Виды запорной арматуры для наружных газопроводов

В качестве отключающих устройств с ручным управлением на газопроводах жилых домов используют краны. Кран – это тип запорной арматуры, у которой запирающий элемент имеет форму тела вращения, которое поворачивается вокруг собственной оси.

Кран состоит из двух основных деталей: неподвижной корпуса и вращающейся пробки, которая имеет сквозное отверстие. Для полного открытия или закрытия пробку поворачивают на 90°.

В шаровых кранах пробка имеет сферическую форму, в конусных форму усеченного конуса.

Для открытия и закрытия кранов с большим условным проходом приходится прилагать значительные усилия, поэтому на внутренних газопроводах краны применяют при условном проходе до 50 мм включительно. Корпуса кранов имеют муфтовое исполнение. Краны устанавливаются с использованием сгонов, сборка и особенно разборка такого соединения при условном проходе 32 мм и более требует значительных усилий.

Для обеспечения герметичности как самого крана (чтобы он не давал утечку в атмосферу), так и герметичности перекрытия необходимо, чтобы пробка была плотно прижата к корпусу. В зависимости от того, как регулируется посадка пробки в корпусе, конусные краны подразделяются на натяжные, сальниковые и пружинные.

Натяжной кран 11чЗбк (рис.44) состоит из корпуса и конусной пробки, заканчивающейся хвостовиком с резьбой. На хвостовик наворачивается натяжная гайка. Между гайкой и пробкой установлена шайба, в которую упирается гайка при затяжке.

Читать:  Опасные свойства природного газа

Контргайка фиксирует усилие затяжки. Торец пробки имеет квадратную форму, на него надевается ключ, которым поворачивают пробку. На торце имеется риска, положение которой совпадает с положением отверстия в пробке. Если риска направлена вдоль крана – он открыт, поперек крана – закрыт. Материалом для изготовления натяжных кранов служат чугун или латунь.

Чугунные краны имеют серьезный недостаток: у них даже от незначительных усилий отламывается хвостовик, полому подтягивать натяжную гайку надо осторожно. Пробка крана притирается к корпусу индивидуально, поэтому при поломке хвостовика приходится менять весь кран. Область применения натяжных кранов ограничена.

Их разрешается применять на газопроводах с низким давлением газа.

Сальниковый кран состоит из корпуса и конусной пробки, которая прижимается к корпусу при затяжке сальника. Для сальникового уплотнения сначала использовалась пеньковая набивка, позднее – фторопластовые кольца.

Пружинные краны 11Б12бк (рис.45) применяются только на газопроводах с низким давлением газа, они имеют условный проход 15 и 20 мм. Пробка к корпусу прижимается пружиной.

Чем глубже в корпус вкручена крышка, тем сильнее пружина прижимает пробку к корпусу. На нижней поверхности крышки имеется шлиц для се вращения. Пробка поворачивается ручкой.

Если ручка расположена вдоль крана – он открыт, поперек крана – закрыт.

Читать:  Дымоудаление от газового оборудования с закрытой камерой сгорания

В настоящее время чаще всего используют шаровые краны (рис.46), которые имеют пробку в форме шара. Герметичность пробки обеспечивается двумя уплотнительными кольцами со сферической поверхностью из фторопласта. Корпус крана состоит из двух частей, которые собираются на резьбе. Ручка фиксируется в двух положениях – открытом и закрытом.

Диаметр отверстия в пробке равен внутреннему диаметру газопровода, поэтому шаровой кран создает меньшее сопротивление потоку в сравнении с конусными кранами. Фторопластовые кольца обеспечивают высокую герметичность запорного устройства. Шаровые краны долговечны, они выдерживают более 10 тысяч циклов открытия и закрытия, не требуют смазки в процессе эксплуатации.

При монтаже кранов на «жестком» соединении (трубой) сгон устанавливается по ходу газа после них. Кран монтируется так, чтобы ось пробки была параллельна стене, установка упорной гайки в сторону стены не допускается.

Газопровод к плите можно прокладывать на уровне присоединительного штуцера. При этом кран устанавливают на расстоянии не менее 0,2 м сбоку от плиты.

При верхней разводке кран устанавливается на опуске на высоте 1,5-1,6 м от пола.

