

    На вводе газопроводов в насосно-компрессорное и наполнительное отделения предусматривают снаружи здания отключающее устройство с электроприводом на расстоянии от здания не менее 5 и не более 30 м.

    5.1.8. Запорные устройства на надземных газопроводах, проложенных по стенам зданий и на опорах, следует размещать на расстоянии (в радиусе) от дверных и открывающихся оконных проемов не менее, м:

    (в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС)

    для газопроводов низкого давления категории IV - 0,5;

    для газопроводов среднего давления категории III - 1;

    для газопроводов высокого давления категории II - 3;

    для газопроводов высокого давления категории I - 5.

    Запорные устройства должны быть защищены от несанкционированного доступа к ним посторонних лиц.

    (в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС)

    На участках транзитной прокладки газопроводов по стенам зданий установка отключающих устройств не допускается.

    Установка отключающих устройств под балконами и лоджиями не допускается.

    (в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС)

    5.1.9. На участках присоединения к распределительному газопроводу газопроводов-вводов к отдельным зданиям различного назначения, многоквартирным домам, котельным и производственным потребителям допускается устанавливать клапаны безопасности (контроллеры) расхода газа. Вопрос о необходимости установки контроллера расхода газа решается проектной организацией по согласованию с газораспределительной организацией (ГРО).

    (п. 5.1.9 в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС)

    5.2. Подземные газопроводы

    5.2.1. Прокладку газопроводов следует осуществлять на глубине не менее 0,8 м до верха газопровода или футляра. В тех местах, где не предусматривается движение транспорта и сельскохозяйственных машин, глубина прокладки стальных газопроводов допускается не менее 0,6 м.

    На оползневых и подверженных эрозии участках прокладку газопроводов следует предусматривать на глубину не менее 0,5 м ниже зеркала скольжения и ниже границы прогнозируемого участка разрушения.

    5.2.2. Расстояние по вертикали (в свету) между газопроводом (футляром) и подземными сетями инженерно-технического обеспечения и сооружениями в местах их пересечений следует принимать согласно Приложению В.

    5.2.3. В местах пересечения газопроводов с подземными коммуникационными коллекторами и каналами различного назначения, теплотрассами бесканальной прокладки, а также в местах прохода газопроводов через стенки газовых колодцев газопровод следует прокладывать в футляре. При пересечении с тепловыми сетями следует предусматривать прокладку газопроводов в стальных футлярах.

    Абзац исключен с 1 января 2013 года. - Изменение N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС.

    Концы футляра должны выводиться на расстояние не менее 2 м в обе стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений и коммуникаций, при пересечении стенок газовых колодцев - на расстояние не менее 2 см. Концы футляра должны быть заделаны гидроизоляционным материалом.

    На одном конце футляра в верхней точке уклона (за исключением мест пересечения стенок колодцев) следует предусматривать контрольную трубку, выходящую под защитное устройство.

    В межтрубном пространстве футляра и газопровода разрешается прокладка эксплуатационного кабеля (связи, телемеханики и электрозащиты) напряжением до 60 В, предназначенного для обслуживания газораспределительных сетей.

    5.2.4. Для строительства газопроводов применяют полиэтиленовые трубы по ГОСТ Р 50838 и соединительные детали по ГОСТ Р 52779 с коэффициентом запаса прочности не менее 2,0.

    Прокладка полиэтиленовых газопроводов давлением до 0,3 МПа включительно на территориях поселений (сельских и городских) и городских округов должны осуществляться с применением труб и соединительных деталей из полиэтилена ПЭ 80 и ПЭ 100 с коэффициентом запаса прочности не менее 2,6.

    При прокладке полиэтиленовых газопроводов давлением свыше 0,3 до 0,6 МПа включительно на территориях поселений и городских округов должны использоваться трубы и соединительные детали из полиэтилена ПЭ 100 с коэффициентом запаса прочности не менее 3,2. На территории сельских поселений допускается прокладка полиэтиленовых газопроводов с применением труб и соединительных деталей из полиэтилена ПЭ 80 с коэффициентом запаса прочности не менее 3,2 или из полиэтилена ПЭ 100 с коэффициентом запаса прочности не менее 2,6 при глубине прокладки не менее 0,9 м до верха трубы.

    Коэффициент запаса прочности полиэтиленовых труб и соединительных деталей из полиэтилена ПЭ 80, применяемых для строительства газопроводов вне поселений и городских округов (межпоселковых), должен быть не менее 2,5.

    При прокладке межпоселковых полиэтиленовых газопроводов давлением до 0,6 МПа включительно допускается применять трубы и соединительные детали из полиэтилена ПЭ 80 и ПЭ 100. Прокладка полиэтиленовых газопроводов с рабочим давлением свыше 0,3 МПа с применением труб из ПЭ 80 разрешается при условии прокладки на глубине не менее 0,9 м до верха трубы.

    При прокладке межпоселковых полиэтиленовых газопроводов давлением свыше 0,6 до 1,2 МПа включительно должны применяться трубы и соединительные детали из полиэтилена ПЭ 100. При этом глубина прокладки газопроводов должна быть не менее 1,0 м, а при прокладке газопроводов на пахотных и орошаемых землях глубина прокладки должна быть не менее 1,2 м до верха трубы. Прокладка полиэтиленовых газопроводов с давлением свыше 0,6 МПа с применением труб из ПЭ 80 разрешается при условии увеличения глубины прокладки не менее чем на 0,1 м.

    Для строительства газопроводов давлением свыше 0,6 МПа могут применяться армированные полиэтиленовые трубы и соединительные детали. При этом глубина прокладки должна быть не менее 1,0 м до верха трубы, а при прокладке газопроводов на пахотных и орошаемых землях глубина заложения должна быть не менее 1,2 м до верха трубы.

    Абзац исключен с 1 января 2013 года. - Изменение N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС.

    Абзац исключен с 1 января 2013 года. - Изменение N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС.

    Не допускается прокладка газопроводов из полиэтиленовых труб для транспортирования газов, содержащих ароматические и хлорированные углеводороды, а также паровой фазы СУГ среднего и высокого давления и при температуре стенки газопроводов в условиях эксплуатации ниже минус 20 °C.

    Применение медных и полиэтиленовых труб для транспортирования жидкой фазы СУГ не допускается.

    (в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС)

    5.3. Надземные газопроводы

    5.3.1. Надземные газопроводы в зависимости от давления следует размещать на опорах из негорючих материалов или по строительным конструкциям зданий и сооружений в соответствии с таблицей 3.

    Таблица 3

    --------------------------------------------------------T-----------------¬

    ¦ Размещение надземных газопроводов ¦ Давление газа в ¦

    ¦ ¦газопроводе, МПа,¦

    ¦ ¦ не более ¦

    +-------------------------------------------------------+-----------------+

    ¦1. На отдельно стоящих опорах, колоннах, эстакадах, ¦ 1,2 (для ¦

    ¦этажерках, а также по стенам производственных зданий, ¦природного газа);¦

    ¦в том числе ГНС и ГНП ¦ 1,6 (для СУГ) ¦

    ¦(в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012¦

    ¦N 81/ГС) ¦

    +-------------------------------------------------------+-----------------+

    ¦2. Котельные, производственные здания с помещениями ¦ ¦

    ¦категорий В, Г и Д, общественные и бытовые здания ¦ ¦

    ¦производственного назначения, а также встроенные, ¦ ¦

    ¦пристроенные и крышные котельные к ним: ¦ ¦

    ¦ а) по стенам и кровлям зданий: ¦ ¦

    ¦ степеней огнестойкости I и II, класса конструктивной ¦ 1,2 <*> ¦

    ¦пожарной опасности С0 ¦ ¦

    ¦ степени огнестойкости II, класса конструктивной ¦ 0,6 <*> ¦

    ¦пожарной опасности С1 и степени огнестойкости III, ¦ ¦

    ¦класса конструктивной пожарной опасности С0 ¦ ¦

    ¦ б) по стенам зданий: ¦ ¦

    ¦ степени огнестойкости III, класса конструктивной ¦ 0,3 <*> ¦

    ¦пожарной опасности С1, степени огнестойкости IV, класса¦ ¦

    ¦конструктивной пожарной опасности С0 ¦ ¦

    ¦ степени огнестойкости IV, классов конструктивной ¦ 0,1 ¦

    ¦пожарной опасности С1 и С2 ¦ ¦

    +-------------------------------------------------------+-----------------+

    ¦3. Жилые, административные и бытовые здания ¦ ¦

    ¦непроизводственного назначения, общественные, в том ¦ ¦

    ¦числе административного назначения, а также встроенные,¦ ¦

    ¦пристроенные и крышные котельные к ним, складские ¦ ¦

    ¦здания категорий В4 - Д: ¦ ¦

    ¦ по стенам зданий всех степеней огнестойкости ¦ 0,1 <**> ¦

    ¦ в случаях размещения ПРГШ на наружных стенах зданий ¦ 0,3 ¦

    ¦(только до ПРГШ) ¦ ¦

    ¦(в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012¦

    ¦N 81/ГС) ¦

    +-------------------------------------------------------+-----------------+

    ¦ <*> Давление газа в газопроводе, прокладываемом по конструкциям¦

    ¦зданий, не должно превышать значений, указанных в таблице 2 для¦

    ¦соответствующих потребителей. ¦

    ¦ <**> Допускается прокладка газопроводов давлением до 0,3 МПа¦

    ¦включительно по стенам и кровлям газифицируемых жилых, административных и¦

    ¦бытовых зданий непроизводственного назначения, общественных, в том числе¦

    ¦зданий административного назначения, для подачи газа к крышным котельным.¦

    ¦ ¦

    ¦ Примечания. 1. Высота прокладки газопровода над кровлей здания должна¦

    ¦быть не менее 0,5 м. ¦

    ¦ 2. Прокладка газопроводов СУГ (среднего и высокого давления)¦

    ¦допускается по стенам производственных зданий ГНС и ГНП. ¦

    L--------------------------------------------------------------------------

    5.3.2. Транзитная прокладка газопроводов всех давлений по стенам и над кровлями общественных зданий, в том числе зданий административного назначения, административных и бытовых не допускается.

    Запрещается прокладка газопроводов всех давлений по стенам, над и под помещениями категорий А и Б, кроме зданий ГНС и ГНП, определяемых Нормами противопожарной безопасности [1].

    В обоснованных случаях разрешается транзитная прокладка газопроводов не выше среднего давления условным проходом до 100 по стенам одного жилого здания не ниже степени огнестойкости III, конструктивной пожарной опасности С0 и на расстоянии ниже кровли не менее 0,2 м.

    В обоснованных случаях транзитная прокладка газопроводов по территориям объектов, не газифицированных от данного газопровода, должна быть согласована с владельцем (правообладателем) данного объекта и эксплуатационной организацией.

    5.3.3. Газопроводы природного газа высокого давления следует прокладывать по глухим стенам и участкам стен или на высоте не менее чем 0,5 м над оконными и дверными, а также другими открытыми проемами верхних этажей производственных зданий и сблокированных с ними административных и бытовых зданий. Газопровод должен быть проложен ниже кровли здания на расстоянии не менее 0,2 м.

    Газопроводы природного газа низкого и среднего давления допускается прокладывать также вдоль переплетов или импостов неоткрывающихся окон и оконных проемов производственных зданий и котельных, заполненные стеклоблоками.

    (в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС)

    5.3.4. Высоту прокладки надземных газопроводов следует принимать в соответствии с требованиями СП 18.13330.

    5.3.5. По пешеходным и автомобильным мостам, построенным из негорючих материалов, разрешается прокладка газопроводов давлением до 0,6 МПа из бесшовных или электросварных труб, прошедших 100%-ный контроль заводских сварных соединений физическими методами. Прокладка газопроводов по пешеходным и автомобильным мостам, построенным из горючих материалов, не допускается. Прокладка газопровода по мостам должна исключать попадание газа в замкнутые пространства мостов.

    5.4. Пересечение газопроводами водных преград и оврагов

    5.4.1. Подводные и надводные газопроводы в местах пересечения ими водных преград (реки, ручьи, водохранилища, заливы, каналы и т.п.) следует размещать на расстоянии по горизонтали от мостов в соответствии с таблицей 4.

    (в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС)

    Таблица 4

    -----------------------T---------T----------------------------------------¬

    ¦ Водные преграды ¦Тип моста¦ Расстояние по горизонтали между ¦

    ¦ ¦ ¦ газопроводом и мостом, не менее, м, ¦

    ¦ ¦ ¦ при прокладке газопровода (по течению) ¦

    ¦ ¦ +-----------------------T----------------+

    ¦ ¦ ¦ выше моста ¦ ниже моста ¦

    ¦ ¦ +-----------T-----------+-------T--------+

    ¦ ¦ ¦ от ¦ от ¦от над-¦от под- ¦

    ¦ ¦ ¦надводного ¦подводного ¦водного¦водного ¦

    ¦ ¦ ¦газопровода¦газопровода¦газо- ¦газо- ¦

    ¦ ¦ ¦диаметром, ¦диаметром, ¦провода¦провода ¦

    ¦ ¦ ¦ мм ¦ мм ¦ ¦ ¦

    ¦ ¦ +-----T-----+-----T-----+-------+--------+

    ¦ ¦ ¦300 и¦свыше¦300 и¦свыше¦ всех диаметров ¦

    ¦ ¦ ¦менее¦ 300 ¦менее¦ 300 ¦ ¦

    +----------------------+---------+-----+-----+-----+-----+--------T-------+

    ¦Судоходные замерзающие¦ Всех ¦ 75 ¦ 125 ¦ 75 ¦ 125 ¦ 50 ¦ 50 ¦

    ¦ ¦ типов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

    +----------------------+---------+-----+-----+-----+-----+--------+-------+

    ¦Судоходные ¦ То же ¦ 50 ¦ 50 ¦ 50 ¦ 50 ¦ 50 ¦ 50 ¦

    ¦незамерзающие ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

    +----------------------+---------+-----+-----+-----+-----+--------+-------+

    ¦Несудоходные ¦Много- ¦ 75 ¦ 125 ¦ 75 ¦ 125 ¦ 50 ¦ 50 ¦

    ¦замерзающие ¦пролетный¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

    +----------------------+---------+-----+-----+-----+-----+--------+-------+

    ¦Несудоходные ¦ То же ¦ 20 ¦ 20 ¦ 20 ¦ 20 ¦ 20 ¦ 20 ¦

    ¦незамерзающие ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

    +----------------------+---------+-----+-----+-----+-----+--------+-------+

    ¦Несудоходные ¦Одно- и ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

    ¦для газопроводов: ¦двух- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

    ¦ низкого давления ¦пролетный¦ 2 ¦ 2 ¦ 20 ¦ 20 ¦ 2 ¦ 10 ¦

    ¦ среднего и высокого ¦ ¦ 5 ¦ 5 ¦ 20 ¦ 20 ¦ 5 ¦ 20 ¦

    ¦давления ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

    +----------------------+---------+-----+-----+-----+-----+--------+-------+

    ¦ Примечание. Расстояния указаны от выступающих конструкций моста. ¦

    L--------------------------------------------------------------------------

    5.4.2. Газопроводы на подводных переходах следует прокладывать с заглублением в дно пересекаемых водных преград. При необходимости по результатам расчетов на всплытие производят балластировку трубопровода. Отметка верха газопровода (балласта, футеровки) должна быть не менее чем на 0,5 м, а на переходах через судоходные и сплавные водные преграды - на 1,0 м ниже прогнозируемого на срок 25 лет профиля дна. При прокладке газопровода методом наклонно-направленного бурения отметка должна находиться не менее чем на 2,0 м ниже прогнозируемого профиля дна.

    При пересечении несудоходных водных преград допускается прокладывать подводные газопроводы, изготовленные из труб с балластным покрытием в защитной оболочке заводского изготовления, без заглубления в дно, при условии подтверждения их пригодности для указанных целей в установленном порядке.

    5.4.3. На подводных переходах следует применять:

    стальные трубы с толщиной стенки на 2 мм больше расчетной, но не менее 5 мм;

    полиэтиленовые трубы и соединительные детали из ПЭ 100, имеющие стандартное размерное отношение не более SDR 11 с коэффициентом запаса прочности не менее 2,0.

    При прокладке газопровода давлением до 1,2 МПа методом наклонно-направленного бурения во всех случаях допускается применять полиэтиленовые трубы из ПЭ 100 с коэффициентом запаса прочности не менее 2,0.

    На подводных переходах шириной до 25 м, находящихся вне поселений, допускается применение полиэтиленовых труб и соединительных деталей, изготовленных из ПЭ 80 с SDR не более SDR 11 в газопроводах давлением до 0,6 МПа.

    При прокладке газопровода давлением до 0,6 МПа методом наклонно-направленного бурения во всех случаях допускается применять полиэтиленовые трубы, изготовленные из ПЭ 80 с SDR не более SDR 11.

    5.4.4. Высоту прокладки надводного перехода газопровода от расчетного уровня подъема воды или ледохода [горизонт высоких вод (ГВВ) или ледохода (ГВЛ)] до низа трубы или пролетного строения следует принимать:

    при пересечении оврагов и балок - не ниже 0,5 м над ГВВ 5%-ной обеспеченности;

    при пересечении несудоходных и несплавных рек - не менее 0,2 м над ГВВ и ГВЛ 2%-ной обеспеченности, а при наличии на реках корчехода - с его учетом, но не менее 1 м над ГВВ 1%-ной обеспеченности (с учетом нагона волны);

    при пересечении судоходных и сплавных рек - не менее значений, установленных нормами проектирования для мостовых переходов на судоходных реках.

    Запорную арматуру следует размещать на расстоянии не менее 10 м от границ перехода или участков, подверженных эрозии или оползням. За границу перехода принимают места пересечения газопроводом горизонта высоких вод с 10%-ной обеспеченностью.

    5.5. Пересечение газопроводами железнодорожных и трамвайных путей и автомобильных дорог

    5.5.1. Расстояния по горизонтали от мест пересечения подземными газопроводами трамвайных и железнодорожных путей, автомобильных дорог, магистральных улиц и дорог должны быть, не менее, м:

    до мостов и тоннелей на железных дорогах общих сетей и внешних железнодорожных подъездных путях предприятий, трамвайных путях, автомобильных дорогах категорий I - III, магистральных улиц и дорог, а также до пешеходных мостов, тоннелей через них - 30, а для внутренних подъездных железнодорожных путей предприятий, автомобильных дорог категорий IV - V и труб - 15;

    до зоны стрелочного перевода (начала остряков, хвоста крестовин, мест присоединения к рельсам отсасывающих кабелей и других пересечений пути) - 4 для трамвайных путей и 20 - для железных дорог;

    до опор контактной сети - 3.

    Допускается сокращение указанных выше расстояний по согласованию с организациями, в ведении которых находятся пересекаемые сооружения.

    5.5.2. Подземные газопроводы всех давлений в местах пересечений с железнодорожными и трамвайными путями, автомобильными дорогами категорий I - IV, а также с магистральными улицами и дорогами следует прокладывать в футлярах. В других случаях вопрос о необходимости устройства футляров решается проектной организацией.

    Футляры должны быть из неметаллических или стальных труб и соответствовать требованиям к прочности и долговечности. На одном конце футляра следует предусматривать контрольную трубку, выходящую под защитное устройство.

    (в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Минрегиона России от 10.12.2012 N 81/ГС)

    5.5.3. Концы футляров при пересечении газопроводами железных дорог общей сети и внешних подъездных железнодорожных путей предприятий следует выводить на расстояния от них не менее установленных СНиП 32-01. При прокладке межпоселковых газопроводов в стесненных условиях и газопроводов на территории поселений разрешается уменьшение этого расстояния до 10 м при условии установки на одном конце футляра вытяжной свечи с устройством для отбора проб, выведенной на расстояние не менее 50 м от подошвы насыпи, выемки земляного полотна (оси крайнего рельса на нулевых отметках).

    При пересечении подземными газопроводами концы футляров должны располагаться на расстоянии:

    не менее 2 м от подошвы земляного полотна (оси крайнего рельса на нулевых отметках) трамвайного пути, внутренних подъездных железнодорожных путей предприятий;

    не менее 2 м от бордюра, обочины, подошвы откоса насыпи автомобильных дорог, магистральных улиц и дорог;

    не менее 3 м от края водоотводных сооружений (кювета, канавы, резерва).

    В других случаях концы футляров должны располагаться на расстоянии:

    не менее 2 м от крайнего рельса трамвайного пути и внутренних подъездных железнодорожных путей предприятий, а также от края проезжей части улиц;

    не менее 3 м от края водоотводного сооружения дорог (кювета, канавы, резерва), но не менее 2 м от подошвы насыпей.

    5.5.4. При пересечении газопроводами железных дорог общей сети и внешних подъездных железнодорожных путей предприятий глубина укладки газопровода должна соответствовать требованиям СНиП 32-01.

    В остальных случаях глубина укладки газопровода от подошвы рельса или верха покрытия дороги и магистральных улиц и дорог от подошвы насыпи до верха футляра должна соответствовать требованиям безопасности, но быть не менее, м:

    1,0 - при проектировании прокладки открытым способом;

    1,5 - при проектировании прокладки методом продавливания или наклонно-направленного бурения и щитовой проходки;

    2,5 - при проектировании прокладки методом прокола.

    При проектировании прокладки газопровода иными методами глубину укладки газопровода принимают с учетом требований технико-эксплуатационной документации и обеспечения безопасности.

    Прокладка газопроводов в теле насыпей дорог и магистральных улиц не допускается, за исключением оговоренных случаев.

    Источник: http://www.norm-load.ru/SNiP/raznoe/aktualizir_sp/2/62.htm
    Далее >

    6. Пункты редуцирования газа

    6.1 Общие положения

    Для снижения и регулирования давления газа в газораспределительной сети предусматривают следующие ПРГ: газорегуляторные пункты (ГРП), газорегуляторные пункты блочные (ГРПБ) заводского изготовления в зданиях контейнерного типа, газорегуляторные пункты шкафные (ГРПШ) и газорегуляторные установки (ГРУ).

    6.2 Требования к ГРП и ГРПБ

    6.2.1 ГРП размещают:

    • отдельно стоящими;
    • пристроенными к газифицируемым производственным зданиям, котельным и общественным зданиям с помещениями производственного назначения;
    • встроенными в одноэтажные газифицируемые производственные здания и котельные (кроме помещений, расположенных в подвальных и цокольных этажах);
    • на покрытиях газифицируемых производственных зданий степеней огнестойкости I и II класса С0 с негорючим утеплителем.

    В ГРП следует предусматривать наличие помещений для размещения линий редуцирования, а также вспомогательных помещений для размещения отопительного оборудования, КИП, автоматики и телемеханики.

    Для отдельно стоящих ГРП и ГРПБ рекомендуется предусматривать их оборудование проветриваемым ограждением высотой 1,6 м, выполненным из негорючих материалов. При выносе из ГРП и ГРПБ части технических устройств они должны находиться в пределах ограждения конкретных ГРП и ГРПБ. Высоту ограждения в данном случае принимают не менее 2 м.

    Ограждение не должно выступать за пределы охранной зоны ГРП и ГРПБ.

    ГРПБ следует размещать отдельно стоящими.

    6.2.2 Отдельно стоящие ПРГ (кроме ГРУ) в поселениях должны располагаться на расстояниях от зданий и сооружений (за исключением сетей инженерно-технического обеспечения) не менее указанных в таблице 5, а ПРГ (в том числе встроенные и пристроенные) на территории промышленных предприятий и других предприятий производственного назначения - согласно СП 4.13130.

    Таблица 5

    Давление газа на вводе в ГРП, ГРПБ, ГРПШ, МПа Расстояния в свету от отдельно стоящих ГРП, ГРПБ и по горизонтали (в свету) от отдельно стоящих ГРПШ, м
      до зданий, и сооружений за исключением сетей инженерно- технического обеспечения до железнодорожных и трамвайных путей (ближайшего рельса) до автомобильных дорог, магистральных улиц и дорог (обочины) до воздушных линий электропередачи
    До 0,6 включ. 10 10 5 Не менее 1,5 высоты опоры
    Св. 0,6 15 15 8  
    Примечания
    1 При наличии выносных технических устройств, входящих в состав ГРП, ГРПБ и ГРПШ и размещаемых в пределах их ограждений, расстояния от иных объектов следует принимать до ограждений в соответствии с настоящей таблицей.
    2 Требования настоящей таблицы распространяются также на узлы учета газа, располагающиеся в отдельно стоящих зданиях или шкафах на отдельно стоящих опорах.
    3 Расстояние от отдельно стоящего ГРПШ при давлении газа на вводе до 0,3 МПа включительно до зданий и сооружений не нормируется, но должно приниматься не менее указанного в 6.3.5.
    4 Расстояния от подземных сетей инженерно-технического обеспечения при параллельной прокладке до ГРП, ГРПБ, ГРПШ и их ограждений при наличии выносных технических устройств, входящих в состав ГРП, ГРПБ и ГРПШ и размещаемых в пределах их ограждений, следует принимать в соответствии с СП 42.13330 и СП 18.13330, а от подземных газопроводов - в соответствии с приложением В.
    5 Расстояния от надземных газопроводов до ГРП, ГРПБ и ГРПШ и их ограждений при наличии выносных технических устройств, входящих в состав ГРП, ГРПБ и ГРПШ и размещаемых в пределах их ограждений, следует принимать в соответствии с приложением Б, а для остальных надземных сетей инженерно-технического обеспечения - в соответствии с противопожарными нормами, но не менее 2 м.
    6 Прокладка сетей инженерно-технического обеспечения, в том числе газопроводов, не относящихся к ГРП, ГРПБ и ГРПШ, в пределах ограждений не допускается.
    7 Следует предусмотреть подъезд к ГРП и ГРПБ автотранспорта.
    8 Расстояние от наружных стен ГРП, ГРПБ, ГРПШ или их ограждений при наличии выносных технических устройств, входящих в состав ГРП, ГРПБ и ГРПШ и размещаемых в пределах их ограждений до стволов деревьев с диаметром кроны не более 5,0 м, следует принимать не менее 4,0 м.

    На территории поселений в стесненных условиях разрешается уменьшение на 30% расстояний от зданий и сооружений до пунктов редуцирования газа пропускной способностью до 10000 м3/ч.

