3.6 Условия прокладки кабелей систем автоматизации

3.6.1 При прокладке кабелей систем автоматизации следует соблюдать

требования главы 2.3. «Кабельные линии напряжением до 220 кВ» ПУЭ и

дополнительные правила разделения цепей:

− цепи сигналов управления и сигнализации напряжением 220 В переменного

тока и 24 В постоянного тока должны предусматриваться в разных кабелях;

− аналоговые сигналы должны передаваться с помощью экранированных

(бронированных) кабелей раздельно от цепей сигналов управления и сигнализации;

− сигналы последовательной передачи данных (интерфейсные соединения)

передаются по кабелям типа "витая пара", "коаксиальным" или оптоволоконным;

− сигналы управления и контроля для взаиморезервируемых механизмов,

устройств должны передаваться в разных кабелях;

− цепи отдельных шлейфов пожарной сигнализации предусматриваются в разных

кабелях.

3.6.2 Для обмена информацией между контроллерами при длине линии связи

более 100 м рекомендуется использовать оптоволоконные кабели.

3.6.3 При совместной прокладке кабелей систем автоматизации следует

руководствоваться приведенными в таблице 4.1 расстояниями между кабелями.

4 Телемеханизация и управление магистральными

нефтепроводами из РДП, ТДП

4.1 Общие положения по телемеханизации магистральных

нефтепроводов

4.1.1 Средства телемеханизации МН предназначены для обеспечения

дистанционного контроля и управления технологическим оборудованием НПС и

линейной части МН из районного, территориального диспетчерского пункта и

телеконтроля из ЦДП.

4.1.2 Объектами телемеханизации МН являются магистральные насосные,

подпорные насосные, резервуарные парки, узлы учета нефти, линейная часть МН.

4.1.3 Телемеханизация МН должна обеспечивать:

− выполнение функций контроля операторами НПС (МДП), диспетчерскими

службами РДП, ТДП фактических параметров работы нефтепроводов, НПС, РП на

соответствие нормативно-технологическим параметрам;

− телеуправление оборудованием НПС, МН из РДП, ТДП;

− сбор информации о возникновении аварийных ситуаций;

− сбор информации о техническом состоянии оборудования;

− функционирование системы обнаружения утечек;

− сбор информации, необходимой для оптимизации режимов работы МН по

выбранному критерию.

4.1.4 Требования по телемеханизации объектов МН приведены в Приложении Г.

Перечень сигналов может дополняться в соответствии с требованиями заводов-

изготовителей.

4.1.5 Время поступления любого аварийного сообщения с объектов на уровень

диспетчера РДП (ТДП) не должно превышать 2 секунды.

Время передачи управляющей команды диспетчером РДП (ТДП) на любой

телемеханический объект не должно превышать 2 секунды.

4.1.6 Общее время сбора информации со всех контролируемых объектов

нефтепровода на уровне РДП (ТДП) не должно превышать 10 секунд.

4.1.7 Комплекс средств телемеханики должен обеспечивать получение

информации, необходимой для работы системы обнаружения утечек (СОУ). Время сбора

этой информации в РДП (ТДП) не должно превышать 2 секунд при условии применения

цифровых интерфейсов передачи данных.