Читать:  Газовая колонка NEVA LUX 6011

После 2003 г. при газификации домов краны на газопроводах многоквартирных жилых домов устанавливались в соответствии с действовавшим СНиП 42-01-2002 «Газораспределительные системы»:

• для отключения стояков выше 5 этажей. Этот кран (1) располагается на наружном газопроводе (кран на вводе). Также кран на вводе устанавливается для отключения частных жилых домов:
• перед счетчиками (2), если для отключения счетчика нельзя использовать кран на вводе;
• перед каждым газовым прибором (3).

Схема установки кранов

В существующих домах, построенных до 2003 г., краны устанавливались:

• на вводе газопровода в каждый подъезд;
• на каждом стояке;
• перед каждым газовым прибором.

Кран для отключения подъезда может располагаться вне подъезда, на наружном газопроводе. Существуют схемы прокладки газопроводов, при которых такой кран размещается внутри подъезда.

Краны для отключения стояков размещаются в подъезде.

Недостатком размещения газопровода и кранов в подъезде являются возможные утечки газа из разъемных соединений, что может привести к появлению в замкнутом объеме взрывоопасной концентрации газа.

Если в существующем здании устанавливается счетчик, перед ним также устанавливается кран. На наружном газопроводе, на вводе в подъезд могут быть продувочные пробки условным проходом не более 25 мм, которые служат для освобождения газопровода от воздуха при пуске газа.

Классификация арматуры для газопроводов

Все существующие разновидности газовой арматуры, в зависимости от ее назначения, можно разделить на:

· запорную. Арматура, применяющаяся для периодических отключений отдельных участков газопровода, приборов, аппаратуры. К этому виду относятся газовые краны, вентили задвижки;

· предохранительную. Служащую для предупреждения риска повышения давления газа больше установленных норм. К этой разновидности арматуры относится сбросной предохранительный клапан;

· регулирующую. Предназначенную для изменения и поддержания в заданных пределах давления. Это заслонки, шибера и пр.;

· обратного действия. Для предотвращения изменения направления движения газа;

· аварийную и отсечную. Для быстрого автопрекращения движения газа по направлению к аварийному участку в случае нарушения заданного режима. К этой разновидности относится запорно-предохранительный клапан;

· конденсатоотводящую. Ту, которая удаляет в автоматическом режиме конденсат, накапливающийся в конденсато-сборниках и на нижних участках трубопроводных сетей;

· контрольную. Определяет давление проходимой массы, температуру и пр.

По способу управления арматура может быть двух типов: управляемая и автоматическая. Первая приводится в действие ручными манипуляциями или при помощи привода: пневматического, гидравлического, электромагнитного, электрического.

По способу подсоединения оборудование и любая арматура для систем газоснабжения бывают:

· фланцевые – применяющиеся для арматуры с проходом для среды больше 50 мм. Присоединение к трубам осуществляется посредством свинчивания фланцев.

Основное преимущество такого соединения – возможность многократных переустановок, большая прочность и надежность. Также можно отметить универсальную применяемость.

В качестве недостатка выделяют только большую массу и крупные габариты таких деталей;

· муфтовые – используются для присоединения оборудования имеющего проход 65 мм и меньше. Подсоединение производится при помощи муфт с резьбой расположенной изнутри. Недостаток муфтовых соединений в том, что резьба постепенно стирается;

· цапковыес нарезанной наружной резьбой. Одно устройство ввинчивается при помощи резьбы в другое устройство;

· сварочные – это редко применяющиеся на сегодняшний день неразборные соединения. Плюсы этого способа – надежная герметичность и сведение к минимуму обслуживающих мероприятий. К недостаткам можно отнести возникающую при необходимости ремонта сложность демонтажа соединения, когда участок газопровода просто срезается;

· ниппельные – присоединение арматуры производится при помощи ниппеля;

· стяжные – патрубки соединяются с фланцами труб шпильками с гайками, которые располагаются вдоль арматуры;

· штуцерные – присоединение арматуры производится при помощи штуцера, накидной гайки и уплотнительных колец. Это надежный метод соединения с возможностью демонтажа.

• Кроме перечисленных выше, существуют и другие способы соединения газовой арматуры, но используются они, не так часто.
• Также не стоит забывать, что от качества выполненного соединения будет зависеть функциональность трубопровода и надежность всей газораспределительной системы.
• Условные обозначения газовой арматуры

Применяющаяся в газовом хозяйстве арматура стандартизована. На каждой детали стоит обязательно шифр, состоящий из 4 частей.

1. Первые 2 цифры шифра – это вид арматуры:
2. · 11 – краны для трубопроводов;
3. · 14,15 – запорные вентили;
4. · 16 – обратные подъемные клапаны;
5. · 17 – клапаны предохранительные;
6. · 19 – обратные поворотные клапаны;
7. · 25 – регулирующие клапаны;
8. · 30, 31 – запорные задвижки;
9. · 32 – затворы.
10. На втором месте в шифре стоит условное обозначение материала изготовления корпуса: углеродистая сталь – с, кислотостойкая нержавеющая сталь -нж, серый чугун – ч, чугун ковкий – кч, бронза, латунь – бр, винипласт – вп, легированная сталь – лс, алюминий – а.

На третьем месте в шифре стоит порядковый номер детали. На четвертом находится обозначение материала, из которого сделаны уплотнительные кольца: бронза или латунь – б, нержавеющая сталь – нж, резина – р, эбонит – э, баббит – бт, кольца уплотнительные отсутствуют – бк.

Особенности запорной арматуры

Запорная арматура наиболее часто встречается в газовых системах. Она применяется для регулировки давления газопровода и действует по такому же принципу, что и в водоводах. Однако к деталям в газовой отрасли предъявляются более высокие требования по безопасности.

• Если концентрация газа в воздухе достигнет критического значения, тогда достаточно всего малейшей искры и может произойти настоящая катастрофа.
• По типу перемещения функционального механизма запорная арматура для газопроводов разделяется на следующие виды:
• · кран – в кране запирающий элемент с телом вращения, перемещается, одновременно вращаясь вокруг своей оси. Относительно направления потока может располагаться произвольным образом;
• · затвор – в этой детали дисковидный элемент вращается вокруг своей оси под углом или перпендикулярно относительно потока;
• · вентиль – в детали тело запирания на шпинделе перемещается возвратно-поступательно параллельно потоку;
• · задвижка – в ней элемент регулировки перемещается перпендикулярно к потоку.

Можно резюмировать, что к запорной арматуре относятся устройства, которые предназначаются для герметичного отключения участков газопровода. Эти устройства должны гарантировать герметичность отключения, быстроту производимых действий, малое гидравлическое сопротивление и удобство в обслуживании.

Высота установки запорной арматуры на газопроводе

• РАЗМЕЩЕНИЕ ОТКЛЮЧАЮЩИХ УСТРОЙСТВ НА ГАЗОПРОВОДАХ
• 4.38 Отключающие устройства на наружных газопроводах размещаются:
• а) подземно — в грунте (бесколодезная ус­тановка) или в колодцах;
• б) надземно — на специально обустроен­ных площадках (для подземных газопроводов), на стенах зданий, а также на надземных газо­проводах, прокладываемых на опорах.
• Полиэтиленовые краны устанавливаются подземно, с выводом узла управления под ко­вер пли в колодцах.

4.39 Установку отключающих устройств пре­дусматривают с учетом обеспечения возможнос­ти их монтажа и демонтажа. С этой целью при раз­мещении отключающих устройств в колодце на газопроводах с условным диаметром менее 100 мм предусматривают преимущественно П-образные компенсаторы, при больших диаметрах — лин­зовые или сильфонные компенсаторы.

При установке в колодце стальной флан­цевой арматуры на газопроводах допускается предусматривать вместо компенсирующего ус­тройства косую фланцевую вставку.

При надземной установке арматуры и ар­матуры, изготовленной для неразъемного при­соединения к газопроводу, компенсирующее устройство и косую вставку можно не предус­матривать.

4.40 Отключающие устройства на ответвле­ниях от распределительных газопроводов следу­ет предусматривать, как правило, вне террито­рии потребителя на расстояниях не более 100 м от распределительного газопровода и не ближе чем на 2 м от линии застройки или ограждения территории потребителя.

4.41 Размещение отключающих устройств предусматривают в доступном для обслужива­ния месте.

Отключающие устройства, устанавливаемые на параллельных газопроводах, рекомендуется смещать относительно друг друга на расстоя­ние, обеспечивающее удобство монтажа, об­служивания и демонтажа.