    6.2.3 Отдельно стоящие здания ГРП и ГРПБ должны быть одноэтажными, бесподвальными, с совмещенной кровлей и быть степеней огнестойкости I-II и I-III соответственно и класса конструктивной пожарной опасности С0. Разрешается размещение ГРПБ в зданиях контейнерного типа (металлический каркас с негорючим утеплителем).

    6.2.4 ГРП допускается пристраивать к зданиям степеней огнестойкости I-II, класса конструктивной пожарной опасности С0 с помещениями категорий Г и Д. ГРП с входным давлением газа свыше 0,6 МПа допускается пристраивать к указанным зданиям, если использование газа такого давления необходимо по условиям технологии.

    Пристройки должны примыкать к зданиям со стороны глухой противопожарной стены, газонепроницаемой в пределах примыкания ГРП. При этом должна быть обеспечена газонедроницаемость швов примыкания.

    Расстояние от стен и покрытия пристроенных ГРП до ближайшего проема в стене должно быть не менее 3 м.

    6.2.5 Встроенные ГРП разрешается устраивать при входном давлении газа не более 0,6 МПа в зданиях степеней огнестойкости I-II, класса конструктивной пожарной опасности С0 с помещениями категорий Г и Д. Помещение встроенного ГРП должно быть оборудовано противопожарными газонепроницаемыми ограждающими конструкциями и самостоятельным выходом наружу из здания.

    6.2.6 Стены и перегородки, разделяющие помещения ГРП и ГРПБ, должны быть без проемов, противопожарными типов II и I соответственно и газонепроницаемыми. Устройство дымовых и вентиляционных каналов в разделяющих стенах, а также в стенах зданий, к которым пристраиваются ГРП (в пределах примыкания ГРП), не допускается. Полы в ГРП и ГРПБ должны быть покрыты антистатиком и искрогасящим материалом.

    Вспомогательные помещения должны иметь отдельные выходы из здания, не связанные с помещениями линий редуцирования.

    Двери ГРП и ГРПБ следует предусматривать противопожарными, искронедающими и открываемыми изнутри наружу без ключа, с фиксацией в открытом положении.

    Конструкция окон должна исключать искрообразование при их эксплуатации.

    6.2.7 Помещения ГРП и ГРПБ должны соответствовать требованиям СП 56.13330, а помещения для размещения отопительного оборудования также СНиП II-35.

    6.3 Требования к ГРПШ

    6.3.1 Оборудование ГРПШ должно размещаться в шкафу, выполненном из негорючих материалов, а для ГРПШ с обогревом - с негорючим утеплителем.

    ГРПШ размещают отдельно стоящими или на наружных стенах зданий, для газоснабжения которых они предназначены. На наружных стенах зданий размещение ГРПШ с газовым отоплением не допускается.

    Допускается размещать ГРПШ ниже уровня поверхности земли, при этом такой ГРПШ следует считать отдельно стоящим.

    Расстояния от отдельно стоящих ГРПШ до зданий и сооружений должны быть не менее указанных в таблице 5 и 6.2.2.

    6.3.2 ГРПШ с входным давлением газа до 0,3 МПа включительно устанавливают:

    • на наружных стенах жилых, общественных, в том числе административного назначения, административных и бытовых зданий независимо от степени огнестойкости и класса конструктивной пожарной опасности при расходе газа до 50 м3/ч;
    • на наружных стенах жилых, общественных, в том числе административного назначения, административных и бытовых зданий не ниже степени огнестойкости III и не ниже класса конструктивной пожарной опасности С1 при расходе газа до 400 м3/ч.

    6.3.3 ГРПШ с входным давлением газа до 0,6 МПа включительно устанавливают на наружных стенах производственных зданий, общественных и бытовых зданий производственного назначения с помещениями категорий В4, Г и Д и котельных.

    6.3.4 ГРПШ с входным давлением газа свыше 0,6 МПа на наружных стенах зданий устанавливать не допускается.

    6.3.5 При установке ГРПШ с входным давлением газа до 0,3 МПа включительно на наружных стенах зданий расстояние от стенки ГРПШ до окон, дверей и других проемов должно быть не менее 1 м, а при входном давлении газа свыше 0,3 до 0,6 МПа включительно - не менее 3 м. При размещении отдельно стоящего ГРПШ с входным давлением газа до 0,3 МПа включительно его следует размещать со смещением от проемов зданий на расстояние не менее 1 м.

    6.3.6 Допускается размещение ГРПШ на покрытиях с негорючим утеплителем газифицируемых производственных зданий степеней огнестойкости I-II, класса конструктивной пожарной опасности С0 со стороны выхода на кровлю на расстоянии не менее 5 м от выхода.

    6.4 Требования к ГРУ

    6.4.1 ГРУ допускается размещать в помещении, в котором располагается газоиспользующее оборудование, а также непосредственно у тепловых установок для подачи газа к их горелкам.

    Разрешается подача газа от одной ГРУ к тепловым агрегатам, расположенным в других зданиях на одной производственной площадке, при условии, что эти агрегаты работают в одинаковых режимах давления газа, и в помещения, в которых находятся агрегаты, обеспечен круглосуточный доступ персонала, ответственного за безопасную эксплуатацию газового оборудования.

    6.4.2 Число ГРУ, размещаемых в одном помещении, не ограничивается. При этом каждая ГРУ не должна иметь более двух линий редуцирования.

    6.4.3 ГРУ допускается устанавливать при входном давлении газа не более 0,6 МПа.

    При этом ГРУ размещают:

    • в помещениях категорий Г и Д, в которых расположено газоиспользующее оборудование, или соединенных с ними открытыми проемами смежных помещениях тех же категорий, имеющих вентиляцию в соответствии с размещенным в них производством;
    • в помещениях категорий В1-В4, если расположенное в них газоиспользующее оборудование вмонтировано в технологические агрегаты производства.

    6.4.4 Не допускается размещать ГРУ в помещениях категорий А и Б, а также в складских помещениях категорий В1-В3.

    6.5 Оборудование пунктов редуцирования газа

    6.5.1 Каждые ГРП, ГРПБ, ГРПШ и ГРУ должны быть оснащены фильтром, устройствами безопасности - предохранительным запорным клапаном (ПЗК) и (или) контрольным регулятором-монитором, регулятором давления газа, запорной арматурой, контрольными измерительными приборами (КИП) и, при необходимости, узлом учета расхода газа и предохранительным сбросным клапаном (ПСК).

    6.5.2 Число линий редуцирования в пунктах редуцирования газа определяют исходя из требуемой пропускной способности, количества и давления газа выходных газопроводов, назначения пункта редуцирования газа в сети газораспределения. В ГРПШ число рабочих линий редуцирования - не более двух.

    6.5.3 Для обеспечения непрерывности подачи газа потребителям в ГРП, ГРПБ, ГРПШ и ГРУ, пропускная способность которых обеспечивается одной линией редуцирования, может предусматриваться резервная линия редуцирования. Состав оборудования резервной линии редуцирования должен соответствовать рабочей линии.

    Должна быть предусмотрена возможность одновременной работы основной и резервной линий редуцирования. Резервная линия редуцирования может включаться в работу автоматически при неисправности основной линии.

    Допускается не предусматривать резервную линию редуцирования при подаче газа на объекты, в работе которых допускается прекращение подачи газа на период выполнения регламентных работ или подача газа потребителям осуществляется по закольцованной схеме газопроводов.

    6.5.4 Оснащение пунктов редуцирования газа обводным газопроводом (байпасом) допускается только при наличии у потребителя редукционной и защитной арматуры. В ГРПШ допускается применение съемного байпаса с редукционной и защитной арматурой.

    6.5.5 Обеспечение защиты сети газораспределения (газопотребления) и технических устройств от повышения давления газа свыше допустимых значений может достигаться применением в составе узла редуцирования следующих вариантов сочетания видов технических устройств:

    • регулирующей, защитной, предохранительной, запорной арматуры;
    • регулирующей арматуры, контрольного регулятора-монитора, защитной, предохранительной, запорной арматуры;
    • регулирующей, защитной, запорной арматуры;
    • регулирующей арматуры, регулятора-монитора, запорной арматуры.

    6.5.6 Параметры настройки редукционной, предохранительной и защитной арматуры должны обеспечивать диапазон рабочего давления перед газоиспользующим оборудованием в соответствии с проектом.

    Конструкция линии редуцирования (при наличии резервной линии или байпаса) должна обеспечивать возможность настройки параметров редукционной, предохранительной и защитной арматуры, а также проверки герметичности закрытия их затворов без отключения или изменения значения давления газа у потребителя.

    6.5.7 Система редуцирования и защитная арматура должны иметь собственные импульсные линии. Место отбора импульса должно размещаться в зоне установившегося потока газа вне пределов турбулентных воздействий.
     

    6.5.8 При размещении части технических устройств за пределами здания ГРП, ГРПБ должны быть обеспечены условия их эксплуатации, соответствующие указанным в паспортах предприятий-изготовителей. Технические устройства должны быть ограждены.

    6.5.9 Фильтры, устанавливаемые в ГРП, ГРПБ, ГРПШ и ГРУ, должны иметь устройства определения перепада давления в них, характеризующие степень засоренности при максимальном расходе газа.

    6.5.10 Устройства безопасности должны обеспечивать автоматическое ограничение повышения давления газа давления в газопроводе* либо прекращение его подачи соответственно при изменениях, недопустимых для безопасной работы газоиспользующего оборудования и технических устройств. Сброс газа в атмосферу допускается в исключительных случаях.
    _______________
         * Текст документа соответствует оригиналу. - Примечание изготовителя базы данных.

     6.5.11 В ГРП, ГРПБ, ГРПШ и ГРУ должна быть предусмотрена система трубопроводов для продувки газопроводов и сброса газа от ПСК, который выводится наружу в места, где должны быть обеспечены безопасные условия для его рассеивания.

    6.5.12 В ГРП, ГРПБ, ГРПШ и ГРУ должны быть установлены или включены в состав АСУ ТП РГ показывающие и регистрирующие приборы для измерения входного и выходного давления газа, а также его температуры.

    В ГРПШ могут применяться переносные приборы.

    6.5.13 Контрольно-измерительные приборы с электрическим выходным сигналом и электрооборудование, размещаемые в помещении ГРП и ГРПБ с взрывоопасными зонами, должны быть предусмотрены во взрывозащищенном исполнении.

    КИП с электрическим выходным сигналом, в нормальном исполнении должны размещаться снаружи, вне взрывоопасной зоны, в закрытом шкафу из негорючих материалов или в отдельном помещении, пристроенном к противопожарной газонепроницаемой (в пределах примыкания) стене ГРП и ГРПБ.

    Ввод импульсных газопроводов в это помещение для передачи к приборам импульсов давления газа следует осуществлять так, чтобы исключить возможность попадания газа в помещение КИП.

    6.5.14 Конструкцией ГРП, ГРПБ, ГРПШ и ГРУ должны предусматриваться устройства для обеспечения надежности электроснабжения в зависимости от категории объекта, на котором они будут установлены. Отдельно стоящие ГРП и ГРПБ должны обеспечиваться аварийным освещением от независимых источников питания.

    Помещения ГРП и ГРПБ категории А должны быть оснащены пожарной сигнализацией, аварийной вентиляцией.

    ГРП, ГРПБ и ГРПШ, представляющие опасность для непосредственного окружения при размещении их в поселениях и на территориях предприятий, следует относить к классу специальных объектов с минимально допустимым уровнем надежности защиты от прямых ударов молнии (ПУМ) 0,999.

    Электрооборудование и электроосвещение ГРП и ГРПБ должны соответствовать требованиям правил устройства электроустановок [2].

    << назад / в начало / вперед >>

    Источник: https://gazovik-gas.ru/directory/add/sp_62_13330_2011_gazoraspredelitelnye_sistemy/punkty_reducirovanija_gaza/


     

     

    Согласно Постановлению Правительства РФ от 20 ноября 2000 г. N 878 «Об утверждении Правил охраны газораспределительных сетей»

     

    Для газораспределительных сетей устанавливаются следующие охранные зоны:

     

    а) вдоль трасс наружных газопроводов — 2 метра с каждой стороны газопровода;

    б) вдоль трасс подземных газопроводов из полиэтиленовых труб при использовании медного провода для обозначения трассы газопровода — 3 метра от газопровода со стороны провода и 2 метра — с противоположной стороны;

    в) вдоль трасс наружных газопроводов на вечномерзлых грунтах независимо от материала труб — 10 метров с каждой стороны газопровода;

    г) вокруг отдельно стоящих газорегуляторных пунктов —  10 метров от границ этих объектов. (Для ГРП, пристроенных к зданиям, охранная зона не регламентируется);

    е) вдоль трасс межпоселковых газопроводов, проходящих по лесам и древесно-кустарниковой растительности, — в виде просек шириной в 3 метра с каждой стороны газопровода. Для надземных участков газопроводов расстояние от деревьев до трубопровода должно быть не менее высоты деревьев.

     

    Отсчет расстояний при определении охранных зон газопроводов производится от оси газопровода — для однониточных газопроводов и от осей крайних ниток газопроводов — для многониточных.

     

    Нормативные расстояния устанавливаются с учетом значимости объектов, условий прокладки газопровода, давления газа и других факторов, но не менее строительных норм и правил, утвержденных специально уполномоченным федеральным органом исполнительной власти в области градостроительства и строительства. (То есть больше приведенных можно, меньше — нельзя).

     

     

     

    Комментарии по определению охранной зоны ГРПШ

     

     

    1. Охранная зона считается от ГРПШ. Но есть небольшое уточнение согласно СП 62.13330.2011 п.6.2.2. Расстояние в свету (по горизонтали) ототдельно стоящих ШРП считать от ограждения при наличии выносных технических устройств. Расстояния в свету от отдельно стоящих ГРП, ШРП до зданий и сооружений (до 0.6 МПа - 10м , до 1,2 МПа - 15 м).

     

    2. Отдельно стоящие ГРП, ГРПБ и ШРП размещают с учетом исключения их повреждения от наезда транспорта, стихийных бедствий, урагана и др. Рекомендуется в пределах охранной зоны ГРП, ГРПБ и ШРП устанавливать ограждения, например из металлической сетки, высотой 1,6 м.

     

    Таким образом, охраннная зона ГРПШ, согласно СНиП, отсчитывается от границы самого ГРПШ, имеет расстояние 10м, в пределах этой зоны необходимо устанавливать ограждение.

     

    Если ГРПШ закреплен на стене, охранная зона для него не рассчитывается

     





    Источник: http://xn--c1a0ahw.xn--p1ai/kak/244-ohrannaya-zona-grpsh.html

    СП 62.13330.2011


    Свод правил
    Газораспределительные системы
    Актуализированная редакция СНиПа 42-01-2002


    Дата введения 2011–05–2011

    Предисловие
    Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. № 184-ФЗ «О техническом регулировании», а правила разработки — постановлением Правительства Российской Федерации от 19 ноября 2008 г. № 858 «О порядке разработки и утверждения сводов правил».
    Содержание
    Введение
    1 Область применения
    2 Нормативные ссылки
    3 Термины и определения
    4 Общие требования к сетям газораспределения, газопотребления и объектам СУГ
    5 Наружные газопроводы
    5.1 Общие положения
    5.2 Подземные газопроводы
    5.3 Надземные газопроводы
    5.4 Пересечение газопроводами водных преград и оврагов
    5.5 Пересечение газопроводами железнодорожных и трамвайных путей и автомобильных дорог
    5.6 Дополнительные требования к газопроводам в особых условиях
    5.7 Восстановление изношенных подземных стальных газопроводов
    6 Пункты редуцирования газа
    6.1 Общие положения
    6.2 Требования к ГРП и ГРПБ
    6.3 Требования к ГРПШ .
    6.4 Требования к ГРУ
    6.5 Оборудование пунктов редуцирования газа
    7 Внутренние газопроводы
    8 Резервуарные и баллонные установки сжиженных углеводородных газов
    8.1 Резервуарные установки
    8.2 Баллонные групповые и индивидуальные
    9 Газонаполнительные станции (ГНС), газонаполнительные пункты (ГНП) сжиженных углеводородных газов
    9.1 Общие положения
    9.2 Размещение зданий и сооружений ГНС, ГНП и требования к строительным конструкциям
    9.3 Резервуары для СУГ
    9.4 Технические устройства сети инженерно-технического обеспечения ГНС и ГНП
    9.5 Автогазозаправочные станции
    9.6 Промежуточные склады баллонов
    10 Контроль за строительством и приемка выполнения работ
    10.1 Общие положения
    10.2 Внешний осмотр и измерения
    10.3 Механические испытания
    10.4 Контроль физическими методами
    10.5 Испытания газопроводов
    10.6 Приемка в эксплуатацию заказчиком законченных строительством сетей газораспределения, газопотребления и объектов СУГ
    Приложение А (спрасочное) Нормативные документы
    Приложение Б (справочное) Минимальные расстояния от надземных (наземных без обвалования) газопроводов до зданий и сооружений
    Приложение В (справочное) Минимальные расстояния от подземных (наземных с обвалованием) газопроводов до зданий и сооружений
    Приложение Г (справочное) Типовые решения ограничения доступа к внутренним газопроводам
    Приложение Д (справочное) Основные активные меры для безопасной газификации зданий
    Приложение Е (справочное) Порядок оформления и утверждения контрольных образцов внешнего вида сварных соединений
    Приложение Ж (справочное) Акт приемки законченного строительством объекта газораспределительной системы
    Библиография

    Введение
    Настоящий свод правил устанавливает требования к проектированию, строительству, реконструкции, капитальному ремонту, расширению и техническому перевооружению сетей газораспределения, газопотребления и объектов сжиженных углеводородных газов (СУГ), предназначенных для обеспечения природным и сжиженными углеводородными газами потребителей, использующих газ в качестве топлива, а также устанавливает требования к их безопасности и эксплуатационным характеристикам, которые обеспечивают выполнение требований Федерального закона от 30 декабря 2009 г. № 384-ФЗ «Технический регламент о безопасности зданий и сооружений», Федерального закона от 23 ноября 2009 г. № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» и постановления Правительства Российской Федерации от 29 октября 2010 г. № 870
    «Технический регламент о безопасности сетей газораспределения и газопотребления».
    Основными особенностями настоящего свода правил являются:
    приоритетность требований, направленных на обеспечение надежной и безопасной эксплуатации сетей газораспределения, газопотребления и объектов СУГ;
    обеспечение требований безопасности, установленных техническими регламентами и нормативными правовыми документами федеральных органов исполнительной власти;
    защита охраняемых законом прав и интересов потребителей строительной продукции путем регламентирования эксплуатационных характеристик сетей газораспределения, газопотребления и объектов СУГ;
    расширение возможностей применения современных эффективных технологий, новых материалов, прежде всего полимерных, и оборудования для строительства новых и восстановления изношенных сетей газораспределения, газопотребления и объектов СУГ;
    обеспечение энергосбережения и повышение энергоэффективности зданий и сооружений;
    гармонизация с международными (ИСО) и региональными европейскими (ЕН)
    нормами.
    Настоящий свод правил обеспечивает выполнение требований Федерального закона от 30 декабря 2009 г. № 384-ФЗ «Технический регламент о безопасности зданий и сооружений» и постановления Правительства Российской Федерации от 29 октября 2010 г.
    № 870 «Технический регламент о безопасности сетей газораспределения и газопотребления» при проектировании, строительстве, капитальном ремонте, реконструкции, расширении, техническом перевооружении, консервации и ликвидации:
    сетей газораспределения, по которым транспортируются природный газ и сжиженные углеводородные газы (СУГ);
    сетей газопотребления, по которым транспортируются природный газ и СУГ к потребителям;
    объектов СУГ [газонаполнительные станции (ГНС), газонаполнительные пункты (ГНП), станции регазификации (СР), автогазозаправочные станции (АГЗС), промежуточные склады баллонов (ПСБ), резервуарные и баллонные установки].
    2 Нормативные ссылки
    В настоящем своде правил использованы ссылки на нормативные документы,
    перечень которых приведен в приложении А.
    П р и м е ч а н и е — При пользовании настоящим сводом правил целесообразно проверить действие ссылочных стандартов и классификаторов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при использовании настоящего свода правил следует руководствоваться заменяющим (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.
    3 Термины и определения
    В настоящем своде правил применяют следующие термины с соответствующими определениями:
    3.1 сеть газораспределения: Технологический комплекс, состоящий из наружных газопроводов, газопроводов-вводов, сооружений, технических и технологических устройств на них.
    3.2 сеть газопотребления: Технологический комплекс газовой сети потребителя, расположенный от места присоединения к газораспределительной сети до газоиспользующего оборудования и состоящий из наружных и внутренних газопроводов и технических устройств на них.
    3.3 газ: Углеводородное топливо, находящееся в газообразном состоянии при температуре 15 ºС и давлении 0,1 МПа.
    3.4 максимальное рабочее давление (MOP): Максимальное давление газа в трубопроводе, допускаемое для постоянной эксплуатации.
    3.5 источник газа: Элемент системы газоснабжения [например, газораспределительная станция (ГРС)], предназначенный для подачи газа (природного газа и СУГ) в газораспределительную сеть.
    3.6 наружный газопровод: Подземный и (или) надземный газопровод сети газораспределения или газопотребления, проложенный вне зданий, до внешней грани наружной конструкции здания.
    3.7 внутренний газопровод: Газопровод, проложенный внутри здания от вводного газопровода до места установки газоиспользующего оборудования.
    3.8 межпоселковый газопровод: Распределительный газопровод, проложенный вне территории поселений.
    3.9 подземный газопровод: Наружный газопровод, проложенный ниже уровня поверхности земли или по поверхности земли в обваловании.
    3.10 надземный газопровод: Наружный газопровод, проложенный над поверхностью земли или по поверхности земли без обвалования.
    3.11 подводный газопровод: Наружный газопровод, проложенный ниже уровня поверхности дна пересекаемых водных преград.
    3.12 стандартное размерное отношение (SDR): Отношение номинального наружного диаметра полимерной трубы к ее номинальной толщине стенки.
    3.13 пункт редуцирования газа (ПРГ): Технологическое устройство сетей газораспределения и газопотребления, предназначенное для снижения давления газа и поддержания его в заданных пределах независимо от расхода газа.
    3.14 резервуарная установка СУГ: Технологическое устройство, включающее резервуар или группу резервуаров и предназначенное для хранения и подачи сжиженных углеводородных газов в газораспределительную сеть.
    3.15 индивидуальная баллонная установка: Технологическое устройство, включающее в себя не более двух баллонов с СУГ, газопроводы, технические устройства, предназначенные для подачи газа в сеть газораспределения.
    3.16 групповая баллонная установка СУГ: Технологическое устройство, включающее в себя более двух баллонов с СУГ, газопроводы, технические устройства и средства измерения, предназначенные для подачи газа в сеть газораспределения.
    3.17 газонаполнительная станция (ГНС): Предприятие, предназначенное для приема, хранения и отпуска сжиженных углеводородных газов потребителям в автоцистернах и бытовых баллонах, ремонта и переосвидетельствования газовых баллонов.
    3.18 газонаполнительный пункт (ГНП): Предприятие, предназначенное для приема, хранения и отпуска сжиженных углеводородных газов потребителям в бытовых баллонах.
    3.19 стесненные условия прокладки газопровода: Условия прокладки газопровода, при которых расстояния, регламентированные нормативными документами, выполнить не представляется возможным.
    3.20 сигнализатор загазованности помещения: Техническое устройство, предназначенное для обеспечения непрерывного контроля концентрации природного или угарного газа в помещении с выдачей звукового и светового сигналов при достижении установленного уровня контролируемой концентрации газа в воздухе помещения.
    3.21 система контроля загазованности помещения: Технологический комплекс, предназначенный для непрерывного автоматического контроля концентрации газа в помещении, обеспечивающий подачу звукового и светового сигналов, а также автоматическое отключение подачи газа во внутреннем газопроводе сети газопотребления при достижении установленного уровня контролируемой концентрации газа в воздухе помещения.
    3.22 клапан безопасности (контроллер) расхода газа: Устройство, автоматически перекрывающее течение газа в газопроводе при превышении определенного значения расхода газа.
    3.23 регулятор-стабилизатор: Устройство, автоматически стабилизирующее и поддерживающее рабочее давление, необходимое для оптимальной работы газоиспользующего оборудования.
    4 Общие требования к сетям газораспределения, газопотребления и объектам СУГ
    4.1 Проектирование, строительство, капитальный ремонт, расширение и техническое перевооружение сетей газораспределения и газопотребления должны осуществляться в соответствии со схемами газоснабжения, разработанными в составе федеральной, межрегиональных и региональных программ газификации субъектов Российской Федерации в целях обеспечения предусматриваемого этими программами уровня газификации жилищно-коммунального хозяйства, промышленных и иных организаций.
    Строительство сетей газораспределения и реконструкция изношенных стальных газопроводов должны осуществляться: с применением преимущественно полимерных труб и соединительных деталей (например, из полиэтилена и его модификаций,
    полиамидов); с установкой у каждого потребителя регулирующих и предохранительных устройств; с прокладкой газопроводов в местах ограниченного доступа. В сетях газопотребления безопасность использования газа должна обеспечиваться техническими средствами и устройствами. При проектировании газопроводов из полиэтиленовых и стальных труб допускается предусматривать присоединение их к действующим газопроводам без снижения давления.
    4.2 Газораспределительная система должна обеспечивать подачу потребителям требуемых параметров газа и в необходимом объеме.
    Для неотключаемых потребителей газа, перечень которых утверждается в установленном порядке, имеющих преимущественное право пользования газом в качестве топлива и поставки газа которым не подлежат ограничению или прекращению, должна быть обеспечена бесперебойная подача газа путем закольцевания газопроводов или другими способами.
    Внутренние диаметры газопроводов должны определяться расчетом из условия обеспечения газоснабжения всех потребителей в часы максимального потребления газа.
    Качество природного газа должно соответствовать ГОСТ 5542, СУГ — ГОСТ 20448, ГОСТ Р 52087 и ГОСТ 27578. Качество газа иного происхождения должно соответствовать нормативным документам на поставку. Допускается транспортирование газов иного происхождения при условии подтверждения обеспечения целостности и надежной эксплуатации сетей газораспределения и газопотребления на весь период эксплуатации в соответствии с требованиями настоящего свода правил.
    Выбор схем газораспределения следует проводить в зависимости от объема, структуры и плотности газопотребления поселений (сельских и городских) и городских округов, размещения жилых и производственных зон, а также источников газоснабжения (местоположение и мощность существующих и проектируемых магистральных газопроводов, ГРС и др.). Выбор той или иной схемы сетей газораспределения в проектной документации должен быть обоснован экономически и обеспечен необходимой степенью безопасности.
    При использовании одно — или многоступенчатой сети газораспределения подача газа потребителям производится по распределительным газопроводам одной или нескольких категорий давления. В поселениях (сельских и городских) и городских округах следует предусматривать сети газораспределения категорий I — III по давлению с пунктами редуцирования газа (ПРГ) у потребителя. Допускается подача газа от одного ПРГ по распределительным газопроводам низкого давления ограниченному количеству потребителей — не более трех многоквартирных домов с общим количеством квартир не более 150. При газификации одноквартирных жилых домов следует предусматривать ПРГ для каждого дома.
    4.3 По рабочему давлению транспортируемого газа газопроводы подразделяют на газопроводы высокого давления категорий I-a, I и II, среднего давления категории III и низкого давления категории IV в соответствии с таблицей 1.
    Газопроводы из полиэтиленовых труб следует применять для подземной прокладки при давлении природного газа до 0,6 МПа включительно внутри поселений, до 1,2 МПа включительно — межпоселковые, и до 0,005 МПа включительно — для паровой фазы СУГ.
    Т а б л и ц а 1

    Классификация газопроводов
    по давлению, категория

    Вид транспортируемого газа
    Рабочее давление в газопроводе, МПа


    Высокое
    I-аПриродныйСв. 1,2

    I
    То жеСв. 0,6 до 1,2 включ.
    СУГСв. 0,6 » 1,6 »
    IIПриродный и СУГ» 0,3 » 0,6 »
    СреднееIIIТо же» 0,005 » 0,3 »
    НизкоеIV»До 0,005 включ.

    Газопроводы из стальных труб и их соединительные детали могут применяться для наружной и внутренней прокладки для всех давлений для природного газа и до 1,6 МПа включительно — для СУГ.
    Газопроводы из медных труб и их соединительные детали могут применяться для наружной и внутренней прокладки при давлении природного газа и СУГ до 0,005 МПа включительно. Газопроводы из многослойных полимерных труб и их соединительные детали могут применяться для внутренней прокладки при давлении природного газа до 0,005 МПа включительно.
    4.4 Давление газа во внутренних газопроводах и перед газоиспользующим оборудованием должно соответствовать давлению, необходимому для устойчивой работы этого оборудования, указанному в паспортах предприятий-изготовителей, но не должно превышать значений, приведенных в таблице 2.
    Т а б л и ц а 2



    Потребители газа, размещенные в зданиях
    Давление газа во
    внутреннем газопроводе, МПа
    Давление газа
    перед газоисполь- зующим обору- дованием, МПа
    1 Газотурбинные и парогазовые установки2,52,5
    2 Производственные здания, в которых величина давления газа
    обусловлена требованиями производства
    1,21,2
    3 Прочие производственные здания0,60,6


    Потребители газа, размещенные в зданиях
    Давление газа во
    внутреннем газопроводе,
    МПа
    Давление газа
    перед газоисполь-
    зующим обору-
    дованием, МПа
    4 Бытовые здания производственного назначения отдельно стоящие,
    пристроенные к производственным зданиям и встроенные в эти здания.
    Отдельно стоящие общественные здания производственного назначения
    0,30,3
    5 Административные и бытовые здания, не вошедшие в пункт 3
    таблицы
    0,10,005
    6 Котельные:
    отдельно стоящие
    пристроенные, встроенные и крышные производственных зданий пристроенные, встроенные и крышные общественных (в том числе административного назначения), административных и бытовых зданий
    пристроенные, встроенные и крышные жилых зданий

    0,6
    0,6
    0,3


    0,3

    0,6
    0,6
    0,005


    0,1
    7 Общественные (в том числе административного назначения)
    здания (кроме зданий, установка газоиспользующего оборудования в которых не допускается) и складские помещения
    0,10,1
    8 Жилые здания0,10,003

    4.5 Сети газораспределения, резервуарные и баллонные установки, газонаполнительные станции и другие объекты СУГ должны быть спроектированы и построены так, чтобы при восприятии нагрузок и воздействий, действующих на них в течение предполагаемого срока службы, были обеспечены их необходимые по условиям безопасности прочность, устойчивость и герметичность.
    Выбор способа прокладки и материала труб для газопровода следует предусматривать с учетом пучинистости грунта и других гидрогеологических условий, а также температуры газа, подаваемого из ГРС.
    4.6 При проектировании газопроводов следует выполнять расчеты на прочность для определения:
    толщины стенок труб и соединительных деталей;
    продольных напряжений, значения которых не должны превышать допустимых. Полиэтиленовые трубы и соединительные детали должны изготавливаться из полиэтиленов наименований ПЭ 80 и ПЭ 100 с минимальной длительной прочностью (MRS) соответственно 8,0 и 10,0 МПа. При этом стандартное размерное отношение наружного диаметра к толщине стенки (SDR) трубы и соединительной детали и наименование полиэтилена следует выбирать в зависимости от максимального рабочего давления (МОР) в проектируемом газопроводе и принятого с учетом условий эксплуатации значения коэффициента запаса прочности. Полиэтиленовые трубы (трубы без защитной оболочки, с защитной оболочкой, с соэкструзионными слоями) должны соответствовать требованиям ГОСТ Р 50838, соединительные детали — ГОСТ Р 52779.
    Многослойные полимерные (металлополимерные — содержащие один металлический слой, и армированные синтетическими нитями) трубы и металлические соединительные детали для газопроводов должны соответствовать требованиям нормативных документов на продукцию.
    Медные трубы, применяемые для строительства газопроводов, должны соответствовать требованиям ГОСТ Р 52318, соединительные детали из меди и медных сплавов — требованиям ГОСТ Р 52922, ГОСТ Р 52948 и ГОСТ Р 52949.
    Для газопроводов-вводов из меди следует применять трубы с толщиной стенки не менее 1,5 мм, для внутренних газопроводов — не менее 1 мм.
    Для стальных газопроводов следует применять трубы и соединительные детали с толщинами стенок не менее: 3 мм — для подземных, 2 мм — для надземных и внутренних. Для импульсных газопроводов следует принимать толщину стенки трубы не менее 1,2 мм.
    Характеристики предельных состояний, коэффициенты надежности по ответственности, нормативные и расчетные значения нагрузок и воздействий и их сочетаний, а также нормативные и расчетные значения характеристик материалов следует принимать в расчетах с учетом требований ГОСТ 27751 и СП 20.13330. Расчеты газопроводов на прочность должны выполняться в соответствии с действующими нормативными документами.
    4.7 При проектировании сетей газораспределения и газопотребления в особых природных, грунтовых и климатических условиях (далее — особые условия) следует предусматривать специальные мероприятия, приведенные в разделе 5.6, обеспечивающие устойчивость, прочность и герметичность газопроводов.
    4.8 Металлические газопроводы должны быть защищены от коррозии.
    Защита подземных и наземных с обвалованием стальных газопроводов, резервуаров СУГ, стальных вставок полиэтиленовых газопроводов и стальных футляров на газопроводах от почвенной коррозии и коррозии блуждающими токами — в соответствии с требованиями ГОСТ 9.602.
    Надземные и внутренние стальные газопроводы следует защищать от атмосферной коррозии в соответствии с требованиями СП 28.13330.
    4.9 Газораспределительные сети поселений с населением более 100 тыс. человек должны быть оснащены автоматизированными системами дистанционного управления технологическим процессом распределения газа и коммерческого учета потребления газа (АСУ ТП РГ). Для поселений с населением менее 100 тыс. человек решение об оснащении газораспределительных сетей АСУ ТП РГ принимается заказчиком.
    4.10 Для сетей газораспределения и газопотребления и объектов СУГ должны применяться материалы, изделия, газоиспользующее оборудование и технические устройства по действующим стандартам и другим нормативным документам на их изготовление, поставку, сроки службы, характеристики, свойства и назначение (области применения) которых соответствуют условиям их эксплуатации.
    Пригодность для сетей газораспределения и газопотребления новых материалов, изделий, газоиспользующего оборудования и технических устройств, в том числе зарубежного производства, при отсутствии нормативных документов на них должна быть подтверждена в установленном порядке техническим свидетельством, выданным федеральным органом исполнительной власти.
    4.11 Для подземных газопроводов разрешается применять полиэтиленовые трубы, армированные стальным сетчатым каркасом (металлопластовые) или синтетическими нитями, при условии подтверждения в установленном порядке их пригодности для применения в строительстве. Для внутренних газопроводов низкого давления разрешается применять стальные, многослойные полимерные (в том числе армированные) и медные трубы.
    Полиэтиленовые трубы и соединительные детали в газопроводе должны изготавливаться из полиэтилена одного наименования, допускается по требованию потребителей соединение деталей и труб из полиэтилена разных наименований (ПЭ 80 и ПЭ 100) сваркой деталями с закладными нагревателями (ЗН) из ПЭ 100.
    Стальные бесшовные, сварные (прямошовные и спиральношовные) трубы и соединительные детали для газораспределительных систем должны быть изготовлены из стали, содержащей не более 0,25 % углерода, 0,056 % серы и 0,046 % фосфора.
    Медные трубы (твердого и полутвердого состояния) и соединительные детали должны быть изготовлены из меди марок М1ф и М1р по ГОСТ 859 с содержанием меди (Cu) или сплава меди и серебра (Cu+Ag) не менее 99,90 %, фосфора — не более 0,04 %. Трубы, изготовленные из меди марки М1р, допускается применять для соединений, выполненных прессованием. Медные трубы мягкого состояния по ГОСТ 859 допускается применять для присоединения к газоиспользующему оборудованию. Соединительные детали должны быть изготовлены из меди и медных сплавов, соответствующих требованиям ГОСТ Р 52922 при соединении высокотемпературной капиллярной пайкой, ГОСТ Р 52948 при соединении способом прессования.
    На объектах СУГ следует применять для жидкой фазы СУГ стальные бесшовные, для паровой фазы СУГ стальные бесшовные или электросварные трубы, а для газопроводов паровой фазы СУГ низкого давления от резервуарных установок допускается применение полиэтиленовых труб и соединительных деталей из ПЭ 100, многослойных полимерных труб и их соединительных деталей, а также медных труб и соединительных деталей из меди и медных сплавов, за исключением соединений, выполненных прессованием.
    Материал труб, трубопроводной запорной арматуры, соединительных деталей, сварочных материалов, крепежных элементов и других выбирают с учетом давления газа, расчетной температуры наружного воздуха в районе строительства и температуры стенки трубы при эксплуатации, грунтовых и природных условий, наличия вибрационных нагрузок и т.д.
    4.12 Ударная вязкость металла стальных труб и соединительных деталей толщиной стенки 5 мм и более должна быть не ниже 30 Дж/см2 для газопроводов, прокладываемых в районах с расчетной температурой ниже минус 40 °С, а также (независимо от района строительства):
    для газопроводов давлением свыше 0,6 МПа и при диаметре более 620 мм; подземных, прокладываемых в районах сейсмичностью свыше 6 баллов; испытывающих вибрационные нагрузки;
    подземных, прокладываемых в особых условиях;
    на переходах через естественные преграды и в местах пересечений с железными дорогами и автодорогами категорий I — III и магистральных улиц и дорог.
    При этом ударная вязкость основного металла труб и соединительных деталей должна определяться при минимальной температуре эксплуатации.
    4.13 Сварные соединения труб по своим физико-механическим свойствам и герметичности должны соответствовать характеристикам основного материала свариваемых труб. Типы, конструктивные элементы и размеры сварных соединений должны соответствовать:
    сварных соединений стальных труб — ГОСТ 16037; сварных соединений медных труб — ГОСТ 16038; паяных соединений медных труб — ГОСТ 19249.
    Для стальных подземных газопроводов должны применяться стыковые и тавровые соединения, для полиэтиленовых — соединения встык нагретым инструментом или при помощи деталей с ЗН, для подземных и надземных медных газопроводов — соединения, выполненные сваркой или высокотемпературной капиллярной пайкой (далее — пайкой).
    Для внутренних газопроводов допускается применять соединения:
    выполненные пайкой и прессованием, с использованием пресс-фитингов из меди и медных сплавов по ГОСТ Р 52922 и ГОСТ Р 52948 — для медных труб;
    выполненные прессовым обжатием — для полимерных многослойных (металлополимерных и армированных синтетическими нитями);
    стыковые и тавровые — для стальных труб.
    На каждое сварное соединение (или рядом с ним) наружных подземных газопроводов должно быть нанесено обозначение (номер, клеймо) сварщика, выполнившего это соединение.
    Размещение соединений в стенах, перекрытиях и других конструкциях зданий и сооружений не допускается.
    4.14 Конструкция запорной арматуры должна обеспечивать стойкость к транспортируемой среде и испытательному давлению. Запорная и регулирующая арматура должна обеспечивать герметичность затворов не ниже класса В. Конструкция автоматических быстродействующих предохранительных запорных клапанов (ПЗК) перед горелками и предохранительных запорных клапанов на газопроводах жидкой фазы СУГ должна обеспечивать герметичность затворов не ниже класса А.
    Классы герметичности затворов должны определяться по ГОСТ 9544.
    4.15 Строительство, реконструкцию, капитальный ремонт, расширение и техническое перевооружение сетей газораспределения и газопотребления следует осуществлять в соответствии с проектом, утвержденным в установленном порядке, а
    также с учетом требований СП 48.13330 и настоящего свода правил.
    При проектировании газораспределительных сетей следует предусматривать перечень инженерно-технических мероприятий по охране окружающей среды и обеспечению безопасности в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации.
    Границы охранных зон газораспределительных сетей и условия использования земельных участков, расположенных в их пределах, должны определяться в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации.
    4.16 Работоспособность и безопасность эксплуатации сетей газораспределения и газопотребления и объектов СУГ должны поддерживаться и сохраняться путем проведения технического обслуживания и ремонта в соответствии с эксплуатационными документами, техническими регламентами, национальными стандартами и сводами правил, утвержденными федеральными органами исполнительной власти, и другими нормативными правовыми документами. Присоединение газопроводов без снижения давления должны выполняться с использованием специального оборудования, обеспечивающего безопасность проведения работ по технологиям и производственным инструкциям, утвержденным в установленном порядке. После проведения работ по присоединению к действующему газопроводу без снижения давления все выполненные при врезке сварные стыки подлежат визуальному и измерительному контролю, а также радиографическому контролю.
    4.17 При наличии в других нормативных документах требований, отличающихся от требований настоящего свода правил, следует соблюдать более жесткие требования.
    5 Наружные газопроводы
    5.1 Общие положения
    5.1.1 Наружные газопроводы следует размещать по отношению к зданиям, сооружениям и сетям инженерно-технического обеспечения в соответствии с приложениями Б и В.
    К подземным газопроводам приравнивают наземные газопроводы в обваловании, к надземным — наземные без обвалования.
    При наземной прокладке в обваловании материал и габариты обвалования следует принимать исходя из теплотехнического расчета, а также обеспечения устойчивости газопровода и обвалования.
    При прокладке подземных газопроводов давлением до 0,6 МПа в стесненных условиях, на отдельных участках трассы, между зданиями и под арками зданий, а также газопроводов давлением свыше 0,6 МПа при сближении их с отдельно стоящими подсобными строениями (зданиями без постоянного присутствия людей) разрешается сокращать не более чем на 50 % расстояния в стесненных условиях и не более 25 % — в особых природных условиях (см. приложения Б и В). При этом на участках сближения и на расстоянии не менее 5 м в каждую сторону от этих участков следует применять:
    для стальных газопроводов:
    бесшовные трубы;
    электросварные трубы при 100 %-ном контроле физическими методами заводских сварных соединений;
    электросварные трубы, не прошедшие указанного выше контроля, проложенные в защитном футляре;
    для полиэтиленовых газопроводов:
    длинномерные трубы без соединений;
    трубы мерной длины, соединенные сваркой нагретым инструментом встык, выполненной на сварочной технике высокой степени автоматизации, или соединенные деталями с ЗН;
    трубы мерной длины, сваренные сварочной техникой средней степени автоматизации, проложенные в футляре;
    трубы мерной длины, сваренные сварочной техникой с ручным управлением при 100 %-ном контроле стыков физическими методами, проложенные в футляре.
    Монтажные стыки стальных газопроводов должны проходить 100 %-ный контроль физическими методами.
    При прокладке газопроводов в стесненных условиях вдоль железных дорог следует руководствоваться приложением В.
    При прокладке газопроводов на расстоянии менее 50 м от железных дорог общей сети и внешних железнодорожных подъездных путей предприятий на участке сближения и на расстоянии 5 м в каждую сторону глубина заложения должна быть не менее 2,0 м. Стыковые сварные соединения должны пройти 100 %-ный контроль физическими методами.
    При этом полиэтиленовые трубы должны быть изготовлены из ПЭ 100 с коэффициентом запаса прочности не менее 3,2 и 2,0 для газопроводов, прокладываемых на территории поселений и городских округов, и между поселениями, соответственно, а толщина стенки стальных труб должна быть на 2 — 3 мм больше расчетной. Для газопроводов давлением до 0,3 МПа включительно допускается применять полиэтиленовые трубы из ПЭ 80 с коэффициентом запаса прочности не менее 3,2.
    Допускается прокладка газопроводов давлением свыше 0,6 МПа в поселении при входе в промузел (промзону), а также в незастроенной части поселения, если это не противоречит схемам размещения объектов капитального строительства,
    предусмотренным генеральным планом поселения.
    5.1.2 Прокладку газопроводов следует предусматривать подземной.
    В исключительных случаях допускается надземная прокладка газопроводов по стенам зданий внутри жилых дворов и кварталов, а также на отдельных участках трассы, в том числе на участках переходов через искусственные и естественные преграды, при пересечении сетей инженерно-технического обеспечения. Такую прокладку газопроводов допускается предусматривать при соответствующем обосновании и осуществлять в местах ограничения доступа посторонних лиц к газопроводу.
    Наземные газопроводы с обвалованием могут прокладываться при особых грунтовых и гидрологических условиях. Материал и габариты обвалования следует принимать исходя из теплотехнического расчета, а также обеспечения устойчивости газопровода и обвалования.
    Высоту прокладки надземных газопроводов и глубину заложения подземных газопроводов СУГ следует принимать как для газопроводов сетей газораспределения и газопотребления природного газа, за исключением оговоренных случаев.
    Допускается прокладка газопроводов паровой фазы СУГ низкого давления по стенам зданий в соответствии с 5.3.1 и таблицей 3.
    Прокладку газопроводов, в том числе газопроводов СУГ, если она предусмотрена функциональными требованиями на ГНС и ГНП, следует предусматривать надземной.
    5.1.3 Прокладка газопроводов в тоннелях, коллекторах и каналах не допускается. Исключение составляет прокладка стальных газопроводов давлением до 0,6 МПа в соответствии с требованиями СП 18.13330 на территории промышленных предприятий, а также в каналах в многолетнемерзлых грунтах под автомобильными и железными дорогами и газопроводов СУГ под автомобильными дорогами на территории АГЗС.
    5.1.4 Соединения труб следует предусматривать неразъемными. Разъемными могут быть соединения стальных труб с полиэтиленовыми и в местах установки технических устройств и газоиспользующего оборудования. Разъемные соединения полиэтиленовых труб со стальными в грунте должны предусматриваться при условии устройства футляра с контрольной трубкой.
    5.1.5 Газопроводы в местах входа и выхода из земли, а также вводы газопроводов в здания должны быть заключены в футляр. Концы футляра в местах входа и выхода газопровода из земли, зазор между газопроводом и футляром на вводах газопровода в здания следует заделывать эластичным материалом на всю длину футляра. Пространство между стеной и футляром следует заделывать, например, цементным раствором, бетоном и т.п. на всю толщину пересекаемой конструкции (по возможности).
    Футляры на выходе и входе газопровода из земли при условии наличия на нем защитного покрытия, стойкого к внешним воздействиям, допускается не устанавливать.
    5.1.6 Следует предусматривать вводы газопроводов в здания непосредственно в помещение, в котором установлено газоиспользующее оборудование, или в смежное с ним помещение, соединенное открытым проемом.
    Не допускается прокладка газопроводов через фундаменты зданий (кроме оговоренных случаев) и под фундаментами.
    Не допускаются вводы газопроводов в помещения подвальных и цокольных этажей зданий, кроме вводов газопроводов природного газа и паровой фазы СУГ низкого давления в одноквартирные и блокированные дома.
    В сейсмических районах ввод газопровода в несейсмостойкое здание допускается только подземный.
    5.1.7 Отключающие устройства на газопроводах следует предусматривать:
    перед отдельно стоящими или блокированными зданиями; для отключения стояков жилых зданий выше пяти этажей; перед наружным газоиспользующим оборудованием;
    перед пунктами редуцирования газа (ПРГ), за исключением ПРГ предприятий, на ответвлении газопровода к которым имеется отключающее устройство на расстоянии менее 100 м от ПРГ;
    на выходе из ПРГ, закольцованных газопроводами;
    на ответвлениях от газопроводов к поселениям, отдельным микрорайонам, кварталам, группам жилых домов (при числе квартир более 400 к отдельному дому), а также на ответвлениях к производственным потребителям и котельным;
    при пересечении водных преград двумя нитками газопровода и более, а также одной ниткой при ширине водной преграды при меженном горизонте 75 м и более;
    при пересечении железных дорог общей сети и автомобильных дорог категорий I—II, если отключающее устройство, обеспечивающее прекращение подачи газа на участке перехода, расположено на расстоянии более 1000 м от дорог.
    На вводе газопроводов в насосно-компрессорное и наполнительное отделения предусматривают снаружи здания отключающее устройство с электроприводом на расстоянии от здания не менее 5 и не более 30 м.
    5.1.8 Отключающие устройства на надземных газопроводах, проложенных по стенам зданий и на опорах, следует размещать на расстоянии (в радиусе) от дверных и открывающихся оконных проемов не менее, м:
    для газопроводов низкого давления категории IV — 0,5; для газопроводов среднего давления категории III — 1; для газопроводов высокого давления категории II — 3; для газопроводов высокого давления категории I — 5.
    Места установки отключающих устройств должны быть защищены от несанкционированного доступа к ним посторонних лиц.
    На участках транзитной прокладки газопроводов по стенам зданий установка отключающих устройств не допускается.
    Установка отключающих устройств под балконами и лоджиями также не допускается.
    5.1.9 На участках присоединения к распределительному газопроводу газопроводов- вводов к отдельным зданиям различного назначения, многоквартирным домам, котельным и производственным потребителям должны быть установлены клапаны безопасности (контроллеры) расхода газа без байпасного отверстия (перепускного отверстия для автоматического выравнивания давления). Контроллеры расхода газа устанавливают на газопроводе — вводе диаметром до 160 мм включительно давлением от 0,0025 МПа в месте его присоединения к распределительному газопроводу. В других случаях вопрос о необходимости и возможности установки контроллера расхода газа решается проектной организацией. Допускается установка контроллера расхода газа для одноквартирного дома по согласованию с собственником.
    5.2 Подземные газопроводы
    5.2.1 Прокладку газопроводов следует осуществлять на глубине не менее 0,8 м до верха газопровода или футляра. В тех местах, где не предусматривается движение транспорта и сельскохозяйственных машин, глубина прокладки стальных газопроводов допускается не менее 0,6 м.
    На оползневых и подверженных эрозии участках прокладку газопроводов следует предусматривать на глубину не менее 0,5 м ниже зеркала скольжения и ниже границы прогнозируемого участка разрушения.
    5.2.2 Расстояние по вертикали (в свету) между газопроводом (футляром) и подземными сетями инженерно-технического обеспечения и сооружениями в местах их пересечений следует принимать согласно приложению В.
    5.2.3 В местах пересечения газопроводов с подземными коммуникационными коллекторами и каналами различного назначения, теплотрассами бесканальной прокладки, а также в местах прохода газопроводов через стенки газовых колодцев газопровод следует прокладывать в футляре. При пересечении с тепловыми сетями следует предусматривать прокладку газопроводов в стальных футлярах.
    Футляры для полиэтиленовых газопроводов всех давлений на территории поселений должны дополнительно устанавливаться на пересечении с подземными сетями инженерно-технического обеспечения, расположенными ниже трассы газопровода.
    Концы футляра должны выводиться на расстояние не менее 2 м в обе стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений и коммуникаций, при пересечении стенок газовых колодцев — на расстояние не менее 2 см. Концы футляра должны быть заделаны гидроизоляционным материалом.
    На одном конце футляра в верхней точке уклона (за исключением мест пересечения стенок колодцев) следует предусматривать контрольную трубку, выходящую под защитное устройство.
    В межтрубном пространстве футляра и газопровода разрешается прокладка эксплуатационного кабеля (связи, телемеханики и электрозащиты) напряжением до 60 В, предназначенного для обслуживания газораспределительных сетей.
    5.2.4 Для строительства газопроводов применяют полиэтиленовые трубы по ГОСТ Р 50838 и соединительные детали по ГОСТ Р 52779 с коэффициентом запаса прочности не менее 2,0.
    Прокладка полиэтиленовых газопроводов давлением до 0,3 МПа включительно на территориях поселений (сельских и городских) и городских округов должны осуществляться с применением труб и соединительных деталей из полиэтилена ПЭ 80 и ПЭ 100 с коэффициентом запаса прочности не менее 2,6.
    При прокладке полиэтиленовых газопроводов давлением свыше 0,3 до 0,6 МПа включительно на территориях поселений и городских округов должны использоваться трубы и соединительные детали из полиэтилена ПЭ 100 с коэффициентом запаса прочности не менее 3,2. На территории сельских поселений допускается прокладка полиэтиленовых газопроводов с применением труб и соединительных деталей из полиэтилена ПЭ 80 с коэффициентом запаса прочности не менее 3,2 или из полиэтилена ПЭ 100 с коэффициентом запаса прочности не менее 2,6 при глубине прокладки не менее 0,9 м до верха трубы.
    Коэффициент запаса прочности полиэтиленовых труб и соединительных деталей из полиэтилена ПЭ 80, применяемых для строительства газопроводов вне поселений и городских округов (межпоселковых), должен быть не менее 2,5.
    При прокладке межпоселковых полиэтиленовых газопроводов давлением до 0,6 МПа включительно допускается применять трубы и соединительные детали из полиэтилена ПЭ 80 и ПЭ 100. Прокладка полиэтиленовых газопроводов с рабочим давлением свыше 0,3 МПа с применением труб из ПЭ 80 разрешается при условии прокладки на глубине не менее 0,9 м до верха трубы.
    При прокладке межпоселковых полиэтиленовых газопроводов давлением свыше 0,6 до 1,2 МПа включительно должны применяться трубы и соединительные детали из полиэтилена ПЭ 100. При этом глубина прокладки газопроводов должна быть не менее 1,0 м, а при прокладке газопроводов на пахотных и орошаемых землях глубина прокладки должна быть не менее 1,2 м до верха трубы. Прокладка полиэтиленовых газопроводов с давлением свыше 0,6 МПа с применением труб из ПЭ 80 разрешается при условии увеличения глубины прокладки не менее чем на 0,1 м.
    Для строительства газопроводов давлением свыше 0,6 МПа могут применяться армированные полиэтиленовые трубы и соединительные детали. При этом глубина прокладки должна быть не менее 1,0 м до верха трубы, а при прокладке газопроводов на пахотных и орошаемых землях глубина заложения должна быть не менее 1,2 м до верха трубы.
    Допускается прокладка полиэтиленовых газопроводов из ПЭ 100 давлением свыше 0,6 до 1,2 МПа включительно в поселении при входе в промузел (промзону), а также в незастроенной части поселения, если это не противоречит схемам размещения объектов капитального строительства, предусмотренным генеральным планом поселения.
    Для строительства полиэтиленовых газопроводов допускается использование соединительных деталей — неразъемных соединений (полиэтилен — сталь), при условии подтверждения их пригодности для применения в строительстве в установленном порядке.
    Не допускается прокладка газопроводов из полиэтиленовых труб для транспортирования газов, содержащих ароматические и хлорированные углеводороды, а также паровой фазы СУГ среднего и высокого давления и при температуре стенки газопроводов в условиях эксплуатации ниже минус 20 ºС.
    Применение медных и армированных полиэтиленовых труб для транспортирования жидкой фазы СУГ не допускается.
    5.3 Надземные газопроводы
    5.3.1 Надземные газопроводы в зависимости от давления следует размещать на опорах из негорючих материалов или по строительным конструкциям зданий и сооружений в соответствии с таблицей 3.
    Т а б л и ц а 3

    Размещение надземных газопроводовДавление газа в газопро-
    воде, МПа, не более
    1 На отдельно стоящих опорах, колоннах, эстакадах, этажерках, оградах и т.п., а 1,2 (для природного
    также по стенам производственных зданий, в том числе ГНС и ГНП газа); 1,6 (для СУГ)
    2 Котельные, производственные здания с помещениями категорий В, Г и Д,
    общественные и бытовые здания производственного назначения, а также
    встроенные, пристроенные и крышные котельные к ним:
    а) по стенам и кровлям зданий:
    степеней огнестойкости I и II, класса конструктивной пожарной опасности С0 1,2*
    степени огнестойкости II, класса конструктивной пожарной опасности С1 и степени 0,6*
    огнестойкости III, класса конструктивной пожарной опасности С0
    б) по стенам зданий:
    степени огнестойкости III, класса конструктивной пожарной опасности С1, степени 0,3*
    огнестойкости IV, класса конструктивной пожарной опасности С0
    степени огнестойкости IV, классов конструктивной пожарной опасности С1 и С2 0,1
    3 Жилые, административные и бытовые здания непроизводственного назначения,
    общественные, в том числе административного назначения, а также встроенные, пристроенные и крышные котельные к ним, складские здания категории В4 — Д:
    по стенам зданий всех степеней огнестойкости 0,1**
    в случаях размещения ГРПШ на наружных стенах зданий (только до ГРПШ ) 0,3

    * Давление газа в газопроводе, прокладываемом по конструкциям зданий, не должно превышать значений, указанных в таблице 2 для соответствующих потребителей.
    **Допускается прокладка газопроводов давлением до 0,3 МПа включительно по стенам и кровлям газифицируемых жилых, административных и бытовых зданий непроизводственного назначения, общественных, в том числе зданий административного назначения, для подачи газа к крышным котельным.
    П р и м е ч а н и я
    1 Высота прокладки газопровода над кровлей здания должна быть не менее 0,5 м.
    2 Прокладка газопроводов СУГ (среднего и высокого давления) допускается по стенам производственных
    зданий ГНС и ГНП.

    5.3.2 Транзитная прокладка газопроводов всех давлений по стенам и над кровлями общественных зданий, в том числе зданий административного назначения, административных и бытовых не допускается.
    Запрещается прокладка газопроводов всех давлений по стенам, над и под помещениями категорий А и Б, кроме зданий ГНС и ГНП, определяемых нормами противопожарной безопасности [1].
    В обоснованных случаях разрешается транзитная прокладка газопроводов не выше среднего давления условным проходом до 100 по стенам одного жилого здания не ниже степени огнестойкости III, конструктивной пожарной опасности С0 и на расстоянии ниже кровли не менее 0,2 м.
    В обоснованных случаях транзитная прокладка газопроводов по территориям объектов, не газифицированных от данного газопровода, должна быть согласована с владельцем (правообладателем) данного объекта и эксплуатационной организацией.
    5.3.3 Газопроводы природного газа высокого давления следует прокладывать по глухим стенам и участкам стен или на высоте не менее чем 0,5 м над оконными и дверными, а также другими открытыми проемами верхних этажей производственных зданий и сблокированных с ними административных и бытовых зданий. Газопровод должен быть проложен ниже кровли здания на расстоянии не менее 0,2 м.
    Газопроводы природного газа низкого и среднего давления допускается прокладывать также вдоль переплетов или импостов неоткрывающихся окон и пересекать оконные проемы производственных зданий и котельных, заполненные стеклоблоками.
    5.3.4 Высоту прокладки надземных газопроводов следует принимать в соответствии с требованиями СП 18.13330.
    5.3.5 По пешеходным и автомобильным мостам, построенным из негорючих материалов, разрешается прокладка газопроводов давлением до 0,6 МПа из бесшовных или электросварных труб, прошедших 100 %-ный контроль заводских сварных соединений физическими методами. Прокладка газопроводов по пешеходным и автомобильным мостам, построенным из горючих материалов, не допускается. Прокладка газопровода по мостам должна исключать попадание газа в замкнутые пространства мостов.
    5.4 Пересечение газопроводами водных преград и оврагов
    5.4.1 Подводные и надводные газопроводы в местах пересечения ими водных преград (реки, ручьи, водохранилища, каналы и т.п.) следует размещать на расстоянии по горизонтали от мостов в соответствии с таблицей 4.
    Т а б л и ц а 4





    Водные преграды




    Тип моста
    Расстояние по горизонтали между газопроводом и мостом,
    не менее, м, при прокладке газопровода (по течению)
    выше мостаниже моста
    от надводного
    газопровода диаметром, мм
    от подводного
    газопровода диаметром, мм
    от надвод-
    ного газопро-
    вода
    от подвод-
    ного газопро-
    вода
    300 и
    менее
    свыше
    300
    300 и
    менее
    свыше
    300
    всех диаметров
    Судоходные замерзающиеВсех типов75125751255050
    Судоходные незамерзающиеТо же505050505050
    Несудоходные замерзающиеМногопролетный75125751255050
    Несудоходные незамерзающиеТо же202020202020
    Несудоходные для
    газопроводов:
    низкого давления
    среднего и высокого давления

    Одно- и двухпролетный


    2
    5


    2
    5


    20
    20


    20
    20


    2
    5


    10
    20
    П р и м е ч а н и е — Расстояния указаны от выступающих конструкций моста.

    5.4.2 Газопроводы на подводных переходах следует прокладывать с заглублением в дно пересекаемых водных преград. При необходимости по результатам расчетов на всплытие производят балластировку трубопровода. Отметка верха газопровода (балласта, футеровки) должна быть не менее чем на 0,5 м, а на переходах через судоходные и сплавные водные преграды — на 1,0 м ниже прогнозируемого на срок 25 лет профиля дна. При прокладке газопровода методом наклонно-направленного бурения отметка должна находиться не менее чем на 2,0 м ниже прогнозируемого профиля дна.
    При пересечении несудоходных водных преград допускается прокладывать подводные газопроводы, изготовленные из труб с балластным покрытием в защитной оболочке заводского изготовления, без заглубления в дно, при условии подтверждения их пригодности для указанных целей в установленном порядке.
    5.4.3 На подводных переходах следует применять:
    стальные трубы с толщиной стенки на 2 мм больше расчетной, но не менее 5 мм;
    полиэтиленовые трубы и соединительные детали из ПЭ 100, имеющие стандартное размерное отношение не более SDR 11 с коэффициентом запаса прочности не менее 2,0.
    При прокладке газопровода давлением до 1,2 МПа методом наклонно- направленного бурения во всех случаях допускается применять полиэтиленовые трубы из ПЭ 100 с коэффициентом запаса прочности не менее 2,0.
    На подводных переходах шириной до 25 м, находящихся вне поселений, допускается применение полиэтиленовых труб и соединительных деталей, изготовленных из ПЭ 80 с SDR не более SDR 11 в газопроводах давлением до 0,6 МПа.
    При прокладке газопровода давлением до 0,6 МПа методом наклонно- направленного бурения во всех случаях допускается применять полиэтиленовые трубы, изготовленные из ПЭ 80 с SDR не более SDR 11.
    5.4.4 Высоту прокладки надводного перехода газопровода от расчетного уровня подъема воды или ледохода [горизонт высоких вод (ГВВ) или ледохода (ГВЛ)] до низа трубы или пролетного строения следует принимать:
    при пересечении оврагов и балок — не ниже 0,5 м над ГВВ 5 %-ной обеспеченности;
    при пересечении несудоходных и несплавных рек — не менее 0,2 м над ГВВ и ГВЛ 2 %-ной обеспеченности, а при наличии на реках корчехода — с его учетом, но не менее 1 м над ГВВ 1 %-ной обеспеченности (с учетом нагона волны);
    при пересечении судоходных и сплавных рек — не менее значений, установленных нормами проектирования для мостовых переходов на судоходных реках.
    Запорную арматуру следует размещать на расстоянии не менее 10 м от границ перехода или участков, подверженных эрозии или оползням. За границу перехода принимают места пересечения газопроводом горизонта высоких вод с 10 %-ной обеспеченностью.
    5.5 Пересечение газопроводами железнодорожных и трамвайных путей и автомобильных дорог
    5.5.1 Расстояния по горизонтали от мест пересечения подземными газопроводами трамвайных и железнодорожных путей, автомобильных дорог, магистральных улиц и дорог должны быть, не менее, м:
    до мостов и тоннелей на железных дорогах общих сетей и внешних железнодорожных подъездных путях предприятий, трамвайных путях, автомобильных дорогах категорий I — III, магистральных улиц и дорог, а также до пешеходных мостов, тоннелей через них — 30, а для внутренних подъездных железнодорожных путей предприятий, автомобильных дорог категорий IV — V и труб — 15;
    до зоны стрелочного перевода (начала остряков, хвоста крестовин, мест присоединения к рельсам отсасывающих кабелей и других пересечений пути) — 4 для трамвайных путей и 20 — для железных дорог;
    до опор контактной сети — 3.
    Допускается сокращение указанных выше расстояний по согласованию с организациями, в ведении которых находятся пересекаемые сооружения.
    5.5.2 Подземные газопроводы всех давлений в местах пересечений с железнодорожными и трамвайными путями, автомобильными дорогами категорий I — IV, а также с магистральными улицами и дорогами следует прокладывать в футлярах. В других случаях вопрос о необходимости устройства футляров решается проектной организацией.
    Футляры должны соответствовать требованиям к прочности и долговечности. На одном конце футляра следует предусматривать контрольную трубку, выходящую под защитное устройство.
    5.5.3 Концы футляров при пересечении газопроводами железных дорог общей сети и внешних подъездных железнодорожных путей предприятий следует выводить на расстояния от них не менее установленных СНиП 32-01. При прокладке межпоселковых газопроводов в стесненных условиях и газопроводов на территории поселений разрешается уменьшение этого расстояния до 10 м при условии установки на одном конце футляра вытяжной свечи с устройством для отбора проб, выведенной на расстояние не менее 50 м от подошвы насыпи, выемки земляного полотна (оси крайнего рельса на нулевых отметках).
    При пересечении подземными газопроводами концы футляров должны располагаться на расстоянии:
    не менее 2 м от подошвы земляного полотна (оси крайнего рельса на нулевых отметках) трамвайного пути, внутренних подъездных железнодорожных путей предприятий;
    не менее 2 м от бордюра, обочины, подошвы откоса насыпи автомобильных дорог, магистральных улиц и дорог;
    не менее 3 м от края водоотводных сооружений (кювета, канавы, резерва). В других случаях концы футляров должны располагаться на расстоянии:
    не менее 2 м от крайнего рельса трамвайного пути и внутренних подъездных железнодорожных путей предприятий, а также от края проезжей части улиц;
    но не менее 2 м от подошвы насыпей.
    5.5.4 При пересечении газопроводами железных дорог общей сети и внешних подъездных железнодорожных путей предприятий глубина укладки газопровода должна соответствовать требованиям СНиП 32-01.
    В остальных случаях глубина укладки газопровода от подошвы рельса или верха покрытия дороги и магистральных улиц и дорог от подошвы насыпи до верха футляра должна соответствовать требованиям безопасности, но быть не менее, м:
    1,0 — при проектировании прокладки открытым способом;
    1,5 — при проектировании прокладки методом продавливания или наклонно-направленного бурения и щитовой проходки;
    2,5 — при проектировании прокладки методом прокола.
    При проектировании прокладки газопровода иными методами глубину укладки газопровода принимают с учетом требований технико-эксплуатационной документации и обеспечения безопасности.
    Прокладка газопроводов в теле насыпей дорог и магистральных улиц не допускается, за исключением оговоренных случаев.
    5.5.5 Толщина стенок труб стального газопровода при пересечении им железнодорожных путей общего пользования должна на 2 — 3 мм превышать расчетную, но не менее 5 мм на расстояниях 50 м в каждую сторону от подошвы откоса насыпи (оси крайнего рельса на нулевых отметках).
    Для полиэтиленовых газопроводов на этих участках и пересечениях автомобильных дорог категорий I — III, магистральных улиц и дорог должны применяться трубы и соединительные детали с SDR не более SDR 11 с коэффициентом запаса прочности не менее 3,2 для газопроводов, прокладываемых на территориях поселений и городских округов, и не менее 2,5 и 2,0 — для межпоселковых газопроводов из ПЭ 80 и ПЭ 100 соответственно.
    При этом на газопроводах должны применяться футляры из неметаллических и стальных труб.
    5.6 Дополнительные требования к газопроводам в особых условиях
    5.6.1 К особым условиям относятся пучинистые (кроме слабопучинистых), просадочные (кроме типа I просадочности), набухающие (кроме слабонабухающих), многолетнемерзлые, скальные, элювиальные грунты, районы с сейсмичностью свыше 6 и 7 баллов, подрабатываемые (кроме группы IV) и закарстованные территории (кроме территорий, на которых согласно заключению по оценке закарстованности не требуется проведение противокарстовых мероприятий), а также другие грунтовые и техногенные условия, при которых возможны негативные воздействия на газопровод.
    Для городов с населением более 1 млн. человек при сейсмичности местности более 6 баллов, а также городов с населением более 100 тыс. человек при сейсмичности местности более 7 баллов должно предусматриваться газоснабжение от двух источников — магистральных ГРС или более с размещением их в противоположных сторонах города. При этом газопроводы высокого и среднего давления должны проектироваться закольцованными с разделением их на секции отключающими устройствами.
    5.6.2 Переходы газопроводов через реки шириной до 80 м, овраги и железнодорожные пути в выемках, прокладываемые в районах с сейсмичностью более 7 баллов, должны предусматриваться надземными. Ограничители перемещения опор газопровода должны обеспечивать его свободное перемещение и исключать возможность сброса с опор. В обоснованных случаях допускается прокладка газопроводов из полиэтиленовых труб с защитной оболочкой.
    5.6.3 При проектировании подземных газопроводов в сейсмических районах, на подрабатываемых и закарстованных территориях, в местах пересечения с другими подземными коммуникациями, на углах поворотов газопроводов с радиусом изгиба менее пяти диаметров в местах разветвления сети, перехода подземной прокладки на надземную, расположения неразъемных соединений (полиэтилен — сталь), а также в пределах поселений на линейных участках стальных газопроводов через каждые 50 м должны предусматриваться контрольные трубки.
    5.6.4 В грунтах неодинаковой степени пучинистости, а также в насыпных грунтах, обладающих пучинистыми свойствами, глубина прокладки газопроводов должна быть до верха трубы не менее 0,9 нормативной глубины промерзания, но не менее 1,0 м. Данное требование распространяется на участки с неодинаковой степенью пучинистости и на расстояния, равные 50 номинальным диаметрам газопроводов в обе стороны от их границы.
    При равномерной пучинистости грунтов глубина прокладки газопровода до верха трубы должна быть, м:
    не менее 0,7 нормативной глубины промерзания, но не менее 0,9 для среднепучинистых грунтов;
    не менее 0,8 нормативной глубины промерзания, но не менее 1,0 для сильно- и чрезмерно пучинистых грунтов.
    5.6.5 Для резервуарных установок СУГ с подземными резервуарами, проектируемыми в особых условиях, должна предусматриваться надземная прокладка газопроводов жидкой и паровой фазы, соединяющих резервуары.
    5.6.6 При сейсмичности более 7 баллов, на подрабатываемых и закарстованных территориях, в районах многолетнемерзлых грунтов для полиэтиленовых газопроводов должны применяться: трубы и соединительные детали из ПЭ 100 с SDR не более SDR 11 с коэффициентом запаса прочности не менее 3,2 для газопроводов, прокладываемых на территориях поселений и городских округов, и не менее 2,0 — для межпоселковых газопроводов. Допускается в указанных особых условиях применение в полиэтиленовых газопроводах давлением до 0,3 МПа труб и соединительных деталей из ПЭ 80 с коэффициентом запаса прочности не менее 3,2. При прокладке газопроводов в скальных грунтах следует применять трубы из полиэтилена с защитной оболочкой по ГОСТ Р 50838. Сварные стыковые соединения должны проходить 100 %-ный контроль физическими методами.
    5.6.7 При проектировании вводов газопроводов в здания следует предусматривать компенсацию газопровода с учетом возможных перемещений (осадки, выпучивание) зданий и самого газопровода.
    5.7 Восстановление изношенных подземных стальных газопроводов
    5.7.1 Для восстановления (реконструкции) и капитального ремонта изношенных подземных стальных газопроводов применяют:
    на территории поселений и городских округов:
    при давлении до 0,3 МПа включительно — протяжку в газопроводе труб из полиэтилена ПЭ 80 и ПЭ 100 с коэффициентом запаса прочности не менее 2,6 без сварных соединений или соединенных с помощью деталей с ЗН, или соединенных сваркой встык с использованием сварочной техники высокой степени автоматизации;
    при давлении свыше 0,3 до 0,6 МПа включительно — протяжку в газопроводе труб из полиэтилена ПЭ 80 и ПЭ 100 с коэффициентом запаса прочности не менее 3,2 без сварных соединений или соединенных с помощью деталей с ЗН или сваркой встык с использованием сварочной техники высокой степени автоматизации;
    при давлении до 1,2 МПа включительно — облицовку очищенной внутренней поверхности газопроводов синтетическим тканевым шлангом на специальном двухкомпонентном клее при условии подтверждения в установленном порядке их пригодности для этих целей на указанное давление или в соответствии со стандартами (техническими условиями), область применения которых распространяется на данное давление;
    вне поселений и городских округов:
    при давлении до 0,6 МПа включительно — протяжку в газопроводе труб из полиэтилена ПЭ 80 и ПЭ 100 с коэффициентом запаса прочности не менее 2,6 без сварных соединений или соединенных с помощью деталей с ЗН или сваркой встык с использованием сварочной техники высокой степени автоматизации;
    при давлении свыше 0,6 до 1,2 МПа включительно — протяжку в газопроводе труб из полиэтилена ПЭ 100 с коэффициентом запаса прочности не менее 2,0 без сварных соединений или соединенных с помощью деталей с ЗН или сваркой встык с использованием сварочной техники высокой степени автоматизации. Пространство между полиэтиленовой трубой и стальным изношенным газопроводом (каркасом) давлением свыше 0,6 до 1,2 МПа включительно должно быть заполнено (при наличии такой возможности) по всей длине уплотняющим (герметизирующим), например, пенным материалом;
    при давлении до 1,2 МПа включительно — облицовку очищенной внутренней поверхности газопроводов синтетическим тканевым шлангом на специальном двухкомпонентном клее при условии подтверждения в установленном порядке их пригодности для этих целей на указанное давление или в соответствии со стандартами (техническими условиями), область применения которых распространяется на данное давление.
    При протяжке применяют полиэтиленовые трубы без защитной оболочки, с защитной оболочкой, с соэкструзионными слоями.
    Для восстановления (реконструкции) и капитального ремонта изношенных подземных стальных газопроводов вне и на территории поселений и городских округов допускаются другие технологии реконструкции: протяжка полиэтиленовых труб короткими патрубками, соединяемыми между собой в длинномерную трубу, уменьшенную в диаметре, протяжка тонкостенных профилированных труб SDR 21 и SDR 26, прокладка полиэтиленовых труб вместо изношенных стальных путем их разрушения или иные технологии при условии подтверждения в установленном порядке их пригодн ости для этих целей на указанное давление.
    5.7.2 Восстановление и капитальный ремонт изношенных стальных газопроводов допускается проводить без изменения давления, с повышением или понижением давления по сравнению с давлением в действующем газопроводе.
    При этом допускается сохранять:
    пересечения восстанавливаемых участков с подземными коммуникациями без установки дополнительных футляров;
    глубину заложения восстанавливаемых газопроводов;
    расстояния от восстанавливаемого газопровода до зданий, сооружений и сетей инженерно-технического обеспечения по его фактическому размещению, если не изменяется давление в восстановленном газопроводе или при повышении давления в восстановленном газопроводе до 0,3 МПа.
    Восстановление изношенных стальных газопроводов с возможностью повышения давления до высокого допускается, если расстояния до зданий, сооружений и сетей инженерно-технического обеспечения соответствуют требованиям, предъявляемым к газопроводу высокого давления.
    5.7.3 Соотношение размеров полиэтиленовых и стальных труб при реконструкции методом протяжки выбирают исходя из возможности свободного прохождения полиэтиленовых труб и деталей внутри изношенных стальных и обеспечения целостности полиэтиленовых труб. Концы реконструированных участков между новой полиэтиленовой и изношенной стальной трубами должны быть уплотнены.
    6 Пункты редуцирования газа
    6.1 Общие положения
    Для снижения и регулирования давления газа в газораспределительной сети предусматривают следующие ПРГ: газорегуляторные пункты (ГРП), газорегуляторные пункты блочные (ГРПБ) заводского изготовления в зданиях контейнерного типа, газорегуляторные пункты шкафные (ГРПШ) и газорегуляторные установки (ГРУ).
    6.2 Требования к ГРП и ГРПБ
    6.2.1 ГРП размещают:
    отдельно стоящими;
    пристроенными к газифицируемым производственным зданиям, котельным и общественным зданиям с помещениями производственного назначения;
    встроенными в одноэтажные газифицируемые производственные здания и котельные (кроме помещений, расположенных в подвальных и цокольных этажах);
    на покрытиях газифицируемых производственных зданий степеней огнестойкости I и II класса С0 с негорючим утеплителем.
    В ГРП следует предусматривать наличие помещений для размещения линий редуцирования, а также вспомогательных помещений для размещения отопительного оборудования, КИП, автоматики и телемеханики.
    Для отдельно стоящих ГРП и ГРПБ рекомендуется предусматривать их оборудование проветриваемым ограждением высотой 1,6 м, выполненным из негорючих материалов. При выносе из ГРП и ГРПБ части технических устройств они должны находиться в пределах ограждения конкретных ГРП и ГРПБ. Высоту ограждения в данном случае принимают не менее 2 м.
    Ограждение не должно выступать за пределы охранной зоны ГРП и ГРПБ. ГРПБ следует размещать отдельно стоящими.
    6.2.2 Отдельно стоящие ПРГ (кроме ГРУ) в поселениях должны располагаться на расстояниях от зданий и сооружений (за исключением сетей инженерно-технического обеспечения) не менее указанных в таблице 5, а ПРГ (в том числе встроенные и пристроенные) на территории промышленных предприятий и других предприятий производственного назначения — согласно СП 4.13130.
    На территории поселений в стесненных условиях разрешается уменьшение на 30 % расстояний от зданий и сооружений до пунктов редуцирования газа пропускной способностью до 10000 м3/ч.
    Т а б л и ц а 5




    Давление газа на вводе в ГРП, ГРПБ, ГРПШ, МПа
    Расстояния в свету от отдельно стоящих ГРП, ГРПБ и по горизонтали
    (в свету) от отдельно стоящих ГРПШ, м
    до зданий, и
    сооружений за исключением сетей инженерно- технического обеспечения

    до железнодорожных и трамвайных
    путей (ближайшего рельса)

    до автомобильных дорог, магистральных улиц и дорог (обочины)

    до воздушных линий электропередачи
    До 0,6 включ.10105
    Не менее 1,5 высоты опоры
    Св. 0,615158
    П р и м е ч а н и я
    1 При наличии выносных технических устройств, входящих в состав ГРП, ГРПБ и ГРПШ и размещаемых в пределах их ограждений, расстояния от иных объектов следует принимать до ограждений в соответствии с настоящей таблицей.
    2 Требования настоящей таблицы распространяются также на узлы учета газа, располагающиеся в отдельно стоящих зданиях или шкафах на отдельно стоящих опорах.
    3 Расстояние от отдельно стоящего ГРПШ при давлении газа на вводе до 0,3 МПа включительно до зданий
    и сооружений не нормируется, но должно приниматься не менее указанного в 6.3.5.
    4 Расстояния от подземных сетей инженерно-технического обеспечения при параллельной прокладке до ГРП, ГРПБ, ГРПШ и их ограждений при наличии выносных технических устройств, входящих в состав ГРП, ГРПБ и ГРПШ и размещаемых в пределах их ограждений, следует принимать в соответствии с СП 42.13330 и СП
    18.13330, а от подземных газопроводов — в соответствии с приложением В.
    5 Расстояния от надземных газопроводов до ГРП, ГРПБ и ГРПШ и их ограждений при наличии выносных технических устройств, входящих в состав ГРП, ГРПБ и ГРПШ и размещаемых в пределах их ограждений, следует принимать в соответствии с приложением Б, а для остальных надземных сетей инженерно-технического
    обеспечения — в соответствии с противопожарными нормами, но не менее 2 м.
    6 Прокладка сетей инженерно-технического обеспечения, в том числе газопроводов, не относящихся к ГРП, ГРПБ и ГРПШ, в пределах ограждений не допускается.
    7 Следует предусмотреть подъезд к ГРП и ГРПБ автотранспорта.
    8 Расстояние от наружных стен ГРП, ГРПБ, ГРПШ или их ограждений при наличии выносных технических устройств, входящих в состав ГРП, ГРПБ и ГРПШ и размещаемых в пределах их ограждений до стволов деревьев с диаметром кроны не более 5,0 м, следует принимать не менее 4,0 м.

