Приложение 3. - Беларуськалий

Открытое акционерное общество
«Беларуськалий»
«Утверждаю»
Главный инженер
ОАО «Беларуськалий»
_______________ И.И. Головатый
«___» _______________ 2013 г.
ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ
на закупку работ по проектированию, поставке оборудования, строительству под
ключ с выполнением монтажных и пусконаладочных работ, для объекта
«3РУ. Реконструкция котельной в парогазовую ТЭЦ».
Солигорск
2013 г.
2
Содержание
1. Цель приобретения. .................................................................................................. 3
2. Краткая характеристика закупаемого строительства. ........................................... 3
3. Объемы поставки. ..................................................................................................... 4
3.1. Объем строительно-монтажных работ: ......................................................... 4
3.2. Объем поставок оборудования....................................................................... 6
3.3. Комплект дожимной компрессорной станции: .......................................... 10
3.4. Комплексная автоматизированная система управления ........................... 10
3.5. Дополнительное оборудование. ................................................................... 11
3.6. Комплект документации 3-х экземплярах (на русском языке). ............... 11
4. Технические требования. ....................................................................................... 13
4.1. Общие требования к ГТЭС. .......................................................................... 13
4.2. Газотурбинная установка (ГТУ). ................................................................. 14
4.4. Паровой котел-утилизатор (ПКУ). .............................................................. 16
4.5. Комплексное воздухоочистительное устройство (КВОУ). ....................... 18
4.6. Дожимная компрессорная станция (ДКС). ................................................. 18
4.7. Система смазки и туманоулавливания. ....................................................... 18
4.8. Требования к блок-контейнеру ГТУ. .......................................................... 19
4.9. Комплексная автоматизированная система управления и контроля. ...... 20
4.10. Требования к безопасности и охране окружающей среды. ...................... 34
4.11. Электроснабжение ......................................................................................... 35
4.12. Эксплуатация, техническое обслуживание и ремонт ГТЭС. .................... 37
4.13. Требования к маркировке и упаковке. ........................................................ 38
4.14. Требования к транспортировке и хранению. .............................................. 38
5. Требования к исполнителю и гарантии. ............................................................... 38
Приложение 2. ............................................................................................................... 41
Приложение 3. ............................................................................................................... 42
Приложение 4. ............................................................................................................... 43
Приложение 5 ................................................................................................................ 43
Приложение 6 ................................................................................................................ 44
2
3
1. Цель приобретения.
Основной целью закупки работ по проектированию, поставке оборудования,
строительству под ключ с выполнением монтажных и пусконаладочных работ,
для объекта «3РУ. Реконструкция котельной в парогазовую ТЭЦ» ОАО «Беларуськалий» на базе когенерационной энерготехнологической установки, далее по
тексту строительство, является уменьшение себестоимости калийных удобрений,
увеличение надежности электроснабжения и теплоснабжения, повышение эффективности использования топлива.
2. Краткая характеристика закупаемого строительства.
2.1. Предлагаемое строительство должно предусматривать монтаж газотурбинной установки в комплекте с турбогенератором электрической мощностью от 7 до
8 МВт и паровым котлом-утилизатором максимальной производительностью 25
т/ч пара с давлением 0,6 МПа и температурой пара 175 -225 оС.
2.2. Газотурбинная установка должна иметь возможность следующих режимов
работы:
2.2.1. Работа газотурбинного двигателя на номинальной нагрузке с выработкой от
7 до 8 МВт электрической энергии и от 13 до 15 т/ч пара с давлением 0,6 МПа и
температурой пара 175 -225 оС в режиме утилизации тепловой энергии выхлопных дымовых газов газовой турбины без дожига природного газа в котлеутилизаторе.
2.2.2. Работа газотурбинного двигателя на номинальной нагрузке с выработкой
от 7 до 8 МВт электрической энергии и от 23 до 25 т/ч пара с давлением 0,6 МПа
и температурой пара 175 -225 оС в режиме утилизации тепловой энергии выхлопных дымовых газов газовой турбины с дожигом природного газа в котлеутилизаторе или без дожига природного газа в котле-утилизаторе с установкой
парового котла малой производительности, с возможностью его работы на природном газе и мазуте марки М-100.
2.2.3. Автономная работа котла-утилизатора со сжиганием природного газа при
остановленной газовой турбине с выработкой от 13 до 15 т/ч пара с давлением 0,6
МПа и температурой пара 175 -225 оС.
2.3. Режимы работы турбогенератора: параллельно с энергосистемой, и/или в
«островном» режиме на выделенную нагрузку.
2.4. Напряжение генератора 6,3 кВ, частота 50 ГЦ, коэффициент мощности 0,8.
2.5. Топливо для газовой турбины - природный газ с Hu=33-34 МДж/нм3 ГОСТ
5542-87, резервное топливо на случаи вынужденного прекращения подачи природного газа не предусматривается. Избыточное давление природного газа 1,11,2 МПа.
2.6. Водоснабжение объекта строительства должно быть предусмотрено от существующей системы технического водоснабжения, питательной водой от существующей системы химводоочистки котельной. Параметры химочищенной воды
приведены в приложении 2.
2.7. Исполнение ГТУ, ПКУ, ДКС блочно-контейнерное для установки во вновь
проектируемом отдельном здании каркасного типа.
3
4
2.8. В комплект основного оборудования ТЭЦ когенерационного цикла должно
входить:
2.8.1. Блок подготовки газа (газополучающий узел с фильтрами частиц до 5 мкм,
запорной арматурой и измерительными приборами контроля перепада на фильтрах и общим расходомером газа), обеспечивающий требуемые расход и очистку
газа. Контейнер должен быть оснащен системами вентиляции, основного и аварийного освещения, пожарной сигнализации, системой контроля загазованности;
2.8.2. Дожимные компрессорные станции (ДКС) для подъема давления газа от
имеющегося в газопроводе 1,1-1,2 МПа (избыточное) до необходимого на входе в
ГТУ, с охладителем газа, ресивером и фильтрами в теплошумоизолирующем контейнере для наружной установки. Контейнер должен быть оснащен системами
вентиляции, основного и аварийного освещения, пожарной сигнализации и пожаротушения, системой контроля загазованности;
2.8.3. Газопровод высокого давления от ДКС до ГТУ;
2.8.4. Газотурбинная установка (ГТУ) в составе:
2.8.4.1. Энергетический одновальный газотурбинный агрегат, сопряженный через редуктор с электрогенератором мощностью от 7 до 8 МВт на стальной раме с
поддонами, системой пуска переменного тока, топливной системой на природном
газе в теплошумоизолирующем контейнере для установки в отдельном здании;
2.8.4.2. Синхронный трехфазный генератор с соединением звездой, с бесщеточной системой возбуждения, с датчиками вибрации, на подшипниках скольжения;
2.8.4.3. Паровой котел-утилизатор в контейнере из теплоизолирующих панелей.
2.8.4.4. Дымовая труба;
2.8.4.5. Распределительное устройство – 6 кВ c трансформаторной подстанцией
6/0,4-0,23кВ для подключения проектируемых потребителей 6 кВ и 0,4 кВ собственных нужд и потребителей существующей котельной и мазутонасосной;
2.8.4.6. Вспомогательное оборудование, обеспечивающее работу всей установки
в целом.
2.8.4.7. Комплексная автоматизированная система управления и контроля АСУ
поставляемым оборудованием.
3. Объемы поставки.
3.1. Объем строительно-монтажных работ:
3.1.1. Проведение необходимых обследований и изысканий.
3.1.2. Разработку архитектурного и строительного проектов в соответствии с заданием на проектирование и техническими условиями от Заказчика, проведение
государственной и экологической экспертизы по монтажу газотурбинной электростанции (включая здание ГТЭС с устройством перехода в здание котельного
цеха, здание РУ), газопроводов, инженерных сетей и коммуникаций, обеспечивающих работу установки; реконструкции служебного отделения с главным щитом
управления котельного цеха с учетом ремонта полов в котельном отделении; разработка технического решения по сохранности существующей дымовой трубы
высотой Н–120м (в межотопительный период, в связи с остановом существующих
котлов).
4
5
3.1.3. Поставку основного, вспомогательного оборудования и материалов, необходимых для строительства ГТЭС, РУ, газопровода, инженерных сетей и коммуникаций, обеспечивающих работу установки, реконструкции служебного отделения с главным щитом управления котельной и ремонтом полов в котельном отделении, выполнения технического решения по сохранности существующей дымовой трубы.
3.1.4. Строительство здания каркасного типа в полном объеме, включая земляные
работы, устройство фундаментов для размещения основного и вспомогательного
оборудования станции, перехода в здание котельного цеха. Монтаж систем отопления и вентиляции, рабочего и аварийного освещения, пожаротушения данного
здания.
3.1.5. Строительство пристроенного к корпусу ГТЭС распеделетильного устройства 6 кВ с трансформаторной подстанцией 6/0,4-0,23 кВ для подключения проектируемых потребителей 6 кВ и 0,4 кВ собственных нужд и потребителей существующей котельной и мазутонасосной.
3.1.6. Прокладку газопроводов, трубопроводов пара, питательной воды, трубопроводов продувочной воды, трубопроводов сетевой воды, трубопроводов технической воды с необходимой запорной и регулирующей арматурой, контрольноизмерительными приборами (далее по тексту – КИП) по техническим условиям,
выданным Заказчиком.
3.1.7. Прокладку хоз-питьевого и пожарного трубопровода с необходимой запорной и регулирующей арматурой, КИП по техническим условиям, выданным Заказчиком.
3.1.8. Прокладку трубопроводов ливневой и хозбытовой канализации с необходимой запорной и регулирующей арматурой по техническим условиям, выданным
Заказчиком.
3.1.9. Демонтаж водогрейного котла КВГМ-50 и другого незадействованного оборудования, перенос оборудования и коммуникаций попадающих в пятно застройки.
3.1.10.
Прокладку необходимых кабельных линий силовых и линий связи
между ГТЭС, ТП-3, ГПП и РУ по техническим условиям, выданным Заказчиком.
3.1.11.
Проектирование, закупку и монтаж средств телефонной связи.
3.1.12.
Проектирование, закупку и монтаж средств промышленной громкоговорящей связи в производственном помещении котельного цеха, здании ГТЭС,
здании мазутонасосной, здании установки центрального горячего водоснабжения.
3.1.13.
Проектирование, закупку и монтаж средств пожарной и охранной
сигнализации.
3.1.14.
Реконструкцию служебного отделения (реновация стен здания котельной с заменой окон на оконные блоки из ПВХ) с главным щитом управления
котельной и ремонтом полов в котельном отделении.
3.1.15.
Реконструкцию электрооборудования ячеек ГПП и ТП-3 (при подключении РУ-6кВ, выполнение пусконаладочных работ).
3.1.16.
Проектирование, закупку и монтаж сетей наружного, внутреннего и
аварийного освещения на базе энергосберегающих (светодиодных) светильниках
в здании ГТЭС и существующей котельной. Частичная реконструкция существу5
6
ющих питающих и распределительных сетей 380/220В и электроосвещения существующей котельной.
3.1.17.
Проектирование, закупку и монтаж дополнительного оборудования и
материалов, необходимых для обеспечения экономичной работы и управления
ГТЭС.
3.1.18.
Проектирование, закупку и монтаж оборудования и материалов делительной защиты и автоматики.
3.1.19.
Выполнение реконструкции и усиления конструкций всех зданий и
сооружений, связанных с обеспечением работоспособности ГТЭС, а также восстановление благоустройства территории рудоуправления (автодорог, площадок,
тротуаров, газонов и т.п.) нарушенных в процессе организации и выполнения
СМР.
3.1.20.
Выполнение всех монтажных, пусконаладочных работ и сдача в эксплуатацию смонтированного оборудования.
3.1.21.
Замена теплоизоляции, окраска и маркировка трубопроводов согласно
ГОСТ 14202-69.
3.2.
Объем поставок оборудования.
В комплект газотурбинной энергетической установки электрогенерирующего назначения мощностью от 7 до 8 МВт, должно входить:
3.2.1. Комплексное воздухоочистительное устройство (КВОУ) с фильтрами, глушителями шума, антиобледенительным устройством и другими элементами
обеспечения надежности работы.
3.2.2. Низкоэмиссионная камера сгорания с сухим подавлением выбросов NOx.
3.2.3. Редуктор (при необходимости).
3.2.4. Топливная система ГТУ.
3.2.5. Встроенная масляная система смазки с маслонасосом, насосом предпусковой и заключительной смазки, резервным насосом заключительной смазки,
воздушным маслоохладителем, встроенным маслобаком, обогревателем маслобака, масляными фильтрами, туманоуловителем.
3.2.6. Воздушная компрессорная станция для обеспечения сжатым воздухом системы ГТУ.
3.2.7. Автоматизированная система вибродиагностики подшипников газовой турбины, редуктора, компрессора, электрогенератора.
3.2.8. Система запуска. Электрическая часть системы пуска ГТУ должна быть выполнена с частотными или плавными приводами.
3.2.9. Система для очистки проточной части компрессора турбины.
3.2.10. Система охлаждения.
3.2.11. Комплекты датчиков, приборов, агрегатов, сборочных единиц, поставляемых совместно в изделиях - датчики и приборы одной фирмы изготовителя для
максимальной совместимости в работе.
3.2.12. Рамы, с поддонами на которых монтируется ГТУ.
3.2.13. Площадки, лестницы, ограждения для безопасного доступа и обслуживания оборудования и средств измерения.
6
7
3.2.14. Контейнер (шумоизолирующее укрытие) ГТУ для установки в здании,
оснащенный системами контроля загазованности, пожаротушения, освещения,
вентиляции, обогрева.
3.2.15. Опорные конструкции вентиляционных систем и воздухозаборников;
3.2.16. Комплект монтажных изделий для установки ГТУ на фундамент (закладные, крепеж, эластичные крепления и т. п.).
3.2.17. Комплект запасных частей (на гарантийный срок эксплуатации).
3.2.18. Комплект запасных частей (расходных) и материалов для проведения пуско-наладочных работ.
3.2.19. Теплоизоляционные покрытия в местах, где они необходимы.
3.2.20. Комплект специального инструмента, принадлежностей и приспособлений
для монтажа, обслуживания и ремонта оборудования.
3.2.21. Направляющие, грузоподъемные приспособления и тележки для выкатки
ГТУ.
3.2.22. Масло в объеме, необходимом для проведения пуско-наладочных работ и
работы в течение гарантийного срока. Предусмотреть применение в системах
ГТУ одного вида масла.
3.2.23. Сепарационную установку для очистки масла от воды, механических примесей (при необходимости).
3.2.24. Трубопроводы в пределах агрегата до запорной арматуры либо до предохранительного клапана (включая арматуру, предохранительный клапан с ответными фланцами) в местах присоединения проектируемых трубопроводов от действующих систем.
3.2.25. Комплект инструкций по монтажу поставляемого оборудования на русском языке (не менее 5 экземпляров) на бумажном носителе и в электронном виде
на носителе (DVD-диск, flah);
3.2.26. Комплект эксплуатационной и ремонтной документации на русском языке
(не менее 5 экземпляров) на бумажном носителе и в электронном виде на носителе (DVD-диск, flah).
3.2.27.
Комплект синхронного турбогенератора переменного тока с воздушным охлаждением, мощностью от 7 до 8 МВт, напряжением 6,3 кВ, должен включать: бесщеточную систему с автоматической регулировкой возбуждения (АРВ),
форсировкой возбуждения (ФВ) и автоматом гашения поля (АГП), приборы контроля и сигнализации (датчики для теплового контроля, контроля влажности воздуха в корпусе статора, виброконтроля).
3.2.28. Комплекты запасных частей к турбогенератору и возбудителю.
3.2.29. Комплект приспособлений для снятия и надевания бандажных колец, для
бескранового монтажа и демонтажа роторов.
3.2.30. Комплектное 2-х секционное распределительные устройства РУ-6кВ типа
КРУЭ на постоянном оперативном токе с аккумуляторной батареей и зарядновыпрямительным устройством.
3.2.31. Трансформаторы собственных нужд 6/0,4 кВ.
3.2.32. Распределительное устройство 0,4 кВ (ЩСН-0,4) с системой АВР.
3.2.33. Систему автоматической синхронизации с сетью.
3.2.34. Комплекс защит генератора и системы возбуждения.
3.2.35. Запасные части к шкафу возбуждения.
7
8
3.2.36. Комплект монтажных изделий для установки генератора на фундамент
(закладные, клинья, шайбы, прокладки и т. п.) при необходимости.
3.2.37. Систему гарантированного (аварийного) электропитания (выпрямитель,
аккумуляторная батарея, инвертор) для питания постоянным и переменным током систем управления и защиты.
3.2.38. Комплект запасных частей (на гарантийный срок эксплуатации).
3.2.39. Комплект запасных частей (расходных) для проведения пуско-наладочных
работ.
3.2.40. Комплект специального инструмента, принадлежностей и приспособлений
для монтажа, обслуживания и ремонта оборудования;
3.2.41. Комплект инструкций по монтажу поставляемого оборудования на русском языке (не менее 5 экземпляров) на бумажном носителе и в электронном виде
на носителе (DVD-диск, flah);
3.2.42. Комплект эксплуатационной и ремонтной документации на русском языке
(не менее 5 экземпляров) на бумажном носителе и в электронном виде на носителе (DVD-диск, flah).
Комплект автоматизированного парового котла-утилизатора, должен включать:
3.2.43. Каркас котла.
3.2.44. Комбинированное горелочное устройство, обеспечивающее работу ПКУ
как в режиме дожига при утилизации тепловой энергии выхлопных дымовых газов газовой турбины, так и в автономном режиме.
3.2.45. Газопроводы к горелочному устройству с системой контроля герметичности.
3.2.46. Конструкцией котла может быть предусмотрено устройство, позволяющее
утилизировать низкопотенциальную тепловую энергию от газовой турбины с системой регулирования температуры нагреваемых сред, а также системой байпасной (обводной) герметизирующей арматуры.
3.2.47. Экономайзер.
3.2.48. Испарительная система с барабаном или без него.
3.2.49. Пароперегреватель.
3.2.50. Сепаратор продувки.
3.2.51. Вентилятор с частотным электроприводом (при необходимости).
3.2.52. Дымосос с частотным электроприводом (при необходимости).
3.2.53. Газоходы с герметичным отключающим устройством от ГТУ.
3.2.54. Тепловая изоляция.
3.2.55. Дымовая труба, высотой обеспечивающей требования охраны окружающей среды: концентрация загрязняющих веществ на границе санитарно-защитной
зоны не должна превышать установленных нормативов (с учетом всех источников
выбросов 3 РУ в соответствии с действующим проектом нормативов ДВ) и с учетом комбинированного действия смесей загрязняющих веществ, обладающих эффектом суммации и эффектом неполной суммации;
3.2.56. Предохранительные устройства.
3.2.57. Указатели уровня воды.
8
9
3.2.58. Приборы безопасности в соответствии с правилами устройства и безопасной эксплуатации котлов в РБ.
3.2.59. Запорная и регулирующая арматура в соответствии с правилами устройства и безопасной эксплуатации котлов в РБ.
3.2.60. Опоры и подвески для арматуры, газоходов и трубопроводов в объеме поставки; образцы труб для проведения контроля сварки.
3.2.61. Площадки и лестницы для обслуживания котла, вспомогательного оборудования и КИПиА в соответствии с правилами устройства и безопасной эксплуатации котлов в РБ.
3.2.62. Контрольно-измерительные приборы в соответствии с правилами устройства и безопасной эксплуатации котлов в РБ.
3.2.63. Автоматические системы защит, блокировок, сигнализаций в соответствии
с правилами устройства и безопасной эксплуатации котлов в РБ.
3.2.64. Системы автоматического регулирования параметров пара, паропроизводительности, непрерывной и периодической продувок, питания, температуры
теплоносителя через экономайзер сетевой воды (при его установке).
3.2.65.
Системы контроля качества котловой воды, включая охладители проб,
при этом необходимо предусмотреть:
3.2.65.1.
Мероприятия по обеспечению требуемого для ПКУ воднохимического режима от химводоочистки котельного цеха, с определением необходимых точек контроля качества приготовления химочищенной, питательной
воды.
3.2.65.2.
Установку дополнительного оборудования химводоочистки, обеспечивающего требуемое количество и качество питательной воды для устанавливаемого ПКУ.
3.2.65.3.
До ввода ПКУ в эксплуатацию, проведение его теплохимических испытаний, для проверки возможности получения пара, удовлетворяющего требованиям методических указаний «Нормы качества питательной воды и пара, организация водно-химического контроля паровых стационарных котловутилизаторов и энерготехнологических котлов» (далее по тексту – МУ), при сухом остатке котловой воды в пределах гарантии завода-изготовителя котла или
МУ, при величине продувки в пределах требований МУ.
3.2.66. Систему автоматического контроля (АСК) за выбросами в соответствии с
ТКП 17.13-01-2008 для непрерывного определения расхода дымовых газов и других физических величин, содержания окислов азота (NОх), оксида углерода (СО),
диоксида углерода (СО2), метана (СН4) и кислорода (О2).
3.2.67. Комплект технической документации для регистрации котла в Госпромнадзоре МЧС РБ.
3.2.68. Комплект запасных частей на гарантийный срок эксплуатации (термометры сопротивления, датчики по давлению, уровням, регуляторы расхода питательной воды, топливного газа);
3.2.69. Комплект запасных частей (расходных) для проведения пуско-наладочных
работ.
3.2.70. Комплект специального инструмента, принадлежностей и приспособлений
для монтажа, обслуживания и ремонта оборудования.
9
10
3.2.71. Комплект инструкций по монтажу и эксплуатации парового котлаутилизатора, предохранительных клапанов на русском языке (не менее 5 экземпляров) на бумажном носителе и в электронном виде на носителях (DVD-диск,
flah);
3.2.72. конструкторскую документацию (чертежи сборочные, деталировка) на
русском языке (не менее 5 экземпляров) на бумажном носителе и в электронном
виде на носителях (DVD-диск, flah);
3.3.
Комплект дожимной компрессорной станции:
3.3.1. Два винтовых компрессора (основной и резервный) обеспечивающих
2х100% нагрузки ГТУ, а так же безостановочную работу турбины при переходе с
одного компрессора на другой, или работающих в режиме 2х50% нагрузки.
3.3.2. Каждый компрессор со вспомогательным оборудованием должен быть
установлен в отдельном контейнере, оснащенном системами автоматического
управления работой компрессора и вспомогательного оборудования, а так же автоматической системой контроля загазованности, сигнализации о пожаре, автоматического пожаротушения, отопления и вентиляции, основного и аварийного
освещения.
3.3.3. Система (пункт) подготовки газа (газополучающая станция с фильтрами).
3.3.4. Система контроля состояния подшипников.
3.3.5. Необходимые технологические и функциональные блоки, обеспечивающие
работоспособность ДКС.
3.3.6. Трубопровод высокого давления от ДКС до ГТУ, трубопроводы в пределах
агрегата до запорной арматуры либо до предохранительного клапана (включая
арматуру, предохранительный клапан с ответными фланцами) в местах присоединения проектируемых трубопроводов от действующих систем. Образцы труб для
проведения контроля сварки.
3.3.7. Комплект запасных частей (на гарантийный срок эксплуатации).
3.3.8. Комплект запасных частей (расходных) для проведения пуско-наладочных
работ.
3.3.9. Комплект специального инструмента, принадлежностей и приспособлений
для монтажа, обслуживания и ремонта оборудования.
3.3.10. Комплект эксплуатационной и ремонтной документации на русском языке
(не менее 5 экземпляров) на бумажном носителе и в электронном виде на носителях (DVD-диск, flah).
3.4. Комплексная автоматизированная система управления и контроля АСУ
(турбина, генератор, паровой котел - утилизатор, ДКС) должна быть реализована
на базе промышленных контроллеров и ПЭВМ, с блоком управления разделением
нагрузки, автоматической синхронизацией с сетью, регулированием величины активной и реактивной мощности, с базовым программным обеспечением для разработки и эксплуатации прикладного программного обеспечения АСУ ГТЭС. В
комплект комплексной АСУ должно входить:
3.4.1. Система автоматизированного управления, выполненная как система программного управления на базе контроллера типа SIMATIC S7-400, необходимых
10
11
преобразователей сигналов. Оборудование системы управления, состоящее из
операторских консолей, резервированных контроллеров и линий связи. Системные шкафы.
3.4.2. Аккумуляторные батареи постоянного тока с зарядным устройством для
обеспечения бесперебойного питания систем ГТЭС. Система гарантированного
электропитания для комплексной автоматизированной системы управления и
контроля.
3.4.3. Принтер (цветной, лазерный).
3.4.4. Терминал для программирования на месте контроллера.
3.4.5. Набор инструментов для монтажа, приборы и калибраторы для наладки и
поверки применяемых приборов.
3.4.6. Программное обеспечение: для ПЭВМ на базе SCADA-пакета WinCC версии не ниже 7.0; для контроллеров на базе SIMATIC Step 7 v 5.5 не ниже.
3.4.7. Комплект запасных частей (на гарантийный срок эксплуатации, но не менее, чем по одному наименованию каждого модуля).
3.4.8. Комплект эксплуатационной и ремонтной документации на русском языке
(не менее 5-х экземпляров) на бумажном носителе и в электронном виде на носителях (DVD-диск, flah).
3.5.
Дополнительное оборудование.
3.5.1. Оборудование, обеспечивающее при необходимости докотловую обработку
(химводоочистку) питательной воды, утилизацию тепла после ПКУ и любое другое оборудование, и материалы, не поименованные в списке, но в которых может
возникнуть необходимость при проектировании и строительстве для обеспечения
работы и управления ГТЭС.
3.6.
Комплект документации 3-х экземплярах (на русском языке).
3.6.1. Полный комплект конструкторской документации, включая сборочные чертежи и деталировку, на русском языке на бумаге и в электронном виде.
3.6.2. Комплект инструкций по монтажу поставляемого оборудования на русском
языке (не менее 5 экземпляров) на бумаге и в электронном виде.
3.6.3. Комплект эксплуатационной и ремонтной документации на русском языке
(не менее 5 экземпляров) на бумаге и в электронном виде.
3.6.4. Паспорт на газотурбинный агрегат, руководство по монтажу, ремонту и
эксплуатации на бумаге и в электронном виде.
3.6.5. Паспорт на турбогенератор, руководство по монтажу, ремонту и эксплуатации на бумаге и в электронном виде.
3.6.6. Паспорт на котел-утилизатор и требования к ремонту, контролю металла
при монтаже и эксплуатации в период расчетного срока службы, инструкции по
монтажу, ремонту и эксплуатации на них на бумаге и в электронном виде.
3.6.7. Паспорта на запорные, регулирующие и предохранительные устройства,
руководство по монтажу, ремонту и эксплуатации на бумаге и в электронном виде.
3.6.8. Паспорта на ДКС, оборудование, входящее в пункт подготовки газа и на все
вспомогательное оборудование ГТЭС с руководством по монтажу, эксплуатации
и ремонту.
11
12
3.6.9. Сертификаты соответствия требованиям безопасности и разрешения на
применение на территории РБ на все оборудование.
3.6.10. Свидетельства о первичной поверке средств измерения лабораторией, аккредитованной в РБ.
3.6.11. Методики поверки средств измерения.
3.6.12. Для определения показателей работы ГТЭС при фактических внешних
условиях и различных нагрузках должны быть предоставлены следующие графики:

зависимость электрической мощности от температуры наружного воздуха;

зависимость электрической мощности от барометрического давления;

зависимость электрической мощности от сопротивления всаса и выхлопа;

зависимость КПД при различных температурах наружного воздуха;

зависимость расхода топлива от мощности при различных температурах наружного воздуха;

зависимость расхода выхлопных дымовых газов от мощности при
различных температурах наружного воздуха и выхлопных дымовых газов;

зависимость коэффициента избытка воздуха в выхлопных дымовых
газах от мощности при различных температурах наружного воздуха;

зависимость температуры выхлопных дымовых газов от мощности
при различных температурах наружного воздуха;

зависимость КПД турбогенератора от его мощности;

кривые оценки «холостого хода» и «короткого замыкания»;

круговая диаграмма активной и реактивной мощности;

кривые оценки коэффициента затухания тока для случая трехфазного
короткого замыкания при максимальном возбуждении;
 кривая, показывающая допустимый результирующий ток обратной последовательности;
 минимально-возможная тепловая нагрузка парового котла-утилизатора
при устойчивой и надежной его работе и график изменения тепловой
нагрузки парового котла-утилизатора в зависимости от давления пара на
выходе из котла.
3.6.13. Руководство по эксплуатации на комплексную АСУ, описание алгоритмов
управления и программного обеспечения, включая идентификаторы переменных
на русском языке и в электронном виде.
12
13
4. Технические требования.
4.1. Общие требования к ГТЭС.
4.1.1. Размещение оборудования должно соответствовать требованиям строительных норм противопожарных правил, а так же другим, техническим нормативноправовым актам, действующим в РБ. Исполнение ГТЭС и вспомогательного оборудования должны соответствовать климатическому исполнению для установки в
здании и категории размещения 1 по ГОСТ 15150-69.
4.1.2. Компоновка ГТЭС должна соответствовать имеющейся площадке, и согласована с ОАО «Беларуськалий».
4.1.3. Надежная работа в базовом режиме использования в течение расчетного
срока эксплуатации.
4.1.4. Конструкция ГТЭС и системы автоматизированного управления должны
обеспечивать нормальную работу установки без постоянного присутствия персонала.
4.1.5. Высокая степень автоматизации с использованием системы управления,
обеспечивающей совместную работу всего оборудования ГТЭС.
4.1.6. Минимальный уровень эксплуатационных затрат.
4.1.7. Увеличение мощности относительно номинального значения при снижении
температуры наружного воздуха ниже +15оС.
4.1.8. Возможность длительной работы при отклонениях частоты электрической
сети в пределах 49,5 ÷ 50,5 Гц.
4.1.9. Электрический КПД ГТУ, при условиях ISO – не менее 31%.
4.1.10. Общий коэффициент использования топлива – не менее 86%.
4.1.11. Конструкция ГТЭС и вспомогательного оборудования должна обеспечивать надежную работу в течение межремонтного периода.
4.1.12. Допустимое количество пусков ГТЭС в базовом режиме – не менее 100 в
год.
4.1.13. Общие безвозвратные потери масла (газовая турбина, электрогенератор)
при температуре окружающего воздуха +15 оС не должно превышать 150 г/час.
4.1.14. Высокая степень автоматизации с использованием комплексной автоматизированной системы управления, обеспечивающей совместную работу газовой
турбины, турбогенератора, парового котла-утилизатора, дожимных компрессоров
без постоянного вмешательства обслуживающего персонала.
4.1.15. Котел утилизатор, отводящий газоход, выхлопная дымовая труба, шиберы
и гарнитуры, установленные на них должны быть выполнены из материала, который способен длительно выдерживать максимальную температуру газов в любом
режиме работы газовой турбины и парового котла-утилизатора, позволять осуществлять сброс выхлопных дымовых газов турбины через котел утилизатор. Все
элементы должны иметь достаточную коррозионную стойкость (защиту), обеспе13
14
чивающую надежную эксплуатацию в течение расчетного ресурса ГТЭС при режимах длительной работы в условиях минимальной нагрузки ГТЭС при отрицательных температурах наружного воздуха. Толщина стенки должна иметь запас
на коррозийный износ в течение расчетного срока службы ГТЭС. На газоходе
должны быть предусмотрены компенсаторы температурных расширений.
4.1.16. Температурный диапазон эксплуатации – от +5оС до +50оС.
4.1.17. Системы вентиляции, кондиционирования, отопления и освещения, входящие в объем поставки, должны соответствовать требованиям санитарных норм
и правил, действующих в Республике Беларусь.
4.1.18. Исполнение ПКУ, – блочное для установки в здании оборудованного системами энергосберегающего освещения светодиодные светильники, вентиляции,
автоматического контроля загазованности, автоматического газового пожаротушения. Исполнение ГТЭС, ДКС – блочно-контейнерное для установки в здании,
оборудованном системами энергосберегающего освещения светодиодные светильники, вентиляции, автоматического контроля загазованности, автоматического газового пожаротушения.
4.1.19. Все поставляемое оборудование, выполняемые работы и услуги должны
соответствовать нормативно-технической документации в объеме не менее чем
указано в Приложении № 1.
4.2. Газотурбинная установка (ГТУ).
4.2.1.Газотурбинная установка предназначена для совместной работы с паровым
котлом-утилизатором в составе ГТЭС когенерационного цикла, что обеспечивает
одновременную выработку электроэнергии и перегретого пара.
4.2.2.Номинальные параметры ГТУ должны соответствовать стандартным условиям по ISO 3977:
 температура воздуха на входе в камеру сгорания – плюс 15 °С,
 давление воздуха на входе в КВОУ – 101,3 кПа,
 относительная влажность воздуха на входе в ГТУ – 60 %;
 сопротивление всаса/ выхлопа – нулевое.
Примечание: Климатологические параметры в соответствии с СНБ 2.04.02-2000
«Строительная климатология»; отметка строительной площадки +160,36 м.; Площадка под установку ГТУ и ПКУ имеет размеры в плане, - смотри приложение 6
(выкопировка из генплана).
4.2.3.Обеспечение стабильной работы агрегата во всем диапазоне мощностей от
холостого хода до режима максимальной мощности.
4.2.4.Диапазон устойчивой работы – от 30 % до 100 % номинальной мощности.
4.2.5.Высокий уровень надежности и эксплуатационной готовности к работе: годовая наработка – не менее 8 300 часов.
4.2.6.Ресурс между инспектированиями горячего тракта - после 24 000 часов работы.
14
15
4.2.7.Ресурс до капитального ремонта – не ниже 40 000 часов.
4.2.8.Жизненный цикл – не менее 140 000 часов.
4.2.9.Конструкция ГТЭС и вспомогательного оборудования должна обеспечивать
надежную работу в течение межремонтного периода с показателями надежности:
 средняя наработка на отказ в базовом классе использования не менее 6000 ч.;
 коэффициент технического использования не менее 0,95;
 коэффициент надежности пусков не менее 0,97;
 коэффициент готовности не менее 0,98.
4.2.10. Конструкция элементов газовой турбины должна быть такой, чтобы не
возникало опасных деформаций в процессе пусков, изменения нагрузок в
период эксплуатации.
4.2.11. Критическая скорость отдельных и объединенных роторов должна находиться в пределах, обеспечивающих нормальную эксплуатацию и проведение
пусковых операций. Все роторы должны быть статически и динамически отбалансированы с документальным подтверждением этих операций.
4.2.12. Система подвода газа к камере сгорания должна обеспечивать высокую
надежность работы узлов регулирования подачи топлива и ГТУ в целом.
4.2.13. Система сгорания топлива должна обеспечивать низкий уровень выбросов
в атмосферу: содержание NOх в отработанных сухих газах – не более 50 мг/м³ при
О2 15%.
4.2.14. ГТУ (турбина) не должна быть авиационного типа, из-за высокой степени
деградации параметров во времени, сложности и высокой стоимости технического обслуживания.
4.2.15. Время ускоренного запуска газотурбинного двигателя в горячем режиме,
включая синхронизацию с энергосистемой и набор нагрузки – не более 10 минут.
4.2.16. Время нормального пуска и полного набора нагрузки ГТУ не должно превышать 20 минут.
4.2.17. Обеспечивать общее количество пусков за весь срок службы оборудования
ГТЭС в базовом режиме использования до 100 в год.
4.2.18. Запуск газовой турбины должен осуществляться собственными пусковыми
устройствами.
4.2.19. Максимальная ремонтопригодность на месте установки.
4.2.20. Минимальный уровень эксплуатационных затрат до капремонта.
4.3. Синхронный генератор переменного тока.
4.3.1. Синхронный генератор переменного тока должен иметь постоянное номинальное значение мощности на клеммах генератора от 7 до 8 МВт при коэффициенте мощности 0,8, номинальном напряжении 6,3 кВ и частоте 50 Гц.
4.3.2. Генератор должен сохранять номинальную и максимальную мощность при
отклонениях напряжения на выводах до ±5 %.
4.3.3.Генератор должен допускать длительную работу при отклонениях напряжения от номинального значения до ±5 %.
4.3.4.Генератор должен допускать длительную работу при несимметричной
нагрузке, если токи в фазах не превышают номинального значения, а токи обрат-
15
16
ной последовательности не превышают 10 % номинального значения тока статора.
4.3.5. Генератор должен обеспечивать номинальную активную мощность и продолжительную работу в режиме перевозбуждения при коэффициенте мощности
равном 0,95.
4.3.6. Синхронный генератор переменного тока должен иметь воздушное охлаждение. Воздушная система охлаждения должна быть замкнутой. Воздух, нагретый в активных элементах генератора, должен охлаждаться в воздухоохладителях. Воздушная система охлаждения должна включать в себя осушку воздуха с
контролем влажности.
4.3.7. Генератор должен быть оснащен следующими защитами:
 многофазных замыканий в обмотке статора генератора и на его выходе;
 однофазных замыканий на землю в обмотке статора;
 двойных замыканий на землю, одно из которых возникло в обмотке статора,
а второе – во внешней сети;
 замыканий между одной фазы в обмотке статора (при наличии выведенных
параллельных ветвей обмотки);
 любых внешних КЗ;
 симметричной перегрузки обмотки статора;
 перегрузки обмотки ротора током возбуждения (для генераторов с непосредственным охлаждением проводников обмоток);
 замыкания на землю во второй точке цепи возбуждения;
 асинхронного режима с потерей возбуждения.
4.4.
Паровой котел-утилизатор (ПКУ).
4.4.1. Котел-утилизатор, должен соответствовать требованиям «Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов», действующих на территории РБ.
4.4.2. Паровой котел-утилизатор должен вырабатывать перегретый пар требуемых
параметров за счет утилизации дымовых газов после турбины с возможностью дополнительного сжигания топлива, а так же в автономном режиме путем сжигания природного газа без утилизации дымовых газов после турбины.
4.4.3. Паропроизводительность ПКУ в зависимости от режима работы должна
быть следующей:
 От 13 до 15 т/ч пара в режиме утилизации тепла выхлопных дымовых газов
после турбины без дополнительного сжигания природного газа в ПКУ;
 От 23 до 25 т/ч пара в режиме утилизации тепла выхлопных дымовых газов
после турбины с дополнительным сжиганием природного газа в ПКУ или
без дожига природного газа в котле-утилизаторе с установкой парового
котла малой производительности, с возможностью его работы на природном газе и мазуте марки М-100;
16
17
 От 13 до 15 т/ч пара в режиме автономной работы ПКУ при сжигании природного газа без утилизации тепла выхлопных дымовых газов после турбины.
4.4.4. Рабочее давление (избыточное) перегретого пара на выходе из котла – 0,6
МПа.
4.4.5. Температура перегретого пара на выходе из котла – 175-225 оС.
4.4.6. Циркуляция воды в котле – естественная;
4.4.7. Температура уходящих газов после парового котла-утилизатора - не более
120 °С.
4.4.8. Температура уходящих газов за ПКУ должна исключать возникновение
точки росы на хвостовых поверхностях нагрева во всем диапазоне нагрузок
ГТУ, если конструкцией котла предусматривается использование теплоты
конденсата дымовых газов, материал изготовления хвостовых поверхностей
должен быть устойчив к коррозии.
4.4.9. Температура питательной воды на входе в ПКУ – 102 оС.
4.4.10.
ПКУ должен устойчиво и надежно работать при разгрузке ГТУ до
30%.
4.4.11.
ПКУ должен быть оснащен системой контроля качества котловой воды, а так же иметь места отбора проб котловой воды и пара (с охладителями
проб) для проведения лабораторного контроля.
4.4.12.
Паровой котел-утилизатор должен подключатся на индивидуальную
дымовую трубу высотой обеспечивающей выполнение требований к охране
окружающей среды.
4.4.13. Паровой котел-утилизатор должен быть оснащен системой автоматического контроля (АСК) за выбросами в соответствии с ТКП 17.13-01-2008 для непрерывного определения расхода дымовых газов и других физических величин, содержания окислов азота (NOх), оксида углерода (СО), диоксида углерода (СО2),
метана (СН4) и кислорода (О2). Средства измерения должны быть сертифицированы в РБ, отрегулированы, испытаны и введены в действие одновременно с вводом
в эксплуатацию ГТЭС.
4.4.14. Должно быть проведено усреднение концентрации загрязняющих веществ и количества выбросов на 20-ти минутном интервале. Должна выполняться
сигнализация при превышении предельно допустимой концентрации (ПДК).
4.4.15. На АСК должна быть разработана проектная документация (основанием
для проектирования АСК является разработанное и согласованное с Министерством природных ресурсов и охраны окружающей среды техническое задание на
проектирование АСК), разработано программное обеспечение и Инструкция по
эксплуатации АСК, проведена метрологическая аттестация АСК.
4.4.16. Перед вводом в эксплуатацию АСК подрядчик обязан организовать работы
по выполнению метрологической аттестации (калибровке) АСК и предоставить
Заказчику свидетельство о метрологической аттестации (калибровке) АСК, инструкцию по эксплуатации АСК.
17
18
4.5. Комплексное воздухоочистительное устройство (КВОУ).
4.5.1. Комплексное воздухоочистительное устройство (КВОУ) должно обеспечивать защиту от попадания в компрессор ГТУ пыли, снега, крупной капельной
влаги, посторонних предметов.
4.5.2. Уровень шума на расстоянии 1 м от плоскости воздухозабора не превышающий 80 дБА.
4.5.3. Аэродинамическое сопротивление КВОУ не должно превышать 1 кПа.
4.5.4. Воздухозаборное устройство должно оснащаться высокоэффективными
воздушными фильтрами, включая систему противообледенения, для климатических условий г. Солигорска. Результаты анализа воздушной среды в
месте планируемого расположения ГТУ в приложении 4.
4.5.5. КВОУ должно иметь автоматические байпасные клапаны, обеспечивающие
нормальную работу газовой турбины при засорении или обледенении элементов КВОУ. При работе байпаса должна выдаваться сигнализация оператору.
4.6. Дожимная компрессорная станция (ДКС).
4.6.1. Все оборудование ДКС должно располагаться в отдельном теплошумоизолированном контейнере.
4.6.2. Контейнер должен быть оснащен системами вентиляции, основного и аварийного освещения, контроля загазованности, пожарной сигнализации и пожаротушения.
4.6.3. Давление природного газа на входе в пункт подготовки газа – 1,1-1,2 МПа
(избыточное).
4.6.4. Производительность ДКС должна рассчитываться на максимальный расход
газа.
4.6.5. Количество дожимных компрессоров должно быть не менее двух, один из
которых резервный.
4.6.6. Падение давления газа перед камерой сгорания ГТУ за время пуска резервного компрессора должно быть в пределах допустимого значения, установленного
в технических условиях завода-изготовителя ГТУ;
4.6.7. Схемой ДКС должна предусматриваться работа компрессоров при нулевом
расходе газа на ГТУ;
4.6.8. ДКС должна предусматривать автоматическое регулирование давления газа
перед ГТУ. Поддержание заданного давления за ДКС и ввод в работу резервного
компрессора должны осуществляться автоматически;
4.6.9. Компрессоры должны оснащаться системой самозапуска электродвигателя.
Время срабатывания самозапуска должно быть меньше времени выхода параметров (давления газа) за предельно допустимые значения.
4.6.10. Конструкция и оборудование ДКС (в том числе и импортное) должны
быть сертифицированы, и соответствовать требованиям «Правил промышленной
безопасности в области газоснабжения Республики Беларусь».
4.7.
Система смазки и туманоулавливания.
18
19
4.7.1. ГТУ должна иметь системы смазок газотурбинного двигателя, электрогенератора и редукторов.
4.7.2. Системы смазок должны быть циркуляционными (под давлением и свободным сливом отработавшего масла).
4.7.3. Охлаждение смазочного масла должно обеспечиваться в маслоохладителях.
Режим работы маслоохладителей – рабочие и резервные.
4.7.4. Система смазки должна быть оборудована системой туманоулавливания,
предназначенной для удаления дыма, тумана из масляных полостей двигателей, а
также для отделения масла от воздуха.
4.7.5. Система смазки и туманоулавливания должна включать в себя:
4.7.5.1. резервуар смазочного масла, предназначенный для деаэрации масла и его
выдержки;
4.7.5.2. подогреватель смазочного масла с электроподогревом;
4.7.5.3. основной насос для смазочного масла, приводимый в действие с помощью газовой турбины и предназначенный для подачи масла из резервуара в систему смазки;
4.7.5.4. предварительный (пусковой) насос смазочного масла, приводимый в
действие электродвигателем переменного тока, предназначенный для питания системы смазки перед пуском турбины, пока основной масляный насос не достигнет минимально допустимого давления, и во время остановки турбины;
4.7.5.5. аварийный насос смазочного масла, приводимый в действие двигателем
постоянного тока, подает масло в систему при возникновении любых перебоев в
подаче переменного тока;
4.7.5.6. фильтр смазочного масла, снабженный датчиком падения давления, контролирующим перепад давления на фильтре с возможностью перехода на резервный для замены без остановки;
4.7.5.7. систему охлаждения смазочного масла;
4.7.6. На каждом агрегате должны быть предусмотрены в достаточном количестве
датчики измерения температуры масла на подшипниках для обеспечения контроля за характером их поведения, устройства аварийной выдачи сигнала по падению давления масла в маслосистеме, средства для повышения температуры
масла до величины, соответствующей требованиям пуска, системы очистки и
охлаждения масла.
4.8.
Требования к блок-контейнеру ГТУ.
4.8.1. Газотурбинная установка должна поставляться в блочно-контейнерном исполнении. Климатическое исполнение оборудования, устанавливаемого внутри
контейнера для установки в здании категории размещения 1 по ГОСТ 15150 или
эквивалентным нормам.
4.8.2. Размещение оборудования ГТУ, щитов управления и приборов внутри контейнеров должно обеспечивать безопасность и удобство их обслуживания, эксплуатации и ремонта.
4.8.3. Блок контейнер ГТУ должен быть оснащен следующими системами:
 освещения со светодиодными светильниками;
 вентиляции;
19
20
 автоматического контроля загазованности;
 сигнализацией о пожаре;
 автоматического газового пожаротушения.
4.8.4. Оборудование автоматической установки пожаротушения может быть размещено в специальном герметическом отсеке контейнера, отделенном стенкой с
необходимым пределом огнестойкости или в отдельном блок-контейнере. Пуск
установки пожаротушения в работу должен осуществляться автоматически от извещателей.
4.9.
Комплексная автоматизированная система управления и контроля.
4.9.1. АСУ ГТЭС должна обеспечивать:
 автоматическое и дистанционное управление станцией; автоматическое регулирование заданных режимов работы станции;
 защиту систем ГТЭС при аварийных ситуациях;
 контроль параметров, сигнализацию отклонений от нормы и индикацию положения исполнительных органов;
 диагностику состояния систем и аппаратуры станции;
 автоматическую многократную синхронизацию, и мониторинг (контроль)
энергосистемы; и подключение генератора к действующей энергосистеме в
автоматическом и ручном режиме;
 мониторинг вибросостояния роторов;
 холодную прокрутку газовой турбины;
 режим горячего резерва;
 автоматическую проверку готовности газовой турбины к пуску;
 изменение загрузки генератора по активной и реактивной мощности;
 учет расхода топливного газа, времени наработки, числа пусков и остановов;
электроэнергии;
 передачу полной информации о работе ГТЭС;
 управление выключателями КРУ;
 управление вводными выключателями РУ-6 кВ, автоматами питания собственных нужд ГТЭС и работой системы гарантированного питания;
 полное управление всеми системами парового котла-утилизатора включающего: контрольно-измерительные приборы; автоматические системы защит, блокировок и сигнализаций; системы автоматического регулирования параметров
пара, паропроизводительности, непрерывной и периодической продувок, питания, температуры теплоносителя через подогреватель сетевой воды; систему
мониторинга выбросов.
 учет и архивирование работы оборудования ГТЭС;
 запись в базу данных технологического сервера котельного цеха параметров
накопленных приборами учета расходов электроэнергии, газа, холодной и горячей воды, пара (количество параметров точек учета уточнить при проектировании).
20
21
 должна быть обеспечена синхронизация времени технических средств АСУ
ГТУ и АСК выбросов по сети Ethernet по протоколу SNTP от системы единого
времени заказчика.
4.9.2. В целях унификации и обеспечения современного уровня развития комплекса программно-технических средств АСУ ГТЭС, а также обеспечения возможности проведения монтажных, пусконаладочных, эксплуатационных и ремонтных работ обученным персоналом, имеющим соответствующие сертификаты, применить следующее оборудование:
 микропроцессорные контроллеры типа SIMATIC S7-400 фирмы Siemens – для
управления всем оборудованием и технологическими процессами ГТЭС;
 программный пакет SIMATIC Step 7 этой же фирмы – для программирования
микропроцессорных контроллеров;
 программный пакет SCADA-пакета WinCC версии 7.0 SP3 и выше – для разработки прикладного программного обеспечения операторских станций на базе ПЭВМ.
4.9.3. Проектируемая система управления по функциональности работы оборудования может быть представлена в виде нескольких подсистем:
 - подсистема управления турбиной;
 - подсистема управления генератором;
 - подсистема управления паровым котлом утилизатором;
 - подсистема управления дожимной компрессорной установкой;
 - подсистема управления вспомогательным оборудованием, приводами и периферийными устройствами турбины, генератора, парового котлаутилизатора, ДКС.
4.9.4. Связь между контроллерами и ПЭВМ системы управления ГТЭС должна
быть выполнена по сети Ethernet с топологией "отказоустойчивое кольцо" на базе
промышленных коммутаторов фирмы Hirshmann и подключена к сети Ethernet котельного цеха. Должна быть обеспечена возможность передачи сигналов о работе
оборудования и технологических параметрах работы ГТЭС в вычислительную
сеть котельного цеха по ОРС-протоколу. Программное обеспечение ОРС-клиента
на ПЭВМ ГТЭС для передачи данных устанавливает Заказчик. Виды и количество передаваемых сигналов определяется на этапе пуско-наладочных работ.
4.9.5. Проектируемая АС должна предусмотреть организацию режима самодиагностики с выдачей сообщений о неисправных элементах.
4.9.6. Проектируемая система управления должна состоять из двух уровней
иерархии — верхнего и нижнего.
4.9.7. Нижний уровень системы включает в свой состав:
 датчики полевого уровня для сбора информации о работе оборудования и параметрах технологического процесса, а также накопления данных учета по
расходу электроэнергии, по производству электроэнергии, расходам газа, воды и пара;
 исполнительные механизмы управления основного (турбина, генератор, паровой котел - утилизатор, ДКС) и вспомогательного оборудования (приводы и
периферийные устройствами турбины, генератора, парового котлаутилизатора, ДКС). Управление исполнительными механизмами осуществля21
22
ется МПК. Исполнительные механизмы подключаются к МПК физическими
кабелями;
 все МПК для обработки данных и управления исполнительными механизмами, подключаемый к верхнему уровню по технологической сети ETHERNET
для ГТЭС.
4.9.8. Верхний уровень системы включает в свой состав:
 два сервера (основной и резервный) для сбора, обработки и хранения информации, АРМ машиниста ГТЭС и АРМ начальника смены котельного цеха для
управления оборудованием ГТЭС, инженерная станция для работы с программным обеспечением системы управления.
 принтер цветной лазерный для вывода копий электронных отчётов о работе
оборудования и технологических параметрах.
 формирование необходимых отчетов о работе оборудования ГТЭС.
 Степень централизации АСУ: Турбина, генератор, паровой котел - утилизатор, ДКС – централизованные и каждая выполнена на базе МПК (виды и количество уточняются на стадии проектирования), используемых для сбора и
передачи данных о работе оборудования и технологических параметрах на
АРМ машиниста энергоустановки ГТЭС и АРМ начальника смены котельного
цеха.
4.9.9. Система управления должна быть распределенной, одного производителя.
4.9.10. В комплект поставки должно быть включено все основное и вспомогательное оборудование для нормального и безаварийного ведения технологических
процессов, включая следующие основные разделы:
 оборудование для системы управления, состоящее из операторских консолей,
резервированных контроллеров и линий связи;
 системные шкафы
 резервированные источники питания электрические и пневматические;
 запасные части для системы управления (по одному наименованию каждого
модуля).
4.9.11. Фирма-поставщик системы АСУ несет ответственность и гарантии за работу поставляемого оборудования и системы в целом.
4.9.12. Система управления должна обеспечивать рациональное и оптимальное
управление технологическими процессами и выполняться на микропроцессорном
программно-техническом комплексе распределенного управления с сетевой
структурой на базе промышленных контроллеров и ПЭВМ.
4.9.13. Функции системы управления и требования к ней.
4.9.13.1. Система должна обеспечить ведение технологического режима в заданных регламентом параметрах. При этом предусматривается выполнение следующих функций:
4.9.13.2. Функция сбора информации для приема аналоговых и дискретных сигналов. Первичная обработка информации в контроллерах и нормализация, масштабирование, фильтрация, сглаживание, усреднение, анализ достоверности измеренных значений параметров.
22
23
 Цикл опроса аналоговых параметров должен быть не более 1,0 с.
 Цикл опроса дискретных параметров должен быть не более 0,2 с.
4.9.13.3. Функция информационного обслуживания оператора:
 отображение, регистрация и архивирование информации (100 % по аналоговым входам), приходящей с объекта;
 обработка сигнализаций по уставкам аналоговых и дискретных параметров в
реальном времени с возможностью квитации и архивацией на 90 суток, а также с возможностью вывода на печать (предусмотреть сортирование нарушений по приоритету и времени);
4.9.13.4. Функция автоматического регулирования:
 автоматическая стабилизация заданного технологического режима;
 реализация ПИ, ПИД – законов регулирования;
 программно-логическое управление.
 Время реакции системы на управляющее воздействие оператора (например,
переключение режима контура регулирования, переход из одного фрагмента
мнемосхемы в другой и. т. п.) не должно превышать 0,5 с.
 Время отображения системой факта завершения операции, соответствующей
нанесенному управляющему воздействию не должно превышать 0,5 с. с момента появления подтверждающего сигнала.
 Максимальное количество шагов (управляющих воздействий оператора) для
перехода из любой текущей функции системы к функции управления объектом (контуром регулирования, исполнительным механизмом) не должно превышать трех.
4.9.13.5. Функции дистанционного управления должны реализовывать управление положением исполнительных механизмов. Управление исполнительными механизмами должно осуществляться с клавиатуры операторских станций или отдельных органов управления пульта (для аварийных остановок).
4.9.13.6. Функции сигнализации должны реализовывать:
 Сигнализацию срабатывания схем защитных блокировок (аварийная сигнализация), сигнализация должна быть выделена соответствующим цветом, иметь
звук и квитирование;
 Сигнализацию выхода параметров за пределы заданных значений. Сигнализация должна быть выделена соответствующим цветом и должна сопровождаться текстовой информацией в виде строки подсказки или бегущего текста с
квитированием;
 Сигнализацию выхода параметров за пределы, установленные технологическим регламентом отклонений (предупредительная и предаварийная сигнализация). Сигнализация должна быть выделена соответствующим цветом, иметь
звук и квитирование. При срабатывании сигнализации система должна обеспечивать возможность перехода к соответствующей функции управления объектом не более чем за два шага (квитирование сигнализации в составе этих
шагов не учитывается). В системе должна обеспечиваться возможность программирования автоматического перехода в заданную функцию в необходимых случаях;
 Световую сигнализацию изменения состояния оборудования.
23
24
 Параметры сигнализации (цвет, частота мигания, тональность и громкость
звукового сигнала и. т. п.) разных видов должны различаться.
 Сигнализация должна обеспечиваться независимо от вида выполняемой системой функции в момент появления сигнализируемого события.
 Максимальная задержка от момента появления сигнализируемого события до
срабатывания сигнализации не должна превышать 0,5 с.
4.9.13.7. Система должна обеспечивать синхронизацию времени устройств и
функций с точностью не ниже 0,05 с., а также возможность автоматической корректировки системных часов от внешнего источника сигналов точного времени.
4.9.13.8. Система должна обеспечивать текущую запись истории процесса.
4.9.13.9. Формат записи истории процесса на встроенных накопителях должен
обеспечивать возможность их просмотра и печати на технических средствах системы. Средства просмотра истории процесса должны иметь функцию распечатки
экрана.
4.9.13.10. формирование необходимых отчетов о работе оборудования ГТЭС
4.9.13.11. В системе должна быть предусмотрена автоматическая печать документа «технико-экономические показатели работы агрегата» – отчетного документа, в котором фиксируются результаты работы за смену и сутки с нарастающим итогом с начала месяца.
4.9.13.12. Диагностические функции должны выполняться непрерывно и включать в себя:
 диагностика отказов микропроцессорных контроллеров;
 диагностика отказов операторских станций;
 диагностика отказов источников питания;
 диагностика отказов датчиков;
4.9.13.13. При обнаружении неисправностей должна быть световая и звуковая
сигнализация, и регистрация отказов.
4.9.14. Организация сети проектируемой АСУ.
4.9.14.1. Локальную вычислительную сеть Ethernet ГТЭС выполнить на базе промышленных коммутаторов фирмы Hirshmann с топологией "отказоустойчивое
кольцо".
4.9.14.2. Предусмотреть установку в котельном цехе коммутатора типа CISCO
2960. Коммутатор подключить к вычислительной сети Ethernet котельного цеха.
К коммутатору подключить локальную вычислительную сеть ГТЭС. Предусмотреть возможность подключения к коммутатору других объектов котельного цеха.
4.9.14.3. Предусмотреть установку на главном щите управления котельного цеха
ПЭВМ АРМ начальника смены. АРМ подключить к локальной вычислительной
сети ГТЭС.
4.9.14.4. Организованная сеть должна обеспечить передачу на АРМ начальника
смены котельного цеха информации о работе всего оборудования ГТЭС. Перечень передаваемой информации уточняется при рабочем проектировании.
4.9.15. Характеристика условий работы системы управления:
4.9.15.1. Режим работы - 365 дней в году, 24 часа в сутки.
24
25
4.9.15.2. Напряжение питания, В:
 первичные датчики (DC) 24;
 система нижнего и верхнего уровня (AC) 230±20%.
4.9.15.3. Температура эксплуатации, °С :
 первичные датчики -25 …. +50;
 система нижнего уровня и активное сетевое оборудование 0 …. +40;
 система верхнего уровня +18 …. +25.
4.9.15.4. Исполнение IР:
 первичные датчики не ниже 65;
 система нижнего уровня и активное сетевое оборудование не ниже 54;
 система верхнего уровня не ниже 20.
4.9.15.5. Относительная влажность, %;
 первичные датчики 98;
 система нижнего и верхнего уровня 60.
4.9.15.6. Запыленность, мг/м3:
 первичные датчики 150;
 система нижнего и верхнего уровня 50.
4.9.16. Требования к эргономике и технической эстетике.
4.9.16.1. Для организации рабочего места машиниста энергоустановки ГТЭС:
 предусмотреть специальный пульт управления с возможностью встраивания
двух ПЭВМ, четырёх мониторов, манипуляторов управления в промышленном исполнении, принтера и свободным пространством для ведения оперативной документации;
 предусмотреть основное управление ГТЭС, выполненное на базе ПЭВМ,
при помощи клавиатуры и манипулятора «мышь». Клавиатура должна
иметь латинскую и кириллическую символику.
 кнопки аварийного останова ГТЭС; расположить в непосредственной близости от рабочего места;
 предусмотреть установку для каждой ПЭВМ жидкокристаллических мониторов с диагональю экрана не менее 24”;
 для вывода звуковых сообщений о нарушениях технологического режима
предусмотреть для каждой ПЭВМ акустическую систему;
 предусмотреть расположение графических панелей машиниста энергоустановки в отдельном шкафу, в месте, удобном для доступа и обслуживания
(уточняется при проектировании).
4.9.16.2. Для организации рабочего места начальника смены котельного цеха:
 предусмотреть управление ГТЭС, выполненное на базе ПЭВМ, при помощи
клавиатуры и манипулятора «мышь». Клавиатура должна иметь латинскую
и кириллическую символику.
 предусмотреть для ПЭВМ жидкокристаллический монитор с диагональю
экрана не менее 24”.
 для вывода звуковых сообщений о нарушениях технологического режима
предусмотреть для ПЭВМ акустическую систему.
25
26
 для отображения технологической мнемосхемы работы ГТЭС предусмотреть установку жидкокристаллической панели с диагональю не менее 100”.
4.9.16.3. Для обслуживания системы управления, предусмотреть программатор с
полным пакетом необходимого программного обеспечения для работы с микропроцессорными контроллерами и графическими панелями.
4.9.16.4. Оборудование АСУ расположить в шкафах. Исполнение шкафов по пылевлагозащищённости должно быть не ниже IP54. Двери шкафов для размещения
оборудования системы управления должны герметично закрываться на замки или
запоры и открываться специальным ключом.
4.9.17. Степень приспособляемости системы к отклонениям.
При появлении возмущающих воздействий система должна автоматически
приводить фактические значения параметров управления к заданным. При невозможности достижения заданных параметров за контрольное время система формирует оптические, акустические и текстовые (уточняется на стадии проектирования) сообщения об отклонениях от регламентных значений.
4.9.18. Функции системы контроля управления и защиты.
4.9.18.1. Система регулирования и защиты должна выполнять следующие функции контроля и управления:
 контроль технологических параметров, их сбор и представление полученной информации о состоянии технологического объекта оперативнотехнологическому персоналу;
 автоматическое регулирование – стабилизация отдельных (локальных) технологических параметров и технологически связанных групп параметров
(каскадные схемы регулирования), обеспечивающих устойчивость протекания технологического процесса и реализацию функций управления по стабилизации основных параметров;
 дистанционное управление – управление регулирующей, отсечной арматурой и технологическим оборудованием;
 сигнализация состояния объекта - отклонение технологических параметров
за заданные пределы, состояние отсечной арматуры, технологического оборудования;
 защита объекта – противоаварийная защита и блокировка;
 контроль срабатывания сигнализации, блокировки, состояния оборудования, контроль оперативных событий, их запись и хранение в магнитных носителях памяти.
 запись, накопление и хранение измеряемых значений технологических параметров на серверах системы управления в реальном режиме времени с
последующим представлением записанных значений по вызову в виде исторических трендов;
 документирование информации по контролю режимных параметров, по
контролю технологических и оперативных событий – хранение необходи-
26
27
мых данных на серверах системы управления, печать технологических документов заданной формы, с заданной периодичностью и по вызову;
 Режим работы объекта автоматизации – непрерывный, круглосуточный.
4.9.18.2. Система управления и все устройства, предназначенные для защиты газотурбинной установки, турбогенератора, парового котла-утилизатора за пределами допустимых параметров, должны быть подробно описаны и иллюстрированы рисунками, эскизами и схемами.
4.9.18.3. Управляющие регуляторы должны автоматически регулировать подачу
топлива в газотурбинную установку. Должен быть предусмотрен механизм дистанционного регулирования скорости набора или сброса нагрузки ГТУ, парового
котла-утилизатора.
4.9.18.4. Система подачи газообразного топлива в камеры сгорания ГТУ, должна
быть снабжена отсечными газовыми клапанами, обеспечивающими по командам
от системы автоматизированного управления ГТЭС включения и выключения подачи газа от питающих трубопроводов. Должна быть обеспечена надлежащая
плотность этих клапанов и предусмотрены автоматические устройства контроля
их герметичности.
4.9.19. Функции системы вибродиагностики, контроля и мониторинга.
4.9.19.1. Система является стационарной системой непрерывного действия и
предназначена для защиты и диагностики ГТУ по параметрам вибрации подшипниковых опор, вибрации роторов, тепловым расширениям роторов и корпуса турбины, осевому сдвигу и искривлению вала.
4.9.19.2. Основные функции.
 Измерение в режиме реального времени основных параметров вибрации
опор турбогенератора.
 Измерение в режиме реального времени основных механических величин.
 Тахометрирование.
 Измерение в режиме реального времени основных тепломеханических параметров техпроцесса (температур, давлений, расходов).
 Вычисление в режиме реального времени спектральных характеристик
вышеуказанных параметров с высоким разрешением по частоте.
 Организация предупредительной, аварийной сигнализации и защиты турбогенератора по совокупности различных критериев измерения вышеуказанных параметров.
 Создание и ведение архива вышеуказанных параметров.
 Отображение в режиме реального времени значений вышеуказанных параметров и их спектральных составляющих в виде гистограмм, трендов.
 Оперативный и ретроспективный анализ возникновения и развития дефектов турбогенератора.
4.9.20. Требования к надежности системы управления:
4.9.20.1. система должна быть восстанавливаемой и обслуживаемой, рассчитанной на длительный круглосуточный режим работы, в условиях высокой темпера27
28
туры воздуха в производственных помещениях, доходящей в летний период до
+50 ºС;
4.9.20.2. наработка на отказ системы в целом должна быть не менее 15 000 часов;
4.9.20.3. требования надежности к программному обеспечению: сохранение максимального количества выполняемых функций при отказе технических средств;
4.9.20.4. наработка на отказ контроллеров не менее – 100 000 часов (не ниже 0,99
за 1 000 часов).
4.9.20.5. система должна эксплуатироваться не менее 15 лет (гарантированная
поставка запчастей, инжиниринг).
4.9.20.6. Среднее время восстановления работоспособности:
 управляющей сети ETHERNET – не более 500 мс;
 микропроцессорных контроллеров – 60 мин;
 ПЭВМ машиниста ГТЭС и начальника смены котельного цеха – 60 мин;
 контрольно-измерительных приборов и датчиков – 60 мин.
4.9.20.7. Для устойчивой и надёжной работы проектируемая АСУ должна быть
обеспечена лицензионными продуктами программного обеспечения.
4.9.20.8. предусмотреть возможность эволюционной замены действующих микропроцессорных средств в процессе эксплуатации.
4.9.20.9. замена неисправного оборудования должна производиться в работающей
системе при сохранении непрерывности технологического процесса и при выполнении всех функций и задач в достаточной для безопасного ведения технологического процесса объеме.
4.9.20.10. в системе должны быть средства разграничения доступа к данным и к
функциям.
4.9.20.11. поставщик системы может предложить функции направленные на
улучшение различных технических характеристик и улучшение работы установки.
4.9.20.12. к вышеуказанным требованиям включаются дополнительные требования, которые могут быть предложены Поставщиком системы, направленные на
улучшение различных технических характеристик системы и работы технологических установок.
4.9.21. Требования по сохранности информации при авариях.
Система автоматического управления должна обеспечивать непрерывный
сбор, обработку и архивацию поступающей информации о работе оборудования и
значениях технологических параметров ГТЭС (в рабочем, предаварийном и аварийном режимах работы оборудования, в том числе при потере питания) на
ПЭВМ машиниста энергоустановки ГТЭС и отдельно выделенном технологическом сервере котельного цеха и представление оперативной и архивной информации в виде мнемосхем, графиков и текстовых документов с фиксацией времени
формирования сигнала и с возможностью вывода архивных данных на печатающее устройство. В случае потери связи между ПЭВМ машиниста энергоустановки
ГТЭС и сервером котельного цеха предусмотреть возможность автоматической
записи информации на сервер при восстановлении связи.
4.9.22. Требования к режимам управления ГТЭС.
28
29
4.9.22.1. Управление ГТЭС должно производиться с рабочего места машиниста
энергоустановки или с рабочего места начальника смены котельного цеха (с помощью средств передачи управления ГТЭС).
4.9.22.2. Проектируемой системой управления должны быть реализованы следующие режимы управления:

автоматический режим управления;

ремонтный режим управления.
4.9.22.3. Автоматический режим с АРМ машиниста энергоустановки и АРМ
начальника смены котельного цеха должен обеспечивать управление всеми подсистемами основного и вспомогательного оборудования, приводами и периферийными устройствами ГТУ, парового котла-утилизатора, ДКС.
4.9.22.4. Ремонтный режим управления с АРМ машиниста энергоустановки и
АРМ начальника смены котельного цеха должен обеспечить управление каждой
подсистемой ГТЭС по отдельности, где необходимо выполнения запуска оборудования с целью проведения диагностических и ремонтно-наладочных работ
(уточняется при проектировании).
4.9.23. Требования к системе визуализации.
Система визуализации должна отображать, световую цветоизменяемую
символьную индикацию состояния оборудования, световую транспарантную
индикацию режимов работы и текстовые (буквенно-цифровые) сообщения значений параметров управления и технологических параметров ГТЭС, а также
должна быть реализована возможность выбора видовых экранов в зависимости
от вида подсистемы, находящейся в работе, с отображением её оборудования и
параметров. Вся текстовая информация должна быть представлена на русском
языке. Количество видовых экранов, их содержание и вид отображения уточняется на стадии проектирования системы визуализации.
4.9.24. Технические требования к ПЭВМ:
 исполнение – промышленное, безвентиляторное;
 объём оперативной памяти – 4 Гбайт;
 объём “жёсткого диска” - 1 Тбайт;
 мониторы - ЖК разрешающая способность не ниже 1920х1080, размер
экрана - 24" в промышленном исполнении;
 манипулятор типа “мышь” в промышленном исполнении;
 звуковая система с колонками;
4.9.24.1. Технические требования к ПЭВМ уточнить в процессе рабочего проектирования.
4.9.24.2. ЖК-панель с разрешающей способностью не ниже 1920х1080, размер
экрана не менее 100".
4.9.25. Требования к информационному обеспечению.
4.9.25.1. АРМ машиниста энергоустановки должен вести исторические архивы по
выбранным параметрам:
 мгновенных значений с периодом записи 1 секунда и временем хранения не
менее 7 суток;
 среднеминутных значений временем хранения не менее 3 месяца;
29
30
 аварийный архив, в который записываются все данные о нарушениях регламентных и аварийных границ, срабатывании защиты и сигнализации и
времени квитирования машинистом энергоустановки с временем хранения
не менее 30 суток.
4.9.25.2. Долговременное хранение информации о работе ГТЭС должно быть организовано на сервере котельного цеха. Перечень параметров, период записи данных и время хранения определяется при рабочем проектировании системы управления.
4.9.25.3. Должна быть обеспечена синхронизация времени в системе от центрального маршрутизатора объединения.
4.9.26. Требования к программному обеспечению системы.
4.9.26.1. Время перезапуска (перезагрузки) прикладного программного обеспечения на устройствах системы после сбоев или при кратковременном исчезновении
напряжения питания не должно превышать 5 мин., включая время на восстановление операционной среды устройств. При этом должна обеспечиваться сохранность структурных и настроечных данных, как прикладного программного обеспечения, так и операционной среды. Должна обеспечиваться возможность автоматического перезапуска по заданному событию, критерию.
4.9.26.2. Прикладное программное обеспечение операторских станций и контроллеров должно обеспечивать выполнение всех функций АСУ и иметь полное описание на русском языке.
4.9.26.3. Прикладное программное обеспечение контроллеров должно обладать
полнотой, простотой и удобством использования имеющихся инструментов, возможностью их применения персоналом, не являющимися программистами.
4.9.26.4. Прикладное программное обеспечение контроллеров должно:
 содержать библиотеки программных модулей (модули математических
функций, первичной обработки информации, программно-логических операций, регулирования по ПИ, ПИД законам, модули алгоритмов, модули
самонастройки регуляторов);
 быть унифицированным на уровне структуры, методов генерации алгоритмических и программных модулей и открытым;
4.9.26.5. Прикладное программное обеспечение операторских станций должно:
 содержать графический редактор и библиотеку графических символов для
создания фрагментов мнемосхем;
 обеспечивать сбор информации с контроллеров, отображение информации,
обработку и накопление информации о технологическом процессе на больших временных интервалах, расчет ТЭП, документирование и отображение
информации в цветовом графическом виде, вычисление значений, измеряемых параметров на основе косвенных измерений;
 обеспечивать управление калибровкой датчика, диагностику неисправности датчика.
4.9.26.6. Язык (буквенные символы) отображения информации и регистрации отчетов и рапортов – русский.
30
31
4.9.26.7. Прикладное программное обеспечение серверов ГТЭС должно обеспечивать параллельную работу двух серверов с автоматической синхронизацией данных в исторических архивах.
4.9.26.8. Должен быть разработан и предоставлен алгоритм (в текстовом или графическом виде) и программное обеспечение для контроллеров на языке программирования Step 7 с комментариями на русском языке.
4.9.26.9. Должна быть предоставлена символьная таблица (описание переменных
контроллера с указанием адресов, типов, диапазонов шкал) с комментариями на
русском языке.
4.9.26.10. Программное обеспечение системы должно обеспечивать контроль за
работой ПЭВМ, контроллеров, сетевого оборудования.
4.9.26.11. Программное обеспечение должно быть окончательно отлажено и поставлено на DVD-дисках.
4.9.27. Требования к стандартизации и метрологическому обеспечению
4.9.27.1. Система управления должна быть построена на серийно выпускаемых
технических средствах и использовать программное обеспечение и оборудование,
предназначенное для контроля, управления и противоаварийной защиты непрерывных технологических процессов и содержащее все необходимые для этих целей типовые и стандартные функции, методы решения подобных задач, а также
унифицированной с применяемой в котельном цехе.
4.9.27.2. Все аналоговые входные и выходные сигналы микропроцессорных контроллеров (МПК) должны быть унифицированы 4-20 мА. Все дискретные входные и выходные сигналы МПК должны быть унифицированы с питанием 24 В
DC.
4.9.27.3. Микропроцессорная система автоматического управления и ПАЗ, газоанализаторы на токсичные и взрывоопасные вещества, регулирующая запорная
арматура (клапаны и другие), а также электрические устройства во взрывозащищенном исполнении, размещаемые внутри взрывоопасных зон и КИПиА во взрывозащищенном исполнении должны иметь разрешение Госпромнадзора Республики Беларусь на право использования во взрывопожароопасных производствах.
4.9.27.4. Требования к выбору типа СИ: при выборе средств измерений (СИ), с
целью унификации оборудования предпочтение необходимо отдать типам СИ уже
применяемым в ОАО «Беларуськалий».
4.9.28. Требования к выбору типа СИ:
4.9.28.1. При выборе средств измерений (СИ), с целью унификации оборудования
предпочтение необходимо отдать типам СИ уже применяемым в ОАО «Беларуськалий».
4.9.29. Требования к сертификации:
4.9.29.1. Все СИ должны быть внесены в Реестр СИ РБ.
4.9.29.2. При отсутствии СИ в Реестре СИ РБ поставщик обязан провести соответствующие процедуры по сертификации:
4.9.29.3. для партии однотипных приборов (3 шт. и больше) – обязательное внесение в Реестр СИ РБ;
31
32
4.9.29.4. для единичных экземпляров – по согласованию с метрологической службой ОАО «Беларуськалий» и с разрешения Госстандарта РБ, возможно проведение метрологической аттестации в органах Госстандарта РБ.
4.9.29.5. И только при отсутствии аналогов уже внесенных в Реестр СИ РБ, для
СИ, применяемых вне сферы законодательной метрологии, по согласованию с
метрологической службой ОАО «Беларуськалий» допускается поставка без проведения процедур по сертификации.
4.9.30. Требования к документации:
4.9.30.1. Все СИ должны иметь заводские номера;
4.9.30.2. Все измерения должны проводиться в единицах, допущенных к применению в РБ;
4.9.30.3. Вся документация должна быть представлена на русском языке на бумаге и в электронном виде:
4.9.30.4. На каждую единицу CИ:
 паспорт;
 инструкция по эксплуатации;
4.9.30.5. На партию приборов:
 на внесенные в Реестр СИ РБ: сертификат типа СИ Госстандарта РБ и описание типа СИ (на СИ, сертифицированные по процедуре метрологической
аттестации: свидетельство о метрологической аттестации, выданное органом Госстандарта РБ);
 методика поверки (калибровки);
 документация по ремонту и обслуживанию.
4.9.31. Требования к метрологическому контролю:
4.9.31.1. На каждое средство измерений должно быть свидетельство о первичной
поверке (калибровке), выданное лабораторией, аккредитованной в РБ (или признаваемое в соответствии с решением Госстандарта РБ).
4.9.31.2. Допускается поставлять сертификат о метрологическом контроле, пройденном на заводе изготовителе только при выполнении всех нижеприведенных
условий:
 СИ применяются вне сферы законодательной метрологии;
 СИ включены в комплексную поставку, и их невозможно демонтировать
для прохождения метрологического контроля;
 получено согласование с метрологической службой ОАО «Беларуськалий»;
 поставщик в контракте берет на себя полную ответственность за правильную работу и гарантирует достоверные измерения в период гарантийного
срока, но не менее 12 месяцев после пуска оборудования в эксплуатацию.
4.9.32. Требования к Поставщику:
4.9.32.1. До поставки оборудования поставщик направляет полный перечень всех
средств измерений на русском языке в соответствии с приложением 5.
4.9.32.2. Для отнесения средств измерений к сфере законодательной метрологии
поставщик должен указать, какие средства измерений отвечают за безопасность.
32
33
Если конструкция турбины предусматривает систему защиты и выход из строя
средства измерений не приведет к аварийной ситуации производитель должен в
письменном виде подтвердить свою ответственность за безопасность и указать
предлагаемый интервал метрологического контроля.
4.9.32.3. Предусмотреть возможность совпадения интервалов метрологического
контроля средств измерений, для которых необходимы остановка работы или разборка оборудования, с интервалами проведения соответствующих плановых регламентных работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования.
4.9.32.4. На средства измерений, у которых рекомендуемый интервал метрологического контроля более интервала технического обслуживания, при котором возможен монтаж-демонтаж этих средств измерений (требуется остановка или разборка оборудования), поставщик обязан предложить способы метрологического
контроля без демонтажа, а для сферы законодательной метрологии согласовать
эти способы с Госстандартом РБ.
4.9.32.5. На территории РБ должен быть сервисный центр по ремонту и обслуживанию, а так же поверочная лаборатория.
4.9.32.6. По отдельному требованию поставщик должен быть готов поставить необходимые эталоны для проведения метрологического контроля.
4.9.32.7. Поставщик должен поставить эксплуатационную документацию на русском языке на средства измерений в объеме соответствующему ГОСТ 2.601-95.
ЕСКД. «Эксплуатационные документы».
4.9.32.8. Поставщик должен рассмотреть возможность при проведении плановых
регламентных работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования,
так же и проведение комплексного метрологического контроля средств измерений.
4.9.33. Требования к защите от влияния внешних воздействий.
4.9.33.1. Для исключения искажения (потери) данных, показаний приборов все
кабели связи от первичных датчиков до микропроцессорного контроллера выполнить экранированным кабелями типа «витая пара в экране».
4.9.33.2. Для электрического соединения элементов ГТЭС применять специальные кабели, предотвращающие перегрев, токовые утечки, помехи и генерирование помех. Для этого следует использовать специальные кабели.
4.9.33.3. Силовые кабели, кабели управления и связи должны предохраняться от
воздействия электромагнитных помех и механических воздействий.
4.9.33.4. В комплект поставки должны входить кабельные сальниковые уплотнения, обеспечивающие необходимую герметичность и электромагнитную совместимость.
4.9.34. Требования к электропитанию.
4.9.34.1. Электропитание системы управления выполнить от двух линий электроснабжения с применением источников бесперебойного электропитания с гарантированным временем поддержания электропитания и работоспособности АСУ в
течение не менее 60 минут при полном снятии напряжения с линий электроснаб33
34
жения (количество источников бесперебойного электропитания уточняется на
стадии проектирования).
4.9.34.2. Выполнить защитное заземление средств вычислительной техники и активного сетевого оборудования.
4.10. Требования к безопасности и охране окружающей среды.
4.10.1. Оборудование в контейнере энергоблока должно соответствовать требованиям и производствам категории «В» СНиП 11-90-81.
4.10.2. Оборудование в помещении энергоблока электростанции должно соответствовать требованиям к производствам категории «В» и «Правилам устройства
электроустановок» (ПУЭ) для взрывобезопасных помещений, при этом класс зоны – П-1.
4.10.3. Электростанция должна быть оборудована системой автоматического контроля загазованности.
4.10.4. В системе управления пуском предусмотреть период автоматического вентилирования всего газо-воздушного тракта ГТУ с длительностью, достаточной
для удаления утроенного объема воздуха, после чего может быть проведено зажигание топливной смеси.
4.10.5. Система регулирования подачи топлива ГТУ должна содержать стопорный
клапан, открывающийся лишь при достижении условий зажигания и закрывающийся при всех видах останова.
4.10.6. Содержание NOх в отработанных сухих газах после ПКУ не должен превышать 50 мг/м ³ при О2 15%. Концентрация загрязняющих веществ на границе
санитарно-защитной зоны не должна превышать установленных нормативов (с
учетом всех источников выбросов 3 РУ в соответствии с действующим проектом
нормативов ДВ) и с учетом комбинированного действия смесей загрязняющих
веществ, обладающих эффектом суммации и эффектом неполной суммации;
4.10.7. Уровни шума при работе оборудования ГТЭС не должны превышать 80
дБА в местах, где будет находиться обслуживающий персонал, а также за пределами контейнеров и обособленных шумоизолированных помещений (на расстоянии 1 м и высоте 1,5 м от источника шума), на пульте управления – не более 65
дБА.
4.10.8. Конструкция ГТЭС, компоновка оборудования и трубопроводов должны
обеспечивать условия работы обслуживающего персонала в соответствии с действующими нормами безопасности.
4.10.9. Уровни вибрации на рабочих местах - не более 92 дБ (ГОСТ 12.1.012-90).
4.10.10.
Для удобства обслуживания электростанции и защиты обслуживающего персонала должны быть предусмотрены (в соответствующих местах) нескользкие площадки обслуживания, стационарные лестницы и ограждения. Площадки обслуживания и лестницы должны быть выполнены в соответствии с
ГОСТ 24258-88.
4.10.11.
Общая освещенность оборудования, размещенного в модулях и помещениях ГТЭС, должна соответствовать нормам EU с учетом проведения ремонтных работ. Предусмотреть аварийное освещение.
34
35
4.10.12.
Температура горячих поверхностей на маршрутах периодических
осмотров не должна превышать +45 °С при температуре атмосферного воздуха
+25°С.
4.10.13.
Вращающиеся части ГТЭС должны быть закрыты сплошными или
сетчатыми кожухами.
4.10.14.
Конструкция ГТЭС и система автоматизированного управления
должны обеспечивать нормальную работу установки без постоянного присутствия оперативного персонала.
4.11. Электроснабжение
4.11.1. Электроснабжение проектируемых дожимного компрессора напряжением
6кВ и воздушных компрессоров напряжением 0,4кВ, вспомогательных механизмов напряжением 0,4кВ газотурбинной установки котла-утилизатора предусмотреть от шин 6кВ и 0,4кВ проектируемой подстанции.
4.11.2. Проектом предусмотреть:
 строительство пристроенного к главному корпусу ГТУ распределительного
устройства 6кВ с трансформаторной подстанцией 6/0,4-0,23кВ для подключения проектируемых потребителей 6кВ и 0,4кВ собственных нужд и потребителей существующей котельной и мазутонасосной;
 демонтаж существующего распределительного устройства 6кВ РП-10 котельной и переключение на новое РП-6кВ потребителей подключенных к
РП-10;
 строительство резервной кабельной линии 6кВ от проектируемой распределительного устройства 6кВ до существующего устройства 6кВ ТП-3 вентиляторной главного проветривания;
 строительство кабельных линий связи 6кВ от проектируемого распределительного устройства 6кВ до I и II секции шин 6кВ ГПП-3СКК;
 реконструкцию существующих ячеек 6кВ с заменой существующих выключателей и релейно-контактных защит на вакуумные выключатели и микропроцессорные защиты Micom на I и II секции шин 6кВ ГПП-3СКК (ячейки
№616 и №635) и ТП-3 вентиляторной главного проветривания (ячейки
№6,7,9,14,19);
 частичная реконструкция существующих питающих и распределительных
сетей 380/220В и электроосвещения котельной;
 делительную защиту и автоматику выполнить на базе терминала Micom
142, подключенного по цепям тока на ТТ на выходах генератора, а по цепям
напряжения –к ТН 6кВ генератора.
4.11.3. Для повышения качества электроэнергии в проектируемых установках
предусматривается:
 установка устройств компенсации реактивной мощности на напряжении
6кВ – отключаемых после запуска генератора;
 применение промышленных стабилизаторов напряжения для питания цепей
управления, связи и автоматики;
35
36
 пускозащитная аппаратура для вспомогательных механизмов газотурбинной установки, дожимающих компрессоров, воздушных компрессоров и
котла-утилизатора установлена в шкафах управления, поставляемых комплектно с установками;
 магистральные и распределительные сети выполняются кабелями марок:
ВВГзнг, ВБбШнг, АВВГзнг;
 прокладка кабелей на кабельных конструкциях открыто и в кабельных каналах, в трубах, по существующим и проектируемым технологическим и
кабельным эстакадам;
 источником электроэнергии для подключения электроосвещения является
проектируемая ТП-6/0,4-0,23 кВ;
 проектирование следующих видов освещения: рабочее, аварийное (эвакуационное и освещение безопасности), ремонтное;
 освещение производственных помещений выполнить светильниками с
энергосберегающими лампами;
 в качестве групповых щитков использовать щитки ЯОУ распределительные
пункты типа ПР-11. Управление освещением предусмотреть выключателями, устанавливаемыми у входов и выключателями щитков освещения;
 система заземления типа TN-C-S.
4.11.4. Требования к РУ-6кВ.
4.11.4.1. РУ-6кВ выполняется 2-х секционным на базе современных ячеек КРУЭ
с вакуумными выключателями и элегазовой изоляцией. На каждой секции КРУ
необходима установка ячеек с измерительными трансформаторами напряжения и
заземлением сборных шин.
4.11.4.2. Все ячейки РУ-6кВ должны оснащаться:
 счетчиками активной и реактивной энергии типа А1700, а на вводных и
генераторных ячейках – А-1802 с ТТ класса 0,2S;
 терминалами микропроцессорных защит: вводные и генераторные ячейки –
Micom 143, отходящие - Micom 127, цепи напряжения - Micom 922;
 оперативные цепи – 220В постоянного тока;
 одним включающим соленоидом и двумя отключающими;
 индикаторами наличия напряжения с возможностью выполнения блокировки;
 двумя заземлителями: до выключателя и на отходящий кабель;
 адаптерами с наконечниками для подключения силовых кабелей 6кВ;
4.11.4.3. В состав РУ входят трансформаторы собственных нужд и шкаф оперативного тока на 220В с АКБ и АВР по питающему напряжению;
4.11.4.4. Счетчики для учета электроэнергии должны быть типа А1800, А1700,
А1140 подключены к АСКУЭ ОАО "Беларуськалий", выполненной на базе программно-технического комплекса «АльфаЦЕНТР" по сети Ethernet. Для подключения счетчиков к сети Ethernet применить преобразователи интерфейса Moxa
NPort IA5150I.
4.11.4.5.
36
37
4.12. Эксплуатация, техническое обслуживание и ремонт ГТЭС.
4.12.1. ГТЭС и вспомогательное оборудование должны соответствовать климатическому исполнению для установки в здании и категории размещения 1 по ГОСТ
15150-69.
4.12.2. Температурный диапазон эксплуатации от +5оС до +50оС.
4.12.3. Системы вентиляции, кондиционирования, отопления и освещения должны обеспечивать комфортные условия для обслуживающего персонала, согласно
Санитарных норм и правил.
4.12.4. Система автоматизированного управления ГТЭС должна обеспечивать:
4.12.4.1. автоматическое и дистанционное управление станцией; автоматическое
регулирование заданных режимов работы станции;
4.12.4.2. защиту систем ГТЭС при аварийных ситуациях;
4.12.4.3. контроль параметров, сигнализацию отклонений от нормы и индикацию
положения исполнительных органов;
4.12.4.4. диагностику состояния систем и аппаратуры станции;
4.12.4.5. топливоподачу;
4.12.4.6. автоматическую многократную синхронизацию, ресинхронизацию и мониторинг (контроль) энергосистемы; и подключение генератора к действующей
энергосистеме в автоматическом и ручном режиме;
4.12.4.7. мониторинг вибросостояния роторов;
4.12.4.8. холодную прокрутку газовой турбины;
4.12.4.9. режим горячего резерва;
4.12.4.10. автоматическую проверку готовности газовой турбины к пуску;
4.12.4.11. изменение загрузки генератора по активной и реактивной мощности;
4.12.4.12. учет расхода топливного газа, времени наработки, числа пусков и
остановов; электроэнергии;
4.12.4.13. передачу полной информации о работе ГТЭС;
4.12.4.14. управление выключателями КРУ;
4.12.4.15. управление вводными выключателями РУ-6 кВ, автоматами питания
собственных нужд ГТЭС и работой системы гарантированного питания;
4.12.4.16. учет и архивирование работы оборудования ГТЭС.
4.12.5. Должно быть обеспечено изготовление запасных частей по отдельным заказам в течение всего срока службы ГТЭС в объемах и в сроки, согласованные
между заказчиком и поставщиком.
4.12.6. Для удаления загрязнений в проточной части компрессоров двигателей с
целью восстановления параметров должна быть предусмотрена передвижная
промывочная установка.
4.12.7. Капитальный ремонт газотурбинных установок должен осуществляться на
предприятии-изготовителе или специализированном предприятии, приспособленном для проведения ремонта.
37
38
4.13. Требования к маркировке и упаковке.
4.13.1. Маркировка должна быть нанесена на таблички, прикрепленные к корпусам всех блоков, входящих в состав ГТЭС, изготовленных в соответствии с требованиями стандартов.
4.13.2. Детали и сборочные единицы, являющиеся запчастями, должны снабжаться биркой с указанием позиции, соответствующей чертежу.
4.13.3. Маркировка транспортных контейнеров (ящиков) должна наноситься на
одной из боковых стенок ящика водостойкой краской через трафарет и соответствовать ГОСТу 14192.
4.13.4. На грузах, не упакованных в транспортную тару, маркировка должна наноситься на самом грузе в наиболее удобных, хорошо просматриваемых местах.
4.13.5. Оборудование ГТЭС должно поставляться на монтажную площадку станции в виде транспортных контейнеров (транспортных ящиков), имеющих заводскую пломбу.
4.13.6. Упаковка блоков ГТЭС должна соответствовать требованиям ГОСТ 9.001.
В каждый транспортный контейнер (ящик) должен быть вложен упаковочный
лист.
4.14. Требования к транспортировке и хранению.
4.14.1. Составные части ГТЭС должны быть приспособлены к транспортированию автомобильным, железнодорожным и водным видами транспорта.
4.14.2. Конструкция ГТЭС должна обеспечивать ее транспортировку в виде отдельных блоков, имеющих заводскую пломбу.
4.14.3. ЗИП к изделию должны консервироваться и поставляться в упаковке для
хранения без переконсервации по ГОСТ 15150.
4.14.4. Отсоединенные части ГТЭС, комплект обвязки, запасные части, приборы,
специнструмент и приспособления должны упаковываться в тару в соответствии с
требованиями ГОСТ 10198.
5. Требования к исполнителю и гарантии.
5.1. Поставщик должен иметь сертификат системы менеджмента качества
(СМК) в соответствие с требованиями стандарта ISO 9001:2008.
5.2. Поставщик обязан гарантировать соответствие ГТЭС требованиям нормативной документации при соблюдении заказчиком условий эксплуатации, транспортирования и хранения, установленных техническими условиями и эксплуатационной документацией.
5.3. Все оборудование должно быть вновь изготовленным (не восстановленным)
не эксплуатировавшимся в коммерческих целях, и сертифицировано в соответствии ISO 3977.
5.4. Гарантийный срок должен составлять не менее 24 месяцев со дня ввода
ГТЭС в эксплуатацию.
5.5. Поставщик должен иметь сервисный центр на территории Республики Беларусь или обеспечивать устранение выявленных дефектов в гарантийный и по38
39
слегарантийный период эксплуатации – в течение 10 дней с момента получения
сообщения или запроса от заказчика.
5.6. Поставщик должен гарантировать:
5.7. безвозмездное устранение отказов и неисправностей, а также замену деталей и комплектующих изделий, вышедших из строя в течение гарантийного срока
за свой счет, при условии соблюдения заказчиком требований по эксплуатации;
5.8. что капитальный ремонт газотурбинной установки будет осуществляться на
предприятии-изготовителе или специализированном предприятии, приспособленном для проведения ремонта;
5.9. выполнение шеф-монтажных и шеф-наладочных работ на поставляемом
оборудовании;
5.10. проведение курса обучения работников заказчика по обслуживанию и ремонту поставляемого оборудования с оформлением соответствующих документов.
5.11. Гарантийные сроки на комплектующие изделия устанавливаются в соответствии с ТУ на их поставку и не должны быть меньше гарантийного срока эксплуатации ГТЭС.
5.12. Все элементы, подлежащие плановой замене при техническом обслуживании поставляемого оборудования, в течение гарантийного периода, должны входить в комплект поставки.
5.13. В течение назначенного срока эксплуатации и до списания предприятиеизготовитель обеспечивает сервисное обслуживание и ремонт ГТЭС по договору
с заказчиком и за его счет, исключая гарантийный срок.
5.14. Договорами, заключенными между заказчиком и исполнителем, исполнителем и субподрядчиками должны предусматриваться штрафные санкции за несвоевременное и неполное исполнение обязательств, недопоставку оборудования, материалов, срыв сроков предоставления документации, проектирования, сертификации.
Главный энергетик
В.Г. Мигаленя
Главный инженер 3РУ
В.П. Павлюкевич
Начальник управления автоматизации
– главный метролог
О.М. Чечуха
Главный специалист по АСУ
– начальник отдела АСУП
А.М. Якимович
Зам. главного инженера по
охране окружающей среды
– начальник отдела ООС
В.А. Чуров
Главный энергетик 3РУ
С.Д. Артюхов
Начальник котельного цеха 3РУ
В.А. Желобкович
39
40
Приложение 1.
Нормативно-техническая документация
1. ISO 9001: система менеджмента качества (СМК).
2. СНиП II-11-77 Защита от шума
3. СНБ 4.03.08.01-98 Газоснабжение
4. СНиП 2.04.14-88 Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов
5. Правила технической безопасности в области газоснабжения Республики Беларусь
6. Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей
7. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей
8. РД 34.35.101-88 Методические рекомендации по объему технологических измерений, сигнализации и автоматического регулирования на тепловых электростанциях
9. ГОСТ 23290-78 Установки газотурбинные стационарные. Термины и определения
10.ГОСТ 29328-92 Установки газотурбинные для привода турбогенераторов. Общие технические условия
11.ГОСТ 4.432-86 Установки газотурбинные стационарные. Номенклатура показателей
12.ГОСТ 20440-75 Установки газотурбинные. Методы испытаний
13.ГОСТ 2.601 ЕСКД. Эксплуатационные документы
14.ГОСТ 2.601 ЕСКД. Ремонтные документы
15.ГОСТ 9544 Арматура трубопроводная запорная. Нормы герметичности затворов
16.ГОСТ 12.1.003-83 ССБТ. Шум. Общие требования безопасности
17.ГОСТ 12.1.007 Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности
18.ГОСТ 12.1.010-76 ССБТ. Взрывобезопасность. Общие требования
19.ГОСТ 12.1.012-90 ССБТ. Вибрационная безопасность. Общие требования
20.ГОСТ 12.2.049 ССБТ. Оборудование производственное. Общие эргономические требования
21.ГОСТ 5542-87 Газы горючие природные для промышленности и коммунальнобытового назначения. Технические условия
22.ГОСТ 14202 Трубопроводы промышленных предприятий. Опознавательная
окраска, предупреждающие знаки и маркировочные щитки
23.ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения
для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней
среды
24.ГОСТ 16504 Испытания и контроль качества продукции
25.ГОСТ 9.014-78 Временная противокоррозионная защита изделий. Общие технические требования
26.ГОСТ 23170-78 Упаковка для изделий машиностроения. Общие требования
40
41
27.ГОСТ 9.001-72 Упаковка для транспортирования и хранения. Общие требования
28.ГОСТ 14192-77 Маркировка грузов
29.ТКП 17.13-01-2008(02120) Правила проектирования и эксплуатации автоматизированных систем контроля за выбросами загрязняющих веществ и парниковых
газов в атмосферный воздух.
Перечень не является всеобъемлющим. Претенденту необходимо самостоятельно ознакомиться со всеми нормативно-техническими документами, относящимися к закупаемому оборудованию.
Приложение 2.
Показатель
Показатели качества питательной воды
Ед. изм.
Величина
рН
8,5-9,5
3+
3
Fe
мг/дм
0,20
23
SO4
мг/дм
40-100
3+
3
Al
мг/дм
0,02
3
Жесткость общая
мг-экв/дм
6·10-3
Щелочность общая
мг-экв/дм3
0,4-0,7
3
Кислород
мг/дм
0,005-0,02
3
Солесодержание
мг/дм
80-140
3
СО2
мг/дм
отсутствие
3
Cl
мг/дм
60-130
3
NH3
мг/дм
отсутствие
Давление питательной воды 2,4 – 2,5 МПа (избыточное).
Норматив
8,0-10,5
до 0,3
15·10-3
0,03
300
отсутствие
отсутствие
41
42
Приложение 3.
№ п/п
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
14.
15.
16.
17.
18.
19.
ХАРАКТЕРИСТИКА ПРИРОДНОГО ГАЗА
Наименование показателя
Наименьшая теплотворность ( 20ºС, 101,325 кПа)
МДж/м3
Массовая концентрация сероводорода (Н2S), г/м3 не
выше
Массовая концентрация меркаптановых сульфидов,
г/м3 не выше
Масса твердых частиц в 1м3, г/м3 не более
Среднее содержание компоненМетан
тов, %
Этан
Пропан
Изобутан
Н-Бутан
Изопентан
Н-Пентан
Азот
Кислород
ИТОГО
Плотность ( при 20ºС, 101,325 кПа) кг/м3
Присутствие жидкой фазы воды и углеводородов
Содержание влаги в газе, г/нм3
Давление подаваемого газа, МПа, изб.
Температура подаваемого газа
Значение
33,47-33,58
0,01
0,017
отсутствуют
97,88
0,88
0,27
0,045
0,048
0,0093
0,0074
0,803
0,0079
99,95
0,6811÷0,6839
отсутствует
1,1 – 1,2
от температуры наружного воздуха
42
43
Приложение 4.
СВЕДЕНИЯ
о результатах контроля воздушной среды
Приложение 5
(рекомендуемое)
Форма и пример таблицы
предоставления информации
о средствах измерений
Таблица 1
информации о СИ, входящих в комплект поставки
№ Тип, Наименова- Измеряемый Выход- Диск- Назначение,
п/п ние СИ, произ- параметр, ные сиг- ретный место уставодитель
диапазон,
налы сигнал
новки
точность
1
ПреобразоваДавление,
4-20
Контроль
тель давления, 0-62 кПа,
Hart
давления
3051, Emerson ±0,075 %
Местн
масла на
табло
маслостанции
2
Манометр
311.10
Wika
Давление,
Местн.
0 – 1,2 МПа, пока± 1,5%
зания
-
Действия по Встроено
результатам
в
измерений
оборудование
Срабатывание
блокировки,
включение
+
сигнализации,
отключение
питания
ИнфорНет,
мация о
(только для
давлении в информации)
трубопроводе
43
44
Приложение 6
Выкопировка из генплана, места строительства.
15
15 9,0
9,3 2
5
160,29
99
158,93
158,33
319
159,01
157,26
317
159,30
153,70
159,53
15
9,4
7
160,35
159,85
1
16 60,3
0,5 9
3
160,53
1
16 60,1
0,2 0
160,35
5
16
159,04
107
159,03
157,56
16
15 0,4
9,9 0
4
15
15 9,9
9,8 5
4
15
15 9,9
9,8 5
2
0,3
6
160,19
16
159,36
15
15 9,7
9,5 1
9
0,4
5
160,35
,42
159,93
108
158,95
157,58
çàì .
15 158
9,3 ,98
3
159,43
1
16 60,6
0,5 8
7
160,43
160,10
159,80
158,04
159,58
102
158,88
157,63
15
159,96
1
15 59,0
9,4 9
5
15
9
15 ,22
9,3
2
15 159,2
9,6 6
9
1
16 60,7
0,2 5
5
16
15 0,4
9,9 2
7
159,15
163
159,04
157,50
159,56
159,68
159,55
159,62
16
0
15
9,7
0,2 5
2
160,51
566
160,08
159,73
157,08
16
16
0,0
6
15
9,9
7
1
15 60,7
9,9 5
9
160,83
161
169,17
157,70
159,07
157,32
15
9,4
0
9,3
5
117
159,41
1
16 60,4
0,2 8
8
1
15 59,6
9,8 0
9
1
15 59,9
9,6 2
2
119
160,36
160,07
157,66
120
159,49
158,57 121
159,37
158,59
1
15 59,4
9,7 7
1
159,47
160,33
125
159,12
156,13
56
159,42
157,46
15
15 9,57
9,8
3
548
160,24
532
567
160,08
44