Переход грп с основной линии на байпас и наоборот

Информация

Повсеместно для отопления частного дома и подогрева воды владельцы используют газ. Для этого необходимо подключить дом к общей сети газопровода. В связи с тем, что газ в газопроводной трубе движется под большим давлением, при подключении к дому, это давление необходимо снижать до определенных значений, для этого используют газорегуляторные пункты различного типа. Наиболее популярным считается шкафной газорегуляторный пункт.

ГЛАВНЫЕ ФУНКЦИИ ГАЗОРЕГУЛЯТОРНОГО ПУНКТА

Ключевые задачи, которые призван решать ГРПШ (газораспределительный пункт шкафного типа) – это уменьшение давления подаваемого газа на выходе и поддержание его постоянным, независимо от уровня потребления газа. Как и в любых других коммуникациях в газопроводе бывают периодические отклонения давления (скачки и падения), которые в свою очередь могут вывести отопительное оборудование из строя, чтобы этого не произошло необходимо постоянно поддерживать уровень давления, который рекомендован производителями отопительных газовых котлов.

Также в ГРПШ зачастую устанавливаются различные фильтры, которые очищают поступающий газ от нежелательных примесей, это позволяет продлить срок службы газовых котлов на несколько лет.

В общем случае ГРПШ представляет собою стальной бокс, разделенный на две части. Стенки изготавливают из листового металла, поэтому внешне газорегуляторный пункт выглядит эстетично. Внутри в одной части устанавливают технологическое оборудование: фильтры, входной кран и выходной. В другой части бокса находится телеметрическое оборудование, которое позволяет отслеживать расход газа и давление в настоящий момент.

КОНСТРУКЦИЯ ШКАФНОГО ГАЗОРЕГУЛЯТОРНОГО ПУНКТА

ГРПШ имеет две ветки подачи газа в дом: байпасную и линию редуцирования. Вторая работает в постоянном режиме и состоит из:

1. Входного шлюза с вентилем.
2. Фильтров очистки поступающего газа.
3. Автоматического регулятора давления на выходе.
4. Выходного крана.

Если же отопительному газовому оборудованию необходим ремонт и проведение технического обслуживания, подачу газа переключают на байпасную ветку, в которой специалист может самостоятельно регулировать давление газа на выходе, эта линия состоит из:

• запорного шлюза с вентилем;
• регулирующего крана;
• манометра.

ГРПШ С ДВУМЯ ЛИНИЯМИ ВЫХОДА

Зачастую используют газорегуляторные шкафы, которые имеют дополнительную ветку выхода газа. Обе ветки могут давать на выходе одинаковое давление, но иметь разную пропускную способность. Подобное решение используется в тех случаях, когда газ используют не только для отопления дома, но и для подогрева воды. Тогда зимой расход газа в разы выше, чем летом, ведь в летний период топливо расходуется только на обогрев воды.

Такие газорегуляторные шкафы сезонного управления позволяют изменять количество потребляемого газа в зависимости от сезона. Если же вы планируете использовать газ только для отопления дома, дополнительная ветка выхода не обязательна.

Переход ГРП с основной линии на байпас и наоборот (п.3.4.7. ПБ в ГХ).

ПСК – предохранительный сбросной клапан. Это устройство, обеспечивающее защиту газового оборудования от недопустимого повышения давления газа в сети.

Газ по обводному газопроводу (байпасу) допускается подавать только в течение времени, необходимого для ремонта оборудования и арматуры. Работа должна выполняться бригадой рабочих в составе не менее двух человек, один из которых назначается старшим.

Устройство байпаса при подаче газа на установки, рассчитанные на работу только в автоматическом режиме, не требуется.

На байпасе можно работать кратковременно в том случае, когда давление на входе в ГРП снижается настолько, что регулятор не может выдать после себя нужного давления. Например, снижение давления газа в сети до 1 кгс/см2 при набивке сальников задвижек, установленных на наружных газопроводах.

1.       Перед переходом на байпас необходимо предупредить оператора котельной об этом переходе.

2.       Проводят внешний осмотр газооборудования ГРП:

·         основная линия ГРП в работе;

·         задвижки (8) и (9) байпаса закрыты;

·         кран (18) продувочной свечи байпаса открыт.

3.       Привязываем молоток ПЗК к крышке проволокой для предотвращения случайного падения молотка.

4.       Регулятором по манометру (11) уменьшаем давление ниже рабочего на 10%.

5.       Прикрываем на ½…2/3 кран (18) байпаса.

6.       Медленно открываем задвижку (8) на байпасе и по манометру (20) устанавливаем давление в пределах от 1,5 до 0,8 кгс/см2. Это первая ступень снижения давления газа на байпасе.

7.       Медленно открывая вторую задвижку (9) байпаса, по манометру (11) устанавливаем нормальное рабочее давление, т.е. по отношению к регулятору в данный момент на 10% больше, чем настроен регулятор. При этом регулятор сам себя закроет, т.е. фактически работа ГРП идет через байпас (обводную линию). К работающему байпасу приставляют слесаря для контроля за давлением газа по манометрам (11) и (20). В случае неожиданного повышения давления газа на входе ГРП этот слесарь обязан уменьшить давление газа задвижкой (9) по манометру (11) до заданного значения. ЗАПРЕЩАЕТСЯ ОСТАВЛЯТЬ РАБОТАЮЩИЙ БАЙПАС БЕЗ НАБЛЮДЕНИЯ.

8.       Кран (18) на продувочном трубопроводе байпаса закрыть.

9.       На основной линии ГРП закрываем задвижки (6), (7) и (2).

10.    Открываем краны продувочных свечей (10) и (24). Сбрасываем остатки газа из основной линии в атмосферу.

11.    По манометрам на фильтре (12) и (13) убеждаемся в отсутствии давления газа. Устанавливаем заглушки после закрытой задвижки (2) по ходу газа и перед закрытой задвижкой (6), т.е. заглушки устанавливаются со стороны отсутствия давления газа.

12.    Производим ремонтные работы на основной линии ГРП.

Технические характеристики ГРПБ

Пропускная способность ГРПБ определяется пропускной способностью установленных регуляторов и учтенного расхода газа, проходимого через счетчик.

Основные технические характеристики ГРПБ

Средний срок службы не менее 25 лет;

Назначенный срок службы 50 лет.

Таблица 1

Таблица 2

Таблица 3

Назначение и схемы ГРП (ГРУ). Оборудование и параметры его настройки.

Основное назначение ГРП (ГРУ) — снижение (дросселирование) входного давления газа до заданного выходного и поддержание последнего в контролируемой точке газопровода постоянным (в заданных пределах) независимо от изменения входного давления и расхода газа. Кроме того, в ГРП (ГРУ) осуществляются очистка газа от механических примесей; контроль входного и выходного давления и температуры газа; прекращение подачи газа в случае повышения или понижения давления газа в контролируемой точке газопровода за допустимые пределы; измерение расхода газа (если отсутствует специально выделенный пункт учета расхода).

В зависимости от давления газа на вводе ГРП (ГРУ) бывают среднего (более 0,05 до 3 кгс/см2) и высокого (более 3 до 12 кгс/см2) давления.

В соответствии с назначением в ГРП (ГРУ) размещают следующее оборудование:

— регулятор давления, автоматически понижающий давление газа и поддерживающий его в контролируемой точке на заданном уровне (далее — регулятор);

— предохранительный запорный клапан (ПЗК), автоматически прекращающий подачу газа при повышении или понижении его давления сверх заданных пределов. Устанавливают перед регулятором по ходу газа;

— предохранительное сбросное устройство (ПСУ), сбрасывающее излишки газа из газопровода за регулятором в атмосферу, чтобы давление газа в контролируемой точке не превысило заданного. ПСУ подключают к выходному газопроводу, при наличии расходомера – за ним. В шкафных ГРП допускается вынос ПСУ за пределы шкафа;

— фильтр для очистки газа от механических примесей. Устанавливают перед ПЗК. Фильтр можно не устанавливать в ГРУ, расположенной на расстоянии не более 1000 м от ГРП или централизованного пункта очистки газа предприятия;

— обводной газопровод (байпас) с последовательно расположенными запорным (первым по ходу газа) и запорно-регулирующим устройствами для подачи через него газа на время ревизии и ремонта, а также аварийного состояния оборудования линии редуцирования. Диаметр байпаса должен быть не меньше диаметра седла регулятора;

— средства измерений: давления газа перед регулятором и за ним – манометры показывающие и самопишущие; перепада давления на фильтре – дифманометр; температуры газа – термометры показывающий и самопишущий. В шкафных ГРП допускается не устанавливать регистрирующие приборы, а в ГРП (ГРУ), в которых не производится учет расхода газа, — регистрирующий прибор для измерения температуры;

— импульсные трубки для соединения регулятора, ПЗК, ПСУ и средств измерений с теми точками на газопроводах, в которых контролируется давление газа;

— сбросные и продувочные трубопроводы для сбрасывания газа в атмосферу от ПСУ и продувки газопроводов и оборудования. Продувочные трубопроводы размещают на входном газопроводе за первым запорным устройством, на байпасе между двумя запорными устройствами, на участках с оборудованием, отключаемым для профилактического осмотра и ремонта;

— запорные устройства. Число и расположение запорных устройств должны обеспечить возможность отключения ГРП (ГРУ), а также оборудования и средств измерений для их ревизии и ремонта без прекращения подачи газа.

В ГРП (ГРУ) котельной, имеющей тупиковую схему газоснабжения, основное технологическое оборудование настраивают исходя из следующих условий.

Регулятор должен поддерживать в контролируемой точке давление Р_н = Р_г + ΔР , где Р_г — давление газа перед горелками котла, ΔР — потери давления газа на участке газопровода от точки подключения манометра перед наиболее удаленной от ГРП (ГРУ) горелкой до контролируемой точки при максимальном расчетном расходе газа.

ПЗК настраивают на срабатывание при возрастании давления в контролируемой точке до Р_в = 1,25 Р_н. При этом Р_в не должно превышать максимально допустимого давления перед горелками, обеспечивающего их устойчивую (без отрыва пламени) работу.

ПЗК настраивают на срабатывание при понижении давления до значения Р_с, обеспечивая (с учетом потерь ΔР) давление перед горелкой на 20-30 кгс/м2 (низкое давление) или 200-300 кгс/м2 (среднее давление) больше того, при котором могут погаснуть горелки или произойти проскок пламени.

ПСУ настраивают на полное срабатывание при повышении давления в контролируемой точке до Р_п = 1,15 Р_н.

Жидкости для ГРП

Рабочие жидкости (продавочная, для разрыва и песконоситель) – это один из важнейших элементов гидравлического разрыва пласта. Преимущества и недостатки их различных видов связаны в первую очередь с реологическими свойствами. Если ранее применялись только вязкие составы на основе нефти (для снижения их поглощения пластом), то увеличение мощности насосных агрегатов в настоящее время позволило перейти на жидкости на водной основе с невысокой вязкостью. Благодаря этому уменьшилось давление на устье и потери на гидравлическое сопротивление в колонне НКТ.

В мировой практике применяют следующие основные типы жидкостей для ГРП:

• Вода с проппантами и без них. Ее преимуществом является низкая стоимость. Недостаток – малая глубина проникновения в пласт.
• Полимерные растворы (гуар и его производные ГПГ, КМГПГ; гидроксиэтиловый эфир целлюлозы, карбоксиметилцеллюлоза, ксантановая камедь). Для сшивания молекул применяют B, Cr, Ti, Zr и другие металлы. По стоимости полимеры относятся к средней категории. Недостатком таких жидкостей является высокий риск негативных изменений в пласте. К достоинствам относится большая глубина проникновения.
• Эмульсии, состоящие из углеводородной фазы (дизтопливо, нефть, газовый конденсат) и воды (минерализованная или пресная).
• Углеводородные гели.
• Метанол.
• Загущенный диоксид углерода.
• Пенные системы.
• Пеногели, состоящие из сшитых гелей, азотных или углекислотных пен. Они обладают высокой стоимостью, но не влияют на качество коллектора. Другими их преимуществами являются высокая несущая способность в отношении проппанта и саморазрушение с небольшим количеством остаточной жидкости.

Для улучшения функций этих составов применяют различные технологические присадки:

• поверхностно-активные вещества;
• эмульгаторы;
• соединения, снижающие гидравлическое трение;
• пенообразователи;
• добавки, изменяющие кислотность;
• термостабилизаторы;
• бактерицидные и противокоррозионные присадки и другие.

К основным характеристикам рабочих жидкостей гидроразрыва относят:

• динамическая вязкость, необходимая для раскрытия трещины;
• инфильтрационные свойства, определяющие потери жидкости;
• способность переносить проппант без его преждевременного осаждения из раствора;
• сдвиговая и температурная устойчивость;
• совместимость с другими реагентами;
• коррозионная активность;
• экологичность и безопасность.

Жидкости с низкой вязкостью требуют закачки большего объема для достижения необходимого давления в пласте, а с высокой – большего напора, развиваемого насосной техникой, так как при этом происходят значительные потери на гидравлическое сопротивление. Для более вязких жидкостей характерна также меньшая фильтруемость в породах.

История

В 2000 году группа «Сибирский алюминий» (позднее ставшая «Базовый элемент») начала приобретать автомобильные заводы. Первым был Павловский автобус, за ним последовал Горьковский автомобильный завод и другие. Для управления автомобилестроительными активами была образована компания «Руспромавто». В 2001 году компания контролировала ГАЗ, ПАЗ, ЛиАЗ, ГолАЗ, КАвЗ, ЯМЗ и другие заводы.

«Группа ГАЗ» основана в 2005 году в результате реструктуризации производственных активов ОАО «Руспромавто».

Слияния и поглощения

В августе 2006 года специализирующиеся на производстве военной техники предприятия «Группы ГАЗ» (ОАО «Арзамасский машиностроительный завод», «Завод корпусов» в городе Выксе и ОАО «Барнаултрансмаш») выделены в самостоятельное предприятие — ООО «Военно-промышленная компания» — с целью обеспечить разделение автомобилестроительного бизнеса «Русских машин» на публичные («Группа ГАЗ») и непубличные («Военно-промышленная компания») активы.

Летом 2006 года «Группа ГАЗ» за 40,67 млн $ приобрела британскую компанию по производству лёгких грузовиков LDV Holgings (Бирмингем). Весной 2009 года в связи с кризисом сбыта, вызванным, в том числе, мировым экономическим кризисом, LDV Holgings попала под процедуру банкротства. В результате в начале мая 2009 года «Группа ГАЗ» договорилась о продаже этой компании малайзийскому автопроизводителю Weststar.

В 2008 году «Группа ГАЗ» договорилась о покупке 50 % итальянской VM Motori и локализации производства её двигателей. Закрытие сделки должно было произойти после одобрения антимонопольными органами. «Группа ГАЗ» также заключила соглашение с General Motors (контролирует 50 % VM Motori) об условиях совместного владения итальянской компанией. В середине 2009 года данная сделка была расторгнута в связи с последствиями экономического кризиса.

С 1 января 2011 года Барнаултрансмаш выведен из-под управления ООО «ВПК», но остаётся частью холдинга группы компаний «ГАЗ».