    6.2.3 Отдельно стоящие здания ГРП и ГРПБ должны быть одноэтажными, бесподвальными, с совмещенной кровлей и быть степеней огнестойкости I — II и I — III соответственно и класса конструктивной пожарной опасности С0. Разрешается размещение ГРПБ в зданиях контейнерного типа (металлический каркас с негорючим утеплителем).
    6.2.4 ГРП допускается пристраивать к зданиям степеней огнестойкости I — II, класса конструктивной пожарной опасности С0 с помещениями категорий Г и Д. ГРП с входным давлением газа свыше 0,6 МПа допускается пристраивать к указанным зданиям, если использование газа такого давления необходимо по условиям технологии.
    Пристройки должны примыкать к зданиям со стороны глухой противопожарной стены, газонепроницаемой в пределах примыкания ГРП. При этом должна быть обеспечена газонепроницаемость швов примыкания.
    Расстояние от стен и покрытия пристроенных ГРП до ближайшего проема в стене должно быть не менее 3 м.
    6.2.5 Встроенные ГРП разрешается устраивать при входном давлении газа не более 0,6 МПа в зданиях степеней огнестойкости I — II, класса конструктивной пожарной опасности С0 с помещениями категорий Г и Д. Помещение встроенного ГРП должно быть оборудовано противопожарными газонепроницаемыми ограждающими конструкциями и самостоятельным выходом наружу из здания.

    Источник: http://www.npmaap.ru/possnips/svactsn/sp62133302011.html
    Подробности
    Категория: Проектировщикам

    Расположение ГРПШ, нормы и требования

    Нормы и требования к расположению ГРПШ описаны в следующих документах:

    СП-42-101-2003. Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб.
    СП-62.13330.2011 Газораспределительные системы. Актуализированная редакция.
    ГОСТ Р 54960-2012 Системы газораспределительные. Пункты газорегуляторные блочные. Пункты редуцирования газа шкафные. Общие технические требования.
    ГОСТ Р 56019-2014 Системы газораспределительные. Пункты редуцирования газа. Функциональные требования.
    ПР 50.2.019-2006 ГСИ. Методика выполнения измерений при помощи турбинных, ротационных и вихревых счетчиков.

    Чтобы упростить Вам задачу, мы приведем выписки наиболее значимых пунктов из указанных нормативных актов.

    ГРПШ могут размещаться:
    - На наружных стенах жилых, общественных (в том числе административного назначения), административных и бытовых зданий неза­висимо от степени огнестойкости и класса конструктивной пожарной опасности; 

    - На наружных стенах жилых, общественных (в том числе админи­стративного назначения), административных и бытовых зданий 3-й степени огнестойкости не ниже класса конструктивной пожарной опасности С1;

    - На наружных стенах котельных и производственных зданий;

    - Отдельностоящими на территории поселений.

    Условия размещения ГРПШв зависимости от максимального входного давления газа

    - Отдельностоящими ГРПШ можно размещать во всем диапазоне рабочих давлений, но не более 1.2 МПа;

    - На наружных стенах зданий, для газификации которых они предназначены можно размещать ГРПШ с рабочим давлением не более 0.6 МПа;

    - ГРПШ на отдельно стоящих опорах, установленных на покрытиях с негорючим утеплителем, для газоснабжения крышных котельных можно размещать с рабочим давлением не более 0.6 МПа;

    - В контейнерах для газификации жилых и общественных зданий ГРПШ можно размещать с давлением до 0.3 МПа;

    - ГРПШ в контейнерах для газификации производственных зданий можно размещать ГРПШ с рабочим давлением до 0.3 МПа.

    Таблица 1. Условия размещения ГРПШ в зависимости от максимальной пропускной способности

    Наименование ГРП, условия размещенияМаксимальная пропускная способность, м3
    ГРП, ГРПБОтдельно стоящий на территории поселений300000
    ГРПВстроенный в одноэтажные газифицируемые производственные здания и котельные50000
    ГРУВ соответствии с СП 62.1333050000
    ГРПШНа наружных стенах жилых, общественных (в том числе административного назначения), административных и бытовых зданий независимо от степени огнестойкости и класса конструктивной пожарной опасности50
    На наружных стенах жилых, общественных (в том чисте административного назначения), административных и бытовых зданий 3-й степени огнестойкости не ниже класса конструктивной пожарной опасности С1400
    На наружных стенах котельных и производственных зданий15000
    Отдельно стоящий на территории поселений30000
    ПРГПНа территории поселений1000
    В производственной зоне5000
    Примечание: максимальная пропускная способность отдельно стоящих ГРП, ГРПБ и ГРПШ, размещенных вне территории поселений, не ограничена

    Расстояния от отдельно стоящих ГРПШ до объектов

    Давление газа на вводе в ГРП, ГРПБ, ГРПШ, МПа

    Расстояния от отдельно стоящих ГРПШ, ГРПБ 

    до зданий, и сооружений за исключением сетей инженерно-

     технического обеспечения

    до железнодорожных и трамвайных путей (ближайшего рельса) 

    до автомобильных дорог, магистральных улиц и дорог (обочины) 

    до воздушных линий электропередачи

    До 0,6 включительно

    10 метров

    10 метров

    5  метров

    Не менее 1,5 высоты опоры 

    Свыше 0,6 МПа

    15  метров

    15 метров

    8  метров

     Не менее 1,5 высоты опоры

    При установке ГРПШ с входным давлением газа до 0,3 МПа включительно на наружных стенах зданий расстояние от стенки ГРПШ до окон, дверей и других проемов должно быть не менее 1 м, а при входном давлении газа свыше 0,3 до 0,6 МПа включительно - не менее 3 м. При размещении отдельно стоящего ГРПШ с входным давлением газа до 0,3 МПа включительно его следует размещать со смещением от проемов зданий на расстояние не менее одного метра.


    Прокладка сетей инженерно-технического обеспечения, в том числе газопроводов, не относящихся к ГРП, ГРПБ и ГРПШ, в пределах ограждений не допускается.

    На территории поселений в стесненных условиях разрешается уменьшение на 30 % расстояний от зданий и сооружений до пунктов редуцирования газа пропускной способностью до 10000 м3/ч.

    http://www.exform.ru/catalog/pgb/pgb-100-sg-ek-t.p

    Источник: http://tehgazpribor.ru/data_sheet/proekt/163-расположение-грпш,-нормы-и-требования


    СП 62.13330.2011*


    Дата введения 2013-01-01

    Предисловие


    Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 года N 184-ФЗ "О техническом регулировании", а правила разработки - постановлением Правительства Российской Федерации от 19 ноября 2008 года N 858 "О порядке разработки и утверждения сводов правил".

    Сведения о своде правил

    1 ИСПОЛНИТЕЛИ: ЗАО "Полимергаз" при участии ОАО "Гипрониигаз"

    2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 465 "Строительство"

    3 ПОДГОТОВЛЕН к утверждению Управлением градостроительной политики

    4 УТВЕРЖДЕН приказом Министерства регионального развития Российской Федерации (Минрегион России) от 27 декабря 2010 г. N 780 и введен в действие с 20 мая 2011 г. Изменение N 1 к СП 62.13330.2011 "СНиП 42-01-2002 Газораспределительные системы" утверждено приказом Федерального агентства по строительству и жилищно-коммунальному хозяйству (Госстрой) от 10 декабря 2012 года N 81/ГС и введено в действие с 1 января 2013 г.

    5 ЗАРЕГИСТРИРОВАН Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)

    Информация об изменениях к настоящему своду правил публикуется в ежегодно издаваемом информационном указателе "Национальные стандарты", а текст изменений и поправок - в ежемесячно издаваемых информационных указателях "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего свода правил соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом информационном указателе "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте разработчика (Госстрой) в сети Интернет

    Пункты, таблицы, приложения, в которые внесены изменения, отмечены в настоящем своде правил звездочкой.


    ВНЕСЕНО Изменение N 2, утвержденное и введенное в действие Приказом Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации от 3 декабря 2016 г. N 878/пр c 04.06.2017

    Изменение N 2 внесено изготовителем базы данных

    Введение


    Настоящий свод правил устанавливает требования, соответствующие целям Федерального закона от 30 декабря 2009 г. N 384-ФЗ "Технический регламент о безопасности зданий и сооружений", Технического регламента "О безопасности сетей газораспределения и газопотребления", утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 29 ноября 2010 г. N 870, Федерального закона от 22 июля 2008 г. N 123-ФЗ "Технический регламент о требованиях пожарной безопасности", а также Федерального закона от 23 ноября 2009 г. N 261-ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации".
    ________________
    Вероятно, ошибка оригинала. Следует читать: постановлением Правительства Российской Федерации от 29.10.2010 N 870. - Примечание изготовителя базы данных.


    Основными особенностями настоящего свода правил являются:

    приоритетность требований, направленных на обеспечение надежной и безопасной эксплуатации сетей газораспределения, газопотребления и объектов СУГ;

    обеспечение требований безопасности, установленных техническими регламентами и нормативными правовыми документами федеральных органов исполнительной власти;

    защита охраняемых законом прав и интересов потребителей строительной продукции путем регламентирования эксплуатационных характеристик сетей газораспределения, газопотребления и объектов СУГ;

    расширение возможностей применения современных эффективных технологий, новых материалов, прежде всего полимерных, и оборудования для строительства новых и восстановления изношенных сетей газораспределения, газопотребления и объектов СУГ;

    обеспечение энергосбережения и повышение энергоэффективности зданий и сооружений;

    гармонизация с международными (ИСО) и региональными европейскими (ЕН) нормами.

    Настоящий свод правил разработан ЗАО "Полимергаз" (руководитель разработки - ген. директор В.Е.Удовенко, ответств. исполнитель - исполн. директор Ю.В.Коршунов, исполнитель - канд. техн. наук B.C.Тхай) при участии ОАО "Гипрониигаз" (ген. директор, проф., д-р техн. наук А.Л.Шурайц, руковод. разработки - зам. ген. директора, канд. экон. наук М.С.Недлин, ответств. исполнитель - помощник зам. ген. директора Ю.Н.Вольнов, исполнители: Л.П.Суворова, А.С.Струкова, Р.П.Гордеева).

    Изменение N 2 к СП 62.13330.2011 разработано авторским коллективом АО "Гипрониигаз" (д-р техн. наук, проф. А.Л.Шурайц, канд. экон. наук М.С.Недлин, А.И.Кузяева, А.О.Хомутов, Ю.Н.Вольнов, А.В.Бирюков, Т.Н.Астафьева, Р.П.Гордеева, Л.П.Суворова, А.С.Струкова, В.Н.Матяш, Н.А.Кострикина, М.С.Севрюк, В.Е.Станкина, Т.С.Бакумцева).

    (Измененная редакция, Изм. N 2).

    1 Область применения


    Настоящий свод правил распространяется на проектирование новых, реконструируемых и подлежащих капитальному ремонту сетей газораспределения, газопотребления и объектов сжиженных углеводородных газов (СУГ), предназначенных для обеспечения потребителей природным газом давлением до 1,2 МПа включительно и сжиженными углеводородными газами давлением до 1,6 МПа включительно.

    Настоящий свод правил не распространяется:

    на технологические газопроводы, предназначенные для транспортирования газа в пределах химических, нефтехимических и металлургических (кроме производств, где получаются расплавы и сплавы цветных металлов) предприятий, на которых природный газ используется в качестве сырья;

    газопроводы СУГ, относящиеся к магистральным трубопроводам.

    (Измененная редакция, Изм. N 2).

    2 Нормативные ссылки


    В настоящем своде правил использованы ссылки на нормативные документы, перечень которых приведен в приложении А.

    Примечание - При пользовании настоящим сводом правил целесообразно проверить действие ссылочных стандартов и классификаторов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при использовании настоящего свода правил следует руководствоваться заменяющим (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

    3 Термины и определения


    В настоящем своде правил применены термины по [1], ГОСТ Р 53865, ГОСТ 24856, а также следующие термины с соответствующими определениями:

    (Измененная редакция, Изм. N 2).

    3.1*, 3.2* (Исключены, Изм. N 2).

    3.3

    газ: Природный газ, нефтяной (попутный) газ, отбензиненный сухой газ, газ из газоконденсатных месторождений, добываемый и собираемый газо- и нефтедобывающими организациями, и газ, вырабатываемый газо- и нефтеперерабатывающими организациями.

    [2, статья 2]


    (Измененная редакция, Изм. N 2).

    3.4 максимальное рабочее давление (МОР): Максимальное давление газа в трубопроводе, допускаемое для постоянной эксплуатации.

    3.5 источник газа: Элемент системы газоснабжения, предназначенный для подачи газа (природного газа и СУГ) в газораспределительную сеть.

    (Измененная редакция, Изм. N 2).

    3.6-3.10 (Исключены, Изм. N 2).

    3.11 подводный газопровод: Наружный газопровод, проложенный ниже уровня поверхности дна пересекаемых водных преград.

    3.12 стандартное размерное отношение (SDR): Отношение номинального наружного диаметра полимерной трубы к ее номинальной толщине стенки.

    3.13-3.16* (Исключены, Изм. N 2).

    3.17 газонаполнительная станция (ГНС): Предприятие, предназначенное для приема, хранения и отпуска сжиженных углеводородных газов потребителям в автоцистернах и бытовых газовых баллонах, ремонта и переосвидетельствования бытовых газовых баллонов.

    (Измененная редакция, Изм. N 2).

    3.18 газонаполнительный пункт (ГНП): Предприятие, предназначенное для приема, хранения и отпуска сжиженных углеводородных газов потребителям в бытовых газовых баллонах.

    (Измененная редакция, Изм. N 2).

    3.19 стесненные условия прокладки газопровода: Условия прокладки газопровода, при которых расстояния, регламентированные нормативными документами, соблюсти не представляется возможным.

    (Измененная редакция, Изм. N 2).

    3.20*, 3.21* (Исключены, Изм. N 2).

    3.22 клапан безопасности (контроллер) расхода газа: Устройство, автоматически перекрывающее подачу газа в газопроводе при превышении определенного значения расхода газа.

    3.23* регулятор-стабилизатор: Устройство, автоматически поддерживающее рабочее давление газа, необходимое для оптимальной работы газоиспользующего оборудования.

    (Измененная редакция, Изм. N 2).

    3.24*

    регулятор-монитор: Дополнительный (контрольный) регулятор, используемый в качестве защитного устройства.

    [ГОСТ Р 54960-2012, статья 3.1.8]


    (Измененная редакция, Изм. N 2).

    3.25*-3.28* (Исключены, Изм. N 2).

    3.29 контрольно-измерительные приборы (КИП): Средства измерений, средства порогового, визуального контроля, сигнализации, индикации и т.п., предназначенные для получения информации о состоянии параметров сетей газораспределения и газопотребления.

    3.30 сеть газораспределения СУГ: Наружный газопровод с техническими устройствами, расположенными на нем, предназначенный для транспортирования паровой фазы СУГ от запорной арматуры, установленной на выходе из редукционной головки резервуарной установки или испарителя, до запорной арматуры включительно, расположенной на границе сети газораспределения и сети газопотребления, в том числе сети газопотребления жилых зданий.

    3.29, 3.30 (Введены дополнительно, Изм. N 2).

    4 Общие требования к сетям газораспределения, газопотребления и объектам СУГ

    4.1* Проектирование, строительство и реконструкцию сетей газораспределения и газопотребления рекомендуется осуществлять в соответствии со схемами газоснабжения, разработанными в составе федеральной, межрегиональных и региональных программ газификации субъектов Российской Федерации в целях обеспечения предусматриваемого этими программами уровня газификации жилищно-коммунального хозяйства, промышленных и иных организаций.

    Строительство, реконструкцию сетей газораспределения рекомендуется осуществлять с применением преимущественно полимерных труб и соединительных деталей (например, из полиэтилена и его модификаций, полиамидов) и других сертифицированных материалов.

    В сетях газораспределения и газопотребления безопасность использования газа рекомендуется обеспечивать применением технических средств и устройств.

    Присоединение вновь построенных газопроводов к действующим газопроводам рекомендуется предусматривать без отключения потребителей газа.

    (Измененная редакция, Изм. N 2).

    4.2* Газораспределительная система должна обеспечивать подачу газа потребителям в объемах и с параметрами, соответствующими проектной документации.

    У потребителей газа, которые не подлежат ограничению или прекращению газоснабжения, перечень которых утверждается в установленном порядке, должна быть обеспечена бесперебойная подача газа не менее чем от двух источников или должен быть предусмотрен резервный вид топлива.

    Пропускная способность сетей газораспределения и газопотребления должна определяться расчетом из условия газоснабжения всех потребителей в часы максимального потребления.

    Качество природного газа и СУГ должно соответствовать нормативным документам на поставку. При транспортировании газов иного происхождения должно быть подтверждено обеспечение целостности и надежной эксплуатации сетей газораспределения и газопотребления на весь период эксплуатации в соответствии с требованиями настоящего свода правил.

    Выбор схем газоснабжения следует проводить в зависимости от объема, структуры и плотности газопотребления объектов административно-территориального деления, размещения жилых и производственных зон, а также источников газоснабжения (местоположение и мощность существующих и проектируемых магистральных газопроводов, ГРС и др.). Выбор той или иной схемы сетей газораспределения в проектной документации должен быть обоснован экономически и обеспечен необходимой степенью безопасности. Любое изменение существующей сети должно осуществляться с сохранением или улучшением характеристик надежности и безопасности.

    (Измененная редакция, Изм. N 2).

    4.2а Качество поставляемого природного газа должно соответствовать ГОСТ 5542, СУГ - ГОСТ 20448, ГОСТ Р 52087 и ГОСТ 27578.

    (Введен дополнительно, Изм. N 2).

    4.3* По рабочему давлению транспортируемого газа газопроводы подразделяют на газопроводы высокого давления категорий 1 и 2, среднего давления и низкого давления в соответствии с таблицей 1*.

    Газопроводы из полиэтиленовых труб могут применяться для подземной прокладки при давлении природного газа до 0,6 МПа включительно внутри населенных пунктов, до 1,2 МПа включительно - по территории промышленной зоны и межпоселковые и до 0,005 МПа включительно - для паровой фазы СУГ.

    Полиэтиленовые трубы и соединительные детали могут изготовляться по ГОСТ Р 50838 и ГОСТ Р 52779 соответственно или по техническим условиям из композиций полиэтилена, отвечающих требованиям этих стандартов. Характеристики труб, изготовленных по техническим условиям, должны соответствовать или быть более жесткими, чем предусмотрено ГОСТ Р 50838-2009 (таблица 3), а для соединительных деталей - чем предусмотрено ГОСТ Р 52779-2007 (таблица 5).


    Таблица 1*

    Классификация газопроводов по давлению, категория

    Вид транспортируемого газа

    Рабочее давление в газопроводе, МПа

    Высокое

    1

    Природный

    Св.

    0,6

    до

    1,2

    включ.

    СУГ

    Св.

    0,6

    "

    1,6

    "

    2

    Природный и СУГ

    "

    0,3

    "

    0,6

    "

    Среднее

    -

    То же

    "

    0,005

    "

    0,3

    "

    Низкое

    -

    "

    До

    0,005

    включ.


    Таблица 1 (Измененная редакция, Изм. N 2).

    Газопроводы из стальных труб и их соединительные детали могут применяться для наружной и внутренней прокладки для всех давлений для природного газа и до 1,6 МПа включительно - для СУГ.

    Газопроводы из медных труб и их соединительные детали могут применяться для наружной и внутренней прокладки при низком давлении природного газа.

    Для сетей газораспределения и газопотребления при соответствующем обосновании допускается применение труб и соединительных деталей из иных материалов, применение которых разрешено в установленном порядке.

    (Измененная редакция, Изм. N 2).

    4.4* Давление газа во внутренних газопроводах не должно превышать значений, приведенных в таблице 2*. Давление газа перед газоиспользующим оборудованием должно соответствовать давлению, необходимому для устойчивой работы этого оборудования, указанному в паспортах предприятий-изготовителей.


    Таблица 2*

    Потребители газа, размещенные в зданиях

    Давление газа

    во внутреннем газопроводе, МПа

    1 Исключена

    2 Производственные здания, в которых величина давления газа обусловлена требованиями производства

    До 1,2 включ. (для природного газа)

    До 1,6 включ. (для СУГ)

    3 Прочие производственные здания

    До 0,6 (включ.)

    4 Бытовые здания производственного назначения отдельно стоящие, пристроенные к производственным зданиям и встроенные в эти здания. Отдельно стоящие общественные здания производственного назначения

    До 0,3 (включ.)

    5 Административные и бытовые здания, не вошедшие в пункт 4 таблицы

    До 0,005 (включ.)

    6 Котельные:

    отдельно стоящие

    До 0,6 (включ.)

    пристроенные, встроенные и крышные производственных зданий

    До 0,6 (включ.)

    пристроенные, встроенные и крышные общественных, административных и бытовых зданий

    До 0,005 (включ.)

    пристроенные и крышные жилых зданий

    До 0,005 (включ.)

    7 Общественные здания (кроме зданий, установка газоиспользующего оборудования в которых не допускается) и складские помещения

    до 0,005 (включ.)

    8 Жилые здания

    До 0,005 (включ.)


    Таблица 2 (Измененная редакция, Изм. N 2).

    4.5* Сети газораспределения и газопотребления, резервуарные и баллонные установки, газонаполнительные станции и другие объекты СУГ должны быть спроектированы и построены так, чтобы при восприятии нагрузок и воздействий, действующих на них в течение предполагаемого срока службы, были обеспечены их необходимые по условиям безопасности прочность, устойчивость и герметичность.

    Выбор способа прокладки и материала труб для газопровода следует предусматривать с учетом особых природных и грунтовых условий эксплуатации.

    (Измененная редакция, Изм. N 2).

    4.6 При проектировании газопроводов следует выполнять расчеты на прочность для определения:

    толщины стенок труб и соединительных деталей;

    продольных напряжений, значения которых не должны превышать допустимых.

    Трубы и соединительные детали для газопроводов должны соответствовать требованиям нормативных документов на продукцию.

    Для наружных газопроводов из меди следует применять трубы с толщиной стенки не менее 1,5 мм, для внутренних газопроводов - не менее 1 мм.

    Для стальных газопроводов следует применять трубы и соединительные детали с толщинами стенок не менее: 3 мм - для подземных, 2 мм - для надземных и внутренних. Для импульсных газопроводов следует принимать толщину стенки трубы не менее 1,2 мм.

    При строительстве, реконструкции газопроводов не допускается использование восстановленных стальных труб (для выполнения ими рабочих функций газопровода) и других бывших в употреблении металлоконструкций.

    Характеристики предельных состояний, коэффициенты надежности по ответственности, нормативные и расчетные значения нагрузок и воздействий и их сочетаний, а также нормативные и расчетные значения характеристик материалов следует принимать в расчетах с учетом требований СП 20.13330. Расчеты газопроводов на прочность должны выполняться в соответствии с действующими нормативными документами.

    (Измененная редакция, Изм. N 2).

    4.6а Стальные трубы должны применяться в соответствии с [3] и ГОСТ Р 55474.

    Медные трубы должны изготовляться в соответствии с требованиями ГОСТ Р 52318, соединительные детали из меди и медных сплавов - в соответствии с требованиями ГОСТ Р 52922, ГОСТ Р 52948 и ГОСТ Р 52949. Медные трубы и соединительные детали, выполненные по другим стандартам и техническим условиям, должны соответствовать или содержать более жесткие требования по сравнению с вышеуказанными стандартами и иметь разрешительные документы.

    (Введен дополнительно, Изм. N 2).

    4.7 При проектировании сетей газораспределения и газопотребления в особых природных и грунтовых условиях (далее - особые условия) следует предусматривать специальные мероприятия, приведенные в разделе 5.6, обеспечивающие устойчивость, прочность и герметичность газопроводов.

    (Измененная редакция, Изм. N 2).

    4.8 Стальные газопроводы следует защищать от коррозии.

    Подземные стальные газопроводы, подземные и обвалованные резервуары СУГ, стальные вставки полиэтиленовых газопроводов, стальные футляры на газопроводах следует защищать от коррозионной агрессивности грунтов по отношению к стали и опасного влияния блуждающих токов.

    Надземные и внутренние стальные газопроводы следует защищать от атмосферной коррозии.

    (Измененная редакция, Изм. N 2).

    4.9 Сети газораспределения населенных пунктов с населением более 100 тыс. человек следует оснащать автоматизированными системами дистанционного управления технологическим процессом распределения газа и коммерческого учета потребления газа (АСУ ТП РГ) или автоматизированными системами диспетчерского контроля (АСДК). Для населенных пунктов с населением менее 100 тыс. человек решение об оснащении сетей газораспределения АСУ ТП РГ принимается заказчиком.

    (Измененная редакция, Изм. N 2).

