Первый заместитель генерального директора по производству Главный инженер ООО «рн-юганскнефтегаз»






НазваниеПервый заместитель генерального директора по производству Главный инженер ООО «рн-юганскнефтегаз»
страница4/6
Дата публикации26.10.2018
Размер0.94 Mb.
ТипДокументы
auto-ally.ru > Авто-руководство > Документы
1   2   3   4   5   6

Система автоматизации и связи

Автоматическая система управления (АСУТП) должна обеспечивать:

  1. Предусмотреть для замера дебита скважин проектируемых Обустройство кустов скважин №№ 19, 28 Среднеугутского месторождения. Расширение. ИУ со станцией управления (СУ) ИУ на базе контроллера DL-205. Тип ИУ, а также проектные решения по выбору оборудования К и А, входящего в состав ИУ, должны быть согласованы с заказчиком и соответствовать техническим требованиям к ИУ производительностью до 1500 м3/сут. утверждённые 07.12.2011г. Тип установки предусмотреть с учётом требований ЕТТ № П1-01 С041 от 10.08.2007 г. на основе тендера на основании согласованных опросных листов всеми соответствующими процессными и функциональными управлениями ООО «РН-Юганскнефтегаз». Комплектация ИУ должна соответствовать требованиям Стандарта НК «Роснефть» (взрывозащищённые светильники, нагреватели ОЭВ, система вентиляции, система пожарно-охранной сигнализации, система контроля загазованности, климат-контроль в помещениях ИУ);

  2. Предусмотреть замер дебита скважин в ручном, автоматическом и дистанционном режиме с выводом информации на пульт диспетчера ТМ ЦДНГ-18 и РИТУ Майского региона;

  3. Предусмотреть установку на выкидных коллекторах ИУ и нагнетательных скважин в БГ датчиков давления с аналоговым выходным сигналом соответствующего предела измерения с выводом показаний давления в систему «Телескоп+» (версия 4.0) на пульт диспетчера ЦДНГ-18, предусмотреть вывод информации о состоянии ДФКУ (при их наличии) в систему ТМ «Телескоп+» (версия 4.0) на пульт диспетчера ТМ ЦДНГ-18;

  4. Предусмотреть установку на нагнетательных скважинах датчиков расхода типа ДРС соответствующего предела измерения с вторичным прибором - вычислителем TD0004 «Тура» с выводом в систему ТМ «Телескоп+» на пульт диспетчера ЦДНГ-18;

  5. Предусмотреть вывод информации в систему ТМ «Телескоп» о замере жидкости с счётчика ТОР в ИУ;

  6. Предусмотреть установку датчиков охранной сигнализации на несанкционированный доступ в помещение ИУ, БГ (при наличии), аппаратурного блока, помещение БОВ-1 (при наличии данного помещения) с выводом информации в систему ТМ «Телескоп+» (версия 4.0) на пульт диспетчера ЦДНГ-18. Охранную сигнализацию на КТПН выполнить на базе оборудования «Астра» с применением инфракрасных охранных датчиков и радиопередающего оборудования РПД и РПУ с выводом на ТМ;

  7. Предусмотреть оборудование помещений ИУ и БГ (при наличии БГ) системой сигнализации загазованности с установкой датчиков загазованности и пожарной сигнализацией помещение ИУ и БГ (при наличии БГ) БОВ-1 (при наличии данного помещения) и других блочных помещений предусмотренных в проекте с выводом информации по системе ТМ «Телескоп+» на пульт диспетчера в ЦДНГ-18. Вторичный прибор пожарной сигнализации и сигнализации загазованности разместить в помещении аппаратурного блока с размещением снаружи звукосветосигнального исполнительного устройства. Предусмотреть автоматическое включение вытяжного вентилятора при достижении 20% НКПР, отключение всех токоприемников при достижении 50% НКПР и при пожаре. Предусмотреть установку ручных пожарных извещателей снаружи блочных помещений и по периметру проектируемой кустовой площадки (по согласованию с ОПБ УПБ и ОТ);

  8. Предусмотреть установку на кустовой площадке помещения блока местной автоматики (БМА) для размещения в нем оборудования КИП и А: станции управления (СУ) ИУ в комплекте со щитом питания, контроллера ТК-16L.10 с модулем расширения входов ТМДА 24 (ПИК24М) НПФ «Прорыв» (при необходимости), вторичных приборов контроля загазованности, пожарной сигнализации, измерения и сигнализации уровня в дренажной ёмкости, вторичного прибора TD 0004 «Тура», оборудования связи, коммутационного шкафа;

  9. Предусмотреть сигнализацию низкой температуры в технологическом и аппаратурном блоках ИУ с возможностью передачи параметра через обще кустовой контроллер системы ТМ и реализовать алгоритм автоматического управления отоплением;

  10. Предусмотреть комплектацию ИУ модернизированными КМР 1.1 и газовым КМР;

  11. Предусмотреть датчик контроля загазованности оптического типа с системой обогрева оптики и защитой от загрязнений;

  12. Предусмотреть для питания контроллерного оборудования и оборудования передачи данных источник бесперебойного питания UPS Smart 1000 Ватт Online с байпасом (модель SURT1000RMXL1 или SURT1000XL1) и автоматическим монитором сетевого напряжения типа ASP-AS с установкой в аппаратурном блоке;

  13. При применении АВР для электроснабжения шкафов с аппаратурой КИП иА предусмотреть одну кабельную линию 0,4 кВ от АВР. Шкаф АВР предусмотреть в блоке НКУ;

  14. Предусмотреть комплектацию БМА электронагревателями, предусмотреть местный обогрев ЖК панели станции управления ИУ;

  15. Предусмотреть систему мониторинга, контроль параметров работы и дистанционное управление УЭЦН с пульта ТМ ЦДНГ -18. Перечень технологических и электрических параметров, а также параметров сигнализации и защит, передаваемых в систему ТМ «Телескоп+» от СУ ЭЦН, согласовать с ГУДНГ;

  16. Контроллерное оборудование СУ УЭЦН должны иметь интерфейс RS-485 с поддержкой протокола MODBUS «ЮНГ-Универсал». Параметры работы станций управления ЭЦН, а так же контроль состояния ТС вывести через коммутационный шкаф (расположить в БМА) на общекустовой контроллер ТК16L.10 по интерфейсу RS-485 (последовательное подключение между СУ ЭЦН исключить), состояние СУ ЭЦН «раб/стоит» вывести на ТК16L.10, использовать «сухой контакт». В коммутационном шкафу разместить необходимое коммутационное оборудование: повторители, преобразователи интерфейсов, барьеры, предохранители и т.д. Коммутационный шкаф выполнить без применения контроллерного оборудования. Предусмотреть отдельные КК (для сигналов ТС типа «сухой контакт» и интерфейсного RS-485), расположенные на площадке станций управления. От КК площадки СУ до БМА использовать стволовые контрольные кабели сигналов RS-485 и ТС;

  17. Предусмотреть оснащение проектируемой дренажной ёмкости кустовой площадки системой контроля сигнализации уровня жидкости c выводом информации по системе ТМ на пульт диспетчера ТМ ЦДНГ-18. Вторичный прибор системы сигнализации уровня разместить в помещении аппаратурного блока (БМА) с размещением снаружи звукосветосигнального исполнительного устройства. В качестве датчиков уровня жидкости применить СУР-10. Предусмотреть вывод на ТМ параметров насосов откачки (при наличии данных насосов) с дренажной ёмкости (перечень параметров определяется в зависимости от типа насоса);

  18. Проектные решения по выбору оборудования КИП и А входящего в состав ИУ, а также спецификации, ТТ и ОЛ должны быть согласованы с заказчиком;

  19. Комплексом программно-технических средств телемеханики кустовой площадки должны выполняться следующие функции:

    1. Сбор данных;

    2. Обработка данных и подготовка данных к сохранению в БД;

    3. Выполнение команд управления, поступающих от приложения «Пульт диспетчера»;

    4. Дистанционное конфигурирование параметров настройки контроллеров из системы телемеханики;

    5. Режим дистанционного управления переключением скважин на замер и автоматического управления ГЗУ (трёхходовыми кранами) (автоматический групповой и последовательный замер дебита);

    6. Режим ручного управления ГЗУ (ручной одиночный и ручной сдвоенный замер);

    7. Внеочередной замер;

    8. Возможность переключения режима работы ГЗУ в РУЧНОЙ/ АВТОМАТИЧЕСКИЙ ДИСТАНЦИОННЫЙ по изменению состояния дискретного входа непосредственно на кусту;

    9. Непрерывный контроль за состоянием и выдачу аварийных сообщений об отключении питающего напряжения контроллеров, неисправности датчиков телесостояния, отсутствие сигнала ТС на замер и ТС на коллектор с отвода, модулей телеуправления, обрывах контрольного кабеля к ТШК или неисправности кранов ТШК (при наличии ТШК);

    10. Реализация изменение времени замера на отводе без потери замеров, между переключением в коллектор и переключении на замер, ожидания признака переключения в коллектор и переключении на замер;

    11. Автоматическое исключение отвода при возникновении устойчивой ошибки переключения при работе ИУ в автоматическом режиме;

    12. При потере связи с кустом предусмотреть в контроллере храниение информации 24 часа;


Требования к оборудованию АСУ ТП, КИПиА

  1. Механизмы, агрегаты, арматура с механизированным приводом должны иметь местное управление, независимо от наличия других видов управления;

  2. Вторичные приборы и оборудование КИПиА разместить в блоке автоматики;

  3. Приборы измерения температуры, давления, уровня и загазованности должны иметь выход 4-20мА;

  4. Все помещения, расположенные на кустовой площадке, должны быть оборудованы приборами пожарной сигнализации (ПС) и контролем доступа в них с выводом сигнала на верхний уровень и пульт управления ЦДНГ-16 Южно-Балыкского м/р;

  5. Устанавливаемые блоки автоматики (БМА) должны иметь достаточный объем для свободного размещения шкафов автоматизации, контроллерного и др. оборудования КИПиА (учесть при заполнении опросного листа);

  6. Предусмотреть установку всех первичных преобразователей находящихся на открытом воздухе в пластиковых шкафах обогрева, либо обогреваемых термочехлах;

  7. Вывести информацию о технологических параметрах, загазованности, пожаре и критической (min. max) температуре в помещениях блоков на пульт диспетчера ЦДНГ. Для контроля температуры в помещениях использовать датчики с дискретным выходным сигналом;

  8. Обеспечить необходимый температурный режим работы контроллерного оборудования, предусмотреть автоматическое отключение обогревателей при достижении критической (высокой) температуры в блоке автоматики;

  9. В спецификациях оборудования предусмотреть ЗИП (комплект приборов и оборудования, достаточного для обеспечения 3-летнего срока эксплуатации средств КИП и А и АСУ ТП на кустовой площадке);

  10. Предусмотреть приобретение резервных модулей контроллеров в количестве не менее 10% от количества установленных, но не менее 1шт по каждой номенклатурной позиции;

  11. Проектом предусмотреть отключение всех токоприемников в указанных производственно-технологических помещениях (БМА, БОВ, ПКУ и т.д) по сигналу «пожар»;

  12. Предусмотреть установку ручных пожарных извещателей снаружи блочных помещений и по периметру проектируемой кустовой площадки;

  13. Вторичный прибор пожарной сигнализации и сигнализации разместить в помещении аппаратурного блока с установкой снаружи звукосветосигнального исполнительного устройства;

  14. Необходимость оснащения электрифицированных задвижек автоматизированными системами с телеуправлением (с пульта цеха), обосновать ссылками на нормативные документы, входящими в перечень обязательных к применению (по ПП РФ от 26.12.2014 №1521). При обосновании необходимости автоматизации запросить в УИТ технические условия на организацию канала связи УЗА;


Системы связи должны обеспечивать

  1. Оперативно-диспетчерской, аварийной радиосвязью обслуживающий персонал;

  2. Каналом передачи данных для вывода данных телемеханики на верхний уровень;

  3. Предусмотреть обеспечение оборудования АСУ ТП, КИПиА источником бесперебойного питания с байпасом;


Требования к системам связи

  1. Применяемые системы связи на объектах:

  2. Кусты скважин: - канал передачи данных, оснащение эксплуатирующего персонала радиостанциями действующей системы подвижной связи;

  3. Обеспечить подключение проектируемого объекта к общекорпоративной сети по протоколу Ethernet (TCP/IP);

  4. Персонал подразделений, эксплуатирующий нефтесборные сети, напорные и др. трубопроводы оснастить радиостанциями действующей системы подвижной связи.

  5. ПС 35/6 кВ: канал передачи данных до точки подключения к сети ООО "РН-Юганскнефтегаз»;

  6. Оборудование инфраструктуры сети связи (базовые станции, РРЛ, АТС (расширение, лицензии) устанавливается в отдельные помещения или блок-контейнеры узлов связи, а так же на антенные опоры, с системами, обеспечивающими полную их функциональность. Тип, конструкцию опор определить проектом с учетом результатов расчетов качественных показателей радиосвязи. Опора должна соответствовать климатическим условиям региона её эксплуатации;

  7. Системы бесперебойного электропитания узлов связи и объектах ОПО, должна обеспечивать возможность автономной работы от АКБ в течение 4 часов, и обладать системой удаленного мониторинга. На других объектах, включая кусты скважин: системы бесперебойного электропитания, должна обеспечивать возможность автономной работы от АКБ в течение 0,5 часов, с выводом информации об отключении электроэнергии в систему ТМ, в случае применения удалённого контроля за технологическим процессом;

  8. Точки присоединения проектируемых систем связи выбрать на основе технико-экономического обоснования из числа возможных, определённых на стадии проведения предпроектных обследований;

  9. Системы связи выполнить в соответствие с ТУ УИТ;


Требования к монтажу

  1. Проектирование блочных устройств выполнить в соответствии с требованиями норм технологического проектирования ВНТП 01/87/04-84 для нефтяной промышленности;

  2. Строительно-монтажные работы выполнить в соответствии с требованиями СНиП 3.05.07-85 (с изм. 1 1990 г.) Системы автоматизации. СНиП 4.06-91 Сб.10 Оборудование связи. СНиП 4.06-91 Сб.11 Приборы, средства автоматизации и вычислительной техники;

  3. В связи с параллельным ведением работ по строительству скважин, обустройству куста и вводу первой скважины в работу в томе ПОС предусмотреть очерёдность этапа ввода прожекторной мачты кустовой площадки возле БМА для организации связи и канала передачи данных;

  4. В качестве контрольного кабеля использовать КВВГЭ;

  5. Комплекс должен обеспечивать подключение внешних устройств проводом с сечением от 0,75 до 1.5 мм2 через винтовые зажимы;

  6. Комплекс должен обеспечивать изоляцию входов и выходов к внешним устройствам с защитой 1.5 кВ;

  7. Приборы и датчики должны быть запитаны независимыми шлейфами через искробезопасные барьеры типа Exi;

  8. Предусмотреть в РД точные места установки уровнемеров. В конструкции поставляемых на монтаж уровнемеров, устанавливаемых в дренажные ёмкости, должны быть предусмотрены присоединительные устройства (фланцы, резьбовые соединения, байонетные соединения), исключающие дополнительные слесарно-сборочные операции;

  9. Манометровые колонки должны иметь накидные гайки (для установки датчиков давления не вращая прибор);

  10. Кабельные линии систем пожарной автоматики проложить по отдельным трассам или в разных отсеках лотