Согласно ГОСТ 21.610-85 продольные профили газопроводов изображают в виде разверток по осям газопроводов.

На продольном профиле газопровода наносят и указывают:

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

уровень грунтовых вод (штрихпунктирной тонкой линией);

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

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

данные о грунтах;

отметки верха трубы;

глубину траншеи от проектной и фактической поверхности земли;

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

буровые скважины.

Газопроводы диаметром 150 мм и менее допускается изображать одной линией.

Глубина заложения газопровода определяется в зависимости от вида газа, диаметра газопровода, глубины промерзания грунта, геологической структуры грунта и дорожного покрытия.

10 Автоматизация грпш

Для снижения давления с Р у =0,232 МПа до Р у =0,002 МПа предусмотрена установка шкафного газораспределительного пункта ГРПШ-04-2У1 с двумя линиями редуцирования (основной и резервной), регулятором давления РДНК-400, с газовым отоплением, с узлом учета расхода газа СГ-ЭКВз-Т-200/1,6.

Специфика систем газоснабжения определяет оснащение подсистемами автоматического регулирования технологических процессов и автоматикой безопасности, причем последней уделяют большое внимание, имея в виду требования охраны труда и надежности эксплуатации оборудования.

Автоматическое регулирование и поддержание заданного технологического режима значительно уменьшает число обслуживающего персонала. Кроме того, автоматизация улучшает условия труда обслуживающего персонала и способствует повышению его технического уровня. А самое главное обеспечивает безопасную и надежную эксплуатацию.

В зависимости от выполняемых функций автоматические устройства осуществляют: контроль, измерение, сигнализацию, защиту, управление, регулирование.

Автоматический контроль и измерения позволяют при помощи контрольно-измерительных приборов и оборудования непрерывно контролировать количественные и качественные показатели технологического процесса.

Под автоматическим управлением понимают автоматический пуск и остановку отдельных узлов оборудования.

Устройства автоматического управления делят на автоматические и полуавтоматические. В первом случае включение/отключение устройства происходит под действием импульсов, посылаемых датчиками, контролирующими режим технологического оборудования. Во втором случае включение устройств происходит при участии человека, нажатием кнопок и рычагов.

Под автоматическим регулированием понимают регулирование и поддержание рабочих параметров на заданном уровне.

В соответствии с этим, задачи которые должна осуществлять система автоматизации технологического процесса, заключаются в нижеследующем:

 автоматическое поддержание заданного значения параметра, в системе автоматизации ГРПШ данную задачу выполняет регулятор давления, который поддерживает заданное значение давления на заданном уровне.

 автоматическое управление узлами оборудования. В нашей системе автоматизации осуществляется с помощью контроллера;

 контроль за измеряемыми параметрами системы. Осуществляется с помощью датчиков давления и камерной диафрагмы, установленных на входе и на выходе из ГРПШ, реле давления, установленного на фильтре;

 сигнализация при отклонении параметров от заданных. Происходит в случае подачи сигнала на контроллер об отклонении параметров с реле давления, установленного на фильтре,

 полуавтоматические пуск и/или остановка отдельных узлов системы под контролем диспетчера (оператора). Обеспечивается нажатием кнопки «Пуск» на контроллере или щите КИПиА для переключения рабочего режима на резервную линию.

Функциональная схема автоматизации ГРПБ

Схема автоматизации ГРПШ предусматривает:

а) автоматическое поддержание давления газа на выходе из ГРПШ в заданных пределах;

б) измерение давления и температуры на входе и выходе из ГРПШ с выводом показаний на контроллер;

в) учет расхода газа потребителями с передачей данных диспетчеру;

На фильтре осуществляется контроль над перепадом давления. Измерение перепада давления осуществляется реле давления типа ИРД-80 РАСКО с диапазоном измерения от 0, 6 МПа до 0,3 МПа. Принцип работы реле перепада основан на постоянном измерении перепада давления «до и после» фильтра, если по какой-либо причине значение перепада давления изменилось, выдается сигнал на контроллер системы. При достижении нижнего уровня падения давления на контроллере срабатывает световая сигнализация, свидетельствующая о засорении фильтра в скором времени и его замене либо чистке. При достижении верхнего уровня перепада давления, автоматически срабатывает световая и звуковая сигнализации. Максимально допустимое значение перепада давления на кассете фильтра должно быть не более 5000 Па. Подача газа потребителям, на время ремонта фильтра на основной линии, осуществляется по резервной линии. Для переключения рабочего режима на резервную линию служит полуавтоматический пуск с импульсом на задвижку с электроприводом кнопкой на контроллере и щите КИПиА, а также пусковой аппаратурой, расположенной непосредственно в помещении ГРПШ.

