2

3

СОДЕРЖАНИЕ

1 ВВЕДЕНИЕ 4 1.1 Определения 4 1.2 Сокращения 5

2 ПРИМЕНИМЫЕ СТАНДАРТЫ, НОРМЫ И ПРАВИЛА 6 2.1 Нормы и стандарты 6 2.2 Нормативно-правовые акты 6 2.3 Международные и Российские стандарты 6 2.4 Исключения и противоречия 13

3 ОСНОВНЫЕ ПРОЕКТНЫЕ ДАННЫЕ 14 3.1 Расположение оборудования и окружающая среда 14 3.2 Электромагнитная совместимость 15 3.3 Степень защиты, обеспечиваемая оболочкой (IP) 15 3.4 Требования по опасным зонам 15 3.5 Пассивная противопожарная защита КИП 15 3.6 Защита КИП от воздействий окружающей среды 16 3.7 Материалы и сертификация 16

4 ЭКСПЛУАТАЦИЯ КИП В ЗИМНИЙ ПЕРИОД 18 4.1 Общие положения 18 4.2 Укрытия КИП 18 4.3 Электронагревательные элементы и электрообогрев 19 4.4 Электрообогрев пучков импульсных трубок 20

5 ЕДИНИЦЫ ИЗМЕРЕНИЯ 21 6 ТЕХНИЧЕСКИЕ НОРМЫ И ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ 22

6.1 Общие требования к проектированию 22 6.2 Сетевая шина Fieldbus 23 6.3 Точность КИП 23 6.4 Приборы для измерения параметров потока 24 6.5 Приборы для измерения уровня 29 6.6 Приборы для измерения давления 33 6.7 Приборы для измерения температуры 35 6.8 Анализаторы 38

7 ВОЗДУХ КИП 40 7.1 Общие положения 40 7.2 Общие требования к проектированию 40 7.3 Распределительная система 40

8 ЭЛЕКТРОПИТАНИЕ КИП 42 9 ТРЕБОВАНИЯ К ПРОЕКТИРОВАНИЮ И ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ 43

9.1 Кабельная разводка 43 9.2 Распределительные коробки 44 9.3 Кабельные вводы 45 9.4 Трубопроводы, фитинги, манифольды и приспособления 45

10 ЗАЗЕМЛЕНИЕ ПРИБОРОВ 47 10.1 Система защитного заземления КИП (ЗЗ КИП) 47 10.2 Система искробезопасного заземления (ИБЗ) 47

11 БИРКИ И ЗАВОДСКИЕ ТАБЛИЧКИ 49 12 ПРОВЕРКИ И ИСПЫТАНИЯ 50 13 ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ КИП 51 14 КОНСЕРВАЦИЯ КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ 52

4

1 ВВЕДЕНИЕ

Настоящие технические условия вместе с нормативно-справочными документами устанав-ливают основные требования к проектированию, изготовлению, сборке, испытаниям, освидетель-ствованию и сертификации при разработке и конструкции контрольно-измерительных приборов.

Ссылки на Поставщика в настоящих технических условиях относятся к конкретной сфере от-ветственности, в отношении которой Заказчик должен обеспечить ее принятие на себя Поставщи-ком.

Действие настоящих технических условий распространяется на все КИП, в том числе по-ставляемые Заказчиком либо Поставщиком комплектного оборудования.

1.1 Определения

В настоящих технических условиях используются следующие определения: Заказчик: ООО «Башнефть-Полюс» или его представитель. Поставщик: сторона, которая изготавливает или поставляет оборудование или предоставля-

ет услуги по выполнению обязательств, предусмотренных Заказчиком. Термин «должен» означает требование. Термин «следует» означает рекомендацию. Термин «может» означает один из приемлемых образов действия.

1.2 Сокращения AMS Asset Management System Система управления активами

API American Petroleum Institute API Американский нефтяной институт ASME American Society of Mechanical Engineers ASME Американское общество инженеров-механиков ATEX Atmosphere Explosive Взрывоопасный

ЦПС Центральный пункт сбора и подготовки нефти

DCS Distributed Control System РСУ Распределенная система управления EMC Electromagnetic Compatibility ЭМС Электромагнитная совместимость DSSS Direct-Sequence Spread Spectrum DSSS Широкополосная модуляция с прямой последовательностью EPS Emergency Protection System СПАЗ Система противоаварийной защиты FHSS Frequency Hopping Spread Spectrum FHSS Автоматическая псевдослучайная перестройка рабочей ча-

стоты HART Highway Addressable Remote Transmission HART Протокол связи HART IEC International Electrotechnical Commission МЭК Международная электротехническая комиссия IP Ingress Protection IP Защита от внешнего воздействия ISA Instrument Society of America ISA Американское общество приборостроения ISO International Standards Organisation ISO Международная организация по стандартизации NPT National Pipe Thread NPT Стандартная трубная резьба OPC OLE for Process Control OPC Протокол OPC RTD Resistance Temperature Device ТДС Температурный датчик сопротивления RTU Remote Telemetry Unit Дистанционный телеметрический блок

SIL Safety Integrity Level Класс эксплуатационной безопасности

TDMA Time Division Multiple Access TDMA Распределение доступа с временным разделением каналов

ОВКВ Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха

2 ПРИМЕНИМЫЕ СТАНДАРТЫ, НОРМЫ И ПРАВИЛА

2.1 Нормы и стандарты

Оборудование должно быть спроектировано, произведено, испытано и поставлено в со-ответствии с настоящими техническими условиями. Совместно с оборудованием подлежит по-ставке указанная ниже техническая документация. Поставщик обязан соблюдать требования всех применимых стандартов, норм и правил и обеспечить их соблюдение своими Субпостав-щиками.

Если не предусмотрено иного, должна применяться последняя редакция, действующая на момент размещения заказа. Поставщик должен получить все необходимые разрешения и ли-цензии во всех инстанциях, включая местные и федеральные полномочные органы.

2.2 Нормативно-правовые акты

В отношении поставляемого оборудования применяются нормы и правила, действующие

в России. Поставщик обязан соблюдать требования следующих официальных органов: - Госэнергонадзор - орган, выдающий сертификат взрывобезопасности; - Ростехнадзор - орган по охране труда (выдает разрешение на использование оборудо-

вания); - Госстандарт (сертификация ГОСТ-Р) - орган, разрешающий импорт в Россию. Все полевые КИП должны иметь разрешение на применение, выданное Федеральной

службой по экологическому, технологическому и атомному надзору РФ, должны быть внесены в Государственный реестр средств измерений РФ и иметь действующий сертификат об утвер-ждении типа средств измерений и методику поверки.

2.3 Международные и Российские стандарты

ASME PTC 19.3

Temperature Measurement - Instruments and Apparatus

ASME PTC 19.3

Измерение температуры – приборы и аппараты

API 598 Valve Inspection and Testing API 598 Проверка и испытания клапа-нов

API 599 Metal Plug Valves - Flanged, Threaded and Welding Ends

API 599 Клапаны конические сталь-ные - фланцевые, с резьбой и приварными концами.

API 600 Bolted Bonnet Steel Gate Valves for Petroleum and Nat-ural Gas Industries

API 600 Задвижки стальные с крышкой на болтах для применения в нефтеперерабатывающей и газовой промышленности.

API 670 Machinery Protection Systems API 670 Системы защиты механиче-ского оборудования

API 6D Pipeline Valves API 6D Трубопроводная арматура API RP 551 Process Measurement

Instrumentation API RP 551 КИП технологического процес-

са API RP 552 Transmission Systems API RP 552 Системы передачи API RP 554 Process Instrumentation and

Control API RP 554 КИПиА технологического про-

цесса API RP 555 Process Analyzers API RP 555 Анализаторы технологическо-

го процесса

7

API MPMS 3.1A

Manual of Petroleum Meas-urement Standards Chapter 3 - Tank Gauging. Section 1A - Standard Practise for the Manual Gauging of Petroleum and Petroleum Products

API MPMS 3.1A

Руководство по стандартам измерений в нефтяной про-мышленности. Глава 3. Изме-рение уровня жидкости в ре-зервуаре. Раздел 1А. Практи-ческие рекомендации к руко-водству по измерению нефти и нефтепродуктов

API MPMS 3.1B

Manual of Petroleum Meas-urement Standards Chapter 3 - Tank Gauging. Section 1B - Standard Practise for Level Measurement of Liquid Hydro-carbons in Stationary Tanks by Automatic Tank Gauging

API MPMS 3.1B

Руководство по стандартам измерений в нефтяной про-мышленности. Глава 3. Изме-рение уровня жидкости в ре-зервуаре. Раздел 1В. Практи-ческие рекомендации по изме-рению уровня жидких углево-дородов в стационарных ре-зервуарах с применением ав-томатического уровнемера для резервуаров

API MPMS 14.3

Manual of Petroleum Meas-urement Standards Chapter 14 - Natural Gas Fluids Meas-urement Section 3 - Concen-tric, Square-Edged Orifice Me-ters

API MPMS 14.3

Руководство по стандартам измерений в нефтяной про-мышленности. Глава 14. Из-мерение флюидов природного газа. Раздел 3. Концентриче-ские измерительные диафраг-мы с отверстием с прямо-угольными краями

API MPMS 16.2

Manual of Petroleum Meas-urement Standards Chapter 16 - Measurement of Hydro-carbon Fluids by Weight or Mass. Section 2 - Mass Meas-urement of Liquid Hydrocar-bons in Vertical Cylindrical Storage Tanks by Hydrostatic Tank Gauging

API MPMS 16.2

Руководство по стандартам измерений в нефтяной про-мышленности. Глава 16. Из-мерения флюидов углеводо-родов по весу или массе. Раз-дел 2. Измерение массы жид-ких углеводородов в верти-кальных цилиндрических ре-зервуарах хранения с приме-нением гидростатического уровнемера для резервуаров

ASME B40.100

Pressure Gauges and Gauge Attachments

ASME B40.100

Манометры и присоединения к ним

ATEX European Directive 94/9/EC ATEX Европейская директива 94/9/EC

BS 1042 (All Sections)

Measurement of Fluid Flow in Closed Conduit

BS 1042 (Все разделы)

Измерение потока жидкости в закрытых каналах

BS 6121 Mechanical Cable Glands BS 6121 Кабельные сальники для ме-ханического соединения

BS 7629 Specification for 300/500 V Fire Resistant Electric Cables having Low Emission of Smoke and Corrosive Gases when Affected by Fire

BS 7629 Кабели электрические огне-стойкие на напряжение 300/500 В, с низким выделени-ем дыма и коррозийных газов при воздействии огня

8

BS 6387 Specification for Performance Requirements for cables re-quired to maintain circuit integ-rity under fire conditions.

BS 6387 Кабели, обеспечивающие со-хранение целостности цепи в условиях возгорания. Требо-вания к эксплуатационным ха-рактеристикам

CENELEC ENV 50141

Electromagnetic Compatibil-ity - Basic Immunity Standard

CENELEC ENV 50141

Электромагнитная совмести-мость. Базовый стандарт по-мехоустойчивости

EN 55014 Radio Interference Limits and Measurements for Electrical Appliances, Portable Tools and Similar Electrical Appa-ratus

EN 55014 Границы радио интерферен-ции и методы измерения для электроприборов, переносных инструментов и аналогичных электрических устройствам

EN 55022 Information Technology Equipment — Radio Disturb-ance Characteristics — Limits and Methods of Measurement

EN 55022 Оборудование информацион-ных технологий. Характери-стики радиопомех. Предель-ные значения и методы изме-рения

ГОСТ 12.1.004-91 ССБТ

Пожарная безопасность. Об-щие требования

ГОСТ 12.1.007-76 ССБТ

Вредные вещества. Класси-фикация и общие требования безопасности

ГОСТ 14254-96

Степени защиты, обеспечива-емые оболочками (код IP)

ГОСТ 16842-82

Радиопомехи индустриаль-ные. Методы испытаний ис-точников индустриальных ра-диопомех

ГОСТ 21655-87

Каналы и тракты магистраль-ной первичной сети единой автоматизированной системы связи

ГОСТ 23611-79

Совместимость радиоэлек-тронных средств электромаг-нитная. Термины и определе-ния

ГОСТ 23872-79

Совместимость радиоэлек-тронных средств электромаг-нитная. Номенклатура пара-метров и классификация тех-нических характеристик

ГОСТ 25861-83

Машины вычислительные и системы обработки данных. Требования по электрической и механической безопасности и методы испытаний

ГОСТ 26.005-82

Телемеханика. Термины и определения

ГОСТ 26.205-88

Комплексы и устройства теле-механики. Общие технические условия

9

ГОСТ 26883-86

Внешние воздействующие факторы. Термины и опреде-ления

ГОСТ 28934-91

Совместимость технических средств электромагнитная. Содержание раздела техниче-ского задания в части элек-тромагнитной совместимости

ГОСТ 29037-91

Совместимость технических средств электромагнитная. Сертификационные испыта-ния. Общие положения

ГОСТ 29125-91

Программируемые контролле-ры. Общие технические тре-бования

ГОСТ 29191-91

Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к электростати-ческим разрядам. Технические требования и методы испыта-ний

ГОСТ 29280-92

Совместимость технических средств электромагнитная. Испытания на помехоустойчи-вость. Общие положения

ГОСТ 8.563.1-97

Государственная система обеспечения единства изме-рений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепа-да давления. Диафрагмы, сопла ИСА 1932 и трубы Вен-тури, установленные в запол-ненных трубопроводах кругло-го сечения

ГОСТ Р 51330.0-99

Электрооборудование взрыво-защищенное. Часть 0. Общие требования

ГОСТ Р 51330.10-99

Электрооборудование взрыво-защищенное. Часть 11. Искро-безопасная электрическая цепь i

ГОСТ Р 51317.4.4-99

Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к наносекунд-ным импульсным помехам. Требования и методы испыта-ний

ГОСТ Р 51840-2001 (МЭК 61131-1-92)

Программируемые контролле-ры. Общие положения и функ-циональные характеристики

10

ГОСТ Р МЭК 870-4-93

Устройства и системы телеме-ханики. Часть 4. Технические требования

СНиП

3.05.07-85 Системы автоматизации

ID-TUN-SG-TSA -705002

Instrument Design and Installation

ID-TUN- SG-TSA -705002

Проектирование и монтаж КИП

ID-TUN-SG-TSA-205041

Equipment design conditions ID-TUN-SG-TSA-205041

Условия для проектирования оборудования

ID-TUN-SG-TSA-705005

Instrument and Telecommuni-cation Equipment Earthing Principles

ID-TUN-SG-TSA-705005

Принципы заземления кон-трольно-измерительных при-боров и оборудования систем связи

IEC 584-1 Thermocouples, Reference Tables

IEC 584-1 Термопары. Справочные таб-лицы

IEC 584-2 Thermocouples, Tolerances IEC 584-2 Термопары. Допуски IEC 584-3 Thermocouples, Extension

and Compensating Cables IEC 584-3 Термопары. Удлинительные и

компенсационные кабели IEC 751 Industrial platinum resistance

thermometer sensors IEC 751 Термометры сопротивления

промышленные платиновые IEC 92-375 General Control and Commu-

nication Cables IEC 92-375 Кабели для контрольно-

измерительной аппаратуры, управления и связи общего назначения

IEC 60078 Characteristic impedances and dimensions of radio-frequency coaxial cables

IEC 60078 Радиочастотные коаксиальные кабели. Волновое сопротивле-ние и размеры

IEC 60079 Electrical apparatus for explo-sive gas atmospheres

IEC 60079 Оборудование электрическое для взрывоопасных газовых сред

IEC 60157 Circuit breakers IEC 60157 Размыкатели IEC 60189 Low-Frequency cables and

wires with PVC insulation and PVC sheath

IEC 60189 Кабели и провода низкоча-стотные с изоляцией и обо-лочкой из поливинилхлорида

IEC 60255 Electrical relays IEC 60255 Реле электрические IEC 60269 Low voltage fuses IEC 60269 Предохранители плавкие низ-

ковольтные IEC 60331 Fire resisting characteristics of

electrical cables. IEC 60331 Кабели электрические. Харак-

теристики по огнестойкости IEC 60332 Tests on electrical cables un-

der fire conditions. IEC 60332 Кабели электрические. Испы-

тание на возгорание. IEC 60534 Industrial-Process Control

Valves IEC 60534 Клапаны регулирующие для

промышленных процессов IEC 60755 Residual current operated cir-

cuit breakers IEC 60755 Устройства защитные, рабо-

тающие по принципу остаточ-ного тока

11

IEC 60529 Degrees of Protection Provid-ed by Enclosures (IP Code)

IEC 60529 Степени защиты, обеспечи-ваемые оболочками (код IP)

IEC 61000-6-2

Electromagnetic Compatibility (EMC) - Part 6-2: Generic standards — Immunity for in-dustrial environments

IEC 61000-6-2

Электромагнитная совмести-мость. Часть 6-2. Общие стан-дарты. Невосприимчивость к промышленной окружающей среде

IEC 61000-6-4

Electromagnetic Compatibility (EMC) - Part 6: Generic standards — Section 4: Emis-sion standard for industrial en-vironments

IEC 61000-6-4

Электромагнитная совмести-мость. Часть 6. Общие стан-дарты. Раздел 4. Стандарт на излучение для окружающей среды промышленных пред-приятий

IEC 61131-1 to 8

Programmable Controllers IEC 61131, с 1 по 8

Программируемые контролле-ры

IEC 61508 Functional safety of electri-cal/electronic/programmable electronic safety — related systems

IEC 61508 Системы электрические/ элек-тронные/программируемые электронные, связанные с функциональной безопасно-стью

IEEE C37.90.1

IEEE Standard for Surge Withstand Capability (SWC) Tests for Relays and Relay Systems Associated with Elec-tric Power Apparatus

IEEE C37.90.1

Стандарт Института инжене-ров по электротехнике и элек-тронике на способность вы-держивать колебания перена-пряжения. Испытания защит-ных реле и релейных систем, связанных с электроэнергети-ческим оборудованием

IEEE 802.15.4

Standard which specifies the physical layer and media ac-cess control for low-rate wire-less personal area networks

IEEE 802.15.4

Стандарт, который определяет физический слой и управление доступом к среде для беспро-водных персональных сетей с низким уровнем скорости

ISA 75.07 Laboratory Measurement of Aerodynamic Noise Generated by Control Valves

ISA 75.07 Лабораторное измерение аэродинамического шума, производимого регулирующи-ми клапанами

ISA MC96.1 Temperature Measurement Thermocouples

ISA MC96.1 Термопары для измерения температуры

ISA S 5.1 Instrumentation Symbols and Identification

ISA S 5.1 Условные обозначения и идентификация контрольно-измерительных приборов

ISA RP 12.6

Recommended Practice for Wiring Methods for Hazardous (Classified) Locations Instru-mentation Part 1: Intrinsic Safety

ISA RP 12.6 Рекомендуемые нормы и ме-тоды устройства электропро-водки на опасных (согласно классификации) участках КИП. Часть 1. Искробезопасность

ISA S 5.3 Graphic Symbols for Distribut-ed Control/Shared Display In-struments, Logic and Control systems

ISA S 5.3 Графические символы для распределенных систем управления/систем КИП с об-щими устройствами отобра-жения, логических систем и систем управления

12

ISA S 5.4 Instrument Loop Diagrams ISA S 5.4 Схемы контуров КИП ISA S 5.5 Graphic Symbols for Process

Displays ISA S 5.5 Графические символы для

отображения технологического процесса

ISA S 18.1 Annunciator Sequences and Specifications

ISA S 18.1 Цепи извещателей и техниче-ские условия на извещатели

ISA 75. 19.01

Hydrostatic Testing of Control Valves

ISA 75. 19.01 Гидростатические испытания регулирующих клапанов

ISO 5167-1 Measurement of Fluid Flow by Means of Pressure Differential Devices - Part 1: Orifice Plates, Nozzles and Venturi Tubes Inserted in Circular Cross-Section Conduits Run-ning Full First Edition; Amendment 1-1998

ISO 5167-1 Измерение потока текучей среды с помощью устройств дифференциального давле-ния. Часть 1. Диафрагмы, соп-ла и трубки Вентури, поме-щённые в заполненные трубо-проводы круглого сечения. Поправка 1, 1998

ISO 5168 Flow measurement: calcula-tion of errors

ISO 5168 Измерение потока текучей среды. Оценка погрешностей

ISO 6817 Flow measurement using elec-tromagnetic flow-meters

ISO 6817 Измерение потока с примене-нием электромагнитных рас-ходомеров

NFPA 70 National Electric Code NFPA 70 Национальные правила и нормы по электрике

NFPA 72 National Fire Alarm Code NFPA 72 Национальные правила и нормы по пожарной сигнали-зации

ПБ 09-540-03 Общие правила взрывобез-опасности для взрывопожаро-опасных химических, нефте-химических и нефтеперераба-тывающих производств

ПУЭ Правила устройства элект-роустановок

13

2.4 Исключения и противоречия

Изменения настоящих технических условий, предложенные Поставщиком, которые могут улучшить установку, эксплуатацию, техническое обслуживание или повысить экономичность изготовления оборудования, могут быть рассмотрены, при условии, что они не будут оказывать отрицательного воздействия на работу и безопасность оборудования.

Если Поставщик каким-либо образом отклоняется от требований настоящих технических условий, Заказчику должен быть представлен на согласование исчерпывающий список исклю-чений из настоящих технических условий и каких-либо других технических условий, и/или тре-бований, стандартов, правил, нормативных актов, и т. д., относящихся к настоящему докумен-ту, с четким описанием каждого отклонения. В случае отсутствия каких-либо исключений Заказ-чик предполагает, что Поставщик в полной мере соблюдает требования настоящих технических условий и справочных документов.

В случае противоречия между указанными документами должны применяться более стро-гие требования. Тем не менее, Поставщик должен обратить внимание Заказчика на любые не-подтвержденные противоречащие требования, которые могут повлиять на его поставку. Поря-док очередности должен быть следующим:

- заказ на покупку; - листы технических данных; - настоящие технические условия; - прочие справочные технические условия; - справочные нормы и стандарты; - стандарты Поставщика. Любые отступления от требований указанных документов должны согласовываться с За-

казчиком.

14

3 ОСНОВНЫЕ ПРОЕКТНЫЕ ДАННЫЕ

Автоматизированная система управления технологическими процессами нефтяных ме-сторождений им. Р.Требса и А.Титова включает распределенную систему управления, систему противоаварийной защиты и систему обнаружения пожара

Объектами автоматизации являются установки и блоки в составе технологических ком-плексов:

- месторождение им. Р.Требса (кустовые площадки и площадки одиночных скважин, нефтесборные коллекторы);

- центральный пункт сбора месторождения им. Р.Требса (ЦПС); - опорная база промысла месторождения им. Р. Требса с АБК и РИТС (ОБП); - газопровод «ЦПС месторождения им. Р.Требса - ЦПС «Южное-Хыльчую» с КУУГ; - нефтепровод «ЦПС месторождения им. Р.Требса – ППСН «Варандей»; - ППСН «Варандей»; - месторождение им. А.Титова (кустовые площадки и площадки одиночных скважин,

нефтесборные коллекторы); - опорная база промысла месторождения им. А. Титова (ОБП); - ДНС с УПСВ месторождения им. А Титова; - нефтегазопровод «БМФНС месторождения им. А.Титова – ЦПС месторождения им.

Р.Требса. Требования к управлению и КИП определены в Стандарте Общества СТ-17-01-01 «АСУ

ТП нефтегазодобычи». Настоящие технические требования должны рассматриваться совместно с листами тех-

нических данных и справочными техническими условиями, содержащими специальные требо-вания для проектирования технологических, механических, электрических и контрольно-измерительных систем и требования к точкам подключения установок.

Оборудование предназначается для установки и эксплуатации на нефтяных месторож-дениях им. Р. Требса и А. Титова Ненецкого автономного округа в России, расположенных в изолированном и удаленном регионе. Поставщик обязан обеспечить соответствие материалов, конструкций и сооружений экстремальным условиям местности, которым это оборудование бу-дет подвергаться в процессе его эксплуатации.

В частности, Поставщик должен принять во внимание следующее: - расчетную температуру окружающей среды; - срок эксплуатации оборудования; - сейсмическую нагрузку; - ветровые нагрузки; - снеговую нагрузку; - транспортировку (автодорожным, речным, морским, железнодорожным транспортом

или по зимнику). КИП должны обеспечивать выполнение следующих требований: - обеспечивать возможность технически безопасного и беспрепятственного пуска объек-

тов, непрерывный технологический процесс и управляемый останов; - предоставлять информацию и управление, чтобы обеспечить соответствие установок

заданным требованиям производственной безопасности, качества продукции, произво-дительности, эффективного и экономичного функционирования;

- обеспечивать автоматическую защиту на случай, когда отклонения от заданных рабо-чих параметров могут вызвать ситуацию опасную для персонала и оборудования.

КИП должны выбираться на основании существующих стандартов и пригодности к приме-нению, проверенной на практике, а также при технической поддержке изделий со стороны изго-товителя.

Все электрические и пневматические цепи КИП должны обеспечивать отказоустойчивую работу при нарушении электроснабжения.

Оборудование должно быть рассчитано на срок эксплуатации не менее 10 лет.

3.1 Расположение оборудования и окружающая среда

С учетом места монтажа оборудования оно должно быть пригодным к эксплуатации в условиях следующих диапазонов температуры:

- вне помещения - от -48 до +32 C;

15

- в помещении - от +5 до +32 C. Оборудование должно быть рассчитано на сохранение работоспособности при абсолют-

ной минимальной температуре минус 48 C. Оборудование может подвергаться воздействию экстремальных температур: - при транспортировке и хранении; - в случае сбоев в работе системы ОВКВ.

3.2 Электромагнитная совместимость

При проектировании топологической и электрической систем связи нельзя допускать: - взаимных помех между системами; - создания помех для других систем. Все приборы и системы на основе микропроцессоров должны соответствовать требова-

ниям защищенности от высоких частот по IEC 61000-6-2 и IEC 61000-6-4. Датчики, используемые в ходе испытаний, должны иметь диапазон частот от 50 до

500 МГц.

3.3 Степень защиты, обеспечиваемая оболочкой (IP)

Минимальная степень защиты, обеспечиваемая оболочкой КИП, должна соответствовать IEC 60529/ГОСТ 14254-96. Кроме того:

- для всех КИП объекта, включая соединительные коробки и местные панели управле-ния: IP65;

- панели, шкафы и т. д., расположенные в операторных и аппаратных: IP42.

3.4 Требования по опасным зонам

Все полевые КИП устанавливаемые во взрывоопасных зонах должны иметь свидетель-ство о взрывозащищенности оборудования и разрешение на применение, выданное феде-ральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору.

Основным методом взрывозащиты принять метод «искробезопасная электрическая цепь» ЕЕх(i). Допустимые методы для удовлетворения требований по опасным зонам перечисляются ниже в порядке их предпочтительности:

- огнестойкое или взрывобезопасное исполнение, тип EEx(d); - повышенной безопасности исполнение, тип ЕЕх(е); - специальная защита, тип ЕЕх(s). Все оборудование КИПиА, материалы и способы его монтажа должны полностью соот-

ветствовать требованиям, предъявляемым к зонам взрывоопасности соответствующих катего-рий, в которых это оборудование размещено.

В случае способа защиты EEx(i) необходимо использовать устройства защиты c гальва-нической развязкой. Барьеры на диодах Зенера применяться не должны.

Искробезопасные системы должны отвечать требованиям ISA RP 12.6, ГОСТ Р 51330.10-99 и ГОСТ 14254-96.

3.5 Пассивная противопожарная защита КИП

Кабели, используемые в защитных системах, а также цепи системы обнаружения пожара

и газа должны быть огнестойкими в соответствии с IEC 60 331. Все остальные кабели не должны поддерживать горение (согласно IEC 60 332 и

IEC 60092-375). Искробезопасные и неискробезопасные цепи не должны прокладываться вместе. Необ-

ходимо использовать отдельные кабельные лотки и лотки лестничного типа. Все кабели внутри жилых помещений и помещений, где обычно присутствует персонал,

должны быть с низким выделением дыма и гари и не должны содержать галогенов. Пилотные клапаны и комплектующие изделия для особо важных дистанционно управляе-

мых двухпозиционных клапанов должны быть защищены от пожара путем монтажа внутри местных защитных кожухов или за счет использования цепи плавких предохранителей, под-ключенной к пневмосети пульта управления приводом.

16

Проводку искробезопасных цепей систем автоматизации, в случае отсутствия факторов возможного механического повреждения выполнять небронированным контрольным кабелем без применения дополнительных средств мех.защиты. Открытую проводку остальных цепей по установке от магистральной клеммной коробки во взрывоопасных зонах выполнять брониро-ванным кабелем (без применения дополнительных средств мех.защиты). 3.6 Защита КИП от воздействий окружающей среды

Если электронные компоненты и процессоры системы управления и безопасности распо-

ложены в полевых шкафах, такие компоненты должны быть выполнены так, чтобы выдержи-вать условия местной окружающей среды.

Полевые контрольно-измерительные приборы должны быть окрашены эпоксидной или полиуретановой краской.

Не допускается использование углеродистой стали без соответствующего покрытия про-тивокоррозионной краской.

3.7 Материалы и сертификация

3.7.1 Материалы

Корпуса встраиваемых КИП (напр., расходомеров) должны быть изготовлены из материа-

лов, пригодных для эксплуатации и соответствующих требованиям определенных технических условий на трубную обвязку и классификации материалов для трубной обвязки или превосхо-дящих их.

Корпуса других КИП (напр., датчиков давления, карманов термопар и т. д.) и всех компо-нентов, соприкасающихся с жидкими средами, должны быть изготовлены из нержавеющей ста-ли марки 316 или выше, если того требуют технические условия на трубную обвязку, или из ма-териала, стандартно применяемого изготовителем КИП, если его характеристики по устойчиво-сти к коррозии превосходят или превышают стандартный уровень (напр., хастеллой, монель-металл и т. д.).

Если технические условия на трубную обвязку или сосуды требуют соответствия NACE MR-01-75 (последнее издание), то такие требования распространяются на КИП и компоненты, взаимодействующие с технологическими средами.

3.7.2 Взаимодействие с технологическими средами

Встраиваемые КИП - это приборы, которые вмонтированы непосредственно в линии тех-

нологических/вспомогательных систем или в сосуды/оборудование. Материалы подлежат сер-тификации. Типичные примеры встроенных КИП: регулирующие клапаны, отсекающие клапаны, вихревые расходомеры, карманы термопар, турбинные расходомеры, датчики уровня, реле уровня, пробоотборники анализаторов и т. д.

Удаленные КИП (КИП на линии) - это приборы, которые находятся в непосредственном контакте с технологической средой, но не являются неотъемлемой частью линий технологиче-ских/вспомогательных систем или сосудов/оборудования. Материалы подлежат сертификации. Считается, что КИП подсоединены не напрямую, если соединение осуществляется с помощью отсекающих клапанов, импульсных трубок КИП либо трубопроводов малого диаметра (внут-ренний диаметр до 1 дюйма). Типичные примеры автономных КИП: манометры, датчики давле-ния, дифференциальные расходомеры, КИП анализаторных систем (кроме пробоотборников). Узлы многоходовых клапанов, манифольды запорно-спускной арматуры, также должны отно-ситься к КИП на линии.

Автономные КИП - это приборы, которые не имеют непосредственного контакта с техно-логической средой. Сертификация материалов не требуется. Типичными примерами автоном-ных КИП являются температурные датчики сопротивления, биметаллические термометры, преобразователи и приемники сигналов и элементы системы воздуха КИП.

3.7.3 Сертификация материалов

17

Для встраиваемых и удаленных КИП требуется полная прослеживаемость и сертифика-

ция материалов согласно стандартам, предусмотренным для линии или сосуда, к которым они подсоединяются. Для всех элементов, работающих под давлением, требуется сертификация материалов в соответствии с EN 10204 3.1B.

При работе в кислой среде материалы должны дополнительно соответствовать требова-ниям NACE MR-01-75 (последнее издание). Это требование распространяется и на части, не взаимодействующие с жидкими средами, включая болтовое соединение крышки и корпуса, внутренние детали, такие как механизмы клапана, пружины предохранительных клапанов и т. п. (работающие под давлением, когда клапан находится в закрытом состоянии), штоки проти-вовыбросовых клапанов и т. д.

Импульсный трубопровод, труба и фитинги КИП должны отвечать тем же требованиям по сертификации материалов, что и встроенные КИП. Дополнительно для работы в кислой среде значения твердости материала должны соответствовать требованиям NACE MR-01-75 (последнее издание), а также быть подходящими для использования с обжим-ными фитингами.