    4.10* Для сетей газораспределения и газопотребления и объектов СУГ должны применяться материалы, изделия, газоиспользующее оборудование и технические устройства по действующим стандартам и другим нормативным документам на их изготовление, поставку, сроки службы, характеристики, свойства и назначение (области применения) которых соответствуют условиям их эксплуатации.

    Пригодность новых материалов, изделий, газоиспользующего оборудования и технических устройств, в том числе зарубежного производства, для строительства сетей газораспределения и газопотребления должна быть подтверждена согласно [10].

    (Измененная редакция, Изм. N 2).

    4.11* Для подземных газопроводов могут применяться полиэтиленовые трубы, армированные стальным сетчатым каркасом с синтетическими нитями.

    Полиэтиленовые трубы и соединительные детали для газопровода могут изготавливаться из полиэтилена одного наименования, допускается соединение деталей и труб из полиэтилена разных наименований (ПЭ 80 и ПЭ 100 или ПЭ 100/ПЭ 100-RC) сваркой деталями с закладными нагревателями (ЗН) из ПЭ 100.

    Стальные бесшовные, сварные (прямошовные и спиральношовные) трубы и соединительные детали для газораспределительных систем могут быть изготовлены из стали, содержащей не более 0,25% углерода, 0,056% серы и 0,046% фосфора.

    Медные трубы (твердого и полутвердого состояния) и соединительные детали могут быть изготовлены из меди марок М1ф и М1р по ГОСТ 859 с содержанием меди () или сплава меди и серебра (+) не менее 99,90%, фосфора - не более 0,04%. Трубы, изготовленные из меди марки М1р, допускается применять для соединений, выполненных прессованием. Медные трубы мягкого состояния по ГОСТ 859 допускается применять для присоединения к газоиспользующему оборудованию. Соединительные детали рекомендуется изготовлять из меди и медных сплавов, соответствующих требованиям ГОСТ Р 52922 при соединении высокотемпературной капиллярной пайкой, ГОСТ Р 52948 при соединении способом прессования.

    На объектах СУГ рекомендуется применять для жидкой фазы СУГ стальные бесшовные, для паровой фазы СУГ стальные бесшовные или электросварные трубы, а для газопроводов паровой фазы СУГ низкого давления от резервуарных установок допускается применение полиэтиленовых труб и соединительных деталей из ПЭ 100, многослойных полимерных труб и их соединительных деталей, а также медных труб и соединительных деталей из меди и медных сплавов, за исключением соединений, выполненных прессованием.

    Материал труб, материал арматуры и соединительных деталей рекомендуется выбирать с учетом давления газа, расчетной температуры наружного воздуха в районе строительства и температуры стенки трубы при эксплуатации, грунтовых и природных условий, наличия вибрационных нагрузок и т.д.

    (Измененная редакция, Изм. N 2).

    4.12 Ударная вязкость металла стальных труб и соединительных деталей толщиной стенки 5 мм и более должна быть не ниже 30 Дж/см для газопроводов, прокладываемых в районах строительства с расчетной температурой ниже минус 40 °С, а также (независимо от района строительства):

    для газопроводов давлением свыше 0,6 МПа и при номинальном диаметре более 620 мм;

    прокладываемых на площадках строительства сейсмичностью свыше 6 баллов;

    испытывающих вибрационные нагрузки;

    подземных, прокладываемых в иных особых условиях;

    на переходах через естественные преграды и в местах пересечений с железными дорогами и автодорогами категорий I-III и магистральных улиц и дорог.

    При этом ударная вязкость основного металла труб и соединительных деталей должна определяться при минимальной температуре эксплуатации.

    (Измененная редакция, Изм. N 2).

    4.13* Сварные соединения труб по своим физико-механическим свойствам должны соответствовать характеристикам основного материала свариваемых труб. Сварные соединения должны быть герметичными. Типы, конструктивные элементы и размеры сварных соединений должны соответствовать требованиям нормативных документов к данным соединениям:

    сварных соединений стальных труб - ГОСТ 16037;

    сварных соединений медных труб - ГОСТ 16038;

    паяных соединений медных труб - ГОСТ 19249.

    Для стальных газопроводов должны применяться стыковые, тавровые и нахлесточные соединения, для полиэтиленовых - соединения встык нагретым инструментом или при помощи деталей с ЗН, для подземных медных газопроводов - соединения, выполненные сваркой или высокотемпературной капиллярной пайкой (далее - пайкой). Соединения медных надземных газопроводов следует выполнять сваркой, высокотемпературной капиллярной пайкой или прессованием.

    Для внутренних газопроводов должны применяться соединения:

    выполненные пайкой и прессованием, с использованием пресс-фитингов из меди и медных сплавов;

    выполненные прессованием - для полимерных многослойных труб (металлополимерных и армированных синтетическими нитями);

    стыковые, тавровые, нахлесточные - для стальных труб.

    На каждое сварное соединение (или рядом с ним) наружных газопроводов должно быть нанесено обозначение (номер, клеймо) сварщика, выполнившего это соединение.

    Размещение соединений в стенах, перекрытиях и других конструкциях зданий и сооружений не допускается.

    (Измененная редакция, Изм. N 2).

    4.13а Сварные соединения стальных труб рекомендуется выполнять в соответствии с ГОСТ 16037, ГОСТ Р 55474 и [3], медных труб - ГОСТ 16038, полиэтиленовых труб - ГОСТ Р 52779, ГОСТ Р 54792, ГОСТ Р 55473 и [4].

    Паяные соединения медных труб рекомендуется выполнять в соответствии с ГОСТ 19249.

    Соединения способом прессования медных труб рекомендуется выполнять в соответствии с ГОСТ Р 52948.

    (Введен дополнительно, Изм. N 2).

    4.14 Конструкция арматуры должна обеспечивать стойкость к транспортируемой среде и испытательному давлению. Запорная и регулирующая арматура должна обеспечивать герметичность затворов не ниже класса В, а запорная арматура на газопроводах СУГ - не ниже класса А. Отключающая (защитная) арматура должна обеспечивать герметичность затворов не ниже класса А.

    (Измененная редакция, Изм. N 2).

    4.14а Класс герметичности затворов арматуры определяется по ГОСТ Р 54808.

    (Введен дополнительно, Изм. N 2).

    4.15* Строительство, реконструкцию, капитальный ремонт сетей газораспределения и газопотребления рекомендуется осуществлять в соответствии с проектной документацией, утвержденной в установленном порядке, или рабочей документацией, а также с учетом требований законодательства Российской Федерации о градостроительной деятельности и настоящего свода правил.

    Границы охранных зон сетей газораспределения и условия использования земельных участков, расположенных в их пределах, определяются в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации.

    (Измененная редакция, Изм. N 2).

    4.16* Присоединение газопроводов без снижения давления или со снижением давления рекомендуется выполнять с использованием специального оборудования, обеспечивающего безопасность проведения работ по технологиям и производственным инструкциям, согласованным и утвержденным в установленном порядке.

    (Измененная редакция, Изм. N 2).

    Пункт 4.17 исключен.

    5 Наружные газопроводы

    5.1 Общие положения

    5.1.1* Наружные газопроводы рекомендуется размещать по отношению к зданиям, сооружениям и сетям инженерно-технического обеспечения в соответствии с приложениями Б* и В*.

    При подземной прокладке газопровода или в обваловании материал и габариты обвалования рекомендуется принимать исходя из теплотехнического расчета, а также обеспечения устойчивости и сохранности газопровода и обвалования.

    Для подземных газопроводов, прокладываемых в стесненных условиях, расстояния, указанные в приложении В*, допускается сокращать не более чем на 50% при прокладке в обычных условиях и не более 25% - в особых природных условиях. В стесненных условиях допускается прокладывать подземные газопроводы давлением до 0,6 МПа включительно на отдельных участках трассы, между зданиями и под арками зданий, а газопроводы давлением свыше 0,6 МПа - при сближении их с отдельно стоящими подсобными строениями (зданиями без постоянного присутствия людей). При этом на участках сближения и на расстоянии не менее 5 м в каждую сторону от этих участков рекомендуется применять один из следующих вариантов:

    для стальных газопроводов:

    Источник: http://docs.cntd.ru/document/464664948
    не действуетРедакция от 27.12.2010Подробная информация
    Наименование документ"СВОД ПРАВИЛ. ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ СНиП 42-01-2002. СП 62.13330.2011" (утв. Приказом Минрегиона РФ от 27.12.2010 N 780)
    Вид документаприказ, правила, сп
    Принявший органминрегион рф
    Номер документа780
    Дата принятия20.05.2011
    Дата редакции27.12.2010
    Дата регистрации в Минюсте01.01.1970
    Статусне действует
    Публикация
    • На момент включения в базу документ опубликован не был
    НавигаторПримечания

    6.3. Требования к ГРПШ

    6.3.1. Оборудование ГРПШ должно размещаться в шкафу, выполненном из негорючих материалов, а для ГРПШ с обогревом - с негорючим утеплителем.

    ГРПШ размещают отдельно стоящими или на наружных стенах зданий, для газоснабжения которых они предназначены. На наружных стенах зданий размещение ГРПШ с газовым отоплением не допускается.

    Допускается размещать ГРПШ ниже уровня поверхности земли, при этом такой ГРПШ следует считать отдельно стоящим.

    Расстояния от отдельно стоящих ГРПШ до зданий и сооружений должны быть не менее указанных в таблице 5 и 6.2.2.

    6.3.2. ГРПШ с входным давлением газа до 0,3 МПа включительно устанавливают:

    на наружных стенах жилых, общественных, в том числе административного назначения, административных и бытовых зданий независимо от степени огнестойкости и класса конструктивной пожарной опасности при расходе газа до 50 м3/ч;

    на наружных стенах жилых, общественных, в том числе административного назначения, административных и бытовых зданий не ниже степени огнестойкости III и не ниже класса конструктивной пожарной опасности С1 при расходе газа до 400 м3/ч.

    6.3.3. ГРПШ с входным давлением газа до 0,6 МПа включительно устанавливают на наружных стенах производственных зданий, общественных и бытовых зданий производственного назначения с помещениями категорий В4, Г и Д и котельных.

    6.3.4. ГРПШ с входным давлением газа свыше 0,6 МПа на наружных стенах зданий устанавливать не допускается.

    6.3.5. При установке ГРПШ с входным давлением газа до 0,3 МПа включительно на наружных стенах зданий расстояние от стенки ГРПШ до окон, дверей и других проемов должно быть не менее 1 м, а при входном давлении газа свыше 0,3 до 0,6 МПа включительно - не менее 3 м. При размещении отдельно стоящего ГРПШ с входным давлением газа до 0,3 МПа включительно его следует размещать со смещением от проемов зданий на расстояние не менее 1 м.

    6.3.6. Допускается размещение ГРПШ на покрытиях с негорючим утеплителем газифицируемых производственных зданий степеней огнестойкости I - II, класса конструктивной пожарной опасности С0 со стороны выхода на кровлю на расстоянии не менее 5 м от выхода.

    • Главная
    • "СВОД ПРАВИЛ. ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ СНиП 42-01-2002. СП 62.13330.2011" (утв. Приказом Минрегиона РФ от 27.12.2010 N 780)
    Источник: https://zakonbase.ru/content/part/1127193

    Грп ГРПШ

    by 0 Comments

    Задвижка ИА 11095-1000



    ПБ 12-529-03 Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления
    1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ Основные термины и определения
    Газорегуляторный пункт (ГРП), установка (ГРУ) - технологическое устройство, предназначенное для снижения давления газа и поддержания его на заданных уровнях в газораспределительных сетях.
    Шкафной газорегуляторный пункт (ШРП) - технологическое устройство в шкафном исполнении, предназначенное для снижения давления газа и поддержания его на заданных уровнях в газораспределительных сетях.
    Газорегуляторный пункт блочный - технологическое устройство полной заводской готовности в транспортабельном блочном исполнении, предназначенное для снижения давления газа и поддержания его на заданных уровнях в газораспределительных сетях.
    Буква "Ш " означает шкафной, Заводы изготовители могут применять любую аббревиатуру типа ШРП, ШГРП, ГРПШ.
    Буква "Б"- блочный
    Насчет пункта 6.2.1 и 6.2.2 нужно смотреть какой вопрос. Там есть положения и для ШРП, а также смотри 6.3

    Источник: http://forum.dwg.ru/showthread.php?t=55545

    Газорегуляторными пунктами называется комплекс технологического оборудования и устройств, предназначенный для понижения входного давления газа до заданного уровня и поддержания его на выходе постоянным независимо от расхода газа. В зависимости от размещения оборудования газорегуляторные пункты подразделяются на несколько типов:

    • газорегуляторный пункт шкафной (ШГРП) — оборудование размещается в шкафу из несгораемых материалов;
    • газорегуляторная установка (ГРУ) — оборудование смонтировано на раме и размещается в помещении, в котором расположена газоиспользующая установка, или в помещении, соединенном с ним открытым проемом;
    • газорегуляторный пункт блочный (ГРПБ) — оборудование смонтировано в одном или нескольких зданиях контейнерного типа;
    • стационарный газорегуляторный пункт (ГРП) — оборудование размещается в специально для этого предназначенных зданиях, помещениях или на открытых площадках. Принципиальное отличие ГРП от ГРПШ, ГРУ и ПГБ состоит в том, что ГРП (в отличие от последних) не является типовым изделием полной заводской готовности.

    Газорегуляторные пункты и установки можно классифицировать следующим образом.

    По числу выходов:

    • шкафы и установки с одним выходом;
    • шкафы и установки с двумя выходами.

    По технологическим схемам:

    • с одной линией редуцирования (домовые);
    • с одной линией редуцирования и байпасом;
    • с основной и резервной линией редуцирования;
    • с двумя линиями редуцирования;
    • с двумя линиями редуцирования и байпасом (двумя байпасами).
    • С двумя основными и двумя резервными линиями редуцирования, настроенными на разное выходное давление (УГРШ-50-2C)

    В свою очередь, шкафы и установки с двумя линиями редуцирования по схеме установки регуляторов подразделяются на:

    • шкафы и установки с последовательной установкой регуляторов;
    • шкафы и установки с параллельной установкой регуляторов.

    По обеспечиваемому выходному давлению подразделяются на:

    • шкафы и установки, поддерживающие на выходах одинаковое давление;
    • шкафы и установки, поддерживающие на выходах различное давление.

    Шкафы и установки, поддерживающие на выходах одинаковое давление, могут иметь одинаковую и различную пропускную способность обеих линий. Шкафы с различной пропускной способностью применяются для управления сезонными режимами газоснабжения (зима/лето).

    Технические характеристики и габариты газорегуляторных установок в первую очередь зависят от того, на базе какого регулятора выполнена установка. Различные производители выпускают ШГРП под собственными марками. Так, УГРШ выпускается на базе регуляторов РДП или РДК. ГСГО выпускается на базе регулятора РДБК, ГРПН - на базе РДНК.

    См. также[править

    ГРП или ГРПШ среднего давления предназначены для редуцирования давления газа до значений в пределах от 0,005 до 0,3 МПа (от 5 КПа до 300 кПа).

    ГРП и ГРПШ на среднее давление применяются в поселковых разветвленных и тупиковых газопроводах. При использовании таких газопроводов, газ подводится до потребителя, где давление понижается до низкого (к примеру 2 кПа) с помощью индивидуальных приборов газоснабжения типа ГРПШ-10.

     

    Такая схема газификации позволяет экономить средства на установку дополнительного ГРПШ, понижающего давление со среднего на низкое, а также гарантирует достаточное давление у потребителя (в протяженном газопроводе низкого давления отдаленным потребителям газ может и вовсе не дойти). 

     

    В качестве ГРП для среднего давления мы рекомендуем следующие изделия:

     

    УГРШ(К)-50С-2 с регуляторами РДК-50С

    ГРПШ-03М-2У1 с регуляторами РДСК-50М

    ГРПШ-03БМ-2У1 с регуляторами РДСК-50БМ

    ГРПШ-2А-02-2С с регуляторами РДСК-50/400

     

    Все модели можно заказать на нашем сайте. Схемы разрабатываются индивидуально, бесплатно и в короткий срок.

     





    Источник: http://xn--c1a0ahw.xn--p1ai/kak/643-grp-grpsh-na-srednee-davlenie.html

    Газорегуляторные пункты устанавливаются вблизи жилых и промышленных помещений. В статье мы рассмотрим назначение, устройство и классификацию ГРП. Также приведем основные принципы установки пунктов и требования к их эксплуатации.

    Расшифровка и типы ГРП

    Газорегуляторный пункт (ГРП) - это комплекс, состоящий из технологического оборудования и механизмов для регулировки давления газа. Основная цель установки: снижение входного давления природного вещества и поддержание заданного уровня на выходе, вне зависимости от расходования.

    Типы ГРП относительно места установки оборудования бывают:

    • ГРПШ (газорегуляторные пункты шкафные) - для такого типа предусмотрено размещение соответствующего оборудования в специальном шкафу из несгораемых материалов;
    • ГРУ (газорегуляторные установки) - для такого типа оборудование монтируется на раме и располагается в месте использования газа либо в другом месте;
    • ПГБ (газорегуляторные блочные пункты) - при таком размещении оборудование монтируется в зданиях контейнерного типа, одном или нескольких;
    • ГРП (расшифровка - стационарные газорегуляторные пункты) - при таком типе оборудование размещается в специализированных зданиях или отдельных помещениях, такое устройство не принимается как типовое изделие с полной заводской готовностью.

    Классификация

    ГРП можно классифицировать по нескольким параметрам. Например, по возможности понижения давления газа. Расшифровка ГРП рассмотрена ниже.

    1. Одноступенчатые газорегуляторные пункты. В таких системах давление газа с входного до рабочего регулируется в одну ступень.
    2. Многоступенчатые газорегуляторные пункты. В системах со слишком высоким давлением один регулятор может не справляться с функцией понижения. В этом случае регулировка происходит в несколько ступеней с помощью установки одного или более регуляторов.

    По выходному давлению газа, которое обеспечивается ГРП (расшифровка: газорегуляторные пункты), различают установки, обеспечивающие одинаковое или разное давление.

    Также ГРП могут быть с одним или двумя выходами. Исполнение устройства бывает левосторонним или правосторонним, в зависимости от места поступления газа.

    Вход и выход летучего вещества может производиться с противоположных сторон ГРП, с одной стороны, быть вертикальным и горизонтальным.

    Давление газа на выходе пункта может различаться, при этом ГРП классифицируют:

    • низкого давления газа, когда оно понижается с высоких (0,3–1,2 Мпа) или средних (5 кПа – 0,3 МПа) параметров до низких (менее 5 кПа);
    • среднего, при таком понижении давление на выходе составляет 0,005-0,3 Мпа.
    • высокого давления, когда выходные показатели газа составляют 0,3—1,2 Мпа.

    Линии редуцирования ГРП

    Расшифровку ГРП уже приводили. Пункты могут быть тупиковыми или закольцованными. Такая схема применяется для надежности газоснабжения. Она заключается в объединении нескольких ГРП. Считается, что чем больше установок закольцовано, тем выше надежность системы. Тупиковой считается схема, когда нецелесообразно использование более одного ГРП для газоснабжения потребителя.

    По технологическим схемам ГРП различают:

    1. Однониточные пункты. Они оборудованы одной линией редуцирования газа.
    2. Многониточные. Могут быть оборудованы двумя и более подключенными параллельно линиями редуцирования газа. Такое устройство используется при попытке достижения максимальной надежности и параметров производительности работы ГРП.
    3. С байпасом. Резервной линией редуцирования, которая используется во время ремонта основной линии.

    Регуляторы в многониточных установках могут подключаться параллельно или последовательно.

    ГРП укомплектовывается таким оборудованием:

    • редуктор давления газа;
    • фильтр газа;
    • предохранительная арматура;
    • запорная арматура;
    • контрольно-измерительные приборы;
    • блок ввода вещества для запаха газа;
    • подогреватели газа.

    На резервной линии устанавливаются два запорных устройства, между которыми монтируется манометр.

    Однониточные пункты

    Газорегуляторные пункты (расшифровка ГРП) с одной линией редуцирования газа состоят из: технологического оборудования и рамы, на которой оно размещается.

    Принцип работы таких устройств:

    1. Газ проходит входное отверстие и поступает на фильтр. Тут происходит его очистка от вредных веществ и примесей.
    2. Затем газ подается в регулятор давления через предохранительно-запорный клапан, в котором происходит регулирование давления – понижение до необходимых параметров, а также поддержание величин на нужном уровне.

    Если при прохождении регулятора давление не снижается до нормативных параметров, то предусмотрено срабатывание предохранительно-сбросного клапана или гидрозатвора.

    Если сброс газа не произошел, то срабатывает предохранительно-запорный клапан и происходит прекращение подачи газа на РН-ГРП (расшифровка: параметр давления в начале открытия ПЗК) не более +0,02 Мпа – нормативно установленное значение срабатывания клапана (ГОСТ Р 53402-2009 п. 8.8.2.7).

    В газорегуляторных установках могут быть применены регуляторы как прямого, так и непрямого действия.

    При выборе ГРП с одной линией редуцирования обычно опираются на рабочие параметры регулятора: пропускная способность, давление на входе и выходе.

    Многониточные пункты

    Расшифровка аббревиатуры ГРП - газорегуляторные пункты, об этом уже было сказано, бывают с одной линией редуцирования, с двумя и более.

    Регуляторы на линии сброса давления газа могут устанавливаться как параллельно, так и последовательно.

    Принцип работы многониточной системы:

    1. Для подачи газа используется один источник.
    2. После входа газ распространяется по всем линиям ГРП.
    3. На выходе линии объединяются в один коллектор.

    Многониточные системы более надежные, потому что при выходе из строя одной линии редуцирования ее функции могут выполняться остальными. Подобные действия выполняются и при необходимости технических работ: замены регулятора, очистки фильтра.

    Схемы используются в основном на пунктах высокого давления, например, для снабжения потребителей промышленной сферы. Многониточные системы более дорогие по сравнению с однониточными аналогами, у них большие габариты.

    ГРП с байпасной линией

    Выше рассмотрено, как расшифровывается ГРП и каких видов бывает. В этом пункте будет представлен последний вариант организации газорегуляторного пункта – с байпасом.

    Байпасом называется обводная, другое наименование - резервная, линия редуцирования природного газа. Она используется в момент ремонта основной.

    Многониточные или однониточные схемы наделены байпасной линией. Она оснащается тем же оборудованием, что и рабочая, но не участвует в процессе снабжения газом, если основная линия исправна.

    На резервной предохранительно-запорный клапан настраивается на закрытие при высоком давлении, а регулятор на более низкое. Таким образом, при превышении выходного давления по причине неисправности основного регулятора запорный клапан перестает подавать газ потребителю. По мере расходования выходное давление падает и достигает рабочей нормы обходного регулятора. Обычно показатель давления устанавливается на 10 % ниже, чем на основной линии. Регулятор поддерживает данный уровень редуцирования.

    «Технический регламент о безопасности сетей газораспределения и газопотребления» от 29.10.2010 года, пункт № 44, запрещает проектирование однониточных шкафных и блочных ГРП с байпасной линией редуцирования. Разрешается только замена оборудования, которое уже находится в эксплуатации.

    ГРП с узлом учета расходования газа

    Газорегуляторный пункт может быть оборудован узлом для учета расходования газа. Счетчики подбираются в зависимости от входного и выходного давления, производительности и числа потребителей.

    Чтобы правильно подобрать устройство учета воспользуйтесь требованиями, которые предъявляются к измерительным приборам. Счетчики могут быть прямого или косвенного измерения.

    ГРП, оборудованный узлом учета газа, состоит из:

    • вспомогательного помещения (в нем размещается электрооборудование и котел);
    • технологического помещения, в котором находится газораспределительное оборудование, оно устанавливается на опоры или кронштейны.

    Подобный ГРП оборудован естественной вентиляцией, которая осуществляет трехкратный продув воздуха в час. Если необходимо, то может быть установлена автоматическая система.

    Требования к ГРП

    Газорегуляторный пункт должен быть оборудован в соответствии с требованиями.

    1. Здание должно быть одноэтажным. Не допускается обустройство чердака.
    2. Ширина входа - более 0,8 метра.
    3. Двери обязательно открываются наружу и не мешают работе пункта.
    4. Отопление должно быть централизованным.
    5. Трехкратная вентиляция за час (приточно-вытяжная).
    6. Поддержание температурного режима выше +5 °С. При снижении показателя седло регулятора давления начнет обмерзать.
    7. Освещение должно быть взрывобезопасным, естественным или искусственным.
    8. Здание ГРП оснащается отдельной молниезащитой.
    9. Внутренний диаметр продувочных газовых свечей должен быть не меньше наибольшего диаметра седла регулятора, установленного на оборудование.
    10. Установка отключающих устройств на входе и на выходе линии.
    11. Все помещения – котельная, здание телеметрии должны разделяться герметичными перегородками.

    Дополнительно к ГРП устанавливается требование: оснащение здания телеметрией. Она помогает обеспечивать контроль давления, температуру, электропитание и открытие дверей.

    При эксплуатации пункта необходимо ведение соответствующей документации:

    • эксплуатационный паспорт и вахтенный журнал ГРП;
    • задание на осмотр состояния пункта;
    • графики осмотра, проверки и обслуживания пункта;
    • режимная карта;
    • эксплуатационный паспорт регулятора.

    Принципы выбора регулятора для ГРП

    При проектировании пункта регулирования газа важно правильно подобрать регулятор давления.

    Он подбирается с учетом:

    • типа объекта регулирования;
    • необходимого потребления газа;
    • максимального и минимального входного и выходного давления;
    • точности регулирования;
    • акустических требований к работе регулятора.

    Важным критерием при выборе регулятора является обеспечение устойчивости его работы на разном давлении. Так, например, для тупиковой линии применяется статистический регулятор прямого действия. При расходовании газа в больших объемах – непрямого действия.

    Закольцованные и разветвленные линии чаще всего оснащаются астатическими регуляторами непрямого действия.

    Выходное давление может меняться в зависимости от некоторых факторов. Например, недостаточной настройки режима работы прибора или недоработки отдельных частей регулятора.

    Вывод

    В статье было рассмотрено, как расшифровывается ГРП, значения аббревиатур, виды пунктов и требования к их эксплуатации.