Учет расхода газа осуществляется турбинным счетчиком газа типа СТГ16Э. Турбинный счетчик газа СТГ предназначен для измерения объёма стационарных потоков газа в газораспределительных станциях, газорегуляторных пунктах, котельных и т.д. с целью коммерческого учёта расхода природного и других неагрессивных газов при давлении до 1,6 Мпа. Принцип действия счетчика основан на использовании энергии потока газа для вращения первичного преобразователя расхода счетчика – турбины.

Газ направляется через струевыпрямитель на турбину и приводит ее во вращение. Частота вращения турбины пропорциональна расходу газа. Вращение турбины через магнитную муфту передается на отсчетное устройство, которое суммирует число оборотов турбины и показывает количество прошедшего через счетчик газа в м 3 в рабочих условиях.

Магнитный датчик импульсов обеспечивает дистанционную передачу сигналов на регистрирующие электронные устройства, которые могут быть подключены к контактам разъема счетчика, количество импульсов пропорционально объему газа, прошедшему через счетчик в м 3 в рабочих условиях.

Отсчетное устройство имеет возможность разворачиваться вокруг вертикальной оси для обеспечения удобства считывания показаний счетчика.

При появлении мощного внешнего магнитного поля контакты одного из герконов размыкаются, что может быть использовано для сигнализации об аварии или несанкционированном вмешательстве.

Система снижения давления газа в ГРПШ и поддержания его на заданном уровне выполнена с помощью специально настраиваемых регуляторов давления на каждой (рабочей и резервной) линии редуцирования от 0,6 МПа до 0,4 кПа. Все линии имеют одинаковое оборудование: последовательно установленные входной запорный кран, рабочий регулятор давления и выходной запорный кран.

Рисунок 10.2 – Регулятор давления РДНК 400.

1 - импульсная трубка; 6, 20, 21, 27, 33 - пружины; 4, 18 - мембрана; 7 - нажимная гайка; 8 - стакан; 9 - мембранная камера; 10 - хомут; 11 - корпус; 12 - рабочий клапан; 13 - седло; Т - выходной патрубок; 15 - фиксатор; 19 - отключающее устройство; 22, 23 - регулировочные гайки; 25 - пробка; 26, 31 - штоки; 28 - отсечной клапан; 29 - тройник; 32 - рычажной механизм; 41 - исполнительный механизм; Н - входной патрубок.

Регулятор состоит из регулятора давления и автоматического отключающего устройства. РДНК–400 имеет встроенный предохранительный сбросной клапан, расположенный в мембранном узле регулятора с настройкой 1,15 Р вых. Седло 13 регулятора, расположенное в корпусе 11, является одновременно седлом рабочего 12 и отсечного 28 клапанов. Рабочий клапан посредством штока 31 и рычажного механизма 32 соединен с рабочей мембраной 4. Сменная пружина 6 и нажимная гайка 7 предназначены для настройки выходного давления. Отключающее устройство 19 имеет мембрану 18, соединенную с исполнительным механизмом 41, фиксатор 15 которого удерживает отсечной клапан 28 в открытом положении. Настройка отключающего устройства осуществляется сменными пружинами 20 и 21.

Подаваемый к регулятору газ среднего и высокого давления, проходя через зазор между рабочим клапаном и седлом, редуцируется до низкого давления и поступает к потребителю. Импульс от выходного давления по трубопроводу поступает из выходного трубопровода в подмембранную полость регулятора и на отключающее устройство. При повышении или понижении настроечного выходного давления сверх заданных значений фиксатор 15 усилием на мембране 18 выводится из зацепления, и клапан 28 перекрывает седло 13. Поступление газа прекращается. Пуск регулятора в работу производится вручную после устранения причин, вызвавших срабатывание отключающего устройства.

ПСК предназначен для сброса газа за регулятором в случае кратковременного повышения давления газа сверх установленного не более чем на 5% и полное открытие при превышении этого давления не более чем на 15%. Газ из сети через входной патрубок корпуса входит в над мембранную полость. При установившемся режиме контролируемое давление газа в установленных пределах уравновешивается настроенной пружиной и клапан герметично закрыт.

Когда давление газа в сети (также и в над мембранной полости) превысит предел настройки, мембрана 6, преодолевая усилия пружины 4, опустится вместе с клапаном 3, открывая при этом выход газа в атмосферу через выходной патрубок.

Сброс газа произойдет до снижения давления в сети ниже настроенного, после чего под действием пружины 4 клапан 3 закроется.

Рисунок 10.2 – Предохранительно сбросной клапан типа ПСК 50.

1 - корпус; 2 - крышка; 3 - клапан с направляющей; 4 - пружина; 5- регулировочный винт; 6 - мембрана; 7 - тарелка; 8 - тарелка пружины.

При достижении верхнего уровня давления после регулятора давления, клапан ПСК полностью закрывается на рабочей нитке редуцирования и полностью открывается на сбросном трубопроводе. При достижении нижнего пределов давления на щите и контроллере срабатывает световая сигнализация, при верхнем пороге давления световая и звуковая сигнализации.

Если при полном закрытии клапана ПСК на рабочей линии, давление после регулятора продолжает расти, в работу включается предохранительно-запорный клапан ПЗК, настраиваемый также на верхний и нижний пределы давлений. При достижении высокого или низкого порога давлений (после регулятора давления), срабатывает импульс на закрытие ПЗК с выводом световой и звуковой сигнализации на контроллер и щит КИПиА.

У нас вы можете заказать построение профиля.

Продольный профиль составляется по результатам расчета элементов трассы (плановая часть) и нивелирования трассы по пикетажу (профильная часть) на миллиметровой бумаге шириной 297мм или 594мм.

Продольный профиль имеет 2 масштаба: горизонтальный (для дорог обычно 1:5000 и 1:2000) и вертикальный в 10 раз крупнее горизонтального (для автодорог соответственно 1:500 и 1:200).

фактическим профилем трассы.

8. В графе «План прямых и кривых» проводят среднюю линию и на ней строят в горизонтальном масштабе профиля точки трассы по их пикетажным значениям: пк 0, все НК и КК, Кмр. Точки НК и КК отделяют вертикальными линиями, ме

Tags: Как, построить, продольный, профиль, трассы, газопровода

Ссылка на скачивание программы: Система Трубопровод...

Продольный и поперечный профиль трубопровода | Автор топика: Mayuranki

У нас вы можете заказать отдельно построение продольного профиля.

Продольный профиль – вертикальный разрез местности вдоль трассы – используется для проектирования линейного сооружения, для подсчета объемов земляных работ при его строительстве.

Продольный профиль составляется по результатам расчета элементов трассы (плановая часть) и нивелирования трассы по пикетажу (профильная часть) на миллиметровой бумаге шириной 297мм или 594мм. Продольный профиль имеет 2 масштаба: горизонтальный (для дорог обычно 1:5000 и 1:2000) и вертикальный в 10 раз крупнее горизонтального (для автодорог соответственно 1:500 и 1:200).

На продольном профиле размещают фактические (полученные в результате измерений) и проектные (полученные в результате разработки проекта) данные, которые располагают в специальных графах, образующих так называемую сетку профиля. Содержание и расположение граф в сетке профиля определяется видом линейного сооружения.
Сетка любого продольного профиля состоит из трех частей:

Фактических данных – результатов разбивки и нивелирования пикетажа;

Проектных данных в горизонтальной плоскости (в плане) -результатов расчета элементов трассы и круговых кривых;

Проектных данных в вертикальной плоскости (в профиле) -результатов расчета длин проектных прямых, их уклонов и вертикальных кривых, сопрягающих наклонные линии.

В самом общем виде сетка профиля трассы автодороги с примерным расположением граф показана на рис. 1.9.

Продольный профиль строится в такой последовательности:

1. Вычерчивают сетку профиля на миллиметровой бумаге и над ней подписывают принятые масштабы профиля: горизонтальный и вертикальный.

2. В графе «Расстояния» строят 100-метровые отрезки (пикеты) и плюсовые точки в горизонтальном масштабе профиля (для масштаба 1:5000 это отрезки по 2 см, для масштаба 1:2000 – по 5 см). Внутри каждого пикета выписывают расстояния между соседними плюсовыми точками, отделяя их вертикальными линиями, которые продолжают над верхней линией профиля. Сумма расстояний внутри пикета должна быть равна 100 м.

3. В графе «Пикеты» подписывают номера пикетов 0, 1, 2, … и т.д.

4. В графе «Отметки земли» выписывают из «Журнала нивелирования трассы» на продолжении вертикальных линий графы «Расстояния» отметки, округленные до 1 см, соответствующих пикетов и плюсовых точек.

5. Определяют высоту верхней линии сетки профиля, от которой будут откладываться фактические высоты осевых точек трассы – условный горизонт УГ. Значение УГ должно быть кратным 5 м и таким, чтобы самая низкая точка трассы расположилась выше линии У Г как минимум на 5 см для возможности размещения геологических данных. То есть для определения У Г из наименьшей отметки осевой тонки трассы следует отнять пятикратную величину именованного вертикального масштаба и полученное число округлить с уменьшением до числа, кратного 5 м (на рис. 1.9 минимальная отметка равна 163.30, пятикратная величина именованного вертикального масштаба 2м*5 = \Ъм и число 153.30, округленное с уменьшением до кратного 5 м, будет равно 150.00, т.е. УГ – 150.00).

6. От линии У Г вверх откладывают в принятом вертикальном
масштабе профиля на соответствующих линиях отрезки, равные разности
высот точек трассы и условного горизонта. Концы построенных отрезков
соединяют прямыми линиями и получают ломаную линию, которая является
фактическим профилем трассы.

7. В графе «План трассы» проводят среднюю линию – вытянутую ось дороги и на ней строят в горизонтальном масштабе профиля все вершины углов ВУ по их пикетажным значениям и биссектрисам Б, обозначая углы поворота трассы стрелкой, причем биссектрисы Б откладывают от оси в сторону, противоположную углу поворота трассы. Кроме того, в обе стороны от оси дороги строят горизонтальный план полосы вдоль трассы по данным пикетажного журнала.

8. В графе «План прямых и кривых» проводят среднюю линию и на ней строят в горизонтальном масштабе профиля точки трассы по их пикетажным значениям: пк 0, все НК и КК, Кмр. Точки НК и КК от

Профиль подземного газопровода строим от места врезки в уличную сеть ПК0 до ввода в жилой дом. Согласно СНиП 41-01-2002 внутриквартальный газопровод должен быть проложен с уклоном не менее: 1) 2‰ в сторону уличной магистрали, для сухого газа; 2) 3 ‰ для влажного газа.

Если в соответствии с профилем местности невозможно проложить весь газопровод с уклоном в сторону уличной магистрали, то в точке (ПК… +) выполнен излом газопровода в сторону уличной сети с уклоном 2 ‰. Вся остальная сеть проложена параллельно рельефу местности с расчетным уклоном (с установкой в низких точках конденсатосборников).

Пример построения профиля подземного газопровода ПК…÷ПК Глубина заложения газопровода определяется в зависимости от вида газа, d газопровода, глубины промерзания грунта, геологической структуры грунта и типа дорожного покрытия.

1.Согласно СНиП 42-01-2002 п. 5.2.1. прокладку газопроводов следует осуществлять на глубину не менее 0,8 м до верха газопровода.

2.п. 5.6.4 Глубина прокладки газопроводов в грунтах неодинаковой степени пучинистости, а также в насыпных должна быть приниматься до верха трубы – не менее 0,9 нормативной глубины промерзания но не менее 1 м.

При равномерной пучинистости грунтов глубина прокладки газопровода до верха трубы должна быть:

а) не менее 0,7 нормативной глубины промерзания (0,7Нир), но не менее 0,9м для среднепучинистых грунтов.

б) не менее 0,8 нормативной глубины промерзания (0,8Нир), но не менее 1,0 м для сильно и чрезмерно пучинистых грунтов.

Так как газопровод транспортируем осушенный газ и размещен:

1. в непучинистых грунтах, то оптимальная глубина заложения составит:

Н 0 =0,8+d с.ч.з. (1.16)

2. в среднепучинистых грунтах.

Н 0 =0,7Нир +d с.ч.з. , но не менее 0,9м до верха трубы. (1.17)

3. в сильно пучинистых грунтах.

Н 0 =0,8Нир + d с.ч.з. , но не менее 1,0 м до верха трубы.

Где Нир – глубина промерзания грунта для данного района проектирования, м.

d с.ч.з. – максимальный диаметр сети с учетом толщины изоляции, м.

При проектировании профиля трассы газопровода следует стремиться к тому, чтобы глубина заложения газопровода была близка к оптимальной.

В соответствии с профилем местности разбиваем всю трассу на участки, имеющие свои уклоны дна траншей. В ключевых точках этих участков задаемся оптимальной глубиной заложения газопровода.

Определяем отметку дна траншеи в этих точках.

Z дн.тр.н = Z з.н. – H 0 (1.18)

Z дн.тр.к = Z з.к. – H 0

Где: Zдн.тр.н, Zдн.тр.к, - отметки дна траншеи в начале и конце участка, м.

Zз.н, Zзн, - отметки поверхности земли в начале и конце участка, м.

Определяем уклоны дна траншеи по участкам:

i = (Z дн.тр.н - Z дн.тр.к)/l уч * 1000 (1.19)

где l уч – длина расчетного участка, м.

глубина заложения газопровода в промежуточных точках определяется следующим образом:

а) Определяем отметки дна траншеи в промежуточных точках:

Z дн.тр.(н+1) = Z дн.тр.к ± ((i*l1) / 1000) (1.20)

Z дн.тр.(н+2) = Z дн.тр.к ± ((i*l2) / 1000)

Где l1,l2 – расстояние от начала участка до расчетной точки, м

б) Определяем глубину заложения:

Н(н+1) = Z з.(н+1) - Z дн.тр.(н+1) ( 1.21)

Аналогично рассчитываются все промежуточные точки на каждом участке. При этом глубина заложения во всех промежуточных точках не должна быть менее Н0.

В этой статье мы рассмотрим, как правильно выполнить проектную документацию, подлежащую государственной или негосударственной экспертизе.

Проект выполнен на основании заключенного договора технического присоединения согласно . Разрабатывается только газовая часть, полностью разделы ПЗ; ППО; ТКР.

Проектируем в программе AutoCAD, максимальным размером листа будет А3 (некоторые листы можно объединить в более больший формат, но мы будем придерживается заданного).

Перед началом разработки проекта на газопровод, необходимо получить исходные документы от заказчика:
1) геодезические и геологические изыскания, с момента выдачи которых не прошло более 2 лет, иначе их нужно пересогласовать. В геодезических изысканиях разработана топографическая съемка, на которой будем проектировать газопровод.

2) технические условия, выданные газораспределительной организации;
3) задание на проектирование выданные заказчиком;
4) проект планировки территории и проект межевания территории, утвержденные с администрацией города (района);
5) справка о климатических условия и фоновых концентрациях для разработки раздела «Мероприятия по охране окружающей среды»;
6) перечень исходных данных и требований для разработки ИТМ ГОЧС для разработки раздела «Мероприятия по обеспечению пожарной безопасности»;
7) согласованный с заказчиком акт выбора трассы, на предоставленной топосьемке наносим трассу газопровода, подписываем всеми заинтересованными сторонами чтобы в дальнейшем не возникло ситуаций, что газопровод подразумевался в другом месте)).

Разрабатываем: Том 1, Пояснительная записка (ПЗ)

Все начинается с оформления титульных листов, которые выполняются на основании .

Определяем состав проектной документации, для это используем практическое пособие « », Санкт-Петербург 2012 год.

Данный проект не предусматривает установку зданий, сооружений (ШРП, ГРУ и т.д.) и работ по сносу (демонтажу) объектов, поэтому в примечании к пунктам:

Том 4, ИЛО «Здания, строения и сооружения, входящие в инфраструктуру сети газораспределения»;

Том 6, ПОД «Проект организации работ по сносу (демонтажу) объектов при строительстве сетей газораспределения».

указываем что они не разрабатываются .

Данный лист для всех разделов будет одинаков.

Пишем текстовую часть к разделу «Пояснительная записка».

Много лишнего писать не нужно, даже если вы не укажите некоторые пункты нормативной документации (ГОСТов, СНиПов и т.д.), это не обозначает что их применение не обязательно, для монтажников их никто не отменял. Самое главное привести информацию, описанную в пособии.

Дополняем раздел исходными данными, описанными в содержании к разделу. Раздел ПЗ выполнен.

Разрабатываем: Том 2, Проект полосы отвода (ПЗ)

Оформляем титульные листы.

Оформляем содержание ППО.

Пишем текстовую часть к разделу «Проект полосы отвода».

Разрабатываем лист «Общие данные», в моем случае их будет два, начало и окончание.

Разрабатываем лист «Топографическая карта-схема прохождения трассы газопровода»
На чертеже указывают точку присоединения, трассу газопровода, его давление и диаметр.
Чертеж разрабатывается в масштабе 1:500 , на основании ГОСТ 21.610-85.

Разрабатываем лист «План наружного газопровода».
На чертеже рисуем в масштабе план газопровода согласно ГОСТ 21.610-85, указываем подробно все необходимые детали, координаты точки подключения, углов и заглушки. Указываем отключающие устройства, пикетируем трассу. Обозначаем на трассе газопровод, давление, материал и диаметр. Выдерживаем допустимые минимальные расстояния газопровода от зданий, инженерных коммуникаций, колодцев, деревьев указанные в приложении «В» . Указываем в примечании листы на которые ссылается данный чертеж.

Разрабатываем лист «Профиль наружного газопровода».
На чертеже рисуем в масштабе продольный профиль газопровода, в моем чертеже я немного дополнил базовую таблицу, опубликованную в ГОСТ 21.610-85, замечаний не поступало, а вот удобнее стало намного, быстрее выполнить раздел "Смета" и более нагляднее и детальнее для строителей.

На профиле в масштабе (по горизонтали 1:500, по вертикале 1:100) указываем все пересекающие коммуникации, их отметки прохождения, выдерживаем минимальные расстояния, указанные в приложении «В» СП 42-101-2003.

Переносим данные о проделанных скважинах при проведении геологических работ, информацию берем из отчета инженерно-геологических изысканий (ИГИ). На основании выводов и рекомендации ИГИ, определяем глубину заложения газопровода, .

Для установки отключающего устройства в подземном исполнении делаем горизонтальный участок газопровода, обозначаем выносками диаметр отключающего устройства, ковер, номер разрабатываемого узла. Показываем на газопроводе неразъёмные соединяющие устройства полиэтилен-сталь, заполняем строку обозначение трубы характеристиками наших газопроводов.

Высчитываем отметку верха трубы газопровода, отметку дна траншеи ее глубину. Высчитываем уклон газопровода, .

Расставляем пикеты и расстояния между нужными нам моментами на газопроводе.

В примечании чертежа указываем дополнительную информацию и ссылки на другие листы проекта.

Разрабатываем лист «Спецификация оборудования и материалов».
Указываем на листе применяемые в проекте материалы, их количество и массу. Если на чертежах имеются отдельные спецификации, то ссылаемся на них в примечании.

Раздел ППО выполнен.

Разрабатываем: Том 3, Технологические и конструктивные решения сети газораспределения. Искусственные сооружения (ТКР)

Оформляем титульные листы.

Лист состава проектной документации выполнили в томе ПЗ.
Оформляем содержание ТКР.

Пишем тестовую часть раздела ТКР

Разрабатываем узел 1 «Установка отключающего устройства Ду50мм в подземном исполнении», с отдельной спецификацией, на который мы ссылались в ППО.С.
Чертеж выполнен не в масштабе. Отключающим устройством выберем задвижку AVK клиновую полнопроходную со стальными сварными патрубками для природного газа Ду50 мм.

Нужные сертификаты на AVK имеются, и прикладываются в ПЗ.

Прикладываем копии серии 5.905-25.05 выпуск 1, часть 2, «Врезка газопровода приспособлением ПВГМ-09. Сборочный чертеж», предварительно зачеркиваем на них все ненужное.

Накладываем на них табличку, где указывается шифр проекта, разработчик и его подпись.

Прилагаемый документ

Прилагаемый документ

Осметив все работы и материалы, проектная документация проходит процедуру согласования в газораспределительной организации выдавшей технические условия на присоединение к газопроводу.
Получив положительное заключение далее проектная документация отправляется на прохождение государственной экспертизы, которая проводиться от 1 до 3 месяцев, с последующей выдачей заключения.
При отрицательном заключении, выдается перечень замечаний, после устранения которых, проводится повторная экспертиза, бывают случаи когда проект проходит эту процедура 3-4 раза.

Данный проект прошел экспертизу с первого раза!
Удачного проектирования, коллеги!

Все применяемые файлы и чертежи можно скачать бесплатно, проектная документация "Газопровод природного газа до границ земельного участка" (постановление 1314) .

Продольные профили газопроводов изображают в виде разверток по осям газопроводов.

На продольном профиле газопровода наносят и указывают:

• - поверхность земли (фактическую отметку земли - сплошной тонкой линией);
• - уровень грунтовых вод (штрихпунктирной тонкой линией);
• - пересекаемые автомобильные дороги, железнодорожные и трамвайные пути, кюветы, а также другие подземные и надземные сооружения в виде упрощенных
• - контурных очертаний - сплошной тонкой линией, коммуникации, влияющие на прокладку проектируемых газопроводов, с указанием их габаритных размеров и высотных отметок;
• - колодцы, коверы, эстакады, отдельно стоящие опоры и другие сооружения и конструкции газопроводов в виде упрощенных контурных очертаний наружных габаритов - сплошной тонкой линией;
• - данные о грунтах;
• - отметка верха трубы;
• - глубину траншеи от проектной и фактической поверхности земли;
• - футляры на газопроводах с указанием диаметров, длин и привязок их к осям дорог, сооружениям, влияющим на прокладку проектируемых газопроводов, или к пикетам;
• - буровые скважины, газопроводы диаметром 150мм и менее допускается изображать одной линией.

Под продольным профилем газопровода помещают таблицу.

Допускается, при необходимости, дополнять таблицы другими строками, например, “Характеристика грунта: просадочность, набухание”, “коррозионность”.

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

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

Принятые масштабы продольных профилей указывают над боковиком таблицы.

Линия условного горизонта проводится на расстоянии 12 см. от нижнего края листа и на 6-7 см. от левого края. Ниже линии условного горизонта строится сетка продольного профиля, размеры и названия граф которой берем в соответствии с ГОСТ 21.610-85 по форме 1.

Графы сетки профиля при проектировании линейного сооружения заполняются в следующем порядке. Вначале заполняется графа “Расстояния”. Она разбивается на интервалы при помощи вертикальных черточек - ординат согласно расстояниям между пикетами и плюсовыми точками в соответствующем масштабе. Расстояния в графу выписываются только тогда, когда между пикетами есть плюсовые точки, причем сумма длин отрезков, на которые разбито пикетное расстояние, должна быть равна ста метрам.

В графе “Пикеты” подписываются номера пикетов.

В графу “Отметки земли фактическая” выписываются отметки пикетов и плюсовых точек.

В графу “План трассы” наносят в масштабе ситуацию, снятую вдоль трассы. Ось трассы изображается прямой линией, а повороты показываются стрелками с обозначением величины поворота.

Остальные графы сетки заполняются в процессе проведения проектной линии сооружения.

Для построения продольного профиля трассы вначале нужно задать отметку линии условного горизонта. Она выбирается кратной 10 м таким образом, чтобы низшая точка профиля была выше линии условного горизонта на 4 - 10 см. Далее, на линии условного горизонта отмечаются положения пикетов и плюсовых точек, восстанавливаются перпендикуляры к ней из этих точек и откладываются в соответствующем масштабе.

Продольный профиль газопровода см. Лист 1 и Лист 2.