18

4 ЭКСПЛУАТАЦИЯ КИП В ЗИМНИЙ ПЕРИОД 4.1 Общие положения

Для нормальной эксплуатации КИП в зимних условиях и обеспечения защиты следует учитывать общие проектные требования:

- максимальная расчетная температура окружающей среды +32 °C; - минимальная расчетная температура окружающей среды - минус 37 °C. - абсолютно минимальная температура воздуха - минус 48 °C. При эксплуатации всех КИП должна быть обеспечена температура не ниже указанной ми-

нимально допустимой рабочей температуры. Температура всех корпусов и импульсных линий КИП, в которых содержится вода, должна

поддерживаться не ниже 10 °C. Это также относится и к жидкостям, поглощающим воду в нор-мальных условиях или в условиях сбоя, включая легкие жидкие углеводороды.

Не допускается нагрев приборов сверх максимальной рабочей температуры, предусмот-ренной Поставщиком.

Средства электрического обогрева не должны использоваться там, где они могут быть повреждены вследствие перегрева в условиях:

- продувки импульсных линий КИП; - циркуляции горячей жидкости или пара через обходной коллектор и импульсную ли-

нию; - пропарки сосудов или линий в процессе капитального ремонта или ввода в эксплуата-

цию; - утечки горячего технологического флюида из коллектора КИП. Где это практически целесообразно, КИП, контролирующие параметры технологического

процесса, и КИП, нуждающиеся в защите от замерзания или подвергающиеся воздействию по-вышенных температур, должны размещаться в отапливаемых помещениях, обогреваемых ко-жухах или укрытиях, облегчающих их эксплуатацию и обслуживание в зимних условиях. Пред-почтительным видом укрытия являются серийно выпускаемые пластиковые шкафы с наве-шенной на петлях крышкой и снабженной ручкой для открытия вверх. В случае применения ко-жуха, его конструктив должен предполагать возможность удобного снятия и обратного монтажа с минимальными трудозатратами и без ухудшения эксплуатационных и эстетических свойств кожуха (предпочтительно применение матерчатого кожуха).

КИП и импульсные линии должны быть обеспечены электрообогревом. Любая конструкция КИП с косвенным обогревом подлежит отдельному рассмотрению с

целью исключения возможности замерзания или затвердевания в них жидкости при любых условиях эксплуатации и при полном останове.

Если для электрообогрева КИП используется общая с технологическими линиями или со-судами система, должны выполняться следующие условия:

- КИП должны быть встроены в линию либо установлены близко к технологической ли-нии или сосуду;

- совместно используемая система электрообогрева должна автоматически включаться при понижении температуры окружающей среды ниже 10°C или при более высокой температуре, в зависимости от температуры застывания жидкостей;

- электрообогрев не должен приводить к закипанию жидкости внутри прибора либо к превышению максимально допустимого значения рабочей температуры.

4.2 Укрытия КИП

КИП устанавливаются внутри укрытий, если: - прибор не может выдерживать минимальную температуру окружающей среды (минус

48 °C) или эксплуатироваться при минимальной расчетной температуре (минус 37 °C);

- технологический или продувочный флюид замерзает, становится вязким или образует конденсат;

- корпус не подходит для установки вне помещений.

19

Рекомендуемым методом теплоизоляции КИП является использование жесткого полиуре-танового кожуха с обшивкой из АБС, не пропускающей ультрафиолет. Толщина изоляции должна составлять не менее 25 мм.

Укрытие должно быть предназначено для размещения одного прибора и его дополни-тельного оборудования. Доступ к прибору должен осуществляться через дверцу, навесную или подъемную крышку. Когда требуется обогрев, если не предусмотрено иного, укрытие должно обогреваться с помощью электричества.

Укрытия КИП должны обогреваться, чтобы обеспечивать поддержание температуры из-мерительных приборов выше рекомендуемого минимального рабочего значения.

Следует обеспечить доступ к укрытиям в целях проведения техобслуживания, калибровки и замены приборов силами одного специалиста. Демонтаж приборов не должен требовать де-монтажа коллектора.

Конструкция укрытия КИП должна обеспечивать прокладку пучка труб от измерительного прибора к коллектору КИП без промежуточных соединений.

Изоляция пучка трубок измерительного прибора должна быть заделана в изоляцию укры-тия КИП таким образом, чтобы при минимальной температуре окружающей среды температура технологической линии ни в какой точке не опускалась ниже минимальной температуры термо-стата.

Сливное отверстие с заглушкой должно располагаться в нижней точке донной части укры-тия измерительного прибора.

Укрытие должно быть жестким. Должен быть предусмотрен опорный кронштейн. Коллек-тор с клапанами должен крепиться к опорному кронштейну, а не к элементам укрытия и не к технологическим трубопроводам.

Во избежание теплопотерь за счет теплопроводности, в стенках укрытия должно быть ми-нимальное количество крепежных болтов, не должно быть металлического крепежа, скоб или крупных металлических предметов, проникающих через стенку укрытия.

Дверца должна иметь такую конструкцию, чтобы вода не скапливалась по краям и не примораживала прокладку. Линии разъемов должны быть защищены формованным фланцем и уплотнены неопреновой прокладкой.

Части измерительного прибора не должны крепиться к дверцам и крышкам. Если дверцы навесные, они должны быть свободно висящими и оснащаться в качестве

ограничителя цепью или скобой. Если измерительный прибор оборудован индикатором, который должен контролироваться

оператором, следует предусмотреть смотровое окно из небьющегося материала. Если требуется обогрев, укрытия КИП должны обогреваться с помощью электричества. В

этом случае применяются следующие требования: - все электропровода системы обогрева укрытия и электрообогрева пучка трубок долж-

ны подключаться к источнику электропитания за пределами укрытия; для подключения должны использоваться электрические соединители утвержденного типа; элемент электрообогрева выносится за пределы обогреваемого пучка по утвержденному мето-ду; для источника электропитания необходимо обеспечить электрическую изоляцию;

- нагревательный элемент обогрева укрытия КИП должен быть снабжен терморегулято-ром для поддержания температуры прибора на требуемом уровне;

- все термостаты должны заменяться, не вызывая повреждения кабельных сальников; - нагревательный элемент обогрева укрытия должен быть снабжен температурным

предохранителем, предназначенным для защиты от нагревания поверхности свыше 200 C;

- температурные предохранители должны заменяться, не вызывая повреждения ка-бельных сальников.

Дверца или крышка должна иметь надежную защелку, позволяющую открывать, закры-вать и запирать ее, не прибегая к помощи инструментов.

4.3 Электронагревательные элементы и электрообогрев

В укрытиях КИП должны применяться сертифицированные нагревательные элементы с терморегулятором.

Нагревательные элементы должны иметь нагревательную способность с 20 %-ным запа-сом в расчете на максимальный режим обогрева.

20

Где целесообразно, должны использоваться саморегулирующиеся кабели. Поставщик КИП должен предоставить информацию о том, где превышен температурный номинал саморе-гулирующихся лент.

Вся система электрообогрева должна быть изолирована и водонепроницаема. Система электрообогрева должна быть смонтирована таким образом, чтобы обеспечить возможность ремонта и замены прибора без повреждения изоляции или оболочки. Материал оболочки дол-жен иметь достаточный температурный номинал для обеспечения требуемой теплопередачи.

Сращивание кабелей электрообогрева внутри пучка не допускается. Там, где система электрообогрева КИП стыкуется с системой электрообогрева технологи-

ческого оборудования, не должно оставаться зазоров и холодных участков. Для компенсации больших теплопотерь вокруг фланцев, клапанов, соединительных элементов и т. п. должен быть обеспечен дополнительный электрообогрев.

В каждом укрытии КИП должен быть предусмотрен термостат для включения и выключе-ния нагревательного элемента и поддержания температуры на должном расчетом уровне.

Термостаты следует располагать так, чтобы их установочные параметры могли регулиро-ваться на месте.

Каждый нагревательный элемент и элемент системы электрообогрева должен быть скон-струирован так, чтобы не допустить или уменьшить степень повреждения в результате пере-грева, если при несрабатывании термостата нагреватель останется во включенном состоянии, и обеспечить, чтобы:

- при нормальном давлении в системе жидкость внутри системы не нагревалась до точ-ки закипания и точки начала кипения;

- не наблюдалось превышения максимальной температуры нагревательного элемента, элемента электрообогрева, изоляции или оболочки.

КИП не должны нагреваться выше максимальной температуры их хранения. Все электронагревательные элементы, устанавливаемые в укрытиях КИП расположен-

ных во взрывоопасных зонах должны быть во взрывозащищенном исполнении.

4.4 Электрообогрев пучков импульсных трубок

Где это практически целесообразно, элементы электрообогрева должны встраиваться в предварительно изолированные и снабженные термозащитной оболочкой пучки импульсных трубок.

Все обогреваемые пучки должны включать несколько трубок (в соответствии с назначени-ем), ленту электрообогрева, изоляцию, цельную водонепроницаемую оболочку плюс дополни-тельный наполнитель, рекомендованный Изготовителем.

Все пучки должны быть покрыты цельной оболочкой из термопластичного эластомера, устойчивого к воздействию ультрафиолетового излучения, стойкого к истиранию и не теряюще-го гибкости при низких температурах, чтобы их можно было использовать при температуре окружающей среды – 48 °C.

Все трубки должны быть параллельны друг другу и не перекрещиваться. Использование скрученных пучков трубок не допускается.

Изготовитель обязан поставить торцевые уплотнения (усадочного типа) и инструменты для концевой заделки при монтаже системы электрообогрева.

Все импульсные линии полевых датчиков, записывающих устройств и контроллеров должны обогреваться отдельными системами электрообогрева.

Где устройство укрытий КИП представляется нецелесообразным (уровнемеры, реле уровня, регулирующие клапаны, вихревые расходомеры и т. п.) теплоизоляция КИП может быть обеспечена с применением матов из мягкого теплоизолирующего материала.

21

5 ЕДИНИЦЫ ИЗМЕРЕНИЯ

Все КИП, автоматизированные системы и связанные с ними функции, если не предусмот-рено иного, должны использовать единицы международной системы мер (СИ).

Основные единицы системы СИ: - состав - % или ppm (частей на миллион); - расход жидкости (массовый) - кг/час или т/час; - расход жидкости (объемный) - ст. м3/час (101,325 кПа, 15 °C); - расход газа (массовый) - кг/час; - расход газа (объемный) - ст. м3/час (101,325 кПа, 15 °C); - расход пара - кг/час; - уровень (абсолютный) - м или мм; - уровень (относительный) - %; - давление (избыточное) - кПа или МПа (изб.); - давление (абсолютное) - кПа или МПа (абс.); - давление (дифференциальное) - кПа; - температура - °C; - вязкость (динамическая) - мПа; - вязкость (кинематическая) - сСт.

22

6 ТЕХНИЧЕСКИЕ НОРМЫ И ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ 6.1 Общие требования к проектированию

Все КИП должны проектироваться и поставляться в соответствии с действующими рос-

сийскими и международными нормами и стандартами, принятыми для оборудования нефтяной и нефтехимической промышленности, частично перечисленными в разделе 2.4, а также с тре-бованиями, изложенными в настоящих Технических условиях.

Все КИП и сопутствующие клапаны должны монтироваться таким образом, чтобы к ним был обеспечен доступ либо с имеющегося уровня, либо с постоянных платформ.

Верхние и нижние предельные значения давления и температуры для элементов КИП, работающих под давлением, должны, как минимум, соответствовать требованиям класса тру-бопроводов или расчетным пределам для сосудов, к которым они подсоединены.

В общем случае все КИП должны быть электронными, со встроенными преобразователя-ми сигнала в унифицированный (без вторичной аппаратуры), с питанием и заземлением от си-стемы, к которой они подсоединены.

Предпочтительно использовать измерения с использованием цифровых полевых шин (Foundation Fieldbus). На неответственных, вспомогательных или объектах с минимальным уровнем автоматизации или там, где это более целесообразно предпочтительно использова-ние измерений с сигналами 4-20 мА или дискретного типа. Применение цифровой полевой ши-ны или физических сигналов передачи информации должно быть обоснованно в каждом кон-кретном случае.

Для всех контуров СПАЗ используется формат сигнала 4-20 мА постоянного тока с пря-мым двухпроводным соединением.

Если подача сигнала требуется для более чем одной системы, данный сигнал должен пе-редаваться путем повтора от одной системы к другой через соответствующие устройства галь-ванической развязки.

Для обеспечения возможности сравнения измерений датчики СПАЗ должны иметь такой же диапазон измерений, настройки и точности, как и соответствующие технологические датчи-ки.

Все компоненты системы аварийной защиты должны действовать независимо от компо-нентов системы управления. Для каждого датчика следует предусмотреть отдельный отвод или карман.

Для каждой функции останова системы противоаварийной защиты в системе управления технологическим процессом следует предусмотреть связанный с ней сигнал предварительного предупреждения.

Если скорость реагирования не критична, и применение шинных технологий в данной точ-ке обосновано следует максимально использовать интеллектуальные электронные датчики ти-па ‘SMART’ с подключением к сетевой шине Foundation Fieldbus, с возможностью диагностики в режиме онлайн и средствами для конфигурации. Это можно сделать либо используя специаль-ные коммуникаторы, либо через специализированную систему диагностики полевого КИП. Все интеллектуальные устройства должны иметь возможность подключения к системам диагности-ки полевого КИП с использованием стандартных драйверов для реализации как минимум функций диагностики, удаленного конфигурирования и документирования.

Не допускается использования частных протоколов Поставщика. Питание для всех дискретных сигналов ввода/вывода обеспечивается соответствующей

системой управления при напряжении питания 24 В постоянного тока. Соединения линий дис-кретных сигналов с системой управления технологическим процессом и системой противоава-рийной защиты должно осуществляться через контакты без напряжения с питанием от системы управления технологическим процессом или системы противоаварийной защиты.

Полевые приборы должны поставляться с ЖК-индикаторами, интегрально смонтирован-ными на прибор, на позициях, указанных Заказчиком или Генпроектировщиком. Допускается применение индикаторов Foundation Fieldbus удаленного монтажа, в том числе многоканаль-ных, для последовательного отображения нескольких технологических параметров.

Конфигурация индикаторов выходного сигнала должна быть следующей: - для измерения уровня конфигурация должна позволять линейное считывание от 0 до

100 %; - для всех других измерений конфигурация должна обеспечивать отображение техниче-

ских единиц в диапазоне, соответствующем диапазону датчика.

23

Все КИП, распределительные коробки, кабели, шкафы и пр. должны иметь заводские таблички с идентификационным номером.

Удаленные КИП должны монтироваться на специальных опорах КИП в непосредственной близости к отводу линии и должны поставляться с наличием трубного крепежного приспособления Ду 50.

Должны быть продуманы мероприятия и необходимые средства для проведения прове-рок, калибровок без демонтажа датчиков:

- датчики давления (применение специальных вентилей, позволяющих подключать эта-лонный задатчик давления без демонтажа датчика и отсоединения его от процесса; протоколирование процедуры калибровки через систему диагностики полевого КИП);

- датчики температуры (демонтаж датчика без отключения от системы управления, про-гонка датчика с применением переносного калибратора, протоколирование процедуры калибровки через систему диагностики полевого КИП);

- датчики загазованности (подача тестовых смесей на прибор, протоколирование проце-дуры калибровки через систему диагностики полевого КИП);

- датчики расхода (применение имитаторов по методике беспроливной поверки, прото-колирование процедуры калибровки через систему диагностики полевого КИП);

Приборы для измерения перепадов давления должны выдерживать выход за пределы диапазона в любую сторону, равный полному номинальному статическому давлению, без нега-тивных последствий для калибровки и без каких-либо смещений нуля.

Особое внимание должно быть уделено техобслуживанию всех поставленных КИП и то-му, чтобы по возможности обеспечить их демонтаж в режиме онлайн (т. е. без останова всего производства).

Использование поплавковых уровнемеров для измерения уровня в сосудах, плотность флюида в которых может быть различной, запрещается.

Воздух КИП используется только для питания исполнительных механизмов регулирующей и аварийной отсечной арматуры.

Эксцентрические переходы не должны применяться вблизи расходомеров, зависимых от распределения скорости потока.

Поставщик обязан представить сведения о средствах защиты от воздействия окружаю-щей среды (оболочки и приспособления для электрообогрева) электронных устройств (напри-мер, датчиков), предназначенных для эксплуатации в арктических условиях.