Для отключающих устройств (их управля­ющих органов), устанавливаемых на высоте более 2,2 м, в проекте предусматриваются ре­шения, обеспечивающие удобство их. обслужи­вания (лестницы, площадки из негорючих ма­териалов и т.д.).

4.42 При надземной установке запорной арматуры с электроприводом рекомендуется предусматривать навес для защиты ее от атмос­ферных осадков.

4.

43 В соответствии с требованиями СНиП 2.05.03 отключающие устройства, как правило, следует предусматривать на газопроводах давлением до 0,6 МПа при прокладке их по большим (длиной св. 100 м или с пролетами св.

60 м) и средним (длиной св. 25 м до 100 м) автомо­бильным, городским и пешеходным мостам с обеих сторон от моста.

Длину моста определя­ют между концами береговых опор (закладных щитов), при этом длину переходных плит в длину моста не включают.

Размещение отключающих устройств следу­ет предусматривать, как правило, на расстоя­нии в свету не менее 15 м от устоев моста.

4.44. На вводах и выходах газопроводов из здания ГРП установку отключающих устройств рекомендуется предусматривать на расстоянии не менее 5 м и не более 100 м от 1 !’П.

Отключающие устройства перед встроен­ными, пристроенными и шкафными ГРП до­пускается предусматривать на наружных над­земных газопроводах на расстоянии менее 5 м от ГРП в удобном для обслуживания месте.

4.45. При пересечении газопроводами воз­душных линий электропередачи отключающие устройства следует предусматривать вне охран­ной зоны ЛЭП, которым является участок земли и пространства, заключенный между вертикаль­ными плоскостями, проходящими через парал­лельные прямые, отстоящие от крайних про­водов (при неотклоненном их положении)

на расстоянии, зависящем от величины нап­ряжения ЛЭП, а именно: для для линий напря­жением до 1кВ — 2 м; от 1 до 20 кВ включ. — 10 м; 35 кВ — 15 м; 110 кВ — 20 м; 150 кВ и 220 кВ -25 м, 330 кВ, 400 кВ и 500 кВ — 50 м; 750 кВ -40 м; 800 кВ (постоянный ток) — 30 м.

4.

46. На закольцованных газопроводах уста­новку отключающих устройств предусматрива­ют на обоих берегах, а на тупиковых газопро­водах — на одном берегу до перехода (по ходу газа).

4.

47 В случаях необходимости размещения отключающих устройств на подтопляемых уча­стках при небольшой продолжительности подтопления (до 20 дней) и незначительной глу­бине этого подтопления (до 0,5 м) высота их установки принимается на 0,5 м выше прогно­зируемой отметки подтопления за счет устрой­ства специальных площадок, насыпей и т.д. В этих случаях необходимо предусматривать ме­роприятия по обеспечению доступа обслужи­вающего персонала к отключающим устрой­ствам во время подъема воды (отсыпка грунто­вых подходов, плавсредства и т. д.).

1. 4.48 Отключающие устройства, предусмот­ренные к установке на переходах через желез­ные и автомобильные дороги, следует размещать:
2. — на тупиковых газопроводах — не далее 1000 м от перехода (по ходу газа);
3. — на кольцевых газопроводах — по обе сто­роны перехода на расстоянии не далее 1000 м о г перехода.
4. источник

Требования к запорной арматуре

Содержание статьи

Запорная арматура составляет более 80% всех устройств, объединённых понятием «трубопроводная арматура». Предназначена она для перекрытия потока рабочей среды трубопровода. Это краны, вентили, клапаны, задвижки и заслонки.

Используется запорная арматура на магистралях самого разного предназначения. Соответственно, и требования к ней могут выдвигаться самые разные: от общих, до специальных, отвечающим особым условиям эксплуатации.

В этой статье мы рассмотрим требования к запорной арматуре, сформулированные в различных нормативных документах. А также выясним, какие проводятся испытания трубопроводной арматуры для подтверждения её соответствия этим требованиям.