    Пункты обеспечивают дополнительную очистку природного газа после станции газораспределения и поддерживают необходимое давление на выходе. Это позволяет потребителям бесперебойно получать вещество и использовать его.

    При проектировании устройства газорегуляторного пункта важно правильно сделать расчеты и учесть необходимые параметры. Какой тип ГРП будет установлен, зависит от потребностей территории. Особенно внимание уделяется базовым параметрам регулятора давления газа.


    Зачем нужен крошечный карман на джинсах?

    Все знают, что есть крошечный карман на джинсах, но мало кто задумывался, зачем он может быть нужен. Интересно, что первоначально он был местом для хр...

    Одежда

    Никогда не делайте этого в церкви!

    Если вы не уверены относительно того, правильно ведете себя в церкви или нет, то, вероятно, поступаете все же не так, как положено. Вот список ужасных...

    Христианство

    13 признаков, что у вас самый лучший муж

    Мужья – это воистину великие люди. Как жаль, что хорошие супруги не растут на деревьях. Если ваша вторая половинка делает эти 13 вещей, то вы можете с...

    Брак

    Как выглядеть моложе: лучшие стрижки для тех, кому за 30, 40, 50, 60

    Девушки в 20 лет не волнуются о форме и длине прически. Кажется, молодость создана для экспериментов над внешностью и дерзких локонов. Однако уже посл...

    Волосы

    Топ-10 разорившихся звезд

    Оказывается, иногда даже самая громкая слава заканчивается провалом, как в случае с этими знаменитостями....

    Знаменитости

    14 способов, как коты демонстрируют вам свою любовь

    Нет никаких сомнений в том, что кошки любят нас настолько, насколько мы их любим. Если вы не относитесь к разряду людей, относящихся благосклонно к эт...

    Домашние животные

    Похожие статьи

    Источник: http://fb.ru/article/359640/grp-rasshifrovka-abbreviaturyi-gazoregulyatornyie-punktyi-grp

    Для снижения давления газа и поддержания его на заданных уровнях в системах газоснабжения следует предусматривать ГРП или ГРУ.

    Допускается применение комбинированных (домовых) регуляторов давления газа со встроенными предохранительными устройствами.

    РАЗМЕЩЕНИЕ ГРП

    ГРП в зависимости от назначения и технической целесообразности следует предусматривать:

    в пристройках к зданиям;

    встроенными в одноэтажные производственные здания или котельные;

    в отдельно стоящих зданиях;

    в шкафах на наружных стенах газифицируемых зданий или на отдельно стоящих опорах из негорючих материалов;

    на покрытиях газифицируемых производственных зданий I и II степени огнестойкости с негорючим утеплителем;

    на открытых огражденных площадках под навесом на территории промышленных предприятий, если климатические условия позволяют обеспечить нормальную (в соответствии с паспортными данными) работу технологического оборудования и контрольно-измерительных приборов (КИП).

    Запрещается предусматривать ГРП встроенными и пристроенными к жилым и общественным зданиям (кроме зданий производственного характера), а также размешать их в подвальных и цокольных помещениях зданий любого назначения.

    Отдельно стоящие ГРП (включая шкафные, устанавливаемые на опорах) в поселениях следует размещать в зоне зеленых насаждений, внутри жилых кварталов на расстоянии не менее указанного в табл. 10 (табл. 9 исключена). ГРП на территории промышленных предприятий и других предприятий производственного характера следует размещать в соответствии с требованиями СНиП II-89-80*. Расстояние от ГРП до зданий, к которым допускается пристраивать или встраивать ГРП, не регламентируется.

    Допускается вынос из ГРП части оборудования (задвижек, фильтров и т. п.), если позволяют климатические условия. Оборудование, размещенное вне ГРП, должно иметь ограждение, примыкающее к зданию ГРП или общее с ограждением ГРП.

    ГРП с входным давлением газа не более 0,6 МПа (6 кгс/см2) могут пристраиваться к производственным зданиям не ниже I и II степени огнестойкости с помещениями категорий Г и Д, а также к отдельно стоящим зданиям газифицируемых котельных, бань, прачечных, предприятий химчистки и других аналогичных объектов.

    Таблица 10

    Давление газа на вводе в ГРП, МПа (кгс/см2)Расстояния в свету от отдельно стоящих ГРП (по горизонтали), м, до
    зданий и сооруженийжелезнодорожных и трамвайных путей (до ближайшего рельса)автомобильных дорог (до обочины)воздушных линий электропередачи
    До 0,6 (6)10105Не менее 1,5 высоты опоры
    Св. 0,6 (6) до 1,2 (12)15158То же
    Примечание. Расстояние следует принимать от наружных стен здания или шкафа ГРП, а при расположении оборудования на открытой площадке — от края ограждения.

    ГРП с входным давлением газа свыше 0,6 МПа (6 кгс/см2) допускается пристраивать к производственным зданиям, в том числе котельным не ниже I и II степени огнестойкости с помещениями категорий Г и Д, в которых использование газа указанного давления необходимо по условиям технологии.

    Пристройки должны примыкать к зданиям со стороны глухой противопожарной газонепроницаемой (в пределах примыкания ГРП) стены.

    Производственные здания, в которых предусматривается размещение встроенных ГРП, должны иметь указанные выше степень огнестойкости и категорию помещений по взрывопожарной опасности. Встроенные ГРП допускается предусматривать с входным давлением газа не более 0,6 МПа (6 кгс/см2).

    5.6.* Шкафные ГРП могут устанавливаться на наружных стенах газифицируемых зданий не ниже III степени огнестойкости (кроме стен из панелей с металлической обшивкой и сгораемым утеплителем) промышленных (в том числе котельных), сельскохозяйственных предприятий, предприятий бытового обслуживания производственного характера при давлении газа на вводе в ГРП до 0,6 МПа (6 кгс/см2).

    При установке шкафного ГРП на стене здания расстояние от шкафа до окна, двери и других проемов по горизонтали должно быть не менее 3 м при давлении газа на входе до 0,3 МПа (3 кгс/см2) и не менее 5 м при давлении газа на входе свыше 0,3 МПа (3 кгс/см2) до 0,6 МПа (6 кгс/см2); расстояние по вертикали от шкафа до оконных проемов должно быть не менее 5 м.

    Допускается устанавливать шкафные ГРП на стенах жилых домов при давлении газа на вводе в ГРП до 0,3 МПа.

    Отдельно стоящие здания ГРП должны быть одноэтажными I и II степени огнестойкости с совмещенной кровлей. Швы сопряжения кирпичных стен и фундаментов всех помещений ГРП должны быть перевязаны.

    Стены, разделяющие помещение ГРП, следует предусматривать противопожарными I типа и газонепроницаемыми. Разделяющие стены из кирпича следует оштукатуривать с двух сторон.

    Устройство дымовых и вентиляционных каналов в разделяющих стенах, а также в стенах зданий, к которым пристраивается ГРП (в пределах примыкания ГРП), не допускается.

    Помещения регуляторов отдельно стоящих, пристроенных и встроенных ГРП должны отвечать требованиям, установленным СНиП 21-01-97 «Пожарная безопасность зданий и сооружений» (с Изменениями N 1, 2)  и СНиП 31-03-2001 «Производственные здания» для помещений категории А.

    * Необходимость отопления помещения ГРП следует определять в зависимости от климатических условий, влажности транспортируемого газа и конструкции применяемого оборудования и контрольно-измерительных приборов.

    Максимальная температура теплоносителя не должна превышать 130 °С.

    При устройстве в ГРП местного отопления отопительную установку следует размещать в изолированном, имеющем самостоятельный выход помещении, отделенном от технологического, а также от других помещений ГРП глухими газонепроницаемыми и противопожарными стенами с пределом огнестойкости не менее 2,5 ч.

    Труба подводки газа к отопительной установке и трубы системы отопления при проходе через стену помещения регуляторов должны иметь сальниковые уплотнения или другие уплотнители, исключающие возможность проникновения газа.

    Для обогрева шкафных ГРП допускается использование газовых горелок при условии обеспечения взрывопожаробезопасности.

    Во всех помещениях ГРП следует предусматривать естественное и искусственное освещение и естественную постоянно действующую вентиляцию, обеспечивающую не менее трехкратного воздухообмена в 1 ч.

    РАЗМЕЩЕНИЕ ГРУ

    ГРУ следует предусматривать с входным давлением газа не более 0,6 МПа (6 кгс/см2) с устройством не более двух линий регулирования.

    ГРУ следует размещать в газифицируемых зданиях, как правило, вблизи от ввода газопровода непосредственно в помещениях котельных и цехов, где находятся агрегаты, использующие газ, или в смежных помещениях, соединенных с ними открытыми проемами и имеющих не менее чем трехкратный воздухообмен в 1 ч. Размещение ГРУ в помещениях категорий А, Б и В не допускается.

    Подача газа от ГРУ к потребителям, расположенным в других отдельно стоящих зданиях, не допускается.

    Оборудование ГРУ должно быть защищено от механических повреждений, а место размещения ГРУ освещено.

    Размещение ГРУ под лестничными маршами не допускается.

    Допускается подача газа от одной ГРУ к тепловым агрегатам, расположенным в других помещениях одного здания, при условии, что эти агрегаты работают на одинаковых режимах давления газа, и в помещения, где находятся агрегаты, обеспечен круглосуточный доступ обслуживающего персонала газовой службы.

    ОБОРУДОВАНИЕ ГРП И ГРУ

    * В ГРП и ГРУ следует предусматривать установку: фильтра, предохранительного запорного клапана (ПЗК), регулятора давления газа, предохранительного сбросного клапана (ПСК), запорной арматуры, контрольно-измерительных приборов (КИП), приборов учета расхода газа при необходимости, а также устройство обводных газопроводов (байпасов).

    ПСК для шкафных ГРП допускается выносить за пределы шкафа.

    Допускается не предусматривать установку ПЗК в ГРП или ГРУ промышленных предприятий, если по условиям производства не допускаются перерывы в подаче газа. В этих случаях необходимо устройство сигнализации о повышении или понижении давления газа сверх допустимых пределов.

    Допускается не предусматривать установку фильтров в ГРУ, если подача газа на предприятие осуществляется через ГРП и протяженность газопровода от ГРП до ГРУ не превышает 1000 м.

    Допускается не предусматривать устройство байпаса в шкафном ГРП при газоснабжении индивидуального дома.

    На обводном газопроводе (байпасе) необходимо предусматривать установку последовательно двух отключающих устройств.

    Диаметр обводного газопровода должен быть не менее диаметра седла клапана регулятора давления газа.

    Для ГРП с входным давлением газа свыше 0,6 МПа (6 кгс/см2) и пропускной способностью более 5000 м3/ч вместо байпаса следует предусматривать устройство дополнительной резервной линии регулирования.

    * Выбор регулятора давления ГРП и ГРУ следует производить по максимальному расчетному расходу газа потребителями и требуемому перепаду давления. Пропускную способность регулятора давления следует принимать на 15 — 20 % больше максимального расчетного расхода газа.

    В качестве регулирующего устройства в ГРП промышленных предприятий при максимальном расчетном расходе газа 50000 м3/ч и выше допускается применять регулирующие заслонки.

    Установку ПЗК следует предусматривать перед регулятором давления.

    Установку ПСК необходимо предусматривать за регуляторами давления, а при наличии расходомера — после расходомера.

    Перед ПСК следует предусматривать отключающие устройства.

    Проверку пропускной способности ПСК следует производить в соответствии с указаниями «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением», утвержденных Госгортехнадзором СССР.

    Количество газа, подлежащего сбросу ПСК, следует определять:

    при наличии перед регулятором давления ПЗК — по формуле:

    ;                                                         (3)

    где Q — количество газа, подлежащего сбросу ПСК в течение часа, м3/ч (при 0 °С и 0,10132 МПа);

    Qd — расчетная пропускная способность регулятора давления, м3/ч (при 0 °С и 0,10132 МПа);

    при отсутствии перед регулятором давления ПЗК — по формулам:

    для регуляторов давления с золотниковыми клапанами

    ;                                                                  (4)

    для регулирующих заслонок с электронными регуляторами

    ;                                                                 (5)

    При необходимости установки в ГРП (ГРУ) параллельно нескольких регуляторов давления количество газа, подлежащего сбросу ПСК, следует определять по формуле

    ,                                                                    (6)

    где Q — необходимое суммарное количество газа, подлежащего сбросу ПСК в течение часа, м3/ч (при 0 °С и 0,10132 МПа);

    п — количество регуляторов давления газа, шт;

    Q — количество газа, подлежащего сбросу ПСК в течение часа для каждого регулятора, м3/ч (при 0 °С и 0,10132 МПа).

    * В ГРП и ГРУ следует предусматривать установку показывающих и регистрирующих приборов для измерения входного и выходного давления и температуры газа. В шкафных ГРП допускается не предусматривать установку регистрирующих приборов.

    В ГРП и ГРУ, в которых не производится учет расхода газа, допускается не предусматривать регистрирующий прибор для замера температуры.

    Допускается не устанавливать регистрирующие приборы давления газа в ГРП, входящих в состав АСУ ТП и ТМ, а также в ГРУ и других ГРП в зависимости от их функционального назначения и расположения в системе газоснабжения по согласованию с местными органами газового надзора.

    В ГРП и ГРУ следует предусматривать продувочные и сбросные трубопроводы.

    Продувочные трубопроводы следует размещать: на входном газопроводе после первого отключающего устройства:

    на обводном газопроводе (байпасе) между двумя отключающими устройствами;

    на участках газопровода с оборудованием, отключаемым для производства профилактического осмотра и ремонта.

    Условный диаметр продувочного трубопровода должен быть не менее 20 мм.

    Допускается объединять продувочные трубопроводы одинакового давления в общий продувочный трубопровод.

    Условный диаметр сбросного трубопровода, отводящего газ от ПСК, должен быть равен условному диаметру выходного патрубка клапана, но не менее 20 мм.

    Продувочные и сбросные трубопроводы следует выводить наружу в места, обеспечивающие безопасные условия для рассеивания газа, но не менее чем на 1 м выше карниза здания.

    Продувочные и сбросные трубопроводы должны иметь минимальное число поворотов. На концах продувочных и сбросных трубопроводов следует предусматривать устройства, исключающие попадание атмосферных осадков в эти трубопроводы.

    Трубопроводы, отводящие газ от ПСК шкафных ГРП и комбинированных регуляторов давления, устанавливаемых на опорах, следует выводить на высоту не менее 4 м от уровня земли, а при размещении шкафных ГРП и комбинированных регуляторов давления на стене здания — на 1 м выше карниза здания.

    * КИП с электрическим выходным сигналом и электрооборудование, размещаемые в помещении ГРП с взрывоопасными зонами, следует предусматривать во взрывозащищенном исполнении.

    КИП с электрическим выходным сигналом в нормальном исполнении следует размещать снаружи вне взрывоопасной зоны в закрывающемся шкафу (ящике), изготовленном из несгораемых материалов, или в обособленном помещении ГРП, пристроенном к противопожарной газонепроницаемой (в пределах примыкания) стене ГРП.

    Ввод импульсных газопроводов в это помещение следует предусматривать через разделительные устройства, конструкция которых должна исключать возможность попадания газа в помещения КИП, или с установкой дроссельных шайб с диаметром отверстия не более 0,3 мм на каждом импульсном газопроводе.

    Установка дроссельных шайб на импульсных газопроводах к расходомерам не допускается.

    В местах прохода импульсных газопроводов через стену, отделяющую помещение КИП, следует предусматривать сальниковые уплотнения или другие уплотнители, исключающие возможность проникновения газа.

    При компоновке оборудования ГРП и ГРУ необходимо предусматривать возможность доступа к оборудованию для монтажа, обслуживания и ремонта.

    Расстояние между параллельными рядами оборудования следует принимать не менее 0,4 м в свету. Ширина основного прохода в помещении ГРП и со стороны обслуживания ГРУ должна быть не менее 0,8 м.

    Для обслуживания оборудования, размещенного на высоте более 1,5 м, следует предусматривать площадки с лестницами, имеющими перила.

    Газопроводы ГРП следует окрашивать в цвета согласно ГОСТ 14202-69.

    Установка арматуры, оборудования, а также устройство фланцевых и резьбовых соединений в каналах не допускаются.

    Входные и выходные газопроводы ГРП следует предусматривать, как правило, надземными с проходом через наружную часть зданий с устройством футляра и установкой изолирующих фланцев.

    При устройстве подземных входных и выходных газопроводов следует руководствоваться требованиями разд. 4.

    Электрооборудование и электроосвещение ГРП должно проектироваться в соответствии с требованиями ПУЭ и дополнительными указаниями данного раздела.

    По надежности электроснабжения ГРП населенных пунктов следует относить к 3-й категории.

    Надежность электроснабжения ГРП промышленных предприятий должна определяться по основному производству.

    * Для ГРП следует предусматривать II категорию устройства молниезащиты. При проектировании молниезащиты следует руководствоваться требованиями РД 34.21.122-87.

    Вводы в здание ГРП сетей электроснабжения и связи следует предусматривать кабелем, как для объектов молниезащиты II категории.

    При наличии телефонной связи установку телефонного аппарата следует предусматривать вне помещения регуляторов или снаружи здания в запирающемся ящике.

    Допускается установка телефонного аппарата во взрывозащищенном исполнении непосредственно в помещении регуляторов.

    РАЗМЕЩЕНИЕ КОМБИНИРОВАННЫХ РЕГУЛЯТОРОВ

    * Комбинированные регуляторы давления газа следует устанавливать на опорах из негорючих материалов или на наружных стенах газифицируемых зданий не ниже III IIIа степени огнестойкости, кроме стен из панелей с металлической обшивкой и горючим утеплителем, или внутри зданий (кроме жилых домов и общественных зданий непроизводственного характера).

    Входное давление газа в комбинированный регулятор давления не должно превышать:

    для жилых домов и общественных зданий непроизводственного характера — 0,3 МПа (3 кгс/см2) при установке на стенах газифицируемых зданий и 0,6 МПа (6,0 кгс/см2) при размещении на отдельно стоящей опоре;

    для промышленных (в том числе котельных) и сельскохозяйственных предприятий — 0,6 МПа (6,0 кгс/см2) при установке на стенах здания и 1,2 МПа (12,0 кгс/см2) при размещении на отдельно стоящих опорах.

    Комбинированные регуляторы давления следует устанавливать на горизонтальном участке газопровода на высоте, как правило, не более 2,2 м. При необходимости установки регулятора на большой высоте следует предусматривать площадку для его обслуживания.

    * Расстояние от комбинированного регулятора давления, устанавливаемого на стене здания до оконных, дверных и других проемов следует принимать не менее:

    1 м по вертикали и 3 м по горизонтали при давлении газа на входе в регулятор не более 0,3 МПа (3 кгс/см2);

    3 м по вертикали и 5 м по горизонтали при давлении газа на входе в регулятор свыше 0,3 МПа (3 кгс/см2).

    Установка комбинированных регуляторов давления под балконами не допускается.

    Расстояние от комбинированного регулятора давления, устанавливаемого на опоре, до зданий и сооружений следует принимать как от газопровода соответствующего давления.

    При размещении комбинированных регуляторов давления внутри газифицируемых производственных зданий следует руководствоваться требованиями по размещению ГРУ.

    Источник: https://elezargaz.ru/gazoregulyatornyie-punktyi-grp-i-gazoregulyatornyie-ustanovki-gru/
    Схемы
    ГРПШ-RF10(25) (ГРПШ-RF10(25)М) с регулятором RF 10 (RF 25) с одной линией редуцирования с фильтром (без фильтра)

    Рвх макс=0,6 Мпа;
    Рвых: 1,3 кпа; 2,0 кпа.
    Пропускная способность: RF10 – 10 м3/ч; RF25 – 25 м3/ч;

    1 – металлический шкаф; 2 – технологическое оборудование.
    Масса – 17 кг

    Рисунок 1. Газорегуляторный пункт ГРПШ-RF10(25), (ГРПШ-RF10(25)М (габаритные и присоединительные размеры).

    1 — шкаф; 2 — линия редуцирования; 3 – регулятор давления газа RF10 (RF25); 4 – манометр; 5 – устройство запорно-сбросное под манометр; 6, 7 — кран шаровой DN20; 8 – фильтр газовый.

    Рисунок 2. Схемы газовые принципиальные газорегуляторных пунктов ГРПШ-RF10(25) (с фильтром – ГРПШ-RF10(25)М).
    ГРПШ-1-1Н с регулятором РДГД-20М (РДГД-20М1, РДГД-20М2, РДГД-20М3) с одной линией редуцирования без байпаса и обогрева

    Рвх макс=0,3 Мпа, 0,6 Мпа, 1,2 Мпа;
    Рвых: РДГД-20М (седло 7, 5, 3 мм) – от 2 до 2,5 кпа;
    Рвых: РДГД-20М1 (седло 7, 5, 3 мм) – от 1 до 2 кпа;
    Рвых: РДГД-20М2 (седло 7, 5, 3 мм) – от 2,5 до 3,5 кпа;
    Рвых: РДГД-20М3 (седло 7, 5, 3 мм) – от 3,5 до 5 кпа.
    Пропускная способность (см. таблицу 5)

    Рисунок 1. Газорегуляторный пункт ГРПШ-1-1Н (габаритные и присоединительные размеры).

    1 — шкаф; 2 — линия редуцирования; 3 – регулятор давления газа РДГД-20М (М1, М2, М3); 4, 5 – манометр; 6, 7, 15 — кран шаровой DN20; 8 – кран шаровой DN32; 9, 10 – устройство запорно-сбросное под манометр; 11, 14 – кран шаровой DN15; 12 – заглушка; 13 – клапан предохранительный сбросной КПС-20. Примечание. Кран поз. 8 в комплект поставки не входит.

    Рисунок 2. Схема газовая принципиальная газорегуляторного пункта ГРПШ-1-1Н.
    ГРПШ-1-1Н с регулятором РДГД-20М (РДГД-20М1, РДГД-20М2, РДГД-20М3) с одной линией редуцирования и обводной линией (байпасом) с газовым обогревом

    Рвх макс=0,3 Мпа, 0,6 Мпа, 1,2 Мпа;
    Рвых: РДГД-20М (седло 7, 5, 3 мм) – от 2 до 2,5 кпа;
    Рвых: РДГД-20М1 (седло 7, 5, 3 мм) – от 1 до 2 кпа;
    Рвых: РДГД-20М2 (седло 7, 5, 3 мм) – от 2,5 до 3,5 кпа;
    Рвых: РДГД-20М3 (седло 7, 5, 3 мм) – от 3,5 до 5 кпа.
    Пропускная способность (см. таблицу 5)

    1 – металлический шкаф; 2 – технологическое оборудование; 3 – обогреватель газовый (по требованию заказчика).

    Рисунок 1. Газорегуляторный пункт ГРПШ-1-1Н (габаритные и присоединительные размеры).
    ГГРПШ-1-1Н с регулятором РДГД-20М (РДГД-20М1, РДГД-20М2, РДГД-20М3) с одной линией редуцирования и обводной линией (байпасом) с газовым обогревом

    1 — шкаф; 2 — линия редуцирования; 3 – обводная линия (байпас); 4 – регулятор давления газа РДГД-20М (М1, М2, М3); 5 – регулятор давления на обогрев; 6 – обогреватель газовый; 7, 8 – манометр; 9-12, 19, 21 — кран шаровой DN20; 13 – кран шаровой DN32; 14, 15 – устройство запорно-сбросное под манометр; 16-18, 22 – кран шаровой DN15; 20 – клапан предохранительный сбросной КПС-20.

    Рисунок 2. Схема газовая принципиальная газорегуляторного пункта ГРПШ-1-1Н с одной линией редуцирования с байпасом и обогревом
    ГРПШ-1-2Н с регуляторами РДГД-20М (РДГД-20М1, РДГД-20М2, РДГД-20М3) с основной и резервной линиями редуцирования с газовым обогревом

    Рвх макс=0,3 Мпа, 0,6 Мпа, 1,2 Мпа;
    Рвых: РДГД-20М (седло 7, 5, 3 мм) – от 2 до 2,5 кпа;
    Рвых: РДГД-20М1 (седло 7, 5, 3 мм) – от 1 до 2 кпа;
    Рвых: РДГД-20М2 (седло 7, 5, 3 мм) – от 2,5 до 3,5 кпа;
    Рвых: РДГД-20М3 (седло 7, 5, 3 мм) – от 3,5 до 5 кпа.
    Пропускная способность (см. таблицу 5)

    1 – металлический шкаф; 2 – технологическое оборудование; 3 – обогреватель газовый (по требованию заказчика).

    Рисунок 1. Газорегуляторный пункт ГРПШ-1-2Н (габаритные и присоединительные размеры).
    ГРПШ-1-2Н с регуляторами РДГД-20М (РДГД-20М1, РДГД-20М2, РДГД-20М3) с основной и резервной линиями редуцирования с газовым обогревом

    1 — шкаф; 2, 2а — линии редуцирования; 3 – регулятор давления газа РДГД-20М (М1, М2, М3); 4 – регулятор давления на обогрев; 5 – обогреватель газовый; 6 – клапан предохранительный сбросной КПС-20; 7, 8 – манометр; 9-12 — кран шаровой DN20; 13 – кран шаровой DN32; 14-16 – устройство запорно-сбросное под манометр; 17, 18 – кран шаровой DN15.

    Рисунок 2. Схема газовая принципиальная газорегуляторного пункта ГРПШ-1-2Н с основной и резервной линиями редуцирования с обогревом
    ГРПН-300 с регулятором РДУ-32/С1 (РДУ-32/С2, РДУ-32/С3) с одной линией редуцирования и обводной линией (байпасом)

    Рвх макс=0,3 Мпа, 1,2 Мпа;
    Рвых: РДУ-32/С1 (седло 4, 6, 10 мм) – от 1 до 2 кпа;
    РДУ-32/С2 (седло 4, 6, 10 мм) – от 2 до 3,5 кпа;
    РДУ-32/С3 (седло 4, 6, 10 мм) – от 3,5 до 5 кпа.
    Пропускная способность (см. таблицу 5)

    1 – металлический шкаф; 2 – технологическое оборудование; 3 – обогреватель газовый (по требованию заказчика).

