Вопросы по контролю за строительством АСУ

9.2.1 Вопрос: В каком регламентирующем документе ОАО АК «Транснефть» изложены основные положения по автоматизации и телемеханизации магистральных нефтепроводов?

Ответ: РД-35.240.00-КТН-207-08 «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения».

9.2.2 Вопрос: Каким требованиям должен соответствовать персонал организаций осуществляющих техническое обслуживание и ремонт оборудования систем автоматики и телемеханики?

Ответ: Производственная инструкция РНУ

К обслуживанию и ремонту оборудования систем автоматики и телемеханики допускаются специалисты соответствующие требованиям: возраст не моложе 18 лет, прошедшие медицинский осмотр (обследование) и признаны годными по состоянию здоровья, имеющие специальное образование по данной профессии и перед допуском к самостоятельной работе прошедшие:

- вводный инструктаж;

- первичный инструктаж на рабочем месте;

- стажировку на рабочем месте, под руководством опытного специалиста для приобретения навыков и ознакомления с местными условиями работы, правилами и инструкциями;

- проверку знаний по охране труда;

- при допуске к оперативным переключениям, прошедшие дублирование под надзором опытного специалиста, во время которого приняли участие в противоаварийной тренировке.

Право самостоятельной работы, а также права оперативного персонала и права ответственных лиц (допускающего, производителя работ и т.д.) присваивается приказом по организации.

9.2.3 Вопрос: Что должны обеспечивать технологические системы автоматизации и телемеханизации объектов магистральных нефтепроводов (МН)?

Ответ: РД-35.240.00-КТН-207-08 «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения».

5 Общие положения по автоматизации и телемеханизации объектов МН

5.1 Общие требования к системам автоматизации телемеханизации

технологических объектов МН

5.1.1 Технологические системы автоматизации и телемеханизации объектов магистральных нефтепроводов (МН) должны обеспечивать:

- контроль состояния и управление технологическим оборудованием МН из операторной, МДП, РДП, ТДП ДО МН;

- автоматическую защиту и блокировку управления технологическим оборудованием МН;

- автоматическую защиту линейной части МН от превышения давления;

- автоматическое регулирование давления, расхода, температуры и показателей качества нефти;

- регистрацию, архивацию, документирование и отображение информации о работе технологического оборудования МН;

- связь с другими системами автоматизации и информационными системами;

- устойчивую работу вспомогательных систем НПС при отключениях одного источника электроснабжения.

5.1.2 Оборудование, установленное на объектах МН (системы связи, системы энергоснабжения, технологическое оборудование и т.д.), должно обеспечивать возможность автоматизации и телемеханизации объектов МН.

9.2.4 Вопрос: Каким должно быть оборудованиесистемы автоматизации и телемеханизации объектов магистральных нефтепроводов эксплуатируемое во взрывоопасных зонах?

Ответ: РД-35.240.00-КТН-207-08 «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения».

5.3 Общие технические требования

5.3.1 Применяемые на объектах МН системы и средства СА и ТМ должны иметь действующую разрешительную документацию в полном объёме требований норм и стандартов РФ, включая разрешение на применение на объектах МН, выданное Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор РФ) в порядке и на условиях, установленных «Административным регламентом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору по исполнению государственной функции по выдаче разрешений на применение конкретных видов (типов) технических устройств на опасных производственных объектах», быть включены установленным порядком в «Реестр технических условий, программ и методик приемо-сдаточных испытаний на продукцию, закупаемую группой компаний «Транснефть» («Реестр ТУ и ПМИ»). Допустимо наличие действующего разрешения на применение на объектах МН, выданного иным исполнительным органом власти РФ, правопреемником которого является Ростехнадзор РФ.

5.3.2 Все оборудование, эксплуатируемое во взрывоопасных зонах, должно иметь взрывозащищенное исполнение, соответствующее требованиям ГОСТ 51330.9, главы 7.3 ПУЭ для зон соответствующего класса при соответствующей категории и группе смеси и подтвержденное сертификатом, оформленным в соответствии с действующими нормами и правилами.

9.2.4 Вопрос: Выполняется ли заземление оборудования систем автоматизации и телемеханизации?