Все вставляемые приборы (зонды, термокарманы, пробоотборники, детекторы скребков) должны быть определены в соответствии со спецификациями технологического процесса, включая эксплуатационные условия по минимальным и максимальным параметрам (давление, скорость, температура, плотность, состав флюида).

Соединения КИП должны быть следующими: - электрические - M20 1,5 мм ISO; - пневматические:

o подвод воздуха - обжимные фитинги 1/4 дюйма NPT/6 мм; o ресиверы воздуха - обжимные фитинги 1/2 дюйма NPT/15 мм;

- технологические линии - обжимные фитинги 1/2 дюйма NPT/15 мм. Как правило, импульсные трубки КИП должны быть изготовлены из нержавеющей стали

марки 316L. Следует использовать двойные обжимные фитинги, если не предусмотрено иного. Трубки для всего оборудования, включая комплектное оборудование, должны иметь размеры в метрической системе.

Приборы участвующие в контурах ПАЗ должны иметь сертификат TUV на соответствие стандарту IEC 61508 (SIS, Safety Instrumented Systems) уровня SIL2.

6.2 Сетевая шина Fieldbus

Преимущественно (в обоснованных случаях) применение КИП «интеллектуального» типа,

работающими по протоколу Foundation Fieldbus, как единственному цифровому протоколу свя-зи, по которому приборы могут самостоятельно выполнять алгоритмы управления и макси-мально реализуются функции диагностики приборов. Интеллектуальные КИП можно использо-вать только при условии обеспечения необходимой скорости реагирования.

6.3 Точность КИП

24

Точность поставляемых КИП должна быть равной или превосходить указанные ниже па-раметры.

Оборудование для измерения расхода, подразделяется на следующие классы в зависи-мости от следующей классификации:

- класс 1: использование на узлах оперативного и коммерческого учета (по массе или объему, приведенному к нормальным условиям): погрешность менее 0,2 % (жидкость), менее 0,5 % (газ);

- класс 2: массовый баланс для внутреннего учета, погрешность менее 1 % (жидкость), менее 2 % (газ);

- класс 3: вспомогательные средства оператора и для управления технологическим про-цессом, погрешность менее 3 % (жидкость), менее 5 % (газ).

Оборудование для измерения уровня, подразделяется на следующие классы в зависимо-сти от следующей классификации:

- класс 1: коммерческий учет в резервуарных парках – 3 мм. - класс 2: оперативные и технологические измерения – мм. Оборудование для измерения давления и перепада давления, подразделяется на следу-

ющие классы в зависимости от следующей классификации: - класс 1: коммерческий учет, позиции требующие высокой точности и критические пози-

ции – 0,055 % шкалы, перенастройка 1:100 для шкал более 7 кПа для датчиков перепа-да и избыточного давления, и шкал более 25 кПа для датчиков абсолютного давления и 0,1 % от шкалы для шкал от 0.4 до 7 кПа для датчиков перепада давления и избыточ-ного давления, и для шкал от 5 до 25 кПа для датчиков абсолютного давления.

- класс 2: оперативные и технологические измерения - 0.065% шкалы, перенастройка 1:100 для шкал более 7 кПа для датчиков перепада давления и избыточного давления, и более 25 кПа для датчиков абсолютного давления и 0,1% от шкалы для шкал от 0.4 до 7 кПа для датчиков перепада и избыточного давления, и для шкал от 5 до 25 кПа для датчиков абсолютного давления.

Указанная погрешность выбрана для минимизации упущенной прибыли (потребление энергоресурсов и отпуск товарной продукции) и повышения стабильной работы контуров СПАЗ, особенно при измерениях значений параметров, близких к критическим. Кроме этого, указанная точность является неотъемлемым атрибутом приборов последнего поколения с серьезной ди-агностикой, поддерживающих цифровые протоколы FF, обладающих высокой повторяемостью измерений и стабильностью в течение долгого времени.

Оборудование для измерения температуры, подразделяется на следующие классы в за-висимости от следующей классификации:

- класс 1: позиции требующие высокой точности: - преобразователь температуры в комплекте с RTD (Pt100) – 0.2 гр.С; - преобразователь температуры в комплекте с термопарой (Type J, K(ХА)) –

0.25 гр.С для преобразователя температуры и Термопара по классу 1 DIN EN 60584-2. - класс 2: оперативные и технологические измерения: - преобразователь температуры в комплекте с RTD (Pt100) – 0.3 гр.С для преобразова-

теля температуры, и сенсор по IEC 751 классу А. - преобразователь температуры в комплекте с термопарой - (Type J, K(ХА)) –

1 гр.С для преобразователя температуры и термопара по классу 1 DIN EN 60584-2.

6.4 Приборы для измерения параметров потока

6.4.1 Общие требования

Где это возможно, регулирующие клапаны должны располагаться ниже по потоку измери-тельных приборов, зависимых от распределения скорости потока (во избежание прямых участ-ков большой длины выше по потоку). Подобно этому, отсечные клапаны, расположенные перед измерительным прибором, должны быть расположены за пределами прямого участка требуе-мой длины и при эксплуатации установки в нормальном режиме должны быть полностью от-крыты.

Расходомеры для измерения потоков жидкости предпочтительно устанавливать на верти-кальных линиях, поток внутри которых направлен вверх.

Расходомеры для измерения потоков пара и влажных газов лучше всего устанавливать на вертикальных линиях, поток внутри которых направлен вниз.

25

Расходомеры следует устанавливать в местах, где трубы подвержены минимальной виб-рации.

Датчики давления и/или температуры (а также отводы, термокарманы и т. п.), требуемые для компенсации плотности, следует располагать на расстоянии, равном одному диаметру трубы «до», и на расстоянии, равном пяти диаметрам трубы ниже по потоку однонаправленно-го измерительного прибора, соответственно.

Сужения, изгибы труб и т.д. (т.е. факторы, влияющие на форму профиля скорости потока) не должны находиться вблизи расходомеров, зависимых от этого профиля скорости.

Минимальный расход должен составлять 20 % эксплутационного расхода. Окончательный выбор метода измерения должен быть выполнен проектировщиком с уче-

том требований к точности, места установки и экономической целесообразности. Тип выходного сигнала прибора измерения расхода определяется в зависимости от места

его применения и выбирается в следующем приоритетном порядке: 1. Foundation Fieldbus; 2. 4-20/HART; 3. импульсный/частотный; 4. специсигнал с применением вторичного прибора.

В расходомерах узлов учета газа следует применять одновременно два выхода (1-й или 2-й и 3-й тип) в целях одновременного подключения к вычислителю расхода и системе диагно-стики полевого КИП.

Преобразователи преимущественно (в обоснованных случаях) должны быть интеллекту-альные, с цифровой передачей данных Foundation Fieldbus (либо выходным сигналом 4-20 мА, с поддержкой HART-протокола).

Для всех интеллектуальных устройств трансмиттеры должны быть типа ‘SMART’, способ-ные работать с системой онлайновой диагностики и средствами удаленного конфигурирования.

6.4.2 Ультразвуковой расходомер

Расходомеры должны быть только типа, основанного на времени пробега; тип, использу-

емый эффект Допплера, допускается в случае наличие в жидкости газовой фазы более 2%. Расходомеры должны поставляться в комплекте с трубной катушкой, хотя можно рас-

смотреть возможность применения накладных расходомеров, где такое применимо. Расходомер должен быть установлен между двумя прямыми цилиндрическими участками

труб постоянного сечения. Возможна установка струевыпрямителя на входном измерительном трубопроводе. Размеры и параметры прямолинейных измерительных трубопроводов до и по-сле расходомера, а также струевыпрямителя, должны соответствовать рекомендациям по-ставщика и требованиям нормативных документов, но не менее 20 Dу до расходомера, и 15 Dу после расходомера

Комплекс ультразвукового расходомера должен включать в себя расходомер с трансмит-тером (блоком электроники), датчики давления (если это необходимо) и температуры, вычис-литель. 6.4.3 Электромагнитный расходомер

Расходомер должен быть встроенной конструкции. Расходомер должен быть применим как к прямому, так и к обратному потоку. Тип электрода должен быть магнитоемкий. Внутренние покрытия расходомера должны поставляться с защитными средствами. Минимально необходимая удельная проводимость флюида составляет 5µS/см. Постав-

щик сообщает, требуются ли дополнительный технологические данные для подтверждения требований по удельной проводимости.

6.4.4 Приборы, работающие на принципе измерения перепада давления

Для измерения расходов приборами, базирующимися на принципе перепада давления и

применяемые для измерений класса 2 и 3, предпочтение должно отдаваться последним разра-боткам в этой области, таким как осредняющие трубки и стабилизирующие диафрагмы в силу следующих причин.

26

6.4.4.1 Осредняющие трубки

Для измерения расходов невязких жидких, газообразных сред и пара на применениях, где критичны малые потери давления, а также важна простота и удобство монтажа (как альтерна-тива фланцевым расходомерам, для трубопроводов большого диаметра) следует использо-вать осредняющие трубки.

Материал осредняющих трубок должен быть нержавеющая сталь 316, как минимум. Погрешность коэффициента расхода осредняющих трубок должна быть не более

0,8 % от измеряемого расхода. Осредняющие трубки должны иметь форму сенсора, позволяющую получать максималь-

но возможный перепад давления для повышения точности измерений и стабильность показа-ний. Например «Т»-образную форму.

Осредняющие трубки должны иметь конструкцию, позволяющую устанавливать в их кор-пус температурные сенсоры для исключения дополнительной установки термометра при изме-рении массового расхода или его приведения к нормальным условиям. С этой же целью долж-на быть предусмотрена возможность интегрального монтажа многопараметрических преобра-зователей, измеряющих одним прибором перепад, давление, температуру и производящих вы-числение расхода.

Для снижения количества мест потенциальных протечек, конструкция приборов должна позволять максимально сократить, если невозможно совсем исключить, использование им-пульсных трубок. Поэтому в большинстве случаев должен использоваться непосредственное подключение осредняющей трубки к датчику дифференциального давления или многопара-метрическому датчику.

При необходимости обеспечения возможности вынимать расходомер (например, на по-верку) без сброса давления в трубопроводе, там где это возможно, следует применять осред-няющие трубки с возможностью выемки без остановки процесса, и с ручным приводом для вы-емки.

6.4.4.2 Стабилизирующие диафрагмы

Для измерения расходов жидких, газообразных сред и пара на применениях, где критичны требования к прямым участкам (вплоть до 2-х диаметров трубы до прибора и 2 диаметров после), а потери давления аналогичны традиционным диафрагмам, следует ис-пользовать стабилизирующие (четырехдырочные) диафрагмы.

Также стабилизирующие приборы должны позволять измерения расхода таких сред, как влажный газ при требовании погрешности расхода 3-5 % (класс 3).

Материал стабилизирующих диафрагм должен быть нержавеющая сталь 316, как мини-мум.

Погрешность коэффициента расхода стабилизирующих диафрагм должна быть не более 0,5...0,75 % (в зависимости от коэффициента Бета) от измеряемого расхода.

Для снижения количества мест потенциальных протечек, конструкция приборов должна позволять максимально сократить, если невозможно совсем исключить, использование им-пульсных трубок. Поэтому в большинстве случаев должен использоваться непосредственное подключение диафрагмы к датчику дифференциального давления.

6.4.4.3 Традиционные диафрагмы

Выбор измерительных диафрагм применяемых для измерений класса 2 и 3, и длина пря-мых участков должны соответствовать требованиям ISO 5167 и ГОСТ 8.586-2005, в частности, по следующим характеристикам:

- геометрические характеристики; - расчеты; - ограничения; - требования к длине прямых участков. Там, где представляется возможным, следует использовать измерительные диафрагмы с

нескошенной кромкой и угловыми патрубками для отбора давления. Диафрагма в четверть кру-га или с коническим входом может быть использована только в особых случаях, например, при низком значении числа Рейнольдса.

27

Материал, как минимум, нержавеющая сталь марки 316, если технологический флюид не требует применения иных материалов.

Штуцеры для измерения давления должны быть только фланцевого типа. Отводы для измерения давления должны иметь размер М20x1.5. Фланцы диафрагм должны быть снабжены выравнивающими винтами. Толщина фланцев диафрагм и расчет деформации должны поставляться вместе с расче-

том размера отверстия. Предпочтительное значение перепада давления на измерительной диафрагме жидкого

потока - 25 кПа. Перепад давления на измерительных диафрагмах в потоках пара или газа определяется,

исходя из рабочего статического давления:

Статическое давление (кПа (изб.)) Перепад давления (кПа) 35-250 0-5 250-600 0-12,5

более 600 0-50

Нормальный расход должен составлять от 70 до 80 процентов полного потока. Мини-мальный и максимальный расход должен составлять 33 и 95 процентов полного потока, соот-ветственно.

Измерительные диафрагмы не следует использовать, если величина расхода потока из-меняется более чем 5:1 для некоммерческого учета.

Каждая измерительная диафрагма (за исключением диафрагм выдвижного типа) должна поставляться с наличием гравированной бирки из нержавеющей стали со стороны входа, на которой должна быть указана следующая информация:

- идентификационный номер; - размеры D и d в мм; - класс фланца; - материал. Примечание: информация должна быть удобочитаемой после монтажа диафрагмы.

6.4.4.4 Трубки Вентури

Трубки Вентури и измерительные сопла кругового поперечного сечения должны соответ-ствовать стандарту ISO 5167-1.

Обычно достаточно одного отвода для измерения давления выше по потоку и одного ни-же по потоку. 6.4.5 Расходомеры с переменным сечением (ротаметры)

Применение расходомеров с переменным сечением (ротаметров) ограничивается про-

стыми измерениями, такими, как измерение параметров продувки, охлаждающих и уплотняю-щих флюидов, либо применением в системах подготовки проб для анализаторов.

Нормальный расход должен быть в пределах от 60 до 80 процентов пропускной способ-ности. Минимальный и максимальный расходы должны быть в пределах от 10 до 90 % пропускной способности.

Следует отдать предпочтение ротаметрам металлической конструкции. Применение стеклянных трубок допускается только при следующих условиях, выполняемых одновременно:

- малый номинальный размер; - безопасные флюиды; - низкое рабочее давление. Металлические ротаметры должны быть снабжены магнитными системами для отобра-

жения показаний и, если требуется, для передачи сигналов. Показания ротаметров должны считываться напрямую. Передаваемые сигналы должны соответствовать параметрам, указанным в листах техни-

ческих данных. Точность должна быть в пределах ± 1,5 % полной шкалы. Соединения ротаметров должны быть следующими:

28

- верхнее и нижнее - трубные резьбовые соединения для приборов до Ду 15; - верхнее и нижнее (или в исключительных случаях боковое и нижнее) фланцевые со-

единения для приборов большего размера (с фланцами, соответствующими классу трубопровода по техническим условиям).

Металлические ротаметры должны иметь трубки из нержавеющей стали 316, если свой-ства технологического флюида не требуют применения других материалов.

Коэффициент сопротивления поплавка ротаметра и расчетные условия должны быть вы-гравированы на паспортной табличке и/или на корпусе трубки.

Ротаметры со встроенными игольчатыми клапанами не должны применяться в среде уг-леводородов и токсичных веществ.

6.4.6 Дифференциальные расходомеры

Материалы всех деталей (фланец и корпус, болты, гайки, несущее кольцо), за исключе-

нием измерительной диафрагмы, должны соответствовать техническим условиям на классы трубных материалов.

В случае измерения параметров двухфазного потока необходимо обеспечить наличие спускных отверстий.

Дифференциальные датчики давления для газа должны быть смонтированы так, чтобы обеспечить их естественное дренирование.

Если один измерительный элемент (измерительная диафрагма/трубка Вентури) исполь-зуется для двух отдельных измерений, требуется четыре отвода для создания разделения (один комплект для датчика распределенной системы управления и один комплект для датчика системы аварийной защиты).

6.4.7 Вихревые расходомеры

Вихревые расходомеры могут применяться при измерениях расхода низковязкой жидко-

сти, газа, пара при этом необходимо учитывать следующее: - минимальная скорость потока жидкости 0,6 м/с; - максимальная скорость потока жидкости 5 м/с; - максимальная скорость газа 30 м/с. Расходомер должен быть установлен между двумя прямыми цилиндрическими участками

труб постоянного сечения. Размеры и параметры прямолинейных измерительных трубопрово-дов до и после расходомера должны соответствовать рекомендациям поставщика и требова-ниям нормативных документов.

При установке вихревых расходомеров основным требованием является отсутствие виб-рации.

Конструкция расходомера должна быть цельнолитой/цельносварной, исключающей засо-рения и утечки. 6.4.8 Массовые (кориолисовые) расходомеры

Приборы должны обеспечивать одновременное измерение массового расхода, плотности

и температуры и передачу этих параметров по цифровому протоколу Приборы не должны требовать наличия прямых участков. Диапазон изменения расходов должен меняться с коэффициентом не менее 100:1. Материал сенсоров должен быть нержавеющая сталь 316, как минимум. Подключение к процессу, в большинстве случаев, должно быть фланцевым с классом

давления до PN100. Предел основной относительной погрешности по массовому расходу жидкости не должен

превышать ± 0,1 %, по газу ± 0,5 %. Приборы должны иметь сертификат Федерального агентства по техническому регулиро-

ванию и метрологии о признании первичной поверки экспортируемых в РФ массовых расходо-меров, выполняемой при их выпуске на заводе-изготовителе.

Массовые расходомеры должны позволять проводить измерения двухфазных сред (со-держание распределенного (не одним пузырем) свободного газа до 6%).

В трансмиттерах кориолисового расходомера должна быть предусмотрена компенсация влияния фактического значения температуры и давления технологической среды.

29

6.4.9 Массовые термодифференциальные расходомеры

Приборы должны обеспечивать одновременное измерение массового расхода, объемного расхода газа, приведенного к нормальным условиям, а также температуры и передачу этих па-раметров по цифровому протоколу.

- минимальная скорость потока газа не более 0,13 м/с; - предел основной относительной погрешности по газу ± 3 % Расходомер должен быть оснащен двумя токовыми выходами и импульсно-релейным вы-

ходом. Корпус прибора должен поворачиваться на 360°. Калибровка расходомера на заводе-изготовителе должна быть осуществлена газовой

смесью аналогичной состава нефтяного попутного газа. Конструкция расходомера должна позволять замену прибора без остановки тех. процесса. Подключение к процессу, в большинстве случаев, должно быть с краном и сальниковым

вводом. Диапазон изменения расходов должен меняться с коэффициентом не менее 140:1. Материал сенсоров должен быть нержавеющая сталь 316, как минимум. Приборы должны иметь сертификат Федерального агентства по техническому регулиро-

ванию и метрологии о признании первичной поверки экспортируемых в РФ термодифференци-альных расходомеров, выполняемой при их выпуске на заводе-изготовителе. Методика поверка должна быть «беспроливным» методом. 6.5 Приборы для измерения уровня

Общие требования: - там, где необходимо устанавливать несколько приборов измерения уровня на одном

аппарате, следует использовать общую уровнемерную колонку. Однако, сигнализаторы (выключатели) уровня, задействованные в системе ПАЗ, должны быть установлены отдельно, напрямую подключенными к аппарату;

- максимальное количество отводов для подключения приборов на одной уровнемерной колонке, не должно превышать 6 (шести);

- минимальный внутренний диаметр уровнемерной колонки должен быть не менее трех дюймов и все отводы должны быть оснащены запорной арматурой;

- необходимы специальные установочные чертежи, в которых будут описаны все детали взаимного расположения средств измерения уровня, а также расположения отводов, уровня сигнализации и блокировок, размеры деталей и способы подсоединения;

- в проекте могут быть применены уровнемеры с иными принципами измерений, не пе-речисленными в данных требованиях. Возможность применения каждого типа измере-ния уровня должна быть подобрана индивидуально на каждый технологический про-цесс непосредственно при проектировании системы.

Сигнализация аварийного уровня СПАЗ должна осуществляться аналоговыми измерите-лями уровня с выходным сигналом 4-20мА/HART.

Для позиций, используемых в СПАЗ дополнительно должны выполняться следующие требования:

- значение времени наработки на отказ (MTBF) должно составлять не менее 15 лет с ве-роятностью 95 %;

- преобразователи должны иметь 10-и летнюю стабильность: не более +/- 0,2 % от верх-ней границы диапазона измерения сенсорной ячейки прибора;

- преобразователи должны иметь сертификат TUV на соответствие стандарту IEC 61508 (SIS, Safety Instrumented Systems) уровня SIL2.

6.5.1 Радарные волноводные уровнемеры

Для измерений уровня не коммерческой точности, следует применять волноводные (ре-

флекс) радары, работающие по принципу измерения коэффициента отражения методом сов-мещения прямого и отражённого испытательных сигналов.

Уровнемеры должны быть интеллектуальные, с цифровой передачей данных Foundation Fieldbus (либо с выходным сигналом 4-20 мА, с поддержкой HART-протокола).

30

Тип зонда коаксиальный, жесткий стержневой или гибкий тросовый, двойной или одинар-ный должен выбираться на основании характеристик измеряемой среды (например, коэффи-циент диэлектрической проницаемости) и основных характеристик процесса.

Для углеводородов (сред с диэлектрической проницаемостью менее 10) следует приме-нять коаксиальные зонды большого диаметра (не менее 45 мм). Уровнемеры для измерения уровня вязких жидкостей должны обеспечивать возможность очистки зонда от налипания без снятия с технологической емкости.

Корпус прибора должен поворачиваться на 360°; он должен сниматься (вместе с элек-тронными модулями) без сброса давления в сосуде/резервуаре.

Волноводные радары должны давать возможность удаленного монтажа корпуса от вол-новода для обеспечения возможности монтажа в труднодоступных местах.

Уровнемеры должны обеспечивать физическую защиту от переполнения. Волноводные радары должны поставляться с программным обеспечением для удобной

настройки, со средствами диагностики и средствами позволяющими определить необходи-мость профилактического обслуживания.

При необходимости, волноводные радары должны обеспечивать возможность одновре-менного измерения уровня и уровня раздела фаз (многопараметрические датчики).

При измерении раздела фаз, уровнемер должен учитывать диэлектрическую проницае-мость верхнего слоя, компенсируя эффект увеличения времени прохождения сигнала по верх-нему слою жидкости.

Волноводный радарный уровнемер должен иметь соответствующее программное обеспе-чение, обеспечивающее надежное слежение за уровнем и разделом фаз:

- с фильтрами, устраняющими незначительные ложные отражения вызванные налипа-нием и большие ложные отраженные сигналы вызванные патрубком и конденсатом на патрубке.

- с автоматической оптимизацией усиления сигнала для максимизации отношения сиг-нал/шум.

- с встроенным программным обеспечением, распознающим состояние зонда и ситуации типа «пустой резервуар», «полностью заполненный резервуар» и обеспечивающей со-ответствующую реакцию выходного сигнала на эти ситуации.

Программное обеспечение должно поддерживать функцию определения уровня загряз-нения зонда.

Радарный волноводный уровнемер должен отвечать следующим проектным требовани-ям:

- материал: фланец в соответствии с техническими условиями на трубопроводы; - части, взаимодействующие со средой: нержавеющая сталь 316, если в технических

условиях не указано иное; - отклонение от вертикали: не более 0,1 % длины зонда; - время обновления данных: менее 1 секунды.

Волноводный радарный уровнемер должен иметь следующие функции самодиагностики (4-20мА/HART и Foundation fieldbus):

- ошибка измерения уровня/раздела фаз; - ошибка в конфигурации шкалы; - несовместимая комбинация используемых функций; - сигнал об отсутствии зонда; - температура внутри уровнемера превышает уставку; - ошибка конфигурации; - ошибка выходного сигнала; - ошибка программного обеспечения; - ошибка модуля генерации сигнала;

6.5.2 Бесконтактные радарные уровнемеры

Бесконтактные радарные уровнемеры целесообразно применять для позиций, требующих

высокой точности, либо для позиций, где применение волноводных радаров невозможно или нецелесообразно из за технологических особенностей применения.

Уровнемеры должны быть интеллектуальные, с цифровой передачей данных Foundation Fieldbus (либо с выходным сигналом 4-20 мА, с поддержкой HART-протокола).

31

Радарные уровнемеры должны поставляться с программным обеспечением, позволяю-щим проводить настройку прибора, отслеживать сигнал и помехи внутри резервуара, иметь функции возможности маскировать постоянные помехи, настраивать пороги срабатывания уровня по анализу сигнала на пустом резервуаре.

Тип антенны бесконтактных радарных уровнемеров должен быть выбран в соответствии со свойствами жидкости (например, наличие турбулентности процесса, химический состав) и общими параметрами технологического процесса.

Корпус электроники должен вращаться на 360° и при необходимости сниматься без оста-новки процесса и сброса давления.

Уровнемеры должны обеспечить работоспособность при монтаже на патрубках, вне зави-симости от расстояния до стены резервуара, длины патрубка (до 2х м) и наличия шаровых кра-нов.

Радарный волноводный уровнемер должен отвечать следующим проектным требовани-ям:

- материал: фланец в соответствии с техническими условиями на трубопроводы; - части, взаимодействующие со средой: нержавеющая сталь 316, если в технических

условиях не указано иное; - технологический процесс: диаметр фланца должен согласоваться с диаметром излу-

чающей антенны, но не менее DN50, класс давления и форма поверхности в соответ-ствии с типом присоединительного фланца;

- время обновления уровня: менее 1 секунды. Радарный уровнемер должен иметь следующие функции самодиагностики (4-20мА/HART

и Foundation fieldbus): - ошибка измерения уровня/раздела фаз; - ошибка в конфигурации шкалы; - несовместимая комбинация используемых функций; - температура внутри уровнемера превышает уставку; - ошибка конфигурации; - ошибка выходного сигнала; - ошибка программного обеспечения; - ошибка модуля генерации сигнала;

6.5.3 Буйковые уровнемеры

Там, где нельзя использовать радарные волноводы из-за специфических особенностей

технологического процесса, возможно использование буйковых уровнемеров. Могут применяться буйковые уровнемеры торсионного типа или типа линейнорегулируе-

мый дифференциальный трансформатор. Допускается применение буйковых уровнемеров с размерами 356 мм, 813 мм и 1219 мм. Длина буйкового уровнемера не должна превышать 1,2 метра. Длина буйкового уровнемера выбирается с учетом полного буферного уровня сосуда. Если не указано иное, буферный уровень определяется как максимальный уровень сре-

ды, отмеченный в сосуде, плюс 20%, считая от нижней границы цилиндрической части сосуда. Внешняя камера буйкового уровнемера должна отделяться от сосуда с помощью отсека-

ющих и спускных клапанов. Внешняя камера буйкового уровнемера должна поставляться в комплекте с боковым и

нижним соединениями. Корпуса электронных блоков буйковых уровнемеров должны поворачиваться. Буйковые

камеры не должны быть связаны с другими технологическими линиями, такими как линии дре-нажа или откачки.

Внешняя камера буйкового уровнемера должна иметь пробку или вентиль для сброса давления и вентиль для дренажа.

Для приборов монтируемых непосредственно на емкостях, должна быть предусмотрена защитная труба или клетка. Диаметр защитного устройства должен быть достаточным, чтобы при возникновении на нем отложений не происходило контакта с буйком. Рекомендуемая вели-чина зазора должна быть 25 мм.

Для беспрепятственного монтажа или извлечения прибора при обслуживании, над местом его установки должно быть предусмотрено необходимое свободное пространство.

Буйковые уровнемеры должны отвечать следующим проектным требованиям:

32

- материал: корпус (включая элементы соединения) - в соответствии с техническими условиями на трубопроводы;

- буек и внутренние части: нержавеющая сталь 316, если в технических условиях не ука-зано иное;

- соединение с технологическим оборудованием: диаметр фланца - минимум Ду 50, класс и тип - в соответствии с опросным листом;

- гистерезис: для электронных датчиков - ±0,1 % от полной амплитуды или лучше; - достоверность: для электронных датчиков - ±0,1 % от полной амплитуды или лучше; - минимальная регулировка чувствительности: от 20 до 100 % длины поплавка; - установка нуля: 100 % длины поплавка; - время отклика: менее 1 секунды; - питание: 24 В постоянного тока для электронного устройства.

6.5.4 Индикаторы уровня

Индикаторы уровня должны быть предусмотрены для всех сосудов, за исключением ре-

зервуаров хранения и дренажных емкостей (перечень сосудов должен быть согласован с За-казчиком). Они должны перекрывать весь диапазон эксплуатационных значений уровня, вклю-чая диапазон уставок срабатывания датчиков уровня и реле сигнализации по уровню.

Предпочтительным типом являются магнитные индикаторы уровня. Они могут применять-ся для сред, где не будут подвержены загрязнению.

Все приборы измерения уровня оснащаются запорными, дренажными и отводными кла-панами.

Стекло индикатора, если требуется, должно иметь заднюю подсветку с клиновым освещением, так чтобы свет распространялся равномерно по всей длине стекла. Сертифицировано для использования в соответствующих опасных зонах.

Стеклянные индикаторы уровня должны быть армированными. Стеклянная часть индикатора уровня должна быть изготовлена из небьющегося армиро-

ванного стекла. Индикаторы уровня должны отвечать следующим проектным требованиям: - корпус: углеродистая сталь, если нет иных требований с учетом свойств технологиче-

ского флюида; - соединения с технологическим оборудованием: фланцы 3/4 дюйма, боковое- боковое,

боковое- нижнее, как указано в листах технических данных.; - индикатор уровня: обозначить верх и низ (для правильной установки); - спускное отверстие: внутренняя резьба 1/2 дюйма NPT, с заглушкой; - дренаж: внутренняя резьба 1/2 дюйма NPT. Примечание: общую видимую длину и межцентровое расстояние указать в листах техни-

ческих данных. Видимая длина должна перекрывать: - максимальный уровень в эксплуатационных условиях; - рабочие диапазоны всех приборов для измерения уровня, установленных на том же

сосуде; - зону уставок сигнализации по высокому и низкому уровню плюс 20%. При необходимости проведения двойного измерения следует использовать индикаторы

уровня с возможностью монтажа датчика уровня волноводного типа в едином конструктиве.

6.5.5 Сигнализаторы уровня

Сигнализаторы (выключатели) уровня должны быть вибрационного типа. Сигнализаторы должны предоставлять возможность постоянного самотестирования без

снятия с тех. процесса, а также световой индикатор, позволяющий определять текущее состоя-ние прибора.

Патрубки для установки сигнализаторов уровня должны быть с присоединительным раз-мером G 1A.

6.5.6 Системы уровнемеров для резервуаров хранения и резервуаров продуктов

33

В резервуарах, где необходима высокая точность измерений, уровнемеры рекомендуется

размещать в специальных стояках (успокоительных трубах). Для коммерческого учета следует применять радарные уровнемеры. Погрешность измерения массы для системы коммерческого учета вычисляется для каж-

дого конкретного случая по ГОСТ 8.595-2004, но не должна превышать 0,5%. Если для резервуара хранения требуется усредняющий датчик температуры, такой дат-

чик должен составлять часть системы уровнемеров резервуара и должен подключаться к ука-занной системе. Усредняющие датчики температуры должны представлять собой многоэле-ментные системы (температурные датчики сопротивления или термопары).

Если требуется точечный контроль температуры, датчики должны устанавливаться в нижней части резервуара. Для измерения температуры должны применяться температурные датчики сопротивления.

6.6 Приборы для измерения давления

Все части приборов, контактирующие с измеряемой средой, должны быть изготовлены из

устойчивого к коррозии материала с учетом свойств измеряемой среды. Приборы, предназна-ченные для измерения абсолютного давления, должны иметь барометрическую компенсацию показаний.

6.6.1 Манометры и дифференциальные манометры

Манометры должны соответствовать требованиям ГОСТ 2405-88, на циферблате должны

быть нанесены: - полное наименование поставщика; - модель манометра; - единица физической величины; - знак “-” (минус) перед числом, обозначающим верхний предел измерений вакууммет-

рического давления; - класс точности или условное обозначение класса точности; - условное обозначение рабочего положения прибора, если оно отличается от нормаль-

ного; - заводской номер прибора; - наименование или условное обозначение измеряемой среды – при специальном ис-

полнении прибора. Циферблат должен иметь белое поле и черные цифры. Диаметр циферблата должен со-

ставлять 100-160 мм. Соединительный штуцер манометра должен быть М20х1,5, установленный в нижней ча-

сти манометра. В манометрах общего применения в качестве измерительного элемента должна исполь-

зоваться трубка Бурдона. Класс точности манометров должен быть: - для контроля технологических процессов – 1,5; - для контроля точности измерений – 1. Материал измерительного элемента для технических манометров должен обеспечивать

коррозионную устойчивость. Все манометры должны быть выполнены в соответствии с требованиями техники без-

опасности, с небьющимся (или не дающим осколков) стеклом. Манометры с верхним пределом измерения до 2,5 МПа должны иметь на задней поверхности разрывной предохранительный диск. Манометры с верхним пределом измерения свыше 2,5 МПа должны иметь прочную лице-вую часть и полностью вышибаемую заднюю часть. Внутренние части и механизмы маномет-ров, подверженных вибрации или пульсации, должны быть заполнены глицерином или силико-ном. Манометры должны выдерживать без смещения нуля или верхнего предела измерения, превышение давления (перегрузку) в размере 1,3 раза от верхнего предела измерения. Там, где перегрузка может быть выше, чем в 1,3 раза, следует использовать специальные защитные демпфирующие устройства (снубберы).