Основные требования

Независимо от типа и предназначения конкретного изделия, к запорной арматуры выдвигаются следующие общие требования:

• Минимальный срок эксплуатации должен составлять 25-30 лет;
• Минимальный ресурс — 1000 циклов без снижения класса герметичности;
• Усилие для привода механизма запорной арматуры не должно быть больше 300 Н/м (арматура камерной установки), и 250 Н/м (арматура бескамерной установки);
• Герметичность арматуры должна обеспечиваться с обеих сторон присоединения;
• Присоединительные размеры должны соответствовать принятым в Российской Федерации размерам труб, резьбовых и фланцевых соединений;
• Устанавливаемая на трубопроводах запорная арматура должна иметь указатель направления движения потока рабочей среды, а также указатели положений «ОТКРЫТО» и «ЗАКРЫТО».

Общие требования безопасности

Общие требования безопасности трубопроводной арматуры изложены в ГОСТ Р 53672-2009. В части 6.3 этого документа сказано, что требования, предъявляемые к запорной арматуре, конкретизированы в зависимости от типа арматуры. Стандарты на клапаны изложены в ГОСТ 5761; дисковые затворы — ГОСТ Р 53673; задвижки — ГОСТ 5762, а краны должны соответствовать требованиям стандарта ГОСТ 21345.

Нормы и классы герметичности (А – В(В1) – С(С1)) указаны в ГОСТ 9544, а зависят от типа и давления рабочей среды.

ГОСТ Р 53672-2009 содержит требования к материалам, из которых изготавливается арматура; к её маркировке и эксплуатационной документации; а также требования безопасности при изготовлении, включении эксплуатации и ремонте трубопроводной арматуры.

Требования к маркировке трубопроводной арматуры

Часть 6.6 ГОСТ Р 53672-2009 формулирует требования к маркировке трубопроводной арматуры. Она должна быть нестираемой, и хорошо различаться. К обязательным обозначениям относятся следующие данные:

• Наименование производителя (или его торговый знак);
• Материал, из которого изготовлен корпус;
• Для арматуры с регламентированным направлением рабочей среды — стрелка, указывающая это направление;
• Значения PN, Pp, P при максимальной температуре рабочей среды (давление номинальное/рабочее/расчетное);
• Значение DN (номинальный диаметр);
• Для арматуры с маркировкой Pp должна быть указана максимальная температура рабочей среды.

Требования к запорной арматуре тепловых сетей

На тепловых сетях запорная арматура устанавливается:

• На всех выводах ТС от источника тепловой энергии, вне зависимости от диаметра магистрали и вида теплоносителя;
• На трубопроводах диаметром от 100 мм на расстоянии максимум 1000 метров друг от друга (водяные теплосети);
• В узлах ответвлений трубопроводов диаметром от 100 мм паровых и водяных тепловых сетей.

Требования к запорной арматуре тепловых сетей регламентируют материалы, из которых должны быть изготовлены те или иные устройства, устанавливаемые в определённых местах магистрали. Так, на выводе сети от источника тепла, на самой тепловой сети и на вводе в Центральные тепловые пункты должна устанавливаться только арматура из стали.

Не разрешено устанавливать запорную арматуру из серого чугуна на трубопроводах тепловых сетей в регионах с температурой воздуха ниже -10°С (кроме ТП и сетей горячего водоснабжения).

Разрешается использовать арматуру из бронзы и латуни на трубопроводах тепловых сетей, если температура рабочей среды (горячая вода) не превышает 200°С.

Требования к запорной арматуре, устанавливаемой на газопроводе

Требования к устанавливаемой на газопроводах запорной арматуре обусловлены особенностями и характеристиками транспортируемой по ним рабочей среды. Давление газа на магистральном газопроводе может достигать 100 кгс/см2, а температура на выходе из компрессорной станции — 120°С.

В составе газа имеются компоненты, способные вызывать коррозию металла, к таким относятся, например, сероводород и углекислый газ. Кроме того, в тех или иных пропорциях, в газе могут содержаться конденсированная вода, метанол, диэтиленгликоль, газовый конденсат, механические примеси.

Таким образом, к устанавливаемой на газопроводах арматуре выдвигаются следующие требования:

• Минимальное гидравлическое сопротивление;
• Герметичное отключение определённого участка, аппарата или сосуда от основного трубопровода, для безопасности проведения ремонтных работ;
• Соединения арматуры с трубопроводом, разъёмы корпуса и уплотнения должны быть полностью герметичны;
• Конструкция арматуры должна обеспечивать удобное обслуживание быстрое открытие/закрытие, а требуемое для этого усилие при ручном управлении не должно превышать допустимых значений;
• Диаметр запорной арматуры должен соответствовать диаметру трубопровода, для беспрепятственного прохода продувочных шаров и очистных ершей.

К арматуре, устанавливаемой на газо- и нефтепроводах, выдвигаются и требования по огнестойкости. Пожаробезопасность арматуры обеспечивается применением в её конструкции огнестойких материалов, герметичностью и специальными испытаниями на огнестойкость (ГОСТ Р 53672-2009, часть 4.3.3).

Испытания арматуры на соответствие требованиям по огнестойкости проводятся в т.н. «целлюлозном режиме», максимально соответствующем температурному режиму реального пожара. Условия такого режима горения определены ГОСТ 30247.0-94.

Методы контроля и испытания трубопроводной арматуры

Испытания арматуры на соответствие требованиям проводятся в испытательных лабораториях трубопроводной арматуры. Для этого используются испытательные стенды. Различные испытательные стенды трубопроводной арматуры используются для проверки соответствия тех или иных характеристик.

Так, стенд гидравлических испытаний трубопроводной арматуры применяется для испытания следующих характеристик:

• Плотность и прочность материала работающей под давлением арматуры и сварных швов;
• Прочность изделия в сборе;
• Герметичность.

В испытательной лаборатории трубопроводной арматуры используются также стенды горячих испытаний, искусственного климата, стенд определения гидравлических характеристик, вакуумный и пневматический стенды.

По результатам испытания трубопроводной арматуры оформляются соответствующие документы:

• Журнал испытаний трубопроводной арматуры;
• Протокол испытаний;
• Акт испытаний трубопроводной арматуры.

Образцы Акта испытаний трубопроводной арматуры и других документов приведены ниже:

• Рекомендуемая форма (образец) Акта испытаний трубопроводной арматуры

Распределительные газопроводы и их классификация

Газопровод является важным элементом системы газоснабжения, так как на его сооружение расходуется 70-80% всех капитальных вложений.

ИА Neftegaz.RU. В системах газоснабжения в зависимости от давления транспор­тируемого газа различают:

• газопроводы высокого давления I категории (рабочее давление газа от 0,6 до 1,2 МПа),
• газопроводы высокого давления II категории (рабочее давление газа от 0,3 до 0,6 МПа),
• газопроводы среднего давления (рабочее давление газа от 0,005 до 0,3 МПа),
• газопроводы низкого давления (рабочее давление газа до 0,005 МПа).

• Газопровод является важным элементом системы газоснабжения, так как на его сооружение расходуется 70-80% всех капитальных вложений.
• При этом от общей протяженности распределительных газовых сетей 80% приходится на газопроводы низкого давления и 20% — на газопроводы среднего и высокого давлений.
• Газопроводы низкого давления служат для подачи газа к жилым домам, общественным зданиям и коммунально-бытовым предприятиям.
• Газопроводы среднего давления через газорегуляторные пункты (ГРП) снабжают газом газопроводы низкого давления, а также промышленные и коммунально-бытовые предприятия.
• По газопроводам высокого давления газ поступает через газораспределительные установки (ГРУ) на промышленные предприятия и газопроводы среднего давления.
• Связь между потребителями и газопроводами различных давлений осуществляется через ГРП и ГРУ и ГРШ.
• В зависимости от расположения газопроводы делятся на наружные (уличные, внутриквартальные, дворовые, межцеховые) и внутренние (расположенные внутри зданий и помещений), а также на подземные (подводные) и надземные (надводные).
• В зависимости от назначения в системе газоснабжения газопроводы подразделяются на распределительные, газопроводы-вводы, вводные, продувочные, сбросные и межпоселковые.
• Распределительными являются наружные газопроводы, обеспечивающие подачу газа от магистральных газопроводов до газопроводов — вводов, а также газопроводы высокого и среднего давлений, предназначенные для подачи газа к одному объекту.
• Газопроводом-вводом считают участок от места присоединения к распределительному газопроводу до отключающего устройства на вводе.
• Вводным газопроводом (газопровод — ввод) считают участок от отключающего устройства на вводе в здание до внутреннего газопровода.
• Межпоселковыми являются распределительные газопроводы, проложенные между населенными пунктами и связывающие газопроводы различного назначения между собой.
• Внутренним газопроводом считают участок от газопровода-ввода (вводного газопровода) до места подключения газового прибора или теплового агрегата.
• В зависимости от материала труб газопроводы подразделяют на металлические (стальные, медные) и неметаллические (полиэтиленовые).
• Различают также трубопроводы с сжиженным углеводородным газом (СУГ), а также сжиженным природным газом (СПГ), при криогенных температурах.
• По принципу построения распределительные системы газопроводов делятся на кольцевые, тупиковые и смешанные.

В тупиковых газовых сетях газ поступает потребителю в одном направлении, т. е. потребители имеют одностороннее питание.

1. В отличие от тупиковых кольцевые сети состоят из замкнутых контуров, в результате чего газ может поступать к потребителям по 2м или нескольким линиям.
2. Надежность кольцевых сетей выше тупиковых.
3. При проведении ремонтных работ на кольцевых сетях отключается только часть по­требителей, присоединенных к данному участку.
4. В систему газоснабжения входят распределительные газопроводы всех давлений, газораспределительные станции (ГРС), газорегуляторные пункты и установки.
5. Все элементы систем газоснабжения должны обеспечивать надежность и безопасность подачи газа потребителям.
6. В зависимости от числа ступеней и давления газа в газопроводах, системы газоснабжения городов и населенных пунктов делятся на одно-, двух-, трех- и многоступенчатые.

Одноступенчатые системы газоснабжения обеспечивают подачу газа потребителям по газопроводам только одного давления, как правило, низкого (рис.5.1 )

Двухступенчатые системы газоснабжения (рис.5.2) обеспечивают распределение и подачу газа потребителям по газопроводам среднего и низкого или высокого и низкого давлений.

Трехступенчатая система газоснабжения позволяет осуществлять распределение и подачу газа потребителям по газопроводам низкого, среднего и высокого давлений.

Многоступенчатая система газоснабжения предусматривает рас­пределение газа по газопроводам высокого I категории (до 1,2 МПа), высокого II категории (до 0,6 МПа), среднего (до 0,3 МПа) и низкого (до 500 даПа) давлений.

Выбор системы газоснабжения зависит от характера планировки и плотности застройки населенного пункта.

• Устройство подземных распределительных газопроводов.
• Система газоснабжения должна быть надежной и экономичной, что определяется правильным выбором трассы газопровода, который зависит от расстояния до потребителя, ширины проездов, вида дорожного покрытия, наличия вдоль трассы различных сооружений и препятствий, а также от рельефа местности.
• Минимальная глубина заложения газопроводов должна быть не менее 0,8 м.
• В местах, где не предусматривается движение транспорта, глубина заложения газопровода может составлять 0,6 м.
• Расстояние от газопровода до наружной стены колодцев и камер подземных сооружений должно быть не менее 0,3 м.
• Допускается укладка 2х и более газопроводов в одной траншее на одном или разных уровнях.
• При этом расстояние между газопроводами в свету должно быть достаточным для их монтажа и ремонта.
• Расстояние по вертикали между подземными газопроводами всех давлений и другими подземными сооружениями и коммуникациями должно составлять:

• при пересечении водопровода, канализации, водостока, каналов телефонных и теплосети — не менее 0,2 м,
• электрокабелей и телефонных бронированных кабелей — не менее 0,5м,
• электрокабелей маслонаполненных (на 110-220 кВ) — не менее 1,0 м.

1. Допускается уменьшать расстояние между газопроводом и электрокабелем при прокладке их в футлярах.
2. При этом концы футляра электрокабеля должны выходить на 1 м по обе стороны от стенок пересекаемого газопровода.
3. При пересечении каналов теплосети, коллекторов, туннелей, каналов с переходом над или под ними следует предусматривать прокладку газопровода в футляре, выходящем на 2 м в обе стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений, а также проверку физическими методами контроля всех сварных стыков в пределах пересечения и на расстоянии 5 м в стороны от наружных стенок этих сооружений.
4. Запорную арматуру и конденсатосборники на газопроводах устанавливают на расстоянии не менее 2 м от края пересекаемой коммуникационной системы или сооружения.
5. Газопроводы в местах прохода через наружные стены зданий заключают в футляры диаметром не менее чем на 100-200 мм больше диаметра газопровода.