Первый запуск ШРП

После успешной опрессовки необходимо убедиться в целостности всех рабочих органов комплекса посредством визуального осмотра. Кран должен занимать закрытое положение. Перед запуском газопровода с ШРП в эксплуатацию выполняются следующие действия:

• С помощью штуцера на регуляторе смонтировать адаптер для установки контрольного манометра.
• Медленно приоткрыть кран и через манометр проверить показатель газового давления на входном патрубке газопровода.
• Демонтировать манометр и заглушить вход пробкой.

После этой процедуры при наличии достаточного рабочего давления открывается входной кран. На регуляторе взводится спусковой механизм, но так, чтобы выходное давление стабилизировалось постепенно без скачков. На один из выходных патрубков через специальный переходник вновь устанавливается манометр.

Расчетные характеристики

Для расчета гидравлического разрыва пласта используются следующие основные формулы:

1. Забойное давление (МПа) для ГРП при помощи фильтрующейся жидкости: р = 10-2KL_c, где K – коэффициент, выбираемый из интервала значений 1,5-1,8 МПа/м, L_c – длина скважины, м.
2. Давление закачки жидкости с песком (для расклинивания трещины): р_п = р — ρgL_c + p_t, где ρ – плотность жидкости песконосителя, кг/м3, g = 9,8 м/с2, p_t – потери давления на трение жидкости-песконосителя. Последний показатель определяется по формуле: p_t = 8λQ2 ρL_c/(πd_B)2, где λ – коэффициент гидравлических сопротивлений, Q – скорость закачки, м3/с, d_B – внутренний диаметр НКТ.
3. Количество насосных установок: n = pQ/(p_pQ_pK_T) + 1, где p_p – рабочее давление насоса, Q_p – его подача при данном давлении, K_T – коэффициент технического состояния машины (выбирается в пределах 0,5-0,8).
4. Количество продавочной жидкости: V = 0,785d_B2L_c.

Если гидравлический разрыв пласта происходит с использованием песка в качестве проппанта, то его количество на 1 операцию принимается равным 8-10 т, а количество жидкости определяется по формуле:

V = Q_sC_s, где Q_s – количество песка, т, C_s – концентрация песка в 1 м3 жидкости.

Расчет данных параметров имеет важное значение, так как при излишне высоком значении давления во время гидравлического разрыва происходит передавливание жидкости в пласт, возникают аварии в эксплуатационной колонне. В противном случае, при слишком низком значении, потребуется остановка ГРП из-за невозможности достичь необходимого давления

Проектирование гидроразрыва производят следующим образом:

1. Выбор скважин согласно существующей или планируемой системы разработки месторождения.
2. Определение наилучшей геометрии трещины с учетом нескольких факторов: проницаемость пород, скважинная сетка, близость к водонефтяному контакту.
3. Анализ физико-механических характеристик горных пород и выбор теоретической модели формирования трещины.
4. Определение типа проппанта, его количества и концентрации.
5. Выбор жидкости для гидравлического разрыва пласта с подходящими реологическими свойствами и вычисление ее объема.
6. Расчет других технологических параметров.
7. Определение экономической эффективности.

Первый опыт

Поиск технологий, позволяющих интенсифицировать добычу нефти, начался еще в конце XIX века в США — практически сразу после того, как стали очевидны блестящие финансовые перспективы нефтяного бизнеса. Тогда малую эффективность применявшегося бурового оборудования и способов добычи попытались компенсировать взрывами нитроглицерина в скважине. В целом мысль была верной — таким образом удавалось разрушать породы в призабойной зоне, обеспечивая больший приток пластового флюида. Впрочем, способ оказался опасным и довольным грубым.

Следующим шагом стала обработка забоя кислотой для растворения известняка, цементирующего породы некоторых нефтяных коллекторов. Первые кислотные обработки были выполнены еще в 1895 году. В промышленных масштабах этот метод стали применять лишь через 30 лет. Тогда же выяснилось, что закачка кислоты под значительным давлением оказывается более эффективной. Это дало толчок развитию идеи о разрыве твердых пород с помощью давления потока жидкости. Первопроходцами в деле внедрения гидравлического разрыва пласта считают американцев. Проведение первого успешного ГРП в конце 1940-х годов приписывается компании Halliburton, тогда же появилась и первая теоретическая работа на этот счет — американский инженер Кларк* описал сам метод и теоретические представления о происходящем в скважине процессе. Положительные результаты, которые наблюдались при проведении гидроразрывов, очень быстро сделали эту технологию популярной на нефтепромыслах США. Несмотря на ее малую изученность и несовершенство, уже к 1955 году общее количество гидроразрывов на американских скважинах достигло 100 тысяч.

В Советском Союзе первые гидроразрыв пласта в нефтяной промышленности начали применять в начале 1950-х годов. Причем именно советские ученые стояли у истоков создания теоретических работ, позволяющих моделировать процесс ГРП и предсказывать его результаты. Основатель Московского физтеха академик Сергей Христианович с коллегами разработали теорию образования и распространения двумерных трещин в пласте. Их наработки до сих пор используются при создании прогнозных моделей. Пик применения гидроразрыва пласта в СССР пришелся на 1958–1962 годы, когда количество операций превышало 1,5 тыс. в год. С открытием крупных высокодебитных месторождений в Западной Сибири от применения ГРП практически отказались — «легкая» нефть позволяла обходиться без дополнительных методов интенсификации

Вновь внимание на технологию гидроразрыва в России обратили лишь в конце 1980-х, когда структура запасов нефти и газа существенно изменилась

Расклинивающие материалы

В качестве проппантов, или расклинивающих материалов, наиболее часто применяют следующие:

• Кварцевый песок. Один из наиболее распространенных природных материалов, а потому его себестоимость невысока. Закрепляет трещины в различных геологических условиях (универсален). Размер зерен песка для гидравлического разрыва пласта подбирается 0,5-1 мм. Концентрация в жидкости-песконосителе варьируется в пределах 100-600 кг/м3. В породах, отличающихся сильной трещиноватостью, расход материала может достигать несколько десятков тонн на 1 скважину.
• Бокситы (окись алюминия Al₂O₃). Достоинством данного вида проппанта является большая прочность по сравнению с песком. Изготавливается путем измельчения и обжига бокситовой руды.
• Окись циркония. Обладает свойствами, аналогичными предыдущему виду проппанта. Широко применяется в Европе. Общим недостатком таких материалов является их высокая стоимость.
• Керамические гранулы. Для ГРП применяют гранулы размером от 0,425 до 1,7 мм. Относятся к среднепрочным проппантам. Показывают высокую экономическую эффективность.
• Стеклянные шарики. Применялись ранее для глубоких скважин, в настоящее время почти полностью вытеснены более дешевыми бокситами.

Газорегуляторный пункт (ГРПБ, ГРПШ, ГРУ)

Газорегуляторный пункт блочный (ГРПБ, ПГБ) — представляет собой отапливаемый металлический блок. Блок представляет собой рамную сварную конструкцию, обшитую снаружи сэндвич-панелью. Наружные поверхности пункта отделаны сайдингом, который придает современный вид изделию. Срок службы декоративного внешнего оформления более 20 лет.

В ГРПБ, ПГБ предусмотрены:

• естественное и искусственное освещение;
• естественная постоянно действующая вентиляция, через жалюзийные решетки, обеспечивающая не менее трехкратного воздухообмена в час;
• водяное или печное газовое отопление.

Электрооборудование установленное в ГРПБ, ПГБ выполнено во взрывозащищенном исполнении. Ввод в бокс-модуль сетей электроснабжения предусмотрено кабелем. Газовое оборудование внутри бокс-модуля ГРПБ, ПГБ отделено от отсека с отопительным оборудованием глухой газонепроницаемой стенкой. Установки могут быть оснащены узлами учета расхода газа и оборудованы телеметрией.

Газорегуляторные пункты шкафного типа ГРПШ предназначены для снижения давления газа и поддержания его на необходимом уровне в независимости от давления перед шкафом и расхода газа установленным на предприятии оборудованием. Кроме того, в ГРПШ производится очистка газа, учет расхода, измерение его параметров и их передача по каналам связи, а также предохранение системы газоснабжения предприятия от повышения или понижения давления газа в недопустимых пределах.

ГРПШ можно разделить по классификации исходя из параметров давления газа, поступающего в шкаф. По этому критерию газорегуляторные пункты шкафного типа делят на следующие типы:

1. — среднего давления (свыше 0.05 до 3 кгс/см2);
2. — высокого давления (свыше 3 до 12 кгс/см2).

Газорегуляторные установки (ГРУ) представляют собой разновидность газорегуляторных пунктов. Они предназначены для решения целого ряда важнейших задач на газопроводе. В частности, речь идет о процессе редуцирования давления со средними и высокими показателями, очистке природного газа, прекращении (автоматическом) подачи транспортируемого вещества в случае аварии (при резком снижении или, напротив, возрастании выходного давления), а также поддержании (также автоматическом) необходимого выходного давления вне зависимости от изменения таких показателей, как величина давления на входе и его расход.
Все составные части газорегуляторной установки надежно фиксируются. В качестве основы используется прочная металлическая рама. Монтаж должен проводиться в том помещении, где находится газоиспользующее оборудование. Вариант расположения в смежном помещении возможен только при условии наличия между ними свободного проема. В большинстве случаев газорегуляторные установки располагают у входа в газифицированных зданиях, цехах, а также котельных с газоиспользующими агрегатами. В соседних помещениях установка разрешена при наличии трех- и более кратного воздухообмена в час.

Газорегуляторные установки различаются сразу по нескольким классифицирующим признакам. Число выходов установки определяет деление на модели с 1-м и 2-мя выходами. В зависимости от используемых технологических схем различают 5 групп газорегуляторных установок:

• ГРУ, имеющие одну редуцирующую линию (известные также как домовые);
• ГРУ, оснащенные одной редуцирующей линией плюс байпас;
• ГРУ, которые помимо основной редуцирующей линии имеют еще и резервную;
• ГРУ, имеющие две редуцирующие линии (вариант схемы установки определяет деление на модели с регуляторами, установленными последовательно или параллельно);
• ГРУ, оснащенные двумя редуцирующими линиями плюс одним/двумя байпасами.

Следующий классифицирующий признак — величина входного давления, согласно которой ГРУ подразделяются на 2 группы:

• ГРУ, которые поддерживают равное давление на выходах (для обеих линий пропускная способность зависит от модели, а значит, может быть как одинаковой, так и отличаться);
• ГРУ, в которых различное давление на выходах (в большинстве случаев используются для управления режимами газоснабжения в зимний и летний период)

Выбрать подходящее для Вас газорегуляторное оборудование, а также узнать его стоимость и сроки поставки, можно заполнив опросный лист и отправив его нам или связавшись с нами по указанным в разделе Контакты телефонам и электронной почте.

Монтаж конструкции

Перед установкой на подготовленном участке съемная панель шкафа снимается, а монтажная (несущая) часть стенки корпуса фиксируется комплектными саморезами или болтами. В точках ввода и вывода к патрубкам присоединяются контуры газопровода – отводящий и подводящий отрезки. Регулятор устанавливается или сваркой, или накидными гайками. Специалисты рекомендуют в принципе обращаться к тем способам соединения, на основе которых осуществлялось строительство газопровода и прилегающих сооружений. Это позволит в процессе техобслуживания экономить на инструментах и расходниках при выполнении демонтажных операций. Но от сварки по возможности все равно стоит отказываться в пользу резьбовых соединений. На заключительном этапе устанавливается запорная, контрольно измерительная и защитная аппаратура с подключением к подведенным коммуникациям. Далее приступают к испытаниям системы.