Рекультивация полигона ТБО - Схема газификации

3_06-02-0083-19-ГСН3_профиль.dwg

М 1:500 по горизонтали i0.01
М 1:100 по вертикали
Отметка земли проектная
Отметка земли фактическая
Обозначение трубы и тип изоляции
Продольный профиль Г3-Г2
X=535895.91 Y=1331513.66
Песчаное основание 0
Труба ПЭ100 ГАЗ SDR11 100х10 ГОСТ Р 58121.2-2018
Траншея Г3 в разрезе
ПК0 газопровод Г3 Подключение к газопроводу Г3 природного газа высокого давления II кат. до 0
МПа труба ГАЗ D225х20.5мм ПЭ100 SDR11 переход электросварной ПЭ-100 SDR11 225×110мм
газопровод Г3 футляр FT-200 с контрольной трубкой под ковер длина 12
Выход газопровода Г3 из земли. Установка УГРШ-50В-2-ЭК-М-Т в ограждении. Подключение ст.108х4
ПК0' газопровод Г2 Выход после УГРШ. Подключение ст.108х4 переход ст.219х4
газопровод Г2. Ответвление газопровода на ЭЦ Г2 среднего давления 0
МПа. Труба стальная 159х4
кран КШГ 71.103.150.
Труба ПЭ100 ГАЗ SDR11 250х22
газопровод Г2. Отвод газопровода на УГРШ. Переход ст.108х4
Установка УГРШ(К)-50С-2ДМ-Г на стене котельной.
X=535877.41 Y=1331564.87
Кран кран КШГ 71.103.100 на ответление котельной
ГОСТ 10704-91В-10 ГОСТ 10705-80*
Переход ПЭ-сталь 250219 Выход газопровода Г2 из земли среднего давления 0
Г3-труба ПЭ-100 ГАЗ SDR 11 - 110×10
ПК0'+30 газопровод Г2. Ответвление газопровода на ЭЦ Г2 среднего давления 0
ПК0+26 газопровод Г3 переход ПЭ-сталь 110108
Газопровод Г2-1. Выход из УГРШ ст.108х4
кран КШГ 71.103.150. Вход газопровода в котельную Г2-1 среднего давления 0
Газопровод на котельную. Труба ст.108х4
Газопровод Г2 коллектор для ГПУ среднего давления 0
длина 37м. Труба стальная 159х4
заглушка ст.159 Ответвления на ГПУ - 6шт
кран шаровый КШГ50 - 6шт
газопровод Г2 Переход сталь-ПЭ 219250
Г2-труба ПЭ-100 ГАЗ SDR 11 - 250×22.7
Траншея Г2 в разрезе
Примечание 1. Подключение к газопроводу Г3 природного газа высокого давления II кат. до 0
МПа труба ГАЗ D225х20.5мм ПЭ100 SDR11 переход электросварной ПЭ-100 SDR11 225×110мм. i-1
При надземной прокладке окрашивать эмалью желтого цвета ПФ-115 в два слоя по грунтовке ГФ-021 из двух слоев. 4. Неразъемное соединение должно укладываться на основание из песка (кроме пылеватого) длиной по 1
м в каждую сторону от соединения
м и присыпаться слоем песка на высоту не менее 0
м. 5.* - отметки уточнить по месту. 6. Отключающие устройства предусматриваются по месту. Расстояние от дверных и открывающихся оконных проемов до отключающего устройства
размещаемого на фасаде здания
предусмотреть не менее 1
м. 7. При строительстве выполнить водоотлив из траншеи.
