close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

код для вставкиСкачать
Приложение №3
Задание на проектирование
«Реконструкция напорного нефтепровода от ЦПС Черногорского месторождения до точки
врезки в трубопровод ЦПС Лор-Еганского месторождения»
1. Основание для проектирования 1. План капитальных вложений ЗАО «Черногорское» на
2015г.
2. Мероприятия по приведению технического и
нормативного
обеспечения
СИКН
ЗАО
«Черногорское», в соответствии с требованиями
Инструкции Компании «Учет нефти при ведении
приемо-сдаточных операций по приему, подготовке,
хранению, транспортировке и сдаче в систему
магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть»
между обществами группы ОАО «НК «Роснефть» и
сторонними организациями №П-01.05 И-0013 версия
1.00» от 30.01.2014г.
Тюменская область, Ханты-Мансийский автономный
2. Район, пункт, площадка
округ-Югра, Нижневартовский район, Черногорский
строительства
лицензионный участок.
Реконструкция.
3. Вид строительства
4. Стадийность проектирования
Проектная документация, рабочая документация.
5. Ранее выполненная проектная
документация по объекту
6. Заказчик проекта
1. Проект «Напорный нефтепровод ЦПС Черногорского
месторождения» (ОАО «НижневартовскНИПИнефть»,
шифр 448, 1991г.).
2. Проект «Реконструкция напорного нефтепровода ЦПС
Черногорского месторождения – ЦПС Лореганского
месторождения» (ОАО «НижневартовскНИПИнефть»,
шифр 860-Ц-3/4).
ЗАО «Черногорское».
7. Проектная организация
На тендерной основе.
8. Сроки начала и окончания
работ по проектированию
9. Идентификационные признаки
объекта в соответствии со ст.4
Федерального закона №384-ФЗ от
30.12.2009г.
Iкв. - IIкв. 2015г.
1. Назначение – сооружения обустройства нефтяного
месторождения
(общероссийский
классификатор
основных фондов ОК 013-94).
2. Принадлежность
к
объектам
транспортной
инфраструктуры и к другим объектам, функциональнотехнологические особенности которых влияют на их
безопасность – сооружения топливно-энергетических,
металлургических, химических и нефтехимических
производств (ОК 013-94).
3. Возможность опасных природных процессов и явлений
и техногенных воздействий на территории, на которой
будут осуществляться строительство, реконструкция и
эксплуатация здания или сооружения – пучение
грунтов, заболачивание территорий.
4. Проектируемый объект принадлежит к опасным
производственным объектам.
5. Пожарная
и
взрывопожарная
безопасность
–
повышенная взрывопожароопасность.
6. Наличие помещений с постоянным пребыванием людей
- нет.
7. Уровень ответственности – повышенный.
10. Основные техникоэкономические показатели
объекта
11. Требования по вариантной и
конкурсной проработке
12. Состав задания
13. Требования к техническим и
технологическим решениям
14. Требования к качеству,
конкурентоспособности и
экологическим параметрам
продукции
15. Требования к режиму
предприятия
16. Выделение очередей и
пусковых комплексов
17. Требования по
перспективному расширению
объекта
18. Требования к архитектурностроительным, объемнопланировочным и
1. Протяженность нефтепровода (L=14 601м):
 от ЦПС до задвижки №197 – 10 258м;
 от задвижки №197 до ЦТП Лор-Еган – 4 343м.
2. Диаметр нефтепровода:
 от ЦПС до задвижки №197 – 219х8мм;
 от задвижки №197 до ЦТП Лор-Еган – 219х12мм.
3. Объем транспортируемой нефти – 461,474м3.
 от ЦПС до задвижки №197 – 331,837м3;
 от задвижки №197 до ЦТП Лор-Еган – 129,637м3.
Предусмотреть альтернативный выбор оборудования и
материалов отечественного производства и согласовать с
Заказчиком.
