Приложение №3 ЗАДАНИЕ НА ПРОЕКТИРОВАНИЕ

Приложение №3
ЗАДАНИЕ НА ПРОЕКТИРОВАНИЕ
объект «Строительство коммерческих УУГ на сёла Энгельсского и Ровенского
районов»
№
п/п
1.
Основные данные и
требования
Основание для проектирования
Содержание
Программа капитального строительства ОАО
«Саратовнефтегаз» на 2015г. (ВПТС-2015)
Газовая программа ОАО НК «РуссНефть».
2.
Район, пункт, площадка
строительства
Предусматривается оснащение узлами учёта газа
следующих объектов:
2.1. Саратовская обл., Ровенский район, крановый
узел отвода от газопровода «СП-22 – м.п.
Гагарина» на с. Тарлыковка.
2.2.Саратовская обл., Ровенский район, крановый
узел отвода от газопровода «СП-22 – м.п.
Гагарина» на с. Приволжское.
2.3.Саратовская обл., Энгельсский район, крановый
узел отвода от газопровода «СП-22 – м.п.
Гагарина» на с. Узморье.
2.4.Саратовская обл., Энгельский район, крановый
узел отвода от газопровода «СП-22 – м.п.
Гагарина» на с. Смеловка.
3.
Вид строительства
Новое строительство
4.
Стадийность проектирования
5.
Ранее выполненная проектная
документация
Заказчик проектной
документации
Генеральный подрядчик по
проектированию
Сроки начала и окончания работ
по проектированию
Особые условия строительства
6.
7.
8.
9.
10.
Основные техникоэкономические показатели
объекта
11.
Требования по вариантной и
конкурсной разработке
Состав задания
12.
Проектная документация, рабочая документация.
Нет.
ОАО «Саратовнефтегаз».
Определяется на тендерной основе
Март-июль 2015г.
В зоне действующих объектов вблизи границ
ответственности за эксплуатацию объектов систем
газораспределения и газопотребления между ОАО
«Саратовнефтегаз» и ОАО «Саратовоблгаз».
10.1. Среда – газ горючий по ГОСТ 5542-87
10.2. Диапазоны расхода и рабочего давления в
газопроводе подлежат уточнению по результатам
проведения проектно-изыскательских работ.
10.3. Режим работы: непрерывный с остановками на
ППР, с сезонными колебаниями в соответствии с
потреблением газа.
Предусмотреть выбор материалов и оборудования на
альтернативной основе.
12.1. Проектно-изыскательские работы на строительство
коммерческих узлов учёта газа.
12.2. Экспертиза промышленной безопасности проекта
12.3. Метрологическая экспертиза проекта
12.4.
Выбор,
согласование
и
комплектация
оптимальным оборудованием
Проектом предусмотреть:
Общие требования к системе КИПиА
12.5. Уточнение мест для монтажа узлов учёта газа
12.6. Уточнение
диапазонов
контролируемых
параметров газа:
- расхода,
- давления,
- температуры.
12.7. Оптимальный выбор оборудования с позиции
корректного метрологического обеспечения, удобства
эксплуатации, отказоустойчивости, экономической
целесообразности, энергообеспечения, требований
нормативно-технической и правовой документации,
настоящего ТЗ и сопутствующих ТУ. Варианты типов и
типоразмеров счётчиков газа согласовать с Заказчиком.
12.8. Достоверность учёта при возможном повышенном
влагосодержании газовой среды.
12.9. Сохранение работоспособности и устойчивость к
механическим примесям и образованию наледи.
12.10. Выбор оборудования, имеющего всю
сопутствующую техническую документацию (в т.ч.
паспорта, руководства по эксплуатации, сертификаты
соответствия, сертификаты или свидетельства об
утверждении типа, методики поверки, МВИ, разрешения
на применение, необходимое для работы ПО).
12.11. Монтаж средств измерений в
специализированных шкафах антивандального
исполнения, оснащённых системами обогрева и
поддержания температуры, теплоизоляция подводящих
трубопроводов (Шкаф УУГ заводского изготовления
полностью готовый к монтажу на месте эксплуатации).