Условные обозначения:
- трасса газопровода
- проектная отметка земли
- натурная отметка земли

1_06-02-0083-19-ГСН3.dwg

Рабочая документация "Строительство третьей очереди комплекса по переработке и утилизации ТКО «Алексинский карьер»" разработана на основании: i-1
- задания на проектирование по разработке проектной и рабочей документации; i-3
Проект выполнен с учетом требований: i-1
- Постановления Правительства РФ от 16.02.2008 N 87 (ред. от 21.04.2018) "О составе разделов проектной документации и требованиях к их содержанию"; - СП 62.1330.2011* "Газораспределительные системы. Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002"; - СП 42-101-2003 "Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб"; - СП 42-102-2004 "Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб"; - СП 42-103-2003 "Проектирование и строительство газопроводов из полиэтиленовых труб и реконструкция изношенных газопроводов"; - ГОСТ 9.602-2016 "Единая система защиты от коррозии и старения (ЕСЗКС). Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии"; - РД 153.39.4.091-01 "Инструкция по защите городских подземных трубопроводов от коррозии"; - СО 153.34.21.122-2003 "Инструкция по устройству молниезащиты зданий
сооружений и промышленных коммуникаций". i-3
Целевое назначение газопроводов - подача природного газа для нужд энергоцентра. l10
· Данной документацией приняты следующие технические решения в отношении подводящего газопровода к энергоцентру и котельной: · подключение к полиэтиленовому подземному газопроводу диаметром 225мм в точке подключения; · установка перехода ПЭ-100 SDR11 225×110мм; · прокладка газопровода высокого давления II категории Г3 труба ПЭ-100 ГАЗ SDR 11 - 110×10 с коэффициентом запаса прочности 3
; · установка футляра в месте пересечения с коммуникациями электроснабжения и водоснабжения FT-350 длина 12
м; · переход полиэтилен-сталь и прокладка подземного и надземного газопровода высокого давления диаметром 108х4
мм по ГОСТ 10704-91 "Сортамент"
ГОСТ 10705-80* (группа В) "Технические условия"
изготовленного из ст.10 ГОСТ 1050-2013 в месте установки ШРП протяженностью L=6м; · переход ст.108 на ст.89; · кран КШГ 71.103.80 с изолирующим соединением; · установка ШРП УГРШ-50В-2-ЭК-М-Т полной заводской готовности с основной и резервной линиями редуцирования с узлом учета
в ограждении с заземлением и молниезащитой; · кран КШГ 71.103.100 с изолирующим соединением; · прокладка надземного стального газопровода среднего давления диаметром 108х4
изготовленного из ст.10 ГОСТ 1050-2013 на выходе газопровода из ШРП протяженностью L=1
м; · переход ст.108х219; · прокладка надземного и подземного в усиленной изоляции стального газопровода среднего давления диаметром 219х4
м; · прокладка подземного полиэтиленового газопровода Г2 среднего давления от ШРП до выхода газопровода из земли на территории энергоцентра у эстакады трубопроводов - труба ПЭ-100 ГАЗ SDR 11 - 250×22.7 с коэффициентом запаса прочности
; · установка перехода полиэтилен-сталь 250219; · выход газопровода среднего давления Г2 из земли - труба стальная 219х4
; · установка на ответвлении на энергоцентр - кран КШГ 71.102.150; · установка на ответвлении на котельную - кран КШГ 71.102.100; · прокладка надземного стального газопровода среднего давления диаметром 159х4
изготовленного из ст.10 ГОСТ 1050-2013 до ГПУ L=37
установка заглушки ст.159; · прокладка ответвлений надземного стального газопровода среднего давления диаметром 57х3
изготовленного из ст.10 ГОСТ 1050-2013 до ГПУ 6х7
установка на ответвлениях кранов КШГ 71.102.50 - 6шт и изолирующих фланцевых соединений ИФС DN50 - 6шт; · прокладка до ШРП котельной надземного стального газопровода среднего давления диаметром 108х4
изготовленного из ст.10 ГОСТ 1050-2013 до УГРШ(К)-50С-2ДМ-Г; · переход ст.108х89; · установка ШРП УГРШ(К)-50С-2ДМ-Г полной заводской готовности с основной и резервной линиями редуцирования; · прокладка надземного стального газопровода среднего давления диаметром 108х4
изготовленного из ст.10 ГОСТ 1050-2013 до ввода в котельную
установка изолирующего фланцевого соединения ИФС переход ст.108х159; ввод в котельную. l8
Для снижения давления с высокого II категории (0
МПа) до среднего давления (0
МПа) для работы газовых поршневых установок проектом предусмотрена установка шкафного газорегуляторного пункта ШРП полной заводской готовности с основной и резервной линиями редуцирования
марки УГРШ-50В-2-ЭК-М-Т на базе регулятора давления газа РДК-ЭКФО-50В
редуцирующего давление до 0
МПа. В проектируемом ШРП расположен коммерческий узел учета природного газа
поступающего на территорию комплекса. В качестве узла учета газа предусмотрен измерительный комплекс СГ-ЭКВз-Р-0
кПа) на базе ротационного счетчика газа RABO G250 с диапазоном расширения (1:65)
с коммуникационным блоком АКСОН-XL с БПЭК-02МТ с кабелем КАО-USB с предохранительной шайбой при P=0
МПа диапазон измерений 65 1300м3ч. 5. Для снижения давления до необходимого для работы котельной с 0
МПа (30кПа) проектом предусмотрена установка шкафного газорегуляторного пункта ШРП полной заводской готовности с основной и резервной линиями редуцирования марки УГРШ(К)-50С-2ДМ-Г на базе регулятора давления газа РДК-5030С1
МПа. 6. Соединения полиэтиленовых газопроводов со стальными (место присоединения
выходы газопроводов из земли) приняты неразъемными
заводского изготовления «полиэтилен-сталь». 7. Глубина заложения газопровода принята не менее 1
м до верха трубы. При прокладке подземного газопровода открытым способом проектом предусмотрена песчаная подсыпка и подбивка тела газопровода толщиной 10 см и песчаная засыпка газопровода на толщину 20 см над верхней образующей трубы. 8. Траншеи и котлованы закрепляются в зависимости от глубины в соответствии со СНиП 3.02.01-87 «Земляные сооружения
основания и фундаменты» инвентарными щитами и шпунтом
рекомендаций заключения о инженерно-геологических изысканиях и в соответствии с разделом «Проект организации строительства». 9. Для газораспределительных сетей устанавливаются следующие охранные зоны: вдоль трасс наружных газопроводов - в виде территории
ограниченной условными линиями
проходящими на расстоянии 2 метров с каждой стороны газопровода; вокруг отдельно стоящего газорегуляторного пункта - в виде территории
ограниченной замкнутой линией
проведенной на расстоянии 10 метров от границ объекта. 10. Для определения местонахождения газопроводов на постоянных ориентирах устанавливаются опознавательные знаки (Указатели расположения подземных сетевых сооружений). Указатели расположения подземных сетевых сооружений устанавливаются для определения расположения углов поворота трассы
мест изменения диаметра
установки арматуры и сооружений
принадлежащих газопроводу. 11. Для обозначения трассы газопровода
при прокладке открытым способом
предусмотрена укладка полиэтиленовой сигнальной ленты желтого цвета шириной не менее 0
м с несмываемой надписью: «ОГНЕОПАСНО! ГАЗ»
м от верхней образующей газопровода. На участках пересечений газопровода с подземными инженерными коммуникациями укладка сигнальной ленты вдоль газопровода предусмотрена дважды на расстоянии не менее 0
м между собой и на 2
м в обе стороны в свету от пересекаемого сооружения. 12. При параллельной прокладке и пересечении газопровода с электрокабелями и высоковольтными линиями
сооружениями связи и проводного вещания следует руководствоваться требованиями ПУЭ и «Правил техники безопасности при работах на кабельных линиях связи и проводного вещания». 13. Перед испытанием на герметичность внутренняя полость газопроводов должна быть очищена. Очистка полости наружных газопроводов производится в два этапа: на первом этапе очищаются трубы (секции) перед сваркой в плети
на втором этапе производится продувка законченного строительством газопровода. 14. Для очистки участки газопроводов до Ду 200 мм продувать сжатым воздухом. Величины испытательных давлений для газопровода в соответствии с СП 62.13330.2011 (Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002) «Газораспределительные системы». 15. Для пассивной защиты стальных участков газопровода предусматривается: i-1
725;- «весьма усиленная» изоляция подземного газопровода согласно ГОСТ 9.602; - установка изолирующих фланцевых соединений на выходе газопровода из земли; - покрытие надземных участков газопровода слоем грунтовки и эмалью. i-3
Защита полиэтиленового газопровода от электрохимической коррозии не требуется. 22. В целях предупреждения повреждений или нарушения нормальной эксплуатации наружного газопровода является обеспечение охранной зоны газораспределительной сети. В охранной зоне газораспределительной сети запрещается: i-1
725;- строить объекты жилищно-гражданского и производственного назначения; - разрушать водопропускные устройства
земляные и иные сооружения
предохраняющие газораспределительные сети от разрушений; - перемещать
засыпать и уничтожать опознавательные знаки и др. устройства газораспределительных сетей; - устраивать свалки и склады; - огораживать и перегораживать охранные зоны
препятствующие доступу персонала эксплуатационной организации
проведению обслуживания и устранению повреждений газораспределительных сетей; - разводить огонь и размещать источники огня; - рыть погреба
копать и обрабатывать почву сельскохозяйственными мелиоративными орудиями и механизмами на глубину более 0
м; - открывать калитки и двери ШРП
люки подземных колодцев
ковера; - набрасывать
приставлять и привязывать к опорам и надземным газопроводам
ограждениям и зданиям газораспределительных сетей посторонние предметы
лестницы и влезать на них. i0.1792
имеющие намерения производить работы в охранной зоне газораспределительной сети
обязаны не менее чем за 3 рабочих дня до начала работ пригласить представителя эксплуатационной организации газораспределительной сети на место производства работ. Характерные аварийные ситуации на газопроводе: запах газа
пожар и т. п. Причинами аварии могут служить следующие явления: разрыв сварного стыка
образование свища в результате коррозии газопровода
нарушение плотности фланцевых соединений и т. п. При появлении запаха газа необходимо сообщить об этом в аварийно-диспетчерскую службу эксплуатирующей организации. Ликвидация утечки газа (временная) допускается с помощью бандажа
Поврежденные сварные стыки (разрывы
а также механические повреждения тела стальной трубы (пробоины
должны ремонтироваться врезкой катушек или установкой лепестковых муфт. При обнаружении на стальных газопроводах разрывов и трещин
вызванных повреждением газопровода
должен дополнительно вскрываться и проверяться радиографическим методом следующий стык. Сварные стыки и участки труб полиэтиленовых газопроводов
имеющих дефекты и повреждения
должны вырезаться и заменяться врезкой катушек с применением муфт с закладными нагревателями. Работы по окончательному устранению утечек газа могут передаваться эксплуатационным службам после того
как АДС будут приняты меры по локализации аварии и временному устранению утечки газа хомута или бинта из мешковины с шамотной глиной
наложенных на газопровод. За этим участком должно быть организовано ежесменное наблюдение. i-3
Перечень видов работ
для которых необходимо составлять акты освидетельствования скрытых работ (СП 45.13330.2012): i-1
725;- разметка трассы газопровода на поверхности земли; - основание под фундамент ШРП; - устройство песчаной подготовки под трубопровод
неразъемных соединений; - засыпка газопровода; - визуальный и измерительный контроль качества сварных швов; - гидравлическое испытание газопровода на герметичность; - изоляционные работы; - очистка внутренней полости трубы; - грунтовка под окраску трубопроводов. i-3
Все работы по изготовлению
ремонту и сварку полиэтиленовых газопроводов производить в соответствии с СП 62.13330.2011 (Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002) «Газораспределительные системы». 25. Монтаж и сварку трубопроводов производить при температуре наружного воздуха не ниже плюс 5 градусов.
Ведомость рабочих чертежей основного комплекта
План газопроводов ( 1:1000)
Ведомость ссылочных и прилагаемых документов
наружных и внутренних газопроводов
Узлы и детали крепления газопроводов
Прилагаемые документы
Технико-экономические характеристики линейного объекта Г3
Наименование показателей
Категория газопровода давлением до 0
Давление газа в точке подключения
Производительность проектируемого газопровода
Общая длина с учетом вертикальных участков газопровода
Общая протяженность газопровода в плане
Рабочая документация разработана в соответствии с выданными техническими условиями
требованиями действующих технических регламентов
содержащих установленные требования. i1.8708
Продольный профиль газопроводов
высокого давления II категории
Технико-экономические характеристики линейного объекта Г2
-02-0083-19-ИОС6.3.П
Лист 1. Заземление газопровода.
Лист 2. Выход газопроводов Г3 и Г2 из земли
Лист 3. Молниезащита.
Лист 4. Молниеотвод.
Лист 5. Опознавательный знак. ОПЗ-ГСН
-02-0083-19-ГСН3.СО-1
Спецификация оборуд. и материалов. Природный газ Г3.
Спецификация оборуд. и материалов. Природный газ Г2.
Схема газовая и габаритная.
Металлическое ограждение ГУП МО "Мособлгаз".

4_06-02-0083-19-ГСН3.СО_изм1.dwg

Наименование и техническая характеристика
обозначение документа
Труба из полиэтилена ПЭ-100 ГАЗ SDR 11 - 110×10
Труба ПЭ100 ГАЗ SDR11-110х10 ГОСТ Р 58121.2-2018
с учётом укладки змейкой К=1
Переход электросварной ПЭ-100 SDR11 225×110мм
ПЭ-100 SDR11 225×110мм
Электросварная муфта ПЭ100 ГАЗ SDR11 Ф110
ПЭ100 ГАЗ SDR11 110х10
Отвод 90о на пэ трубу Ф110х10
Отвод 90о- ПЭ100 ГАЗ SDR11-Ф110х10 ГОСТ Р 58121.2-2018
Футляр FT-200 с контрольной трубкой под ковер длина 12
Неразъёмное соединение "полиэтилен-сталь" Ф110ст.108
ПЭ100ГАЗ SDR11-110х10108ст.
Труба стальная электросварная прямошовная Ф108х4
ГОСТ 10704-91В-10 ГОСТ 10705-80*
Труба стальная электросварная прямошовная Ф89х4
Труба стальныая электросварная прямошовная Ф219х4
изоляция "усиленная" для футляра
Труба стальная водогазопроводная DN15
Кран шаровый стальной фланцевый газ. Ду80
в комплекте с рукояткой
BROEN BALLOMAX" Дания
8х89 ГОСТ 17378-2001
Кран шаровый муфтовый DN20 (для продувки)
Отвод крутоизогнутый типа 3D (R=1
Соединение изолирующее фланцевое DN100
в комплекте с прокладками
крепежными изделиями
Зонт над изолирующим соединением ИФС DN100
Молниезащита и заземление ввода газопровода
-02-0028-20-ИОС6.3.П лист 3
Ограждение ШРП 4х6м (схема 2)
ШРП полной заводской готовности УГРШ-50В-2-ЭК-М-Т
Фундамент под УГРШ 4
Бетонная подготовка В7.5
Арматура диаметром 12 мм А 500С
Арматура диаметром 10 мм А240 (поддерживающий каркас)
Опознавательный знак
Мешки с песком массой 50 кг для пригруза
Пленка "Полилен-40-ЛИ-63
ТУ 2245-003-01297859-99
Обертка "Полилен-40-ОБ-63
ТУ 2245-004-01297859-99
Эмаль ПФ-115 за два раза
Контроль сварных стыков стального газопровода
Контроль сварных стыков полиэтиленового газопровода
Труба из полиэтилена ПЭ-100 ГАЗ SDR 11 - 250×22.7
Труба ПЭ100 ГАЗ SDR11-250х22.7 ГОСТ Р 58121.2-2018
Электросварная муфта ПЭ100 ГАЗ SDR11 Ф250
Отвод 90о на пэ трубу Ф250х22
Отвод 90о- ПЭ100 ГАЗ SDR11-Ф250х22
Неразъёмное соединение "полиэтилен-сталь" Ф250ст.219
ПЭ100ГАЗ SDR11-250219ст.
Труба стальная электросварная прямошовная Ф219х4
Труба стальная электросварная прямошовная Ф325х4
Труба стальная электросварная прямошовная Ф159х4
коллектор энергоцентра
до УГРШ и ввод котельной
Труба стальная электросварная прямошовная Ф57х3
9х108 ГОСТ 17378-2001
ответвление на ГПУ и ввод котельной
ШРП полной заводской готовности УГРШ-50С-2ДМ-Г
Кран шаровый стальной фланцевый газ. Ду100
Кран шаровый стальной приварной газ. Ду100
ответвление котельной
Кран шаровый стальной приварной газ. Ду150
Кран шаровый стальной приварной газ. Ду50
МПа и УГРШ котельной
Соединение изолирующее фланцевое DN50
Зонт над изолирующим соединением ИФС DN50
Заземление ввода газопровода
-02-0028-20-ИОС6.3.П лист 1

7_06-02-0028-20-ГСН.ВР.docx

Наименование вида работ
Наружный газопровод Г3
Механизированная разработка грунта II гр.
экскаватором емк. ковша 1 м3 глубиной до 3 м
Разработка грунта II гр. вручную
Устройство песчаной подготовки толщиной
0 мм из песка среднезернистого
ГОСТ 8739-2014 (F1хL=0075x27)
Обратная засыпка песчаной засыпки толщиной
ГОСТ 8739-2014 (F3хL=0417x27)
Обратная засыпка грунтом II гр.
механизированным способом (F4хL=3024х27)
Объём лишнего грунта (952-8165)
Наружный газопровод Г2
ГОСТ 8739-2014 (F1хL=0075x28)
ГОСТ 8739-2014 (F3хL=06х28)
механизированным способом (F4хL=284х28)
Объём лишнего грунта (997-795)

5_06-02-0083-19-ИОС6.3.П.dwg

Соединения в цепи заземления выполнить ручной электродуговой сваркой по ГОСТ 5264-80*. Сварной шов должен быть высотой не менее 4 мм
длиной не менее 75 мм. 2. Величина импульсного сопротивления заземлителей должна быть не более 10 Ом. При необходимости увеличить число заземлителей. 3. Допускается выполнять защиту от заноса высокого потенциала путем присоединения газопровода на вводе к существующим заземлителям электроустановок и заземлителям защиты от прямых ударов молний.
Газифицируемое здание
НЕ БЛИЖЕ 2.0 М ОТ ФУНДАМЕНТА
Чертеж разработан на основании серии 5.905-25.05. 2. Подземную часть стояка покрыть весьма усиленной изоляцией по ГОСТ 9.602-2016. 3. Надземную часть газового стояка окрасить эмалью в два слоя по грунтовке в два слоя. 4. Сварка шва N1 ручная электродуговая. 5. В месте установки неразъемного соединения под газопровод предусматривается основание из песчаного грунта толщиной 10 см с обратной засыпкой песком толщиной 20 см с тщательной подбивкой позух
длиной по 1 м в каждую сторону. 6. По окончании продувки газопровода газом в штуцер ввернуть стальной колпачок
который затем обварить
проверить на плотность газоиндикатором или мыльной эмульсией при рабочем давлении. 7. Кран фланцевый установить на расстоянии не менее 1
м от открывающихся оконных и дверных проемов. 8. Расстояние от фундамента здания до неразъемного соединения “полиэтилен-сталь” должно быть не менее 2 м для газопровода среднего давления.
ГОСТ 16037-80*-У17- 3
Кран DN100 фланцевый
Заглушка поворотная DN100
Неразъемное соединение
полиэтилен-сталь"Ф110-ст.108
ПЭ-100 ГАЗ SDR 11 - 110×10
Заземление газопровода
Выход газопровода Г3 из земли у ШРП
Кран DN200 фланцевый
Заглушка поворотная DN200
полиэтилен-сталь"Ф250-ст.219
ПЭ-100 ГАЗ SDR 11 -250×22.7
Выход газопровода Г2 из земли у ШРП
Выход газопроводов Г3 и Г2 из земли
Общие указания 1. Молниезащита ШРП выполнена согласно: xi3
ПУЭ "Правила устройства электроустановок" седьмое издание. СО 153.34.21.122-2003 "Инструкция по устройству молниезащиты зданий
сооружений и промышленных коммуникаций". i0
q*; 2. Согласно СО 153.34.21.122-2003 уровень защиты ГРПШ по устройству молниезащиты от прямых ударов молний (ПУМ) относится ко II категории
надёжность защиты от ПУМ - 0
Согласно ПУЭ класс взрывоопасной зоны ШРП - В-1Г
м по горизонтали и вертикали от образующей сбросного патрубка. 3. Проектом предусмотрена защита ШРП от ПУМ отдельно стоящим стержневым молниеотводом. 4. Заземление молниеотвода вывести на заземляющее устройство ограждения ШРП.
Высота одиночного стержневого молниеотвода
Высота защищаемого сооружения
Зона защиты на высоте 9
Дано: Согласно РД 34.21.122-87 (Приложение 3) h0=0
Расчет: Согласно РД 34.21.122-87 (Приложение 3)
Пространство над образующей
Полоса S4х40-В-Ш-2 ГОСТ 103-2006С235 ГОСТ 27772-2015;
Полоса S4х40-В-Ш-2ГОСТ 103-2006С235 ГОСТ 27772-2015;
Спецификация элементов
ГОСТ 10704-91 В-10 ГОСТ 10705-80*
Арматурный стержень L=1350мм
Переход К-1-108х4-89х3
Заглушка эллиптическая Ду50
Опорная пластина 200х200х10
Полоса 10х200-В ГОСТ 103-2006 С235 ГОСТ 27772-2015
Все соединения выполнять сваркой электродами Э-42 по ГОСТ 9467-75*. 2. Сварные швы должны соответствовать ГОСТ 5264-80*. 3. Молниеотвод
молниеприемник окрасить эмалью ПФ-115 за 2 раза по грунтовке ГФ-021 за 1 раз.
Опознавательный знак. ОПЗ-ГСН
Спецификация материалов
Условные обозначения: КИП-контрольно-измерительный пункт АЗ-анодное заземление электрозащиты КУ-контактное устройство электрозащиты ПЗ-Протекторная защита СК-сборник конденсата ГК-газовый колодец i10
КТ-контрольная трубка Г1-газопровод низкого давления Г2-газопровод среднего давления Г3-газопровод высокого давления Г1У-угол поворота
Опознавательный знак изготавливается из кровельной стали
лицевая сторона которого окрашивается в красный цвет. Обратная сторона покрывается олифой. 2. Опознавательный знак крепится на высоте до 1
м от поверхности земли до нижнего края на гвоздях
вбиваемых в деревянные пробки
вдавленные в стену или крепятся на стойках. 3. Надпись и окантовка на знаках выполняется белой масляной краской. 4. На знаках наносится (вариант 1): а) в верхней части слева-условное обозначение сооружения
справа-материал газопровода
диаметр газопровода (для анодного заземления указывается его глубина в метрах); б) в нижней части -расстояние в см. от места установки указателя до оси устройств по перпендикуляру к плоскости указателя (см. эскиз) и телефон аварийных служб; в) в середине указателя справа или слева от вертикальной стрелки в см. наносят размер отклонения от перпендикуляра. 5. На знак наносится (вариант 2): а) в верхней части слева-условное обозначение сооружения
диаметр сооружения; б) в середине надпись "ГАЗ"; в) в нижней части-глубина заложения и телефон аварийных служб. 6. Опознавательные знаки для других диаметров газопровода применять по аналогии.
Вариант 2 (установка на стене)
Вариант 1 (установка на стойке)
Лист Б-ПН-2 ГОСТ 19903-74* 200х200 Ст3 ГОСТ 535-2005
ГОСТ 10704-91 2100 В10 ГОСТ 10705-80*
Лист Б-ПН-2 ГОСТ 19903-74* 150х150 Ст3 ГОСТ 535-2005
Лист Б-ПН-2 ГОСТ 19903-74* 100х100 Ст3 ГОСТ 535-2005
Болт М5х25 ГОСТ 7798-70*