Ответ: РД-35.240.00-КТН-207-08 «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения»

5.3.6 Заземление оборудования и элементов СА и ТМ, СДКУ, СОУ должно быть выполнено в соответствии с требованиями ПУЭ и требованиями заводов-изготовителей оборудования. При этом в системах автоматизации и телемеханизации (кроме уровней РДП, ТДП, ЦДП) должны использоваться схемы, элементы и оборудование, не требующие подключения к отдельному контуру функционального заземления.

9.2.5 Вопрос: Требования при монтаже технических средств сигнализации во взрывоопасных зонах

Ответ: При монтаже технических средств сигнализации во взрывоопасных зонах оборудование должно удовлетворять требованиям:

РД-35.240.00-КТН-207-08 «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения».

5.3 Общие технические требования

5.3.2 Все оборудование, эксплуатируемое во взрывоопасных зонах, должно иметь взрывозащищенное исполнение, соответствующее требованиям ГОСТ 51330.9, главы 7.3 ПУЭ для зон соответствующего класса при соответствующей категории и группе смеси и подтвержденное сертификатом, оформленным в соответствии с действующими нормами и правилами.

А также соответствовать требованиям НТД: РД-35.240.00-КТН-207-08 «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения».

9.2.6 Вопрос: В соответствии с какими нормативно техническими документами производится работы по монтажу средств охранной и пожарной сигнализации

Ответ: ОТКК-91.200.00-ЦТД-036-09 Операционная технологическая карта контроля качества строительства средств АСУ ТП и ПТС

Нормативные документы: ПУЭ, СНиП 3.05.07-85, РП, ППР, инструкции завода-изготовителя, РД-035.240.00-КТН-207-08, ОТТ-17.220.00-КТН-058-09, ОР-91.200.00-КТН-232-10

9.2.7 Вопрос: Что должна обеспечивать система автоматизации НПС?

Ответ: РД-35.240.00-КТН-207-08 «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения»

6 АВТОМАТИЗАЦИЯ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЙ

6.1 Общие требования

6.1.1 Система автоматизации НПС должна обеспечивать:

- централизованный контроль, включающий регистрацию, архивацию, документирование и отображение информации о работе технологического оборудования НПС;

- защиту технологического оборудования НПС;

- защиту линейной части МН от превышения давления;

- управление технологическим оборудованием НПС;

- автономное поддержание заданного режима работы НПС;

- изменение режима работы НПС по командам оператора НПС или диспетчера РДП (ТДП);

- связь с другими системами автоматизации и информационными системами на НПС;

- формирование и выдачу в СА предыдущей (по потоку нефти) НПС сигналов об аварийной остановке МНА в случае возникновении условий п. 6.4.3.11 настоящего РД;

- прием от СА следующей (по потоку нефти) НПС сигналов об аварийной остановке МНА в случае возникновении условий п. 6.4.3.11 настоящего РД.

9.2.8 Вопрос: Назовите общие требования к монтажу кабельных линий средств АСУ ТП

Ответ: РД-35.240.00-КТН-207-08 «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения».

10.12 Требования к монтажу импульсных линий, термокарманов (гильз защитных) датчиков температуры и кабелей систем автоматизации

10.12.1 При прокладке кабелей систем автоматизации и телемеханизации следует выполнять требования:

- главы 2.3 «Кабельные линии напряжением до 220 кВ» ПУЭ - при прокладке в наружных установках,

- главы 2.1 «Электропроводки» ПУЭ - при прокладке внутри зданий,

- дополнительные правила разделения цепей, указанные в данном разделе, при прокладке как в наружных установках, так и внутри зданий.

Дополнительные правила разделения цепей устанавливают следующие требования:

- цепи сигналов управления и контроля напряжением 220В переменного тока и 24В постоянного тока должны формироваться в разных кабелях;

- аналоговые сигналы должны передаваться с помощью экранированных кабелей отдельно от цепей управления и контроля переменного тока;

- сигналы последовательной передачи данных (интерфейсные соединения) передаются по кабелям типа "витая пара", "коаксиальным" или оптоволоконным кабелям;

- сигналы управления и контроля для резервируемых механизмов и устройств должны передаваться в разных кабелях;

- цепи отдельных шлейфов пожарной сигнализации предусматриваются в разных кабелях.

10.12.2 Для организации каналов передачи данных между контроллерами, системами автоматизации и телемеханизации с интерфейсными выходами при длине линии связи более 100 м. рекомендуется использовать оптоволоконные кабели.

10.12.3 При подключении электроприводов задвижек к системам автоматизации и телемеханизации по интерфейсному каналу, количество устройств, подключаемых в один шлейф передачи данных, ограничивается 10 единицами.

10.12.4 При совместной прокладке кабелей систем автоматизации и телемеханизации следует руководствоваться приведенными в таблице 2 расстояниями между кабелями.

Таблица 2 - Минимальное расстояние между кабелями при открытой совместной прокладке

Расстояние между кабелями, мм	Высоко-вольтный кабель	Силовой кабель ~ 380 В	Кабель управления и сигнализации ~ 220 В	Кабель управления и сигнализации 24 В постоянного тока	Кабель с аналоговыми сигналами, кабель системы связи	Кабель с интер-фейсными сигналами
Высоковольтный кабель	Н/н	Н/н
Силовой кабель ~380 В	Н/н	Н/н
Кабель управления и сигнализации ~220 В			Н/н
Кабель управления и сигнализации 24 В постоянного тока				Н/н	Н/н
Кабель с аналоговыми сигналами, кабель систем связи				Н/н	Н/н	Н/н
Кабель с интерфейсными сигналами					Н/н	Н/н
Н/н - расстояние между кабелями не нормируется

ОР-91.200.00-КТН-232-10 Порядок осуществления строительного контроля (технического надзора) за соблюдением проектных решений и качеством строительства энергетических объектов и систем защиты НПС

№ этапа	Наименование работ или технологических этапов	Объект, параметры контроля	Метод и объем контроля со стороны технадзора	Приборы и инструменты контроля	Документы, обязательные к наличию и заполнению на этапах работ ТН	Выдача разрешений на последующие работы
6.5 Пооперационный контроль качества работ по монтажу средств АСУ ТП и ПТС.
6.5.3	Монтаж кабельных линий средств АСУ ТП	1. Общие требования к монтажу кабельных линий: -цепи сигналов управления и сигнализации напряжением 220 В переменного тока и 24÷42 В постоянного тока должны предусматриваться в разных кабелях; -аналоговые сигналы должны передаваться с помощью экранированных кабелей раздельно от цепей сигналов управления и сигнализации; -сигналы последовательной передачи данных (интерфейсные соединения) передаются по кабелям типа «витая пара», или оптоволоконным; -сигналы управления и контроля для взаиморезервируемых механизмов должны передаваться в разных кабелях; -цепи отдельных шлейфов пожарной сигнализации должны быть проложены в разных кабелях; -маркировка проводов и кабельных линий. 2. Монтаж проводов, кабелей на лотках, коробах: - прогрев кабеля на барабане (при низких температурах); - требования к силовым и слаботочным цепям; - наличие пластмассовых или резиновых прокладок при проходе кабелей и проводов через острые грани, на поворотах и т.п.; - требования к разделению электрических цепей и трубных проводок (импульсных, командных трасс); - наличие крышек на коробах; - коэффициент заполнения коробов; - соединение проводов и электрокабелей в коробках с наборными зажимами; - укладка кабелей с наружной броней отдельно от небронированных; - наличие “песчаных” замков при вводе коробов в здания взрывоопасных зон (уплотненные ввода кабелей); - требования к креплению проводов и кабелей на кабельных полках, лотках, внутри коробов; - наличие засыпных песчаных барьеров в коробах через 50-75 м для повышения предела огнестойкости; - отсутствие натяжения проводов и кабелей на лотках и коробах; - уплотнения при проходе электротрасс через стены и перекрытия. 3. Монтаж проводов и кабелей в трубах: - наличие и правильность заливки разделительных уплотнений мастикой; - наличие уплотнений при выводе трубы из здания в траншею или наружу и если далее кабель идет без трубы (во избежание образования конденсата); - уплотнение трубной проводки: наличие пробок на резервных вводах фитингов, смазка резьбы антикоррозионной смазкой. - правильность подключения к электрооборудованию на уплотненной резьбе или через герметичный металлорукав; - контроль применения типа провода во взрывоопасных зонах. 4. Прокладка оптических кабелей – по лоткам, полкам (кроме одно – и двухволоконных): - соблюдение условий прокладки; - температурный режим при прокладке; - расстояние между креплением по стенам, по конструкциям – на поворотах; - способ крепления к конструкциям. 5. Контроль проведения предварительных и приемочных испытаний в соответствии с ПД, технологической картой и программой испытаний. 6. Контроль оформления исполнительной документации	визуальный 100% инструментальный 100% 100% (по каждому документу)	рулетка, линейка, отвес или уровень строительный.	1. Журнал технадзора. 2. Подпись и печать ТН в акте освидетельствования скрытых работ. 3. Журнал замечаний и предложений. 4. Журнал общих работ. 5. Предписания.	Разрешение на проведение заземления и защиты от помех и перенапряжений средств АСУ ТП.

9.2.9 Вопрос: Что необходимо контролировать при монтаже приборов и средств АСУ ТП

Ответ: ОР-91.200.00-КТН-232-10 Порядок осуществления строительного контроля (технического надзора) за соблюдением проектных решений и качеством строительства энергетических объектов и систем защиты НПС

№ этапа	Наименование работ или технологических этапов	Объект, параметры контроля	Метод и объем контроля со стороны технадзора	Приборы и инструменты контроля	Документы, обязательные к наличию и заполнению на этапах работ ТН	Выдача разрешений на последующие работы
6.5 Пооперационный контроль качества работ по монтажу средств АСУ ТП и ПТС.
6.5.2	Монтаж средств АСУ ТП и ПТС	1. Подготовка средств АСУ ТП и ПТС к монтажу: - в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей, соответствие установки узлов крепления датчиков. 2. Монтаж трубных проводок для технических средств АСУ ТП и ПТС: - контроль отсутствия внутренних заусенцев в стыках, торцах труб; - радиус изгиба, способов прокладки; - правильность выполнения разделительных уплотнений во взрывоопасных зонах; - параллельность архитектурным линиям с сохранением необходимого уклона; - крепление труб только нормализованными крепежами, крепление приваркой запрещено, расстояние между креплениями на ответвлениях, от сосудов, соединение труб производится сваркой; - прокладка труб на расстояниях, удобных для монтажа и эксплуатации; - выполнение испытаний давлением разделительных уплотнений и стальных труб для проводок во взрывоопасных зонах. 3. Монтаж приборов и средств АСУ ТП и ПТС: - контроль правильности установки шкафов, щитов, датчиков, приборов в соответствии требованиями стандартов компании, технологическими картами, рабочим проектом; - отсутствие вибрации установочной поверхности; - погрешность измерения параметров средств измерений не должна превышать нормируемых стандартами компании значений; - контроль соблюдения требований по эргономике; - контроль соблюдения основных требований по применению средств измерений давления, температуры, уровня, расхода, плотности, регистрирующих приборов, модулей искрозащиты, импульсных линий и отборных устройств. 4. Подключение кабельных трасс к электрооборудованию и техническим средствам АСУ ТП и ПТС – контроль качества подключения, восстановлением уплотнений и параметров взрывозащиты вводных устройств. 5. Маркировка средств измерений (инвентарный номер и технологический идентификатор). 6. Маркировка импульсных линий. 7. Контроль проведения предварительных испытаний. 8. Контроль оформления исполнительной документации (ОР-91.010.30-КТН-142-07).	визуальный 100% инструментальный 100% 100% (по каждому документу)	рулетка, линейка, отвес или уровень строительный.	1. Журнал технадзора. 2.Подпись и печать ТН в акте освидетельствования скрытых работ. 3. Журнал замечаний и предложений. 4. Журнал общих работ. 5. Предписания.	Разрешение на монтаж кабельных линий средств АСУ ТП

9.2.10 Вопрос: Какое обязательное условие должно выполняться перед передачей в монтаж приборов и средств автоматизации?

Ответ: ОР-91.200.00-КТН-232-10 Порядок осуществления строительного контроля (технического надзора) за соблюдением проектных решений и качеством строительства энергетических объектов и систем защиты НПС

№ этапа	Наименование работ или технологических этапов	Объект, параметры контроля	Метод и объем контроля со стороны технадзора	Приборы и инструменты контроля	Документы, обязательные к наличию и заполнению на этапах работ ТН	Выдача разрешений на последующие работы
6.3 Надзор за проведением входного контроля материалов, изделий и оборудования
6.3.1	Контроль комплектности сопроводительной документации. Разгрузка и складирование	1. Наличие приказа о создании комиссии по входному контролю. 2. Наличие НД. 3. Наличие сертификатов соответствия, сертификатов качества и технической документации заводов-изготовителей (паспорта, ТУ). 4. Проверка соответствия поставленного оборудования и материалов спецификации рабочего проекта, техническим условиям, классу помещений. 5. Проверка импортного оборудования на наличие: - сертификата качества; - сертификата соответствия; - сертификата пожарной безопасности ГПС МВД России; - Разрешение Ростехнадзора на применение на объектах нефтепроводного транспорта; - руководство по эксплуатации на русском языке; - на взрывозащищенное оборудование и его комплектующие – свидетельства Главгосэнергонадзора РФ. 6. Проверка документации на средства АСУ ТП и ПТС: - Разрешение Ростехнадзора на применение на объектах нефтепроводного транспорта; - сертификат соответствия, выдаваемый уполномоченными органами по сертификации; - сертификат Госстандарта (Ростехрегулирования) об утверждении типа средств измерения (для СИ); - свидетельство о взрывобезопасности электрооборудования; - сертификат пожарной безопасности. 7. Проверка документации на средства пожарной и охранной сигнализации: - Разрешение Государственной противопожарной службы для использования на территории РФ; - Разрешение Ростехнадзора на применение на объектах нефтепроводного транспорта. 8. Соответствие площадок, помещений к производству входного контроля, выполнение требований по складированию, хранению и транспортировке материалов и оборудования. 9. Проверка комплектности оборудования. 10. Срок действия гарантий завода-изготовителя не менее 18 месяцев. 11. Наличие акта приемки оборудования в монтаж.	визуальный (100% по каждому пункту).		1. Журнал технического надзора за строительством. 2. Журнал замечаний. 3. Предписания.	Разрешение на проведение инструментального контроля.

Акт приемки и опробования оборудования на заводе изготовителе с участием представителей заказчика.

9.2.11 Вопрос: Каково минимально допустимое сопротивление изоляции электропроводок систем автоматизации?

Ответ: СНиП 3.05.07.-85 СИСТЕМЫ АВТОМАТИЗАЦИИ

3.96. Смонтированные электропроводки систем автоматизации должны быть подвергнуты внешнему осмотру, которым устанавливается соответст­вие смонтированных проводок рабочей документации и требованиям настоящих правил. Электропроводки, удовлетворяющие указанным требо­ваниям, подлежат проверке на сопротивления изоляции.

3.97. Измерение сопротивления изоляции электропроводок систем ав­томатизации (цепей измерения, управления, питания, сигнализации и т. п.) производится мегомметром на напряжение 500-1000 В. Сопротивление изоляции не должно быть менее 0,5 МОм.

Во время измерения сопротивления изоляции провода и кабели должны быть подключены к сборкам зажимов щитов, стативов, пультов и соедини­тельных коробок.

Приборы, аппараты и проводки, не допускающие испытания мегоммет­ром напряжением 500—1000 В, на время испытания должны быть отклю­чены.

По результатам измерения сопротивления изоляции составляется акт.

9.2.12 Вопрос: В соответствии с какими требованиями производится монтаж приборов и средств автоматизации?

Ответ: СНиП 3.05.07.-85 СИСТЕМЫ АВТОМАТИЗАЦИИ

3. ПРОИЗВОДСТВО МОНТАЖНЫХ РАБОТ

ПРИБОРЫ И СРЕДСТВА АВТОМАТИЗАЦИИ

3.104. В монтаж должны приниматься приборы и средства автоматиза­ции, проверенные с оформлением соответствующих протоколов.

В целях обеспечения сохранности приборов и оборудования от поломки, разукомплектования и хищения монтаж их должен выполняться после письменного разрешения генподрядчика (заказчика).

3.105. Проверка приборов и средств автоматизации производится заказ­чиком или привлекаемыми им специализированными организациями, выполняющими работы по наладке приборов и средств автоматизации ме­тодами, принятыми в этих организациях, с учетом требований инструкций Госстандарта и предприятий-изготовителей.

3.106. Приборы и средства автоматизации, принимаемые в монтаж после проверки, должны быть подготовлены для доставки к месту монтажа. Под­вижные системы должны быть арретированы, присоединительные устройст­ва защищены от попадания в них влаги, грязи и пыли.

Вместе с приборами и средствами автоматизации должны быть переданы монтажной организации специальные инструменты, принадлежности и кре­пежные детали, входящие в их комплект, необходимые при монтаже.

3.107. Размещение приборов и средств автоматизации и их взаимное рас­положение должны производиться по рабочей документации. Их монтаж должен обеспечить точность измерений, свободный доступ к приборам и к их запорным и настроечным устройствам (кранам, вентилям, переклю­чателям, рукояткам настройки и т. п.).

3.108. В местах установки приборов и средств автоматизации, малодоступных для монтажа и эксплуатационного обслуживания, должно быть до начала монтажа закончено сооружение лестниц, колодцев и площадок в соответствии с рабочей документацией.

3.109. Приборы и средства автоматизации должны устанавливаться при температуре окружающего воздуха и относительной влажности, оговорен­ных в монтажно-эксплуатационных инструкциях предприятий-изготови­телей.

3.110. Присоединение к приборам внешних трубных проводок должно осуществляться в соответствии с требованиями ГОСТ 25164—82 и ГОСТ 025165—82, а электрических проводок — в соответствии с требова­ниями ГОСТ 10434-82, ГОСТ 25154-82, ГОСТ 25705-83, ГОСТ 19104-79 и ГОСТ 23517-79.

3.111. Крепление приборов и средств автоматизации к металлическим конструкциям (щитам, стативам, стендам и т. п.) должно осуществляться способами, предусмотренными конструкцией приборов и средств автома­тизации и деталями, входящими в их комплект.

Если в комплект отдельных приборов и средств автоматизации крепеж­ные детали не входят, то они должны быть закреплены нормализованными крепежными изделиями.

При наличии вибраций в местах установки приборов резьбовые крепеж­ные детали должны иметь приспособления, исключающие самопроизволь­ное их отвинчивание (пружинные шайбы, контргайки, шплинты и т. п.).

3.112. Отверстия приборов и средств автоматизации, предназначенные для присоединения трубных и электрических проводок, должны оставаться заглушенными до момента подключения проводок.

3.113. Корпуса приборов и средств автоматизации должны быть заземле­ны в соответствии с требованиями инструкций предприятий-изготовителей и СНиП 3.05.06-85.

3.114. Чувствительные элементы жидкостных термометров, термосигна­лизаторов, манометрических термометров, преобразователей термоэлект­рических (термопар), термопреобразователей сопротивления должны, как правило, располагаться в центре потока измеряемой среды. При давлении свыше 6 МПа (60 кгс/см2) и скорости потока пара 40 м/с и воды 5 м/с глубина погружения чувствительных элементов в измеряемую среду (от внутренней стенки трубопровода) должна быть не более 135 мм.

3.115. Рабочие части поверхностных преобразователей термоэлектри­ческих (термопар) и термопреобразователей сопротивления должны плот­но прилегать к контролируемой поверхности.

Перед установкой этих приборов место соприкосновения их с трубопро­водами и оборудованием должно быть очищено от окалины и зачищено до металлического блеска.

3.116. Преобразователи термоэлектрические (термопары) в фарфоровой арматуре допускается погружать в зону высоких температур на длину фар­форовой защитной трубки.

3.117. Термометры, у которых защитные чехлы изготовлены из разных металлов, должны погружаться в измеряемую среду на глубину не более указанной в паспорте предприятия-изготовителя.

3.118. Не допускается прокладка капилляров манометрических термометров по поверхностям, температура которых выше или ниже темпера­туры окружающего воздуха.

При необходимости прокладки капилляров в местах с горячими или хо­лодными поверхностями между последними и капилляром должны быть воздушные зазоры, предохраняющие капилляр от нагревания или охлаж­дения, или должна быть проложена соответствующая теплоизоляция.

По всей длине прокладки капилляры манометрических термометров должны быть защищены от механических повреждений.

При излишней длине капилляр должен быть свернут в бухту диаметром не менее 300 мм; бухта должна быть перевязана в трех местах неметалли­ческими перевязками и надежно закреплена у прибора.

3.119. Приборы для измерения давления пара или жидкости по возможности должны быть установлены на одном уровне с местом отбора дав­ления; если это требование невыполнимо, рабочей документацией должна быть определена постоянная поправка к показаниям прибора.