    Рисунок 1. Газорегуляторный пункт ГРПН-300 (габаритные и присоединительные размеры).
    ГРПН-300 с регулятором РДУ-32/С1 (РДУ-32/С2, РДУ-32/С3) с одной линией редуцирования и обводной линией (байпасом) с газовым обогревом

    1- шкаф; 2 — основная линия редуцирования; 3 – обводная линия (байпас); 4 — фильтр газовый сетчатый ФГ-50СУ; 5 — регулятор давления газа РДУ-32/С1 (РДУ-32/С2, РДУ-32/С3); 6 — клапан предохранительно-сбросной КПС-20; 7 – регу- лятор давления на обогрев; 8 – обогреватель газовый; 9, 10 – манометр; 11, 12 — кран шаровой DN50; 13-17 — кран шаровой DN20; 18, 19 – устройство запорно-сбросное под манометр DN15; 20-24 — кран шаровой DN15; 25 — шту- цер с заглушкой.

    Рисунок 2. Схема газовая принципиальная газорегуляторного пункта ГРПН-300
    ГРПН-300-01 с регуляторами РДУ-32/С1 (РДУ-32/С2, РДУ-32/С3) с основной и резервной линиями редуцирования с газовым обогревом

    Рвх макс=0,3 Мпа, 1,2 Мпа;
    Рвых: РДУ-32/С1 (седло 4, 6, 10 мм) – от 1 до 2 кпа;
    РДУ-32/С2 (седло 4, 6, 10 мм) – от 2 до 3,5 кпа;
    РДУ-32/С3 (седло 4, 6, 10 мм) – от 3,5 до 5 кпа.
    Пропускная способность (см. таблицу 5)

    1 – металлический шкаф; 2 – технологическое оборудование; 3 – обогреватель газовый (по требованию заказчика).

    Рисунок 1. Газорегуляторный пункт ГРПН-300-01 (габаритные и присоединительные размеры).
    ГРПН-300-01 с регуляторами РДУ-32/С1 (РДУ-32/С2, РДУ-32/С3) с основной и резервной линиями редуцирования с газовым обогревом

    1 — шкаф; 2, 2а — линии редуцирования; 3 — фильтр газовый сетчатый ФГ-50СУ; 4 — регулятор давления газа РДУ-32/С1 (РДУ-32/С2, РДУ-32/С3); 5 – регулятор давления на обогрев; 6 – обогреватель газовый, 7, 8 — манометр; 9, 10 — кран шаровой DN50; 11-13, 24 – устройство запорно-сбросное под манометр DN15; 14, 15, 22 — кран шаровой DN20; 16-19, 23 — кран шаровой DN15; 20 – индикатор перепада давления ИПД (по требованию заказчика); 21 – клапан предохранительный сбросной КПС.

    Рисунок 2. Схема газовая принципиальная газорегуляторного пункта ГРПН-300-01
    ГРПШ-2а-1Н (ГРПШ-2а-01-1Н) с регулятором РДНК-50/400 (РДНК-50/1000) с одной линией редуцирования и обводной линией (байпасом) с газовым обогревом

    Рвх макс=0,6 Мпа;
    Рвых: РДНК-50/400 (седло 16 мм), РДНК-50/1000 (седло 20 мм) – от 2 до 5 кпа.
    Пропускная способность (см. таблицу 5)

    1 – металлический шкаф; 2 – технологическое оборудование; 3 – обогреватель газовый (по требованию заказчика).

    Рисунок 1. Газорегуляторный пункт ГРПШ-2а-1Н (ГРПШ-2а-01-1Н) (габаритные и присоединительные размеры).
    ГРПШ-2а-1Н (ГРПШ-2а-01-1Н)с регулятором РДНК-50/400 (РДНК-50/1000) с одной линией редуцирования и обводной линией (байпасом) с газовым обогревом

    1- шкаф; 2 — основная линия редуцирования; 3 – обводная линия (байпас); 4 — фильтр газовый сетчатый ФГ-50СУ; 5 — регулятор давления газа РДНК-50/400 (РДНК-50/1000); 6 — клапан предохранительно-сбросной КПС-20; 7 – регуля- тор давления на обогрев; 8 – обогреватель газовый; 9, 10 – манометр; 11, 12 — кран шаровой DN50; 13-17 — кран шаровой DN20; 18, 19 – устройство запорно-сбросное под манометр DN15; 20-24 — кран шаровой DN15; 25 — штуцер с заглушкой.

    Рисунок 2. Схема газовая принципиальная газорегуляторного пункта ГРПШ-2а-1Н (ГРПШ-2а-01-1Н)
    ГРПШ-2а-2Н (ГРПШ-2а-01-2Н) с регуляторами РДНК-50/400 (РДНК-50/1000) с основной и резервной линиями редуцирования с газовым обогревом

    Рвх макс=0,6 Мпа;
    Рвых: РДНК-50/400 (седло 16 мм), РДНК-50/1000 (седло 20 мм) – от 2 до 5 кпа.
    пропускная способность (см. таблицу 5)

    1 – металлический шкаф; 2 – технологическое оборудование; 3 – обогреватель газовый (по требованию заказчика).
    Рисунок 1. Газорегуляторный пункт ГРПШ-2а-2Н (ГРПШ-2а-01-2Н)(габаритные и присоединительные размеры).
    ГРПШ-2а-2Н (ГРПШ-2а-01-2Н) с регуляторами РДНК-50/400 (РДНК-50/1000) с основной и ре- зервной линиями редуцирования с газовым обогревом

    1 — шкаф; 2, 2а — линии редуцирования; 3 — фильтр газовый сетчатый ФГ-50СУ; 4 — регулятор давления газа РДНК-50/400 (РДНК-50/1000); 5 – регулятор давления на обогрев; 6 – обогреватель газовый, 7, 8 — манометр; 9, 10 — кран шаровой DN50; 11-13, 24 – устройство запорно-сбросное под манометр DN15; 14, 15, 22 — кран шаровой DN20; 16-19, 23 — кран шаровой DN15; 20 – индикатор перепада давления ИПД (по требованию заказчика); 21 – клапан предохранительный сбросной КПС.

    Рисунок 2. Схема газовая принципиальная газорегуляторного пункта ГРПШ-2а-2Н (ГРПШ-2а-01-2Н)
    ГРПШ-2а-02-1С с регулятором РДСК-50/400 (РДСК-50/400Б, РДСК-50/400М) с одной линией редуцирования и обводной линией (байпасом) с газовым обогревом

    Рвх макс=1,2 Мпа;
    Рвых: РДСК-50/400 (седло 10, 14 мм) – от 50 до 200 кпа;
    РДСК-50/400б (седло 10, 14 мм) – от 200 до 300 кпа;
    РДСК-50/400М (седло 10, 14 мм) – от 10 до 50 кпа;
    пропускная способность (см. таблицу 5)

    1 – металлический шкаф; 2 – технологическое оборудование; 3 – обогреватель газовый (по требованию заказчика).

    Рисунок 1. Газорегуляторный пункт ГРПШ-2а-02-1С (габаритные и присоединительные размеры).
    ГРПШ-2а-02-1С с регулятором РДСК-50/400 (РДСК-50/400Б, РДСК-50/400М) с одной линией редуцирования и обводной линией (байпасом) с газовым обогревом

    1- шкаф; 2 — основная линия редуцирования; 3 – обводная линия (байпас); 4 — фильтр газовый сетчатый ФГ-50СУ; 5 — регулятор давления газа РДСК-50/400 (РДСК-50/400Б, РДСК-50/400М); 6 — клапан предохранительно-сбросной КПС-20; 7 – регулятор давления на обогрев; 8 – обогреватель газовый; 9-11 – манометр; 12, 13 — кран шаровой DN50; 14-18 – устройство запорно-сбросное под манометр DN15; 19-24 — кран шаровой DN20; 25- клапан регулирующий DN15 (DN20); 26-30 — кран шаровой DN15.

    Рисунок 2. Схема газовая принципиальная газорегуляторного пункта ГРПШ-2а-02-1С
    ГРПШ-2а-02-2С с регуляторами РДСК-50/400 (РДСК-50/400Б, РДСК-50/400М) с основной и резервной линиями редуцирования с газовым обогревом

    Рвх макс=1,2 Мпа;
    Рвых: РДСК-50/400 (седло 10, 14 мм) – от 50 до 200 кпа;
    РДСК-50/400б (седло 10, 14 мм) – от 200 до 300 кпа;
    РДСК-50/400М (седло 10, 14 мм) – от 10 до 50 кпа;
    Пропускная способность

    1 – металлический шкаф; 2 – технологическое оборудование; 3 – обогреватель газовый (по требованию заказчика).

    Рисунок 1. Газорегуляторный пункт ГРПШ-2а-02-2С (габаритные и присоединительные размеры).
    ГРПШ-2а-02-2С с регуляторами РДСК-50/400 (РДСК-50/400Б, РДСК-50/400М) с основной и резервной линиями редуцирования с газовым обогревом

    1 — шкаф; 2, 2а — линии редуцирования; 3 — фильтр газовый сетчатый ФГ-50СУ; 4 — регулятор давления газа РДСК-50/400 (РДСК-50/400М, РДСК-50/400Б); 5 – регулятор давления на обогрев; 6 – обогреватель газовый, 7, 8 — манометр; 9, 10 — кран шаровой DN50; 11-13, 24 – устройство запорно-сбросное под манометр DN15; 14, 15, 22 — кран шаровой DN20; 16-19, 23 — кран шаровой DN15; 20 – индикатор перепада давления ИПД (по требованию заказчика); 21 – клапан предохранительный сбросной КПС.

    Рисунок 2. Схема газовая принципиальная газорегуляторного пункта ГРПШ-2а-02-2С
    ГРПШ-3-1Н(В) с регулятором РДГ-50Н(В) с одной линией редуцирования и обводной линией (байпасом) с газовым обогревом с вертикальным подводом газа

    Рвх макс=1,2 Мпа;
    Рвых: РДГ-50н (седло 25, 35, 42 мм) – от 1 до 60 кпа;
    РДГ-50В (седло 25, 35, 42 мм) – от 30 до 600 кпа.
    пропускная способность (см. таблицу 6)

    1 – металлический шкаф; 2 – технологическое оборудование; 3 – обогреватель газовый (по требованию заказчика).

    Рисунок 1. Газорегуляторный пункт ГРПШ-3-1Н(В) (габаритные и присоединительные размеры).
    ГРПШ-3-1Н(В) с регулятором РДГ-50Н(В) с одной линией редуцирования и обводной линией (байпасом) с газовым обогревом с вертикальным подводом газа

    1 — шкаф; 2 — основная линия редуцирования; 3 – обводная линия (байпас); 4 — фильтр газовый ФГ-50СУ; 5 – регулятор РДГ-50Н(В); 6 — клапан предохранительный сбросной ПСК-50; 7 — регулятор давления на обогрев; 8 – обогреватель газовый; 9-11 — манометр; 12-14 — кран шаровой DN50; 15 – кран шаровой DN50 (DN32); 16 — клапан регулирующий DN50 (DN32); 17-19 — кран шаровой DN20; 20-24 — устройство запорно-сбросное под манометр DN15; 26-29 — кран шаровой DN15; 25 – индикатор перепада давления ИПД.

    Рисунок 2. Принципиальная схема газорегуляторного пункта ГРПШ-3-1Н(В)
    ГРПШ-3-2Н(В) с регулятором РДГ-50Н(В) с основной и резервной линиями редуцирования с газовым обогревом с вертикальным подводом газа

    Рвх макс=1,2 Мпа;
    Рвых: РДГ-50н (седло 25, 35, 42 мм) – от 1 до 60 кпа;
    РДГ-50В (седло 25, 35, 42 мм) – от 30 до 600 кпа.

    1 – металлический шкаф; 2 – технологическое оборудование; 3 – обогреватель газовый (по требованию заказчика).

    Рисунок 1. Газорегуляторный пункт ГРПШ-3-2Н(В) (габаритные и присоединительные размеры).
    ГРПШ-3-2Н(В) с регулятором РДГ-50Н(В) с основной и резервной линиями редуцирования с газовым обогревом с вертикальным подводом газа

    1 — шкаф; 2, 2а — линии редуцирования; 3 — фильтр газовый ФГ-50СУ; 4 — регулятор давления РДГ-50Н(В); 5 — клапан предохранительный сбросной ПСК-50; 6 — регулятор давления на обогрев; 7 – обогреватель газовый; 8, 9 — манометр; 10-12 — кран шаровой DN50; 13, 14 — кран шаровой DN20; 15-18 — устройство запорно-сбросное под манометр DN15; 20-23 — кран шаровой DN15; 19 – индикатор перепада давления ИПД.

    Рисунок 2. Принципиальная схема газорегуляторного пункта ГРПШ-3-2Н(В)
    ГРП-1-1Н(В) с регулятором РДБК1-25Н(В) (ГРП-2-1Н(В) с регулятором РДБК1-50Н(В))_ с одной линией редуцирования и обводной линией (байпасом) с газовым обогревом с вертикальным подводом газа

    Рвх макс=1,2 Мпа;
    Рвых: РДБК1-25н (седло 25 мм) – от 1 до 60 кпа; РДБК1-25В (седло 25 мм) – от 30 до 600 кпа.
    Рвых: РДБК1-50н (седло 25, 35 мм) – от 1 до 60 кпа; РДБК1-50В (седло 25, 35 мм) – от 30 до 600 кпа.
    Пропускная способность (см. таблицу 6)

    1 – металлический шкаф; 2 – технологическое оборудование; 3 – обогреватель газовый (по требованию заказчика).

    Рисунок 1. Газорегуляторный пункт ГРП-1-1Н(В) (ГРП-2-1Н(В)) (габаритные и присоединительные размеры).
    ГРП-1-1Н(В) с регулятором РДБК1-25Н(В) (ГРП-2-1Н(В) с регулятором РДБК1-50Н(В)) с одной линией редуцирования и обводной линией (байпасом) с газовым обогревом с вертикальным подводом газа

    1 — шкаф; 2 — основная линия редуцирования; 3 – обводная линия (байпас); 4 — фильтр газовый ФГ-50СУ; 5 – клапан предохранительный запорный КПЗ-50Н(В); 6 – регулятор РДБК1-25Н(В) (РДБК1-50Н(В)); 7 — клапан предохранитель- ный сбросной ПСК-50; 8 — регулятор давления на обогрев; 9 – обогреватель газовый; 10-12 — манометр; 13-15 — кран шаровой DN50; 16 – кран шаровой DN50 (DN32); 17 — клапан регулирующий DN50 (DN32); 18-20 — кран шаровой DN20; 21-25 — устройство запорно-сбросное под манометр DN15; 27-30 — кран шаровой DN15; 26 – индикатор перепада давления ИПД.

    Рисунок 2. Принципиальная схема газорегуляторного пункта ГРП-1-1Н(В) (ГРП-2-1Н(В))
    ГРП-1-2Н(В) с регулятором РДБК1-25Н(В) (ГРП-2-2Н(В) с регулятором РДБК1-50Н(В)) с основной и резервной линиями редуцирования с газовым обогревом с вертикальным подводом газа

    Рвх макс=1,2 Мпа;
    Рвых: РДБК1-25н (седло 25 мм) – от 1 до 60 кпа; РДБК1-25В (седло 25 мм) – от 30 до 600 кпа.
    Рвых: РДБК1-50н (седло 25, 35 мм) – от 1 до 60 кпа; РДБК1-50В (седло 25, 35 мм) – от 30 до 600 кпа.
    Пропускная способность (см. таблицу 6)

    1 – металлический шкаф; 2 – технологическое оборудование; 3 – обогреватель газовый (по требованию заказчика).

    Рисунок 1. Газорегуляторный пункт ГРП-1-2Н(В) (ГРП-2-2Н(В)) (габаритные и присоединительные размеры).
    ГРП-1-2Н(В) с регулятором РДБК1-25Н(В) (ГРП-2-2Н(В) с регулятором РДБК1-50Н(В) с основной и резервной линиями редуцирования с газовым обогревом с вертикальным подводом газа

    1 — шкаф; 2, 2а — линии редуцирования; 3 — фильтр газовый ФГ-50СУ; 4 – клапан предохранительный запорный КПЗ-50Н(В); 5 — регулятор давления РДБК1-25Н(В) (РДБК1-50Н(В)); 6 — клапан предохранительный сбросной ПСК-50; 7 — регулятор давления на обогрев; 8 – обогреватель газовый; 9, 10 — манометр; 11-13 — кран шаровой DN50; 14, 15 — кран шаровой DN20; 16-19 — устройство запорно-сбросное под манометр DN15; 21-24 — кран шаровой DN15; 20 – индикатор перепада давления ИПД.

    Рисунок 2. Принципиальная схема газорегуляторного пункта ГРП-1-2Н(В) (ГРП-1-2Н(В))
    ГРПШ-3(Г)-1Н(В) с регулятором РДГ-50Н(В) с одной линией редуцирования и обводной линией (байпасом) с газовым обогревом (горизонтальное исполнение)

    Рвх макс=1,2 Мпа;
    Рвых: РДГ-50н (седло 25, 35, 42 мм) – от 1 до 60 кпа;
    РДГ-50В (седло 25, 35, 42 мм) – от 30 до 600 кпа.
    пропускная способность (см. таблицу 6)

    1 – металлический шкаф; 2 – технологическое оборудование; 3 – обогреватель газовый (по требованию заказчика).

    Рисунок 1. Газорегуляторный пункт ГРПШ-3(Г)-1Н(В) (габаритные и присоединительные размеры).
    ГРПШ-3(Г)-1Н(В) с регулятором РДГ-50Н(В) с одной линией редуцирования и обводной линией (байпасом) с газовым обогревом (горизонтальное исполнение)

    1 — шкаф; 2 — основная линия редуцирования; 3 – обводная линия (байпас); 4 — фильтр газовый ФГ-50СУ; 5 – регулятор РДГ-50Н(В); 6 — клапан предохранительный сбросной ПСК-50; 7 — регулятор давления на обогрев; 8 – обогреватель газовый; 9-11 — манометр; 12-14 — кран шаровой DN50; 15 – кран шаровой DN50 (DN32); 16 — клапан регулирующий DN50 (DN32); 17-20 — кран шаровой DN20; 21-25- устройство запорно-сбросное под манометр DN15; 26-31 — кран шаровой DN15.

    Рисунок 2. Принципиальная схема газорегуляторного пункта ГРПШ-3(Г)-1Н(В)
    ГРПШ-3(Г)-2Н(В) с регулятором РДГ-50Н(В) с основной и резервной линиями редуцирования с газовым обогревом (горизонтальное исполнение)

    Рвх макс=1,2 Мпа;
    Рвых: РДГ-50н (седло 25, 35, 42 мм) – от 1 до 60 кпа;
    РДГ-50В (седло 25, 35, 42 мм) – от 30 до 600 кпа.
    пропускная способность (см. таблицу 6)

    1 – металлический шкаф; 2 – технологическое оборудование; 3 – обогреватель газовый (по требованию заказчика).

    Рисунок 1. Газорегуляторный пункт ГРПШ-3(Г)-2Н(В) (габаритные и присоединительные размеры).
    ГРПШ-3(Г)-2Н(В) с регулятором РДГ-50Н(В) с основной и резервной линиями редуцирования с газовым обогревом (горизонтальное исполнение)

    1 — шкаф; 2, 2а — линии редуцирования; 3 — фильтр газовый; 4 — регулятор давления РДГ-50Н(В); 5 — клапан предохранительный сбросной ПСК-50; 6 — регулятор давления на обогрев; 7 – обогреватель газовый; 8, 9 – манометр; 10-12 — кран шаровой DN50; 13-15 — кран шаровой DN20; 16-19 — устройство запорно-сбросное под манометр DN15; 20-25 — кран шаровой DN15.

    Рисунок 2. Принципиальная схема газорегуляторного пункта ГРПШ-3(Г)-2Н(В)
    ГРП-1(Г)-1Н(В) с регулятором РДБК1-25Н(В) (ГРП-2(Г)-1Н(В) с регулятором РДБК1-50Н(В)) с одной линией редуцирования и обводной линией (байпасом) с газовым обогревом (горизонтальное исполнение)

    Рвх макс=1,2 Мпа; Рвых: РДБК1-25н (седло 25 мм) – от 1 до 60 кпа; РДБК1-25В (седло 25 мм) – от 30 до 600 кпа.
    Рвых: РДБК1-50н (седло 25, 35 мм) – от 1 до 60 кпа; РДБК1-50В (седло 25, 35 мм) – от 30 до 600 кпа.
    пропускная способность (см. таблицу 6)

    1 – металлический шкаф; 2 – технологическое оборудование; 3 – обогреватель газовый (по требованию заказчика).

    Рисунок 1. Газорегуляторный пункт ГРП-1(Г)-1Н(В) (ГРП-2(Г)-1Н(В)) (габаритные и присоединительные размеры).
    ГРП-1(Г)-1Н(В) с регулятором РДБК1-25Н(В) (ГРП-2(Г)-1Н(В) с регулятором РДБК1-50Н(В)) с одной линией редуцирования и обводной линией (байпасом) с газовым обогревом (горизонтальное исполнение)

    1 — шкаф; 2 — основная линия редуцирования; 3 – обводная линия (байпас); 4 — фильтр газовый ФГ-50СУ; 5 – клапан предохранительный запорный КПЗ-50Н(В); 6 – регулятор РДБК1-25Н(В) (РДБК1-50Н(В)); 7 — клапан предохранитель- ный сбросной ПСК-50; 8 — регулятор давления на обогрев; 9 – обогреватель газовый; 10-12 — манометр; 13-15 — кран шаровой DN50; 16 – кран шаровой DN50 (DN32); 17 — клапан регулирующий DN50 (DN32); 18-21 — кран шаровой DN20; 22-25- устройство запорно-сбросное под манометр DN15; 26-31 — кран шаровой DN15.

    Рисунок 2. Принципиальная схема газорегуляторного пункта ГРП-1(Г)-1Н(В) (ГРП-2(Г)-1Н(В))
    ГРП-1(Г)-2Н(В) с регуляторами РДБК1-25Н(В) (ГРП-2(Г)-1Н(В) с регуляторами РДБК1-50Н(В)) с основной и резервной линиями редуцирования с газовым обогревом (горизонтальное исполнение)

    Рвх макс=1,2 Мпа;
    Рвых: РДБК1-25н (седло 25 мм) – от 1 до 60 кпа; РДБК1-25В (седло 25 мм) – от 30 до 600 кпа.
    Рвых: РДБК1-50н (седло 25, 35 мм) – от 1 до 60 кпа; РДБК1-50В (седло 25, 35 мм) – от 30 до 600 кпа.
    пропускная способность (см. таблицу 6)

    1 – металлический шкаф; 2 – технологическое оборудование; 3 – обогреватель газовый (по требованию заказчика).

    Рисунок 1. Газорегуляторный пункт ГРП-1(Г)-2Н(В) (ГРП-2(Г)-2Н(В)) (габаритные и присоединительные размеры).
    ГРП-1(Г)-2Н(В) с регулятором РДБК1-25Н(В) (ГРП-2(Г)-2Н(В) с регуляторами РДБК1-50Н(В) с основной и резервной линиями редуцирования с газовым обогревом (горизонтальное исполнение)

    1 — шкаф; 2, 2а — линии редуцирования; 3 — фильтр газовый; 4 — регулятор давления РДБК1-25Н(В) (РДБК1-50Н(В); 6 — регулятор давления на обогрев; 7 — клапан предохранительный сбросной ПСК-50; 8, 9 – манометр; 10-12 — кран шаровой DN50; 13-15 — кран шаровой DN20; 16-19 — устройство запорно-сбросное под манометр DN15; 20-25 — кран шаровой DN15; 26 – обогреватель газовый;

    Рисунок 2. Принципиальная схема газорегуляторного пункта ГРП-1(Г)-2Н(В) ГРП-2(Г)-2Н(В))
    ГРПШ-3-01-1Н(В) с регулятором РДГ-80Н(В) с одной линией редуцирования и обводной линией (байпасом) с газовым обогревом

    Рвх макс=1,2 Мпа;
    Рвых: РДГ-80н (седло 64 мм) – от 1 до 60 кпа;
    РДГ-80В (седло 64 мм) – от 30 до 600 кпа.
    пропускная способность (см. таблицу 6)

    1 – металлический шкаф; 2 – технологическое оборудование; 3 – обогреватель газовый (по требованию заказчика).

    Рисунок 1. Газорегуляторный пункт ГРПШ-3-01-1Н(В) (габаритные и присоединительные размеры).
    ГРПШ-3-01-1Н(В) с регулятором РДГ-80Н(В) с одной линией редуцирования и обводной лини- ей (байпасом) с газовым обогревом

    1 — шкаф; 2 — основная линия редуцирования; 3 – обводная линия (байпас); 4 — фильтр газовый ФГ-80У2; 5 – регулятор РДГ-80Н(В); 6 — клапан предохранительный сбросной ПСК-50; 7 — регулятор давления на обогрев; 8 – обогреватель газовый; 9-11 — манометр; 12, 13, 15 — кран шаровой DN80; 16 – клапан регулирующий DN80; 14 — кран шаровой DN50; 17-20 — кран шаровой DN20; 21-25- устройство запорно-сбросное под манометр DN15; 26-31 — кран шаровой DN15.

    Рисунок 2. Принципиальная схема газорегуляторного пункта ГРПШ-3-01-1Н(В)
    ГРПШ-3-01-2Н(В) с регуляторами РДГ-80Н(В) с основной и резервной линиями редуцирования с газовым обогревом

    Рвх макс=1,2 Мпа;
    Рвых: РДГ-80н (седло 64 мм) – от 1 до 60 кпа;
    РДГ-80В (седло 64 мм) – от 30 до 600 кпа.
    пропускная способность (см. таблицу 6)

    1 – металлический шкаф; 2 – технологическое оборудование; 3 – обогреватель газовый (по требованию заказчика).

    Рисунок 1. Газорегуляторный пункт ГРПШ-3-01-2Н(В) (габаритные и присоединительные размеры).
    ГРПШ-3-01-2Н(В) с регуляторами РДГ-80Н(В) с основной и резервной линиями редуцирова- ния с газовым обогревом

    1 — шкаф; 2, 2а — линии редуцирования; 3 — фильтр газовый ФГ-80П; 4 — регулятор давления РДГ-80Н(В); 5 —