34

Манометры, установленные на плунжерных насосах поршневого типа, должны иметь ка-меры сглаживания пульсации (демпферы). Манометры, установленные в местах повышенной вибрации, должны иметь гидрозаполнение силиконовым маслом.

Диапазоны измерения манометров должны выбираться таким образом, чтобы нормаль-ное рабочее давление отображалось во второй трети шкалы манометра. При выборе диапазо-нов измерения следует руководствоваться существующим стандартным рядом пределов изме-рений.

6.6.2 Преобразователи давления

Преобразователи давления (статического и дифференциального) должны соответство-

вать требованиям ГОСТ 22520-85. Датчики должны иметь возможность перенастройки (перека-либровки) диапазона измерений на месте эксплуатации в соотношении не менее чем 1:100 от верхнего предела измерения. Нормальное рабочее давление должно быть не выше 65% от верхнего откалиброванного предела измерения преобразователя.

Для измерения низких давлений и вакуума следует использовать дифференциальные преобразователи давления, проводящие соединение низкого давления открыто к атмосферно-му давлению.

Преимущественно (в обоснованных случаях) преобразователи должны быть интеллекту-альные, с цифровой передачей данных Foundation Fieldbus (либо выходным сигналом 4-20 мА, с поддержкой HART-протокола).

Номинальная статическая характеристика преобразователя должна быть линейной при измерении давления, и квадратичной при использовании с расходомерами на основании сужа-ющего приспособления (диафрагмы).

Преобразователи статического давления должны выдерживать перегрузку давлением в размере 1,25 от верхнего предела измерений. Преобразователи дифференциального давления должны выдерживать одностороннюю перегрузку в размере 100% от величины предельного рабочего давления.

При измерении давления в условиях пульсации среды следует предусмотреть демпферы пульсаций.

Датчики давления, работающие в среде сырой нефти, и установленные снаружи должны оснащаться разделительными диафрагмами и продувочными кольцами (с подсоединением к системам сброса и продувки).

Части датчиков давления и дифференциального давления, соприкасающиеся с жидкими средами, должны быть выполнены из нержавеющей стали, если свойства технологического флюида не требуют применения других материалов.

Если для измерения одного и того же технологического параметра применяются два дат-чика (один для системы безопасности, другой для системы управления технологическим про-цессом), они должны иметь одинаковые диапазоны и интервалы измерений. Каждый датчик должен подключаться к технологической линии по отдельности, но точки подключений должны располагаться как можно ближе друг к другу, чтобы была обеспечена возможность сравнения результатов измерений.

Для позиций, используемых в СПАЗ дополнительно должны выполняться следующие требования:

- для преобразователей давления значение времени наработки на отказ (MTBF) должно составлять не менее 15 лет с вероятностью 95 %;

- преобразователи давления для СПАЗ (SIS) должны иметь 10-и летнюю стабильность: не более +/- 0,2 % от верхней границы диапазона измерения сенсорной ячейки прибо-ра;

- преобразователи давления для СПАЗ должны иметь сертификат TUV на соответствие стандарту IEC 61508 (SIS, Safety Instrumented Systems) уровня SIL2.

Датчики перепада давления должны иметь различные варианты механического подклю-чения к процессу. Ниже перечислены все возможные способы механического подключения датчиков перепада давления при установке в процесс:

- стандартные фланцы; - интегральные вентильные; - фланцы для измерения уровня по ГОСТ 12815-80 без дополнительных разделитель-

ных мембран между процессом и сенсорным модулем прибора.

35

- разделительные мембраны с заполнением буферными жидкостями, для измерения уровня или перепада давления вязких, кристаллизующихся или особо агрессивных сред.

- интегрированные расходомеры по перепаду (осредняющие трубки, интегральные диа-фрагмы и т.д.). Вентильный блок, интегрально установленный на чувствительном эле-менте расхода, сенсорный модуль датчика (со стандартными фланцами или без) и за-щитная головка лежат на одной линии.

Электронные датчики должны отвечать следующим проектным требованиям: - должен быть предусмотрен встроенный индикатор по согласованию с Заказчиком. ЖК-

индикаторы должны иметь возможность конфигурирования пользователем. Они долж-ны отображать значение давления, процентное значение диапазона, значение анало-гового выхода, значение температуры сенсорного модуля и диагностические сообще-ния;

- должна быть предусмотрена возможность установки нуля и интервала измерений извне;

- должна быть обеспечена защита от выхода за пределы диапазона измерений давле-ния вплоть до расчетного давления, указанного в листах технических данных. В датчи-ках дифференциального давления защита от выхода за пределы диапазона должна защищать чувствительный элемент от максимального расчетного давления, прилагае-мого к каждой из сторон, при атмосферном давлении с противоположной стороны;

- корпус: класс в соответствии со стандартом изготовителя, если в листах технических данных не указано иное. При удаленном монтаже корпус должен быть снабжен крон-штейнами для монтажа на трубе 50 мм;

- дренаж и выпуск: для каждого корпуса; - гистерезис и зона нечувствительности: 0,2 % калибровочного интервала; - достоверность: ± 0,1 % калибровочного интервала; - диапазон: верхний предел в 1,5 раза выше величины нормального рабочего давления; - смещение нуля вверх и за пределы шкалы: если необходимо, указывается в листах

технических данных; - манифольд: два клапана для замера избыточного или абсолютного давления, пять

клапанов для замера дифференциального давления (два отсечных, два на сброс, один выравнивающий);

- должен быть поставлен обогреваемый шкаф или термочехол (при установке снаружи). Датчики давления должны иметь следующие функции самодиагностики: - сигнализацию выхода давления за границы диапазона измерений; - сигнализацию выхода температуры внутри датчика за уставку; - сигнализацию о неисправности клавиш внешней настройки датчика (залипа-

ние/отсутствие реакции на нажатие); - сигнализацию выхода вторичных параметров за диапазоны измерений; - ошибка сенсорного модуля; - ошибка блока электроники; - функция статистического мониторинга процесса, которая позволяет определять: засо-

рение импульсных линий, наличие кавитации в процессе; - диагностика состояния электрического подключения;

6.7 Приборы для измерения температуры

Приборы измерения температуры устанавливаются с термокарманом. Приборы должны

быть установлены в термокарман таким образом, чтобы датчик температуры можно было легко извлекать, не изгибая его, не повреждая и не демонтируя другое оборудование.

Термокарманы должны устанавливаться напрямую в линии размером не менее 100 мм. Для линий меньших размеров термокарманы следует устанавливать в колена трубопроводов, расширительные камеры, либо под углом к оси трубопровода.

6.7.1 Показывающие термометры

Термоэлементы монтируются в термокарманах. Местные показывающие термометры

должны быть биметаллическими либо манометрическими, с круглым циферблатом, со шкалой в градусах Цельсия (0С). Диаметр циферблата должен составлять 100-160 мм. Циферблат

36

должен иметь белое поле и черные цифры, для отрицательных температур – красные цифры на белом поле. Термометры должны иметь механизм подстройки (корректор) нуля.

В случае невозможности установки термометров по месту следует применять манометри-ческие (газо- или жидкостные) термометры с капиллярным удлинителем. Длина капилляра вы-бирается согласно стандарту Поставщика. Капилляр должен иметь средства компенсации тем-пературного расширения и должен быть выполнен из нержавеющей стали, с поливинилхлорид-ным покрытием.

Соединение между термометром и термокарманом должно быть выполнено с помощью фитинга М20х1,5, который позволяет подгонять глубину установки в термокармане.

Биметаллические термометры следует использовать только там, где не требуется класс точности выше 1,5. Термометры, которые могут подвергаться воздействию температуры окру-жающей среды во время остановки процесса зимой, должны иметь диапазон измерения, начи-ная с минус 400С.

Индикаторы температуры – биметаллические или манометрические, из нержавеющей стали - для тяжелых условий эксплуатации, герметизированные, с небьющимся стеклом.

Должна быть предусмотрена возможность изменения угла установки циферблата. Корпус должен регулироваться под разными углами.

6.7.2 Температурные датчики

Датчики температуры на базе термопреобразователя сопротивления в комплекте с изме-

рительным преобразователем (расположенным в головной части) должны применяться как ос-новной прибор измерения температуры, за исключением тех случаев, когда требуется приме-нение термопар (при температурах выше 3500С). Преобразователь должен быть интеллекту-альным, с цифровой передачей данных Foundation Fieldbus (либо с выходным сигналом 4-20 мА, с поддержкой HART-протокола и т.п.). Подключение термопреобразователя сопротивления к интеллектуальному измерительному преобразователю следует осуществлять по трехпровод-ной схеме, если не требуется более высокая точность.

Термоэлектрические преобразователи (термопары) должны соответствовать требовани-ям ГОСТ 6616-94. Термоэлектрические преобразователи должны иметь минеральную изоля-цию, конструктивно находиться в стержне (защитной арматуре) наружным диаметром 6 мм. Стержни должны устанавливаться в термокарманы. Стержни должны быть изготовлены из не-ржавеющей стали, с толщиной стенки не менее 1,0 мм, а для измерения высоких температур – из сплава Инколой 800. Термоэлектрические преобразователи должны быть укомплектованы измерительным преобразователем, расположенном в головке датчика.

Преобразователи должны осуществлять контроль состояния сенсора для заблаговремен-ного предсказания его выхода из строя и обслуживания. Определять замыкание сенсора (для RTD) и обрыв сенсора.

Термопары должны иметь неорганическую изоляцию, металлическую оболочку и соответ-ствовать стандарту IEC 584-1. Для измерения температур в диапазоне от +350 °C до +1000 °C следует применять хромель-алюмелевые термопары (типа К). Для измерения температур вы-ше +1000 °C следует применять платино-родиевые термопары (типа R). На применение термо-пар для измерения температур вне указанных диапазонов необходимо письменное согласие Заказчика.

Температурные датчики должны отвечать следующим проектным требованиям: - корпус устройства: из нержавеющей стали, с изоляцией и защитой. Минимальный

наружный диаметр рабочей части - 6 мм; - головка: с уплотненной крышкой с внутренней резьбой; - защита: при выходе преобразователя из строя выходной сигнал должен быть макси-

мальным (20 мA); - преобразователь должен иметь точность, по крайней мере +/-0,3ºC для Pt100 RTD; - преобразователь должен поддерживать различные типы входных сигналов: RTD, тер-

мопары, Омы, милливольты; - для решения задачи мониторинга большого числа температурных сигналов, располо-

женных достаточно близко друг к другу, преобразователь должен поддерживать до восьми свободно конфигурируемых входов. Это может быть комбинация RTD, термо-пары, Омы, милливольты. Передача сигналов в этом случае должна осуществляться по цифровому протоколу Foundation Fieldbus;

37

- преобразователи температуры для задачи мониторинга должны иметь стабильность: не более +/- 0,1 % измеряемого значения или 0,1 ºC;

- для измерения температуры, требующего много точек измерения внутри одного техно-логического аппарата, производитель должен предоставить многозонные RTD или термопарные сенсоры температуры.

Для позиций, использующихся в СПАЗ дополнительно должны выполняться следующие требования:

- для преобразователей температуры среднее значение времени наработки на отказ MTBF должно составлять 15 лет с вероятностью 95 %;

- преобразователи температуры для критических применений должны иметь высокую стабильность в течение 5-и лет: для RTD не более +/- 0,25 % измеряемого значения или 0,25 ºC. Для термопар +/-0,5 % измеряемого значения или 0,5 ºC;

- приборы, предназначенные для измерения температуре в СПАЗ должны иметь серти-фикат TUV на соответствие стандарту IEC 61508 (SIS, Safety Instrumented Systems) уровня SIL2.

Датчики температуры должны иметь следующие функции самодиагностики (4-20мА/HART и Foundation fieldbus):

- сигнализацию выхода температуры за границы диапазона измерений; - сигнализацию выхода температуры внутри датчика за уставку; - сигнализацию выхода вторичных параметров за диапазоны измерений; - ошибка сенсорного модуля; - ошибка блока электроники; - диагностика обрыва сенсора; - сигнализацию деградации сенсора;

6.7.3 Термокарманы

Термокарманы требуются для всех датчиков температуры, кроме датчиков температуры

подшипников. Если эксплуатационные ограничения не позволяют выбрать подходящий термокарман,

следует рассмотреть возможность наружного монтажа термопреобразователей сопротивления или термопар.

Термокарманы должны соответствовать техническим условиям на классы материалов трубопроводов.

Термокарманы должны быть изготовлены из нержавеющей стали марки 316, если свой-ства технологических флюидов не требуют применения иных материалов.

Присоединения термокарманов: - технологическое оборудование: фланец не менее Ду 50 (с учетом расчета напряже-

ний); - измерительное устройство: внутренняя резьба 1/2 дюйма NPT. Конструкция термокарманов должна соответствовать стандарту ASME PTC 19.3. По всем термокарманам трубопроводов должен быть представлен расчет частоты следа. Расчетная частота вихревого потока не должна превышать 80% собственной частоты

термокармана. Термокарманы должны встраиваться в технологическую линию в соответствии с техниче-

скими условиями на классы трубопроводов. В ходе рабочего проектирования должна быть под-готовлена таблица с определением размеров термокарманов и расчетами, которая будет ис-пользована в целях предварительного определения размеров термокарманов и штуцеров.

Минимальная длина термокармана должна определяться с учетом высоты бобышки, толщины стенки трубы и минимального выступа внутрь трубы (1/3 внутреннего диаметра тру-бы).

Проектирование должно проводиться не на основании расчетных технологических пара-метров, а на основании параметров, соответствующих наиболее жестким условиям эксплуата-ции.

Термокарманы общего назначения, используемые для контрольных измерений, должны быть оборудованы постоянной резьбовой заглушкой с цепочкой из нержавеющей стали.

Для контроля температуры на внутрипромысловых и магистральных нефтепроводах (где не допускается размещение препятствий в теле трубы) должны применяться специальные термокарманы со съемом температуры с поверхности трубы. Термокарманы должны монтиро-

38

ваться на хомуты к телу трубы контактным способом с применением специальных термопаст для лучшей теплопередачи. Длина термокармана должна рассчитываться с учетом толщины теплоизоляции для того, чтобы монтаж/демонтаж датчика происходил без нарушения тепло-изоляционного и защитного покрытия трубы. 6.8 Анализаторы

6.8.1 Анализаторы технологического потока

Анализаторы технологического потока должны быть полностью автоматическими и по-

ставляться как комплектные системы. Поточные анализаторы технологического потока должны, в частности, включать: - анализаторы влаги на выходе установок осушителей воздуха КИП и на выходе углево-

дородных газов поглотительных колонок гликоля; - хроматограф и анализатор(ы) плотности для систем измерения расхода в трубопрово-

дах; - поточные анализаторы воды для процессов подготовки пластовой воды; - анализатор базового остатка и воды на экспортных потоках сырой нефти; - анализатор давления паров на потоках сырой нефти и конденсата. Точность поставляемых анализаторов должна соответствовать параметрам, указанным в

листах технических данных. Полные сведения об анализаторах, содержащих радиоактивные или ионизирующие ис-

точники, должны быть представлены Заказчику на утверждение до осуществления закупки. Анализаторы должны применяться только на отдельных потоках. Для линий определения

обводненности нефти в целях обеспечения стабильности потока через влагомер преимуще-ственно должны применяться циркуляционные насосы

По газовым хроматографам должны быть предоставлены полные технические условия на газ-носитель (по качеству и количеству).

Газ-носитель в баллонах должен быть свободно доступен на рынке. Требуется проведение заводских испытаний всех анализаторов под наблюдением Заказ-

чика. Нормы протечек для анализаторов должны быть следующими: - жидкость – 0 %; - газ - < 5 % в час. Трубки для отбора проб должны быть выполнены из нержавеющей стали 316, если свой-

ства технологических флюидов не требуют применения других материалов. Пробоотборные насосы системы анализаторов должны иметь стальную обшивку. Проект и месторасположение пробоотборника должны быть утверждены Заказчиком. На каждом подсоединении для забора и возврата пробы и в точке взаимодействия с кор-

пусом анализатора должен быть установлен запорный клапан. На линии возврата проб должен быть установлен возвратный клапан. Точки забора и возврата проб должны быть маркированы с указанием маркировочного

номера и среды пробы. Все контуры отбора проб должны иметь возможность ручного отбора. Проекты всех точек ручного отбора должны быть утверждены Заказчиком. Для работы с легковоспламеняющимися или токсичными пробами должно быть преду-

смотрено отсекающее устройство, установленное вне корпуса анализатора, на случай внезап-ного возрастания расхода.

Все анализаторы должны быть снабжены постоянными средствами проверки надежности и калибровки с использованием стандартных эталонных сред.

Система проверки надежности должна включаться через спаренные запорный и дренаж-ный клапаны.

Отработанные углеводороды должны возвращаться в процесс. Если проба не может быть возвращена непосредственно в процесс, то должны быть

предусмотрены резервуар для возврата проб с сигнализацией высокого и низкого уровня и насос.

Трубопроводы и их составные части должны соответствовать классу технологического флюида, пробы которого отбираются.

Трубная арматура и фитинги должны быть выполнены из кованой стали.

39

6.8.2 Газоанализаторы

Датчик контроля загазованности должен быть предназначен для непрерывного измерения уровня довзрывоопасной концентрации метана в местах возможного его появления.

В анализаторе должен быть применен оптический абсорбционный принцип действия с ис-пользование инфракрасного сенсора, не фокусирующей оптической системы с компенсацией.

Газоанализатор должен обеспечивать измерения в диапазоне от 0 до 100 % НКПР, при этом погрешность измерения не должна превышать ±5%.

Датчик контроля загазованности должен быть сертифицирован в соответствии с системой сертификации ГОСТ Р, иметь разрешение на применение от Ростехнадзора, сертифицирован, утвержден органами Ростехрегулирования и регистрирован в реестре, как тип средства изме-рений, иметь аттестованную методику поверки.

Газоанализатор предназначен для эксплуатации при температуре окружающей среды от минус 48 до 32°С и относительной влажности воздуха до 95 % при температуре 35 °С.

Корпус газоанализатора должен быть выполнен из нержавеющей стали и соответствовать классу защиты IP67.

Конструктивно прибор должен быть выполнен, либо иметь средства защиты оптической системы, исключающие возможность попадания пыли, брызг, насекомых и др. факторов спо-собных нарушить нормальное функционирование прибора. Газоанализатор должен иметь унифицированный аналоговый токовый выход 4-20мА с совмещенным цифровым протоколом HART с поддержкой многоадресности. Питание прибора должно осуществляться от источника постоянного напряжения =24В.

Исполнение газоанализатора должно предусматривать возможность проведения калиб-ровки прибора по месту установки без демонтажа и разборки.

В газоанализаторе должны быть предусмотрены функции внутренней диагностики о тех-ническом состоянии прибора, в том числе контроль состоянии оптического канала.

Газоанализаторы должны быть сертифицированы на применение во взрывоопасных зо-нах помещений и наружных установок вблизи технологического оборудования насосных стан-ций магистральных газо- и нефтепроводов, резервуарных парков, наливных эстакад и т.д., в соответствии со стандартом ГОСТ Р 51330.13-99 и другим нормативным документам, регла-ментирующим применение электрооборудования во взрывоопасных зонах.

Срок эксплуатации приборов не менее 10 лет.

40

7 ВОЗДУХ КИП 7.1 Общие положения

При проектировании воздухораспределительной сети следует принять в расчет: - компоновку оборудования; - количество питаемых устройств; - возможность изолирования одного или нескольких устройств друг от друга. Технологический воздух должен быть полностью отделен от воздуха КИП.

7.2 Общие требования к проектированию

Воздух КИП подводится к потребителям с обеспечением указанных ниже параметров. Воздух КИП: - расчетное давление: 1200 кПа (изб.); - максимальное давление: 800 кПа (изб.); - нормальное давление: 700 кПа (изб.); - минимальное давление: 450 кПа (изб.); - содержание масла: < 1 ppm; - точка росы, °C: -70°C при 850 кПа (изб.). Воздух КИП должен быть сухим и чистым (свободным от частиц пыли и масла). Требуе-

мый класс загрязненности по ГОСТ 17433-80 – не ниже 7-го. Система подачи воздуха КИП должна иметь электрообогрев и теплоизоляцию, подходя-

щую для условий вечной мерзлоты; точка конденсации должна быть достаточно низкой во из-бежание замерзания влаги в сигнальных линиях.

7.3 Распределительная система

Распределительная система должна позволять выполнение модификаций в будущем,

даже если часть установки остановлена. Размеры сети подачи воздуха КИП должны ограничивать потери давления максимум до

0,5 бар при максимальном расходе. За исключением главного питающего коллектора, коллекторы воздуха КИП должны быть

проложены тем же маршрутом и иметь те же опоры, что и кабели КИП. Коллекторы воздуха КИП должны иметь следующие размеры: - 15 мм для максимум 5 распределенных точек; - 25 мм для 6–20 распределенных точек; - 45 мм для 21-50 распределенных точек; - 50 мм для 51-100 распределенных точек; - 75 мм для 101-300 распределенных точек. Материалы, используемые для системы распределения воздуха КИП, должны строго со-

ответствовать техническим условиям на классы трубопроводов (для всех частей, расположен-ных до магистралей подачи воздуха КИП).

Такие магистрали и части, устанавливаемые ниже по потоку, должны быть выполнены из нержавеющей стали.

Особое внимание необходимо уделить проблеме улавливания воды и конденсата. Полу-дюймовый спускной кран должен устанавливаться в каждой низко расположенной точке на вто-ричных сетях.

Перспективные точки ввода, снабженные клапанами, должны быть установлены на глав-ном питающем коллекторе. Ответвления от главного питающего коллектора на стойках должны иметь размер не менее Ду 25. Ответвление на вторичных питающих коллекторах должны иметь диаметр Ду 15.

Все ответвления должны отходить от верхней части коллектора; они должны быть изоли-рованы шаровыми клапанами.

Местные пульты с пневматическим контрольно-измерительным оборудованием должны быть обеспечены комплектом, состоящим из двойного фильтра, регулятора давления и мано-метра.

Фильтр-регулятор, снабженный манометром, должен быть установлен на каждом источ-нике подачи воздуха КИП. Материал - нержавеющая сталь марки 316.

41

Отдельные трубки для воздуха, фитинги и крепления КИП, устанавливаемые за коллекто-ром/манифольдом, должны иметь следующие характеристики:

- материал: трубки из нержавеющей стали марки 316; - размеры: минимум 6 мм. В целях определения размеров линий инженерного обеспечения, для непостоянных по-

требителей применяется коэффициент использования 0,1.

42

8 ЭЛЕКТРОПИТАНИЕ КИП

Для систем управления и безопасности, комплектных пультов управления установками (ПУУ) и КИП используется постоянный источник бесперебойного электропитания 220 В пере-менного тока, 50 Гц.

Системы управления и безопасности и ПУУ должны генерировать постоянный ток 24 В для контуров КИП.

Клапаны с приводом от электродвигателя должны быть обеспечены электропитанием 380 В переменного тока с 3 фазами и нейтралью.

Фидеры комплектов блока питания должны быть в избыточном количестве в целях крити-ческих условий эксплуатации (т. е., распределенная система управления, система аварийного останова, система обнаружения пожара и газа и т. п.)

Система распределения электроэнергии в пределах систем управления должна иметь плавающее заземление, с плавкими предохранителями на обеих стойках. На входе от первич-ного источника питания следует предусмотреть средства обнаружения утечек на землю.

Должно быть обеспечено наличие 20 % оборудованных запасных прерывателей цепи (ав-томатических выключателей).

Системы КИП и обеспечения безопасности считаются важнейшими потребителями; их электропитание должно осуществляться от распределительного щита 1 категории электро-снабжения.

Все потребители электропитания КИП должны быть представлены на однолинейной схе-ме. На этой схеме также должны быть указаны токи пусковой нагрузки (пусковой бросок тока) и нормальной нагрузки (эксплуатационной).

43

9 ТРЕБОВАНИЯ К ПРОЕКТИРОВАНИЮ И ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ 9.1 Кабельная разводка

Все кабели, подключаемые к КИП, к системам управления и безопасности и к связанным с ними полевым кроссовым шкафам, должны быть одножильными или многопарны-ми/трехжильными/четырехжильными экранированными кабелями с наличием:

- полного экрана для дискретных цепей; - индивидуального или полного экрана для аналоговых цепей.

Должны быть выполнены расчеты для всех электромагнитных клапанов, контуров обна-ружения огня и газа и любых кабелей большой длины и кабелей специального назначения.

Сращивание кабелей категорически запрещено. Многожильные кабели должны охватывать только один вид цепи (например, аналоговые

24 В постоянного тока, дискретные сигналы и т. п.). При проектировании сигнальных кабелей следует группировать сигналы согласно следу-

ющей рекомендации: - аналоговые сигналы (4 - 20 мА), сигналы сопротивления термометров, термопар; - цифровые сигналы (24 В постоянного тока); - сигналы ПАЗ, сигналы системы пожаро- и газообнаружения; - искробезопасные аналоговые сигналы (4 - 20мА), сигналы сопротивления термомет-

ров; - искробезопасные цифровые сигналы, (24 В постоянного тока); - сигналы искробезопасного ПАЗ, сигналы системы пожаро и газообнаружения; Все соединения должны быть выполнены с помощью клеммников. Для предотвращения попадания воды, вводы кабелей в полевые КИП на установках или

карман термопары должны располагаться снизу (или сбоку). К каждому концу каждого многожильного кабеля должна быть прикреплена несъемная

бирка. Каждая пара кабелей от отдельного устройства к соединительной коробке должна иметь

бирки на обоих концах. Бирки должны быть водостойкими, не смазывающимися, защищенными от воздействия

растворителей и прочих веществ, обычно присутствующих. Кроме того, материал бирок не должен ломаться в результате длительного воздействия флуоресцентного освещения, крайне низких температур и солнечного света.

Искробезопасные цепи должны быть маркированы бирками на полевых устройствах, со-единительных коробках и на конечных участках. Кабели должны быть маркированы цветной кодировкой.

Для каждого многожильного кабеля должно быть предоставлено минимум 20 % запас по жилам.

Многожильные кабели, содержащие сигналы системы ПАЗ, не должны содержать больше никаких других сигналов.

Искробезопасные и неискробезопасные цепи не должны быть в одном и том же кабеле Все сигнальные кабели должны быть огнестойкими. Минимальное сечение проводника должно составлять 0,75 мм2 для однопарных кабелей

и 1,0 мм2 для многопарных. Размер провода должен быть окончательно определен только после проведении расчета

о детальной оценке падения напряжения. Отдельные провода в комплекте должны кодироваться с помощью цветовой кодировки:

черно-белые для пар проводов и черно-бело-красные - для троек. Искробезопасность кабельной прокладки должна отвечать требованиям стандарта BS

5501-7. Кабельные каналы использоваться не должны, если на то нет специального требования

Заказчика. Электронная и сигнальная проводка должна быть надежным образом изолирована от силовой проводки и электрооборудования при помощи кабельных лотков/лотков лестничного типа, чтобы до минимума снизить электромагнитные помехи.

Резервные кабели связи должны быть проложены отдельными маршрутами. Особое внимание следует уделять защите от помех для сигнальных кабелей с сигналами

очень низкого уровня (напряжения).

44

Волоконно-оптические кабели (ВОК) могут быть проложены теми же маршрутами, но должны прокладываться в отдельных кабельных лотках/лотках лестничного типа. Волоконно-оптические кабели должны быть отделены от других кабелей КИП расстоянием не менее 10 см.

Кабели связи должны быть проложены на отдельных кабельных лотках/лотках лестнично-го типа.

Перекрещивание кабеля КИП с силовым кабелем должно производиться под прямым уг-лом с расстоянием друг от друга не менее 0,3 м.

Все жилы должны быть подключены к клеммной колодке, включая запасные и неисполь-зуемые жилы.

Подключение к одной клемме более чем одной жилы не допускается. Все резервные жилы должны иметь соответствующую маркировку. Размеры кабельных лотков/лотков лестничного типа должны позволять размещать в них

30% резервных кабелей. Лучше использовать вертикально расположенные лотки. Кабельные лотки лестничного типа следует использовать для всех кабельных разводок

шириной 300 мм и более. Кабельные лотки должны использоваться для кабельных разводок шириной менее

300 мм. Укладка кабелей в лоток может быть только в один слой в общей разводке для подключе-

ния к нескольким технологическим/вспомогательным системам (в расчете на использование их в будущем при расширении установки).

Кабельный лоток или стеллаж должен быть выполнен из высокопрочной стали горячего цинкования. Места срезов должны герметизироваться немедленно после среза.

В кабельных лотках должно иметься не более двух слоев кабелей. Зажимная лента для фиксации кабелей на кабельных лотках/лотках лестничного типа

должна быть изготовлена из нержавеющей стали. Кабельные лотки/лотки лестничного типа должны по возможности иметь малые размеры

для удобства обращения с ними. Изменение направления кабельных лотков/лотков лестничного типа должно производить-

ся не под прямым углом и должно быть совместимым с радиусом изгиба кабеля. Все острые места, заусеницы и острые углы на кабельных лотках/лотках лестничного типа

необходимо удалить. На кабельных лотках/лотках лестничного типа, где кабели проводятся вместе с линиями

воздуха, следует установить перегородку. Все кабельные лотки и лотки лестничного типа должны быть снабжены крышками. При разводке кабелей в операторных и технических помещениях следует использовать

отдельные, специальные кабельных лотков/лотков лестничного типа в соответствии с ранее приведенными правилами отделения кабелей друг от друга.

При прокладке кабеля в лотках, переход кабеля к приборам КИПиА предусмотреть в трубной разводке с переходом в металлорукав.

Кабельный ввод в операторные и технические помещения должен быть оборудован сер-тифицированными водо- и огнестойкими вводами.

Для сигналов напряжением не более 24 В постоянного тока и более 24 В постоянного то-ка, а также для цепей переменного тока должны применяться отдельные кабельные лотки. Ми-нимальное расстояние между лотками должно быть 100 мм.

Необходимо обратиться к Заказчику за уточнением требований по разделению лотков для сигнальных кабелей под напряжением более 250 В постоянного тока и цепей переменного тока большего напряжения.

9.2 Распределительные коробки

Распределительные коробки должны быть изготовлены из нержавеющей стали или арми-

рованного стекловолокном полиэфира, огнестойкого материала, устойчивого к воздействию ультрафиолетового излучения.

Распределительные коробки должны подходить для использования либо в отапливаемых и вентилируемых помещениях, либо в условиях окружающей среды с естественной вентиляци-ей (диапазон проектных температур см. в разделе 3.1 настоящего документа).

Распределительные коробки должны быть снабжены соединением с наружной шпилькой. Для разделения нижеуказанных кабелей следует использовать отдельные распредели-

тельные коробки:

45

Тип сигнала: - искробезопасное исполнение; - неискробезопасное исполнение; - управление технологическими процессами (РСУ); - аварийный останов (ПАЗ); - пожаро и газообнаружение (ПиГ); - электропитание и электромагнитные клапаны. Все распределительные коробки должны быть, как минимум, сертифицированы по кате-

гории EExe IIB T3 в соответствии с IEC 60079. Все распределительные коробки должны иметь защиту IP 65 по IEC 60529. К одной распределительной коробке может быть подведен только один многожильный ка-

бель. Все кабельные вводы должны подводиться к распределительной коробке снизу и/или

сбоку. Ввод сверху не допускается. По умолчанию следует использовать лишь нижние кабель-ные вводы. Если место установки ограничивает возможность использования только нижних вводов, тогда следует подключать снизу многожильные кабеля, а остальные – к боковым вво-дам.

Для заземления кабельных вводов в неметаллических распределительных коробках ис-пользуется медная пластина, которая должна быть обязательно заземлена.

Распределительные коробки должны быть снабжены контактом заземления. Все резервные жилы многопарных/трехжильных кабелей должны подсоединяться к клем-

мам внутри распределительных коробок. Распределительные коробки должны иметь достаточное количество клемм для всех мно-

гожильных кабелей плюс 20 % резервных клемм. Для концевой заделки полных и индивидуальных экранов кабелей в распределительных

коробках должны быть предусмотрены специально выделенные клеммы. Паяные соединения не допускаются. Распределительные коробки устанавливаются на расстоянии не менее 1 метра от уровня

земли. Распределительные коробки должны быть маркированы фиксированным ярлыком, при-

крепленным к крышке винтами из нержавеющей стали.

9.3 Кабельные вводы

Кабельные вводы должны иметь сертификат защиты EExe или Eexd для применения на опасных участках IIA T3 Зоны 1.

Кабельные вводы должны иметь двойное уплотнение (компрессионный тип) согласно стандарту BS 6121, что обеспечивает уплотнение внутренней и наружной оболочки и стяжку кабельной оплетки специальным кольцом. Должна быть обеспечена возможность снимать и вновь устанавливать вводы, не нарушая герметичности.

Кабельные вводы изготовляются из латуни с покрытием из никеля толщиной 16 микрон. Резьбы кабельных вводов должны быть метрическими. Для корпусов категории EExe кабельные вводы должны входить в корпус через отверстие

с уплотняющей шайбой, в соответствии с требованиями по защите IP 65. Каждый кабельный ввод поставляется в комплекте с защитной огнестойкой термоусадоч-

ной муфтой из ПВХ. Заземление кабельного ввода на кабельной оплетке производится в соответствии с дей-

ствующим стандартом для подключения к оборудованию. Устройство пластины с кабельными вводами должно позволять снимать один из вводов,

не затрагивая другого, смонтированного на этой же пластине.

9.4 Трубопроводы, фитинги, манифольды и приспособления

В проекте должны быть применены фитинги Swagelok. Применение компрессионных фитингов на всех соединениях КИП должно быть рассмот-

рено вместе с Заказчиком. Фитинги должны быть двойные обжимные с метрическими размера-ми.

Необходимо обратить внимание на их использование, в особенности на такие аспекты как:

46

- давление и температура; - токсичность среды; - горючесть среды; - агрессивность среды. Для всех основных видов применения трубы, фитинги, приспособления, манифольды

клапанов КИП, быстроразгрузочные клапаны и т. д. должны быть изготовлены из нержавеющей стали марки 316.

Следует применять прямые трубки КИП с герметизированными концами. Применение трубок КИП, выпускаемых в катушках, не допускается.

Все фитинги трубных соединений должны иметь резьбу NPT. Размеры трубопроводов должны быть следующими: - импульсные линии КИП: 14,0 мм; - линии воздуха КИП к потребителям: 6,0 мм. Для агрессивных сред нержавеющая сталь не применяется, следует выбрать другие ма-

териалы, например, монель-металл, дуплексную нержавеющую сталь, хастеллой и т. п., в рам-ках требований соответствующего стандарта на технологические трубопроводы.

Пятивентильные манифольды должны быть установлены на каждый преобразователь пе-репада давления. Не рекомендуется применение копланарных манифольдов. Подключение со-единительных линий от пятивентильного манифольда к аппарату (сосуду, трубопроводу, регу-лирующему элементу перепада давления) производится через шаровые краны. Внутренний диаметр шаровых кранов должен быть не менее внутреннего диаметра соединительных тру-бок.

Трехвентильные манифольды (с двойной блокировкой) должны быть установлены на каждый преобразователь давления.

47

10 ЗАЗЕМЛЕНИЕ ПРИБОРОВ

Система заземления КИП должна включать: - систему защитного заземления (ЗЗ); - систему защитного заземления КИП (ЗЗ КИП); - систему искробезопасного заземления (ИБЗ) - по мере необходимости. Кабель системы заземления должен быть желто-зеленого цвета. Каждый кабель заземления должен быть обозначен со стороны шины заземления, с ука-

занием номера пульта/кроссового шкафа, к которым он подсоединен. Кожухи полевых КИП и пластины кабельных выводов соединительных коробок должны

быть заземлены с использованием 40 мм2 проводника между соединительным зажимом зазем-ления на КИП или соединительной коробке и зажимом заземления на опорных стальных кон-струкциях.

Опорные стальные конструкции для КИП/соединительных коробок должны быть соедине-ны с системой заземления установки с помощью проводника 16 мм2.

Беспрерывность экранов должна поддерживаться от полевых КИП по кабелю до местной аппаратной или центральной операторной.

Сопротивление от любой шины заземления КИП на землю не должно превышать 0,5 Ом. Система защитного заземления (ЗЗ) Система защитного заземления используется для защиты электросистем и оборудования,

а также для защиты персонала от поражений электрическим током. Все кожухи КИП, оболочки КИП и кабелей на объекте и внутри блоков местной автоматики

и центральной операторной должны соединяться с системой защитного заземления. Для полевых КИП оплетка армировки кабеля должна выводиться на кожух КИП через ка-

бельные вводы с резьбой. Для соединительных коробок оплетка армировки кабеля должны выводиться через ка-

бельный ввод на пластину соединительной коробки и иметь заземление на систему ЗЗ через шпильку заземления соединительной коробки.

Каждая пластина/кроссовый шкаф должен быть оснащен шиной системы ЗЗ, подсоеди-ненной к главной шине системы защитного заземления желто-зеленым кабелем 25 мм2.

Главная шина системы защитного заземления должна быть соединена с системой элек-трозаземления желто-зеленым кабелем 70 мм2.

10.1 Система защитного заземления КИП (ЗЗ КИП)

Система защитного заземления КИП является эталонной точкой для всех цифровых сиг-

налов и сигналов измерения. Все экраны измерительных кабелей должны подключаться к си-стеме ЗЗ КИП через экраны многожильных кабелей.

Экраны кабелей КИП должны заземляться только в одной точке. Для полевых КИП экраны должны быть обрезаны и изолированы со стороны объекта. Для соединительных коробок экраны должны подсоединяться к выделенным клеммам или

интегрированной изолированной шине заземления. Беспрерывность экранов должна поддер-живаться до пульта/кроссового шкафа в местной аппаратной или центральной операторной.

Все экраны многожильных кабелей должны подключаться к системе ЗЗ КИП через шины в блоках местной автоматики и центральной операторной . Отдельные экраны многожильных кабелей, если применимо, должны подключаться к выделенным клеммам экранов, а потом к шине системы ЗЗ КИП.

Каждая пластина/кроссовый шкаф должен быть оснащен шиной системы ЗЗ КИП, подсо-единенной к главной шине системы ЗЗ КИП желто-зеленым кабелем 25 мм2.

Главная шина системы ЗЗ КИП должна быть соединена с системой электрозаземления желто-зеленым кабелем 70 мм2.

10.2 Система искробезопасного заземления (ИБЗ)

Проектным требованием к цепи искробезопасного заземления является использование

устройств гальванической развязки. Система ИБЗ - эталонная точка тех искробезопасных цепей, сертификация которых тре-

бует применения барьеров на диодах Зенера. Экраны кабелей КИП должны заземляться только в одной точке.

48

Для соединительных коробок экраны должны подсоединяться к выделенным клеммам или интегрированной изолированной шине заземления. Беспрерывность экранов должна поддер-живаться до пульта/кроссового шкафа в местной аппаратной или центральной операторной.

Все экраны многожильных кабелей должны подключаться к системе ИБЗ через шины в блоках местной автоматики и центральной операторной. Отдельные экраны многожильных ка-белей, если применимо, должны подключаться к выделенным клеммам экранов, а потом к шине системы ИБЗ.

Каждая пластина/кроссовый шкаф должен быть оснащен шиной системы ИБЗ, подсоеди-ненной к главной шине системы ИБЗ желто-зеленым кабелем 25 мм2.

Главная шина системы ИБЗ должна быть соединена с системой электрозаземления жел-то-зеленым кабелем 70 мм2.

49

11 БИРКИ И ЗАВОДСКИЕ ТАБЛИЧКИ

Все элементы оборудования КИП должны иметь идентификационный номер. Этот номер указывается в схемах трубопроводов и КИП, в ведомости КИП и соответствующей заявке. Идентификационный номер КИП должен быть указан в соответствующей документации и на чертежах.

Все КИП, системные шкафы, соединительные коробки и т. п. должны иметь заводские таблички с указанием либо полного идентификационного номера и описания, либо просто идентификационные номера.

Все описания должны быть представлены на русском языке. Все приборы и трубные соединения должны быть снабжены жесткими стальными бирка-

ми, на которых проштампованы принятые в проекте идентификационные номера. Каждый отдельный полевой прибор должен иметь несъемную табличку из нержавеющей

стали с выгравированным полным идентификационным номером, закрепленную либо заклеп-ками из нержавеющей стали, либо проводом из нержавеющей стали (диаметр 0,7 мм) таким образом, чтобы не требовалось ее снятия для установки или эксплуатации КИП.

Приклеивание бирок не допускается. Местоположение всех полевых КИП определяется идентификационным номером и опи-

санием применения на ламинированной пластиковой заводской табличке, прикрепленной к КИП.

Для КИП на локальных панелях паспортные таблички с идентификационным номером и описанием применения должны прикрепляться к лицевой стороне панели, а идентификацион-ный номер должен быть продублирован на задней части.

Ярлыки для КИП обеспечения безопасности (ПАЗ) должны иметь черные буквы на крас-ном фоне. Все остальные ярлыки должны иметь черные буквы на белом фоне.

Полевые КИП, КИП на местных панелях и распределительные коробки должны иметь за-водские таблички типа УТОЧНЕНИЕ.

Вспомогательное оборудование, монтируемое на панелях, такое как переключатели, лам-пы состояния и т. п. должны иметь заводские таблички типа УТОЧНЕНИЕ.

КИП, монтируемые на панелях, должны иметь заводские таблички типа УТОЧНЕНИЕ на задней стороне панели, прилегающей к КИП.

Кабели маркируются ярлыками из нержавеющей стали марки 316, прикрепляемой к кабе-лям при помощи обоймы из нержавеющей стали.

Маркировка кабелей должна присутствовать в следующих местах: - начального выхода и конечного входа; - пересечения с кабельной эстакадой; - по обеим сторонам кабельной проходки и т. п.; - с интервалом каждые 15 метров. Каждое соединение - электрическое и заземление - должно иметь постоянные ярлыки.

50

12 ПРОВЕРКИ И ИСПЫТАНИЯ

Если не указано иное, проверка приборов или систем может проводиться на всех стадиях их проектирования и изготовления.

Отдельные калибровочные испытания приборов потребуются наряду с испытанием дав-лением, неразрушающими испытаниями, проверками на утечку - в соответствии с конкретными техническими условиями и листами технических данных.

Проверка требуется по всем видам документации Поставщика в отношении любых испол-нительных чертежей, применимой сертификации и протоколов испытаний материалов.

Отчеты об испытаниях должны оформляться по всем аспектам в объеме поставок и должны включать следующее:

- тип и модель; - материал; - шкалу; - рабочий диапазон; - маркировку; - окраску; - размеры (фланцы, резьбы, трубы); - сертификат соответствия для оборудования, эксплуатируемого в опасных зонах; - сертификаты калибровки; - функциональные испытания КИП. Изготовители приборов должны провести испытания и калибровку каждого прибора на за-

воде-изготовителе в соответствии с требованиями, изложенными в технических условиях и ли-стах технических данных.

На все приборы КИПиА поставщиком должна предоставляться гарантия на срок 24 мес. с момента поставки.

Каждый прибор должен сопровождаться сертификатом первичной поверки РФ с приложе-нием калибровочной таблице, подготовленной в соответствии с требованиями методики повер-ки

Статистический входной контроль (для средств измерения только в случае, если не пред-полагается поверка/калибровка в метрологической лаборатории на площадке строительства) проводится с отбором образцов в следующих количествах:

- 10 % объема поставки для местных индикаторов (манометров, термометров и т.д.), стандартных регулирующих клапанов, датчиков температуры и т. п.

- 20 % объема поставки для датчиков, местных регуляторов и регуляторов на пультах и других не указанных позиций;

- 100 % объема поставки для диафрагм и нестандартных регулирующих клапанов. При обнаружении дефектной позиции выбирается новый образец, и если опять обнаружи-вается дефект, вся партия отбраковывается.

Все отбракованные изделия (при входном контроле, проведения поверки/калибровки или в ходе эксплуатации) должны быть заменены доброкачественными за счет Поставщика в стро-го установленные контрактными обязательствами сроки.

Заводские приемочные испытания должны включать: - общий обзор чертежей и документации последней редакции (исполнительной); - калибровочные испытания КИП; - проверку месторасположения и установки всех КИП в соответствии со стандартом мон-

тажа; - опорные приспособления при установке и доступ к оборудованию; - функциональные испытания КИП; - контроль потребления электроэнергии; - проверку качества проводки; - проверку уровня шума; - проверку заземления; - проверку раздельности сетей заземления.

51

13 ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ КИП

Применяемые на проекте средства КИПиА должны иметь минимальные требования к экс-плуатации и техническому обслуживанию. Интеллектуальные средства КИП должны иметь функции самодиагностики и способность работы в составе серийно-выпускаемой системы диа-гностики полевого КИП по стандартным алгоритмам диагностики.

Система диагностики полевого КИП должна стать центром организации планового и пре-дупредительного технического обслуживания, предусматривается для организации конфигура-ции устройств, документации, выполнения калибровки и диагностики расположенных на пло-щадках «интеллектуальных» приборов, в том числе в период пусконаладочных работ. Система диагностики позволит осуществлять такие операции, как дистанционное изменение диапазо-нов, процедуры диагностики и регистрация неисправностей, разработка кривых рабочих пока-зателей с автоматическим выполнением всех этих операций.

Поставщик КИПиА должен разработать и предоставить Заказчику требования по техниче-скому обслуживанию и ремонту (регламент технического обслуживания) необходимые и доста-точные для обеспечения безотказной работы прибора в течении всего нормативного срока экс-плуатации. При разработке регламента должен быть детально расписан объем работ и рассчи-таны трудозатраты (с учетом требуемой специализации обслуживающего персонала) по техни-ческому обслуживанию и ремонту прибора в двух вариантах:

- с использованием системы диагностики полевого КИП (предупредительное техниче-ское обслуживание);

- без использования системы диагностики полевого КИП (планово-предупредительное техническое обслуживание);

Поставщик КИПиА должен обеспечить: - авторизованную тех. поддержку (по телефону, e-mail – бесплатно) , - ремонт продукции в течении всего эксплуатационного срока (в том числе послегаран-

тийный) в специализированных ценах. Сроки диагностики и ремонта должны быть строго регламентированы в контракте на поставку оборудования.

Поставщиком КИПиА должен быть определен допустимый процент отказа оборудования (отклонения гарантированных показателей работы оборудования от нормы в период нормаль-ной эксплуатации при соблюдении требований по техническому обслуживанию). В случае, если во время эксплуатации отмечено превышение данного показателя.

Поставщик обязан по запросу Заказчика провести анализ отказов (в т.ч. с выездом на объ-ект за свой счет) и предоставить предложения на проведение корректирующих мероприятий по недопущению повторения отказов.

52

14 КОНСЕРВАЦИЯ КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

По доставке на место и идентификации все оборудование КИП и сопутствующие приспо-собления должны быть приняты на хранение в специально отведенном для этих целей склад-ском помещении с подходящими условиями, включая отопление, вентиляцию и кондициониро-вание воздуха, при необходимости.

Приборы должны храниться в их первоначальной, заводской упаковке. Обращаться с ни-ми следует аккуратно и бережно.

Защитные приспособления фланцев и других соединительных элементов следует сохра-нять на месте как можно дольше.

Особое внимание следует уделять тому, чтобы в КИП не попадали инородные материалы (пыль, песок, вода и т. д.).

Если КИП временно покидают складское помещение, в котором они хранятся, их следует возвращать обратно на склад в той же упаковке.

Ни в коем случае нельзя допускать использования КИП в качестве модели для разреше-ния проблем, связанных с установкой.

Установочное оборудование должно быть специально предназначено для установки именно КИП и не должно быть использовано в других целях.

Все приборы должны иметь надежную консервацию после установки на их постоянном месте эксплуатации.

Электронное оборудование должно быть надежно защищено от влаги, высокой темпера-туры и пыли.

Кабели КИП поставляются и хранятся в барабанах. Барабаны следует хранить на ровной поверхности только в один слой с целью макси-

мального избежания риска механических повреждений.