3.120. Жидкостные U-образные манометры устанавливаются строго вер­тикально. Жидкость, заполняющая манометр, должна быть незагрязнена и не должна содержать воздушных пузырьков.

Пружинные манометры (вакуумметры) должны устанавливаться в вер­тикальном положении.

3.121. Разделительные сосуды устанавливаются согласно нормалям или рабочим чертежам проекта, как правило, вблизи мест отбора импульсов.

Разделительные сосуды должны устанавливаться так, чтобы контрольные отверстия сосудов располагались на одном уровне и могли легко обслужи­ваться эксплуатационным персоналом.

3.122. При пьезометрическом измерении уровня открытый конец изме­рительной трубки должен быть установлен ниже минимального измеряемо­го уровня. Давление газа или воздуха в измерительной трубке должно обе­спечить проход газа (воздуха) через трубку при максимальном уровне жидкости. Расход газа или воздуха в пьезометрических уровнемерах дол­жен быть отрегулирован на величину, обеспечивающую покрытие всех потерь, утечек и требуемое быстродействие системы измерения.

3.123. Монтаж приборов для физико-химического анализа и их отборных устройств должен производиться в строгом соответствии с требованиями инструкций предприятий—изготовителей приборов.

3.124. При установках показывающих и регистрирующих приборов на стене или на стойках, крепящихся к полу, шкала, диаграмма, запорная арматура, органы настройки и контроля пневматических и других датчиков должны находиться на высоте 1—1,7 м, а органы управления запорной арматурой — в одной плоскости со шкалой прибора.

3.125. Монтаж агрегатных и вычислительных комплексов АСУ ТП дол­жен осуществляться по технической документации предприятий-изготови­телей.

3.126. Все приборы и средства автоматизации, устанавливаемые или встраиваемые в технологические аппараты и трубопроводы (сужающие и отборные устройства, счетчики, ротаметры, поплавки уровнемеров, ре­гуляторы прямого действия и т. п.), должны.быть установлены в соот­ветствии с рабочей документацией и с требованиями, указанными в обяза­тельном приложении 5.

9.2.13 Вопрос: При выполнении каких видов работ необходимо составлять акты ОСР?

Ответ: РД-11-02-2006 ТРЕБОВАНИЯ к составу и порядку ведения исполнительной документации при строительстве, реконструкции, капитальном ремонте объектов капитального строительства и требования, предъявляемые к актам освидетельствования работ, конструкций, участков сетей инженерно-технического обеспечения

5.3. Акты освидетельствования работ, которые оказывают влияние на безопасность объекта капитального строительства и в соответствии с технологией строительства, реконструкции, капитального ремонта контроль за выполнением которых не может быть проведен после выполнения других работ (далее - скрытые работы) оформляются актами освидетельствования скрытых работ по образцу, приведенному в #M12293 2 902023790 0 0 0 0 0 0 0 936192450приложении 3#S. Перечень скрытых работ, подлежащих освидетельствованию, определяется проектной документацией.

9.2.14 Вопрос: Чем защищаются кабеля, прокладываемые в траншеях, способы прокладки кабеля?

Ответ: СНиП 3.05.06-85 Электротехнические устройства

Кабельные линии. Общие требования

3.70. Проложенный в траншее кабель должен быть присыпан первым слоем земли, уложена механическая защита или сигнальная лента, после чего представителями электромонтажной и строительной организаций совместно с представителем заказчика должен быть произведен осмотр трассы с составлением акта на скрытые работы.

СНиП 3.05.06-85 Электротехнические устройства

Электропроводки. Общие требования

Способы прокладки кабеля:на лотках и в коробах,на стальном канате, в стальных трубах,неметаллических трубах.

Кабельные линии. Общие требования

Способы прокладки кабеля: в траншеи, в кабельных сооружениях: кабельные тоннели и каналы, кабельные полуэтажи.

9.2.15 Вопрос: Напряжение для питания оборудования?

Ответ: РД-35.240.00-КТН-207-08 «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения».

10.12 Требования к монтажу импульсных линий, термокарманов (гильз защитных) датчиков температуры и кабелей систем автоматизации

- цепи сигналов управления и контроля переменного тока – напряжением 220В,

- цепи сигналов управления и контроля постоянного тока – напряжением 24В.