Алекс Ку,
Цитата:
|
сейчас просто идет процесс автоматизации всего этого, замена и внедрение нового оборудования, новых материалов, с целью уменьшения потом затрат связанных с эксплуатацией и т.д
|
Уменьшение затрат?!...Смешно :) Затраты, как раз увеличились в разы.
Цитата:
|
если кто обратил внимание листая УПР-13 года, то наверняка заметил, что те же установочные чертежи КИП были взяты с ВТТ на КИП 09 года, с небольшой корректировкой. С УПР исключены по возможности ссылки и данные на типы и характеристики применяемого оборудования, кабелей и т.д, исключены спец.оборудования и материалов. Рассматриваются в основном методы защиты, варианты установки, расположения, подключения и т.д.
|
Обратили...и спрашивается, что же там уточнили по методам защиты, вариантам установки, расположения???? А насчет кабелей и оборудования, так не совсем же идиоты, они уже за реестром ЭХЗ и НТД не успевают просто. А то, как раньше будет - пока УПР-01-2007 вошел в оборот, уже БПИ из реестра исключили, совместную защиты через БСЗ на переходах убрали и т.п.
Меня вот раздражают замечания по токоизмерительному кабелю, закладываемому на переходе через а/д, по старому УПР от 30м, а согласно СТО Газпром 9.2-003-2009 от 100м. Т.е., по мимо токоизмерительных КИП через 5км, заставляют закладывать это на каждом переходе, зачем? Бывало делаем проект кап.ремонта участков трубы, общей длинной около 1км (несколько переходов). И получаешь потом замечания, что предусмотреть токоизмерительный вывод на переходах согласно УПР. Хорошо, хоть секционировать МГ не заставляют муфтами, ну есть же у нас такой пункт тоже в СТО. Красиво смотрелось бы: замена поврежденных участков (от 10 до 500м) и каждый отсекается ВЭИ.