12.12. Шкаф УУГ автономного исполнения
12.13. Заземление, зануление оборудования.
12.14. Обеспечение архивации часовых и суточных
данных за период не менее 3 мес. Разграничение доступа
пользователя и технического специалиста к базе данных.
12.15. Узлы учёта должны иметь основную
относительную погрешность измерения не более 3%,
при этом порог чувствительности средств измерения
расхода должен охватывать минимально и максимально
фактически возможные расходы газа.
12.16. Максимально заявленное давление по
техническим характеристикам УУГ не должно быть
ниже максимально возможного давления на
газопроводах в точках врезки.
12.17. Технологическую привязку узлов учёта до места
врезки в существующий газопровод. Место и
технологическую схему обвязки согласовать с
Заказчиком.
Требования к системе сбора и передачи данных
12.18. Интерфейс вычислителя RS 232 / RS 485.
Протокол MODBUS.
2
13.
Требования к техническим и
технологическим решениям
14.
Требования к качеству,
конкурентоспособности и
экологическим параметрам
продукции
15.
Требования к режиму
предприятия
Выделение очередей и пусковых
16.
12.19. Передачу данных с вычислителей расхода газа на
станцию опроса обеспечить по технологии P2P с
помощью GSM/GPRS канала. Для организации канала
связи и контроля доступа к оборудованию УУГ
применить контроллер автономный пунктов
редуцирования давления газа и учёта расхода газа типа
КПРГ-06
12.20. Согласование проектной документации с
дочерней организацией ОАО «Саратовнефтегаз»: ЗАО
«УПА».
12.21. Предусмотреть ограждение площадок УУГ
забором (сетка-рабица) по периметру.
12.22. Заземление и молниезащита вновь
проектируемого оборудования в соответствии с нормами
и правилами.
13.1. Выбор оборудования с межповерочным
интервалом более 1 года.
13.2. Выбор оборудования и материалов изготовленных
преимущественно на территории РФ, имеющего
официального представителя по сервису (проведение
ремонта, поверки) в Саратовской области.
13.3. Комплектацию состава узлов учёта и все
технические, технологические, проектные решения
выполнить в соответствии с данным ТЗ; ТУ, выданными
Заказчиком; ТУ, выданными принимающей стороной
ООО «ГАЗПРОМ МЕЖРЕГИОНГАЗ САРАТОВ» в
отношении узлов учёта газа; ТУ и требованиями,
выданными принимающей стороной ООО «ГАЗПРОМ
МЕЖРЕГИОНГАЗ САРАТОВ» в отношении
определения качества газа (в т.ч. касаемо пробоотборной
линии); ТУ и требованиями выданными ОАО
«Саратовоблгаз» в части размещения узлов учёта газа.
13.4. При проектировании учесть требования
законодательных нормативных документов.
13.5. Обеспечение требований федеральных норм и
правил в области промышленной безопасности «Правил
безопасности в нефтяной и газовой промышленности»,
Технического регламента о безопасности сетей
газораспределения и газопотребления.
14.1. Повышение эффективности учёта добываемого
газа; использование УУГ в качестве инструмента при
взаиморасчётах с потребителями (коммерческий учёт
газа).
14.2. Обеспечение персонала Заказчика оперативной
информацией о данных качества и количества
поставляемого газа.
14.3. Соответствие проектируемых объектов
требованиям «Федеральных норм и правил в области
промышленной безопасности «Правила безопасности в
нефтяной и газовой промышленности».
Режим работы – круглосуточный, непрерывный.
Ограниченное присутствие обслуживающего персонала.
Требуется выделение очередей пусковых комплексов с
3
17.
18.
19.
20.
21.
22.
23.
24.
комплексов
Требования по перспективному
расширению объекта
Требования к архитектурно –
строительным, объёмно
планировочным и
конструктивным решениям
Требования и условия к
разработке природоохранных
мер и мероприятий
Требования к режиму
безопасности и гигиене труда
Требования по интеграции
объекта в существующую
инфраструктуру
Требования по разработке
инженерно-технических
мероприятий ГО и мероприятий
по предупреждению
чрезвычайных мероприятий
Расчётная стоимость
строительства
Требования к составу, формату,
объёму выпуска проектной
документации и оформлению
проекта
возможностью реализации проектов поэтапно.
Не требуется
Предусмотреть шкафные УУГ заводского изготовления
с измерительными линиями также заводского
исполнения с калиброванными участками с
выдержанными требуемыми параметрами длин
прямолинейных участков и требуемыми параметрами
шероховатости согласно нормативно-технической
документации РФ и РЭ на приборы.
В соответствии с Законом РФ «Об охране окружающей
среды» и других нормативных документов.
В соответствии с требованиями норм и правил.
Предусмотреть интеграцию оборудования в схему
действующего объекта. В зоне действующих объектов
ОАО «Саратовнефтегаз» и ОАО «Саратовоблгаз».
В соответствии с требованиями норм и правил.
Произвести сметный расчёт стоимости строительства в
базисных ценах 2001 года с последующим пересчётом в
текущий уровень цен и с выделением потребности в
ресурсах по локальным, объектным сметам в сводном
расчёте (трудозатраты рабочих и механизаторов – кол-во
чел/час, кол-во маш/час, стоимость ресурсов). Сметную
документацию предоставить на бумажном носителе и в
файлах ПК «Гранд-Смета».
24.1. Проектировщик предоставляет проектно-сметную
документацию и изыскания в 5-и экземплярах: в 3-х
экземплярах на бумажном носителе и по 2 экземпляра в
программе Acrobat (файлы .pdf), текстовые документы в
редакторах Word., Excel, графические – Автокад на
магнитных носителях. Состав разделов документации
предусмотреть согласно Постановлению Правительства
РФ от 16.02.2008г. №87.
24.2.В составе рабочей документации отдельной книгой
выпускаются:
- Заказные спецификации на оборудование и материалы.
- Опросные листы (тех. задания).
- Технические требования на изготовление блочного,
нестандартного оборудования, металлопродукции,
электрооборудования, системы КИПиА, прочей
продукции.
- Перечень всех нормативных документов (разъяснений,
писем и т.д.), которые используются при разработке
данного проекта.
Данные документы должны быть разделены по видам
продукции, техническому назначению, содержать
основные технические характеристики, компоновочные
4
25.
Особые условия
Условия оплаты:
решения и технологические монтажные схемы,
присоединительные размеры, принципиальные
электрические схемы.
В состав проекта должны входить «Акты об
установлении ответственности за эксплуатацию
объектов систем газораспределения и газопотребления».
В состав проекта должен входить расчёт
погрешностей измерительных комплексов.
25.1. За полноту сбора исходных данных несёт
ответственность Подрядчик.
25.2. Все основные технологические, технические
решения предварительно согласовать с Заказчиком.
25.3. Инженерные изыскания выполняет – Подрядчик, в
полном объёме, согласно нормативным требованиям.
25.4. Подрядчик проводит согласование проекта с
принимающей стороной ООО «ГАЗПРОМ
МЕЖРЕГИОНГАЗ САРАТОВ».
25.5. Подрядчик проводит согласование проекта с
владельцем газопровода ОАО «Саратовоблгаз».
25.6. Подрядчик проводит согласование проекта со
всеми организациями, выдавшими ТУ.
25.7. Результатом выполнения работ по проектированию
является положительное Заключение метрологической
экспертизы и экспертизы промышленной безопасности
проекта.
Отсутствие авансирования.
Оплата за выполненные работы производится в срок от 75 до 90 дней с
даты подписания актов выполненных работ и оформления необходимой
документации.
За дополнительной информацией обращаться:
Свистунов Валерий Александрович (8452) 393-416, svistunovva@sng.ru
5
6