1. Выполнить проектирование в соответствии с
техническими условиями (приложение №1):
 установка отсекающего обратного клапана и общей
секущей задвижки с электроприводом в точке
подключения, изолирующая прокладка перед
обратным клапаном;
 предусмотреть установку в операторной ЦПС
Черногорского месторождения и операторной БПСН
ОАО «РН-Нижневартовск» оборудования для
вывода параметров работы технологического
оборудования, контроля управления задвижки на
точке подключения;
 запроектировать
регулятор
давления
и
предохранительный клапан.
2. Сети связи - предусмотреть в соответствии с
техническими условиями (приложение №2).
3. Автоматизация, система телемеханики, охраннопожарная сигнализация – предусмотреть в соответствии
с техническими условиями по автоматизации
(приложение №3).
4. Электроснабжение выполнить в соответствии с
техническими условиями (приложение №4, №5):
 КТП;
 ВЛ-6кВ.
Основные технические и технологические решения
согласовать
с
Заказчиком.
Заводы-изготовители
оборудования согласовать с Заказчиком.
1.
Проектную
документацию
выполнить
с
использованием передовых технологий и применением
материалов
и
оборудования
отечественного
производства,
соответствующего
нормам
противопожарной и экологической безопасности.
2.
Обеспечить соответствие проектной документации
требованиям Федерального закона «О промышленной
безопасности опасных производственных объектов».
Непрерывный.
Ограниченное
присутствие
обслуживающего персонала.
Нет.
Нет.
Выполнить в соответствии с действующими нормами.
конструктивным решениям
19. Требования и условия к
разработке природоохранных мер
и мероприятий
20. Требования к режиму
безопасности и гигиене труда.
21. Требования по интеграции
объекта в существующую
инфраструктуру
22. Требования по разработке
инженерно-технических
мероприятий ГО и мероприятий
по предупреждению
чрезвычайных ситуаций
23. Расчетная стоимость
строительства
24. Требования к составу,
формату, объему выпуска
проектной документации и
оформлению проекта
Разработать разделы:
1. Мероприятия по охране окружающей среды.
2. Проект рекультивации земель с согласованием в
лесничестве.
3. Рыбохозяйственный раздел согласовать в ФГУ
«Нижнеобьрыбвод», Нижнеобским территориальным
управлением Федерального агентства по рыболовству
(при необходимости).
Согласно требованиям нормативных документов.
Обеспечить интеграцию проектируемых
существующую инфраструктуру.
объектов
в
Разработать разделы:
1. Мероприятия по обеспечению пожарной безопасности.
2. Декларация пожарной безопасности.
3. Мероприятия ИТМ ГО и ЧС.
4. Другие разделы, необходимые для проведения
государственной экспертизы проектной документации.
Произвести сметный расчет стоимости строительства в
базисных ценах 2001 с последующим пересчетом в
текущий уровень цен и с выделением потребности в
ресурсах по локальным, объектным сметам и в сводном
сметном расчете (трудозатраты рабочих и механизаторов кол-во чел/час, кол-во маш/час, стоимость ресурсов). На
основании ПОС указать номенклатуру машин и
механизмов с количеством маш/час; трудозатраты
строительных рабочих и механизаторов в чел/час, а также
номенклатуру и количество необходимых ресурсов в
текущем уровне цен. Подготовить пакет тендерной
документации в разделе ПОС.
1. Подрядчик
предоставляет
проектно-сметную
документацию в 2-х экземплярах и изыскания в 2-х
экземплярах на бумажном носителе и по 1 экземпляру в
программе Acrobat (файлы .pdf) на магнитных
носителях.
Проектная документация на бумажном носителе
предоставляется только после получения положительного
заключения Государственной экспертизы, с учетом
замечаний и внесенных изменений.
Состав разделов документации предусмотреть согласно
Постановлению Правительства РФ от 16.02.2008г. №87.
2. Предоставить
градостроительный
план,
проект
планировки
территории
и
проект
межевания
территории, генеральный план, границы земельных
участков, используемых по данному объекту
картографические материалы и материалы изысканий в
программном продукте Mapinfo в Балтийской системе
высот и в системе координат Нижневартовского района.
3. В составе рабочей документации отдельной книгой
разработать:
 Спецификации на оборудование и материалы;
 Опросные листы (тех. задания);
 Технические требования на изготовление блочного,
нестандартного
оборудования,
металлопродукции,
электрооборудования,
системы
КИПиА,
прочей
продукции;
25. Особые условия
Приложения
 Перечень всех нормативных документов (разъяснений,
писем и т.д.), которые используются при разработке
данного проекта.
Данные документы должны быть разделены по видам
продукции,
техническому
назначению,
содержать
основные технические характеристики, компоновочные
решения
и
технологические
монтажные
схемы,
присоединительные
размеры,
принципиальные
электрические схемы.
1. До начала выполнения работ представить документы,
разрешающие выполнять проектно-изыскательские
работы согласно действующему законодательству РФ и
требованиям задания на проектирование.
2. Подрядчик собственными силами и за свой счет
осуществляет сбор исходных данных, необходимых для
выполнения проектно-изыскательских работ, за
исключением исходных данных, предоставляемых
Заказчиком.
3. Инженерные изыскания (геодезические, геологические,
гидрометеорологические, экологические) выполняет
Подрядчик. Техническое задание на инженерные
изыскания и материалы изысканий согласовать с
Заказчиком. Сдача выполненных работ производится с
обязательным выездом на место работ и подписанием
акта приемки-передачи результатов инженерных
изысканий.
4. Провести
натурное
обследование
объекта
проектирования со сбором исходных данных для
проектирования.
5. Разработать градостроительный план и/или проект
планировки
территории
и
проект
межевания
территории
и
утвердить
в
соответствующем
территориальном учреждении.
6. До отправки на экспертизу защитить проектную
документацию на Техническом совете Заказчика.
7. Государственную экспертизу провести в соответствии с
требованиями Постановления Правительства РФ от
05.03.2007г. №145.
При проведении государственной экспертизы Заявителем
выступает Заказчик. Подрядчик проводит сопровождение
проектной документации и инженерных изысканий до
получения положительного заключения государственной
экспертизы.
1. Технические условия на проектирование;
2. Технические условия на проектирование сетей связи;
3. Технические условия по автоматизации;
4. Технические условия на электроснабжение;
5. Технические условия ОАО «Черногорэнерго».
ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ
на проектирование электрозадвижки на нефтепроводе Черногорского месторождения.
Для передачи информации о работе оборудования по системе телемеханики в
операторную ЦПС Черногорского месторождения и БПСН ОАО «РН-Нижневартовск»
(сигнализация положения задвижки в узле подключения, давление в трубопроводе «до» и
«после» обратного клапана узла подключения) необходимо выполнить:
1. В качестве основного канала передачи данных смонтировать канал по
технологии беспроводного широкополосного доступа (далее – БШПД) RADWIN
5000 на основании разрешения 14-3-015757 от 19.09.2014. на использование
радиочастот или радиочастотных каналов.

В операторной БПСН ОАО «РН-Нижневартовск» установить абонентский
модуль марки RADWIN 5000 на расстоянии не более 100м длины.

В операторной ЦПС Черногорского м/р .установить базовый модуль
RADWIN 5000, на расстоянии не более 100м длины.
2. В качестве резервного канала передачи данных смонтировать канал сотовой
связи по технологии GSM.

В операторной БПСН ОАО «РН-Нижневартовск» установить gsm роутер, с
внешней антенной.

В операторной ЦПС Черногорского м/р установить gsm шлюз с внешней
антенной.
В разрыв кабеля выходящего за пределы зданий установить оборудование
грозозащиты.
В составе каналообразующего оборудование предусмотреть маршрутизаторы Cisco,
установить в обеих операторных, настроить на автоматическое переключение каналов связи.
Географические координаты точек установки абонентских и базовых станций на
проектируемых объектах определить проектом.
Высоту установки АФУ абонентских и базовых станций определить проектом из
расчета профилей трасс и свойств подстилающей поверхности.
Э/питание оборудования связи выполнить по I категории электроснабжения с временем
работы в автономном режиме – 30 минут.
Заземление и молниезащиту проектируемого оборудования связи выполнить в
соответствии с нормативными документами от шины выравнивания потенциала ПКУ.
Приложение: Разрешение ГРЧЦ №14-3-015757 от 19.09.2014
Руководитель СИТ и С
Г.А. Баранчиков
ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ
на электроснабжение линейных потребителей электрической энергии и организации
электроснабжения электрозадвижки на нефтепроводе Черногорского месторождения.
Для разработки электротехнической части документации проектируемых объектов в
точке врезки нефтепровода Черногорского месторождения необходимо:
1.
Электроснабжение потребителей выполнить от проектируемой КТП 6/0,4 кВ. КТП
выполнить в вандалозащищённом исполнении со скрытыми запирающими устройствами и
ограждением по периметру.
2.
Точка подключения: ВЛ-6 кВ (принадлежность ОАО «Черногорэнерго»).
3.
Тип, марку, место установки и мощность КТП и сечение кабельных линий определить
проектным решением. Способ прокладки кабельной продукции – по проектируемым кабельным
эстакадам согласно норм ПУЭ-7, ПТЭЭП.
4.
Начальные и конечные опоры ВЛ-6 кВ
(в случае присутствия в проектной
документации) запроектировать с установкой РЛНД и ОПН, применить защиту от вредного
воздействия на окружающий животный мир путём применения комплектов защиты пернатых
типа SP 45.3 для изоляторов или их аналоги.
5.
Произвести расчёт и предусмотреть защиту проектируемого электрооборудования и
проектируемых линий 6 кВ от грозовых перенапряжений. Определить возможность применения
разрядников РДИП-10-4 УХЛ1 или РДИМ-10-1,5-IV-УХЛ1.
6.
В случае необходимости, по условиям технологии проектом предусмотреть обогрев
узлов задвижек, включая редуктор и блок концевых выключателей посредством монтажа
греющего кабеля.
7.
Напряжение электрического питания потребителей: 380 В.
8.
Отпускаемая (разрешенная к использованию) мощность для электроснабжения
потребителей – определить проектом.
9.
Категория электроснабжения объектов: третья.
10.
Расстановку проектируемого оборудования на местности произвести согласно норм и
правил пожарной безопасности.
11.
Заземление и молниезащиту объектов выполнить согласно норм ПУЭ-7, СНиП.
12.
Освещение проектируемых объектов (при необходимости) выполнить с применением
передовых технологий энергосбережения (светодиодного электроосвещения).
13.
Для исключения негативного влияния разности потенциалов статического напряжения и
наведённого электрического поля внешних и внутренних источников на электронное
оборудование и средства КИПиА
запроектировать систему уравнивания потенциалов.
Выполнить заземление подключаемых приборов и оборудования КИПиА. Выполнить
проектирование объекта с учётом исключения факторов влияния напряжённости
электрического поля на аппаратуру и приборы КИПиА.
14.
Техническую и проектную документацию согласовать со специалистами службы
главного энергетика ОАО МПК «АНГГ» и ОАО «Черногорэнерго».
15.
Проектную документацию выполнить с использованием передовых технологий, и
применением материалов и оборудования, соответствующего нормам противопожарной и
экологической безопасности.
16.
Учесть климатическое исполнение помещений и оборудования согласно природной
зоны размещения технологических помещений (климатическая зона приравнена к районам
Крайнего Севера).
17.
Произвести и обосновать расчёт численности электротехнического персонала для
производства работ по обслуживанию проектируемого оборудования.
18.
Обеспечить соответствие проектной документации требованиям Федерального закона
«О промышленной безопасности опасных производственных объектов».
19.
Произвести расчёт энергетической эффективности согласно Федерального Закона РФ
«Об энергосбережении…» № 261-ФЗ от 23.11.2009 года.
20.
Трассы ВЛ и отвод земель под строительство объектов электроснабжения согласовать с
заинтересованными организациями.
21.
Срок действия ТУ – 3 (три) года.
Особые условия ТУ:
- учесть все требования пунктов ТУ, выданных ОАО «Черногорэнерго» на
проектирование объекта.
- обосновать проектным решением необходимость заключения договора
технологического
присоединения
мощности
к
электрическим
сетям
ОАО
«Черногорэнерго».
Главный энергетик
А.Г. Третьяков
Исп.: В.В. Краснов
Тел.: (3466) 492-749.
Технические условия
по автоматизации
на проектирование напорного нефтепровода от ЦПС Черногорского месторождения до точки
врезки в трубопровод ЦПС Лор-Еганского месторождения
от 23.01.2015г.
Общие требования:
1. Проектом предусмотреть дистанционное управление секущей задвижкой узла
подключения по системе СДКУ из операторной ЦПС Черногорского м/р и
операторной БПСН ОАО «РН-Нижневартовск»;
2. Проектом предусмотреть на узле подключения размещение аппаратурного шкафа с
контроллером управления секущей задвижкой и сбора технологических данных с
последующей передачей по каналам связи на верхний уровень;
3. Проектом предусмотреть на узле подключения размещение оборудования связи для
организации передачи данных;
4. Проектом предусмотреть на узле подключения размещение силового оборудования,
пусковой аппаратуры для управления секущей задвижкой;
5. Проектом предусмотреть на ЦПС Черногорского м/р размещение АРМ на базе
дополнительного ПК с отображением мнемосхемы, технологических параметров
узла подключения;
6. Предусмотреть прокладку кабельной линии по проектируемой кабельной эстакаде, с
условием разделения от силовых проводников;
7. Предусмотреть наличие чехлов обогрева для оборудования КИПиА;
8. Размещаемые шкафы автоматики необходимо оснастить системой контроля доступа;
9. Средства контроля ГВС и ОПС запроектировать согласно действующих норм и
правил;
10. Опросные листы на изготовление средств автоматизации и модульно-блочного
оборудования согласовать на стадии проектирования с отделом автоматизации и
главными специалистами ОАО МПК «АНГГ» по направлениям;
11. В спецификациях проекта предусмотреть всё необходимое лицензионное
программное обеспечение: для конфигурирования PLC ALLEN BRADLEY, пакет
SCADA-системы и др.;
12. Проектом предусмотреть расчет сметной стоимости ПНР систем автоматизации,
разработку ПО контроллера, разработку интерфейсов оператора на базе SCADAсистемы, комплексные ПНР систем АСУТП и связи;
13. В сметах ПСД раздела по автоматизации необходимо детально указать:
 Кау – количество аналоговых каналов управления;
 Кду – количество дискретных каналов управления;
 Кид – количество информационных дискретных каналов;
 Киа – количество информационных аналоговых каналов;
 Ки общ. – общее количество информационных аналоговых и дискретных каналов;
 Ку общ. – общее количество каналов управления аналоговых и дискретных;
 К общ – ( Ки общ. + Ку общ.) – общее количество аналоговых и дискретных
каналов информационных и управления;
 Характеристику технической сложности системы;
 Метрологическую сложность;
 Развитость информационных функций;
 Развитость управляющих функций;
Требования к номенклатурной базе КИП:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
Контроллер сбора технологических данных и управления: PLC пр-ва ALLEN
BRADLEY;
Средства контроля давления: показывающие манометры МП, преобразователь
давления APLISENS APC-2000AL;
Средства контроля перепада давления: преобразователь дифференциального
давления APLISENS APR-2000AL;
Средства контроля температуры в трубопроводах: ТСМУ Метран-274;
Средства контроля загазованности технологических помещений: ГСМ-05;
Разделители сред для штуцеров отбора давления: S-Comp M20*1.5;
Средства управления запорной арматурой: «AUMA Matic»;
Клеммные коробки взрывозащищенного исполнения: ТД «Вэлан»;
Начальник отдела автоматизации
ОАО МПК «АНГГ»
Исп.:
Начальник ОА
ОАО МПК «АНГГ»
Бадулин А.В.
(3466) 495-339
[email protected]
Бадулин А.В.
ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ
на проектирование электрозадвижки на нефтепроводе Черногорского месторождения.
Для разработки документации проектируемых объектов в точке врезки нефтепровода
Черногорского месторождения необходимо:
1. Основание для производства работ – утвержденные «Мероприятия по приведению
технического и нормативного обеспечения СИКН ЗАО «Черногорское» в соответствии с
требованиями Инструкции Компании «Учет нефти при ведении приемо-сдаточных
операций по приему, подготовке, хранению, транспортировке и сдаче в систему
магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» между обществами группы ОАО
«НК «Роснефть» и сторонними организациями» от 30.01.2014г.
2. Установить отсекающий обратный клапан и общую секущую задвижку с электроприводом в
точке подключения объекта нефтедобычи ЗАО «Черногорское» к нефтепроводу в районе
ЦТП Лор-Еган.
3. Выполнить автоматизацию технологического оборудования, которое устанавливается по
данным техническим условиям:
3.1. Дистанционное управление секущей задвижкой узла подключения по системе СДКУ из
операторной ЦПС Черногорского м/р и операторной БПСН ОАО «РН-Нижневартовск».
3.2. Проектом предусмотреть канал для передачи информации о работе оборудования по
системе телемеханики в операторную ЦПС Черногорского месторождения и БПСН ОАО «РННижневартовск». В состав передаваемых параметров входят:
 сигнализация положения задвижки в узле подключения (открыта, закрыта, открывается,
закрывается);
 давление в трубопроводе «до» и «после» обратного клапана узла подключения.
3.3. Предусмотреть установку в операторной ЦПС Черногорского м/р и БПСН ОАО «РННижневартовск» оборудования для вывода параметров работы технологического
оборудования, контроля управления задвижки на точке подключения.
3.4. В операторной БПСН ОАО «РН-Нижневартовск» предусмотреть сбор и обработку
сигналов с ЦПС «Черногорская» (согласно тех. условий ОАО «РН-Нижневартовск»
стойки ИМЦ-03 в контроллер MicroLogix 1500 с дальнейшей передачей на верхний
уровень).
4. На выкидной линии насосов внешней откачки ЦПС «Черногорская» нефтепровода входа
нефти на УУН запроектировать регулятор давления “Samson-73.7” и предохранительный
клапан.
5. Техническое задание на разработку проекта согласовать с ОАО «РН-Нижневартовск».
6. Разработанная проектная документация согласовывается с ОАО «РН-Нижневартовск».
7. Срок действия ТУ – 3 (три) года.
Приложения:
1. «Мероприятия по приведению технического и нормативного обеспечения СИКН ЗАО
«Черногорское» в соответствии с требованиями Инструкции Компании «Учет нефти при
ведении приемо-сдаточных операций по приему, подготовке, хранению, транспортировке и
сдаче в систему магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» между обществами
группы ОАО «НК «Роснефть» и сторонними организациями» от 30.01.2014г
Директор ДПС и РН и Г
Исп. Начальник ОП и ТН и Г
Д.А. Симон
Тел. 495-205;
Факс: 495-275
Э.Е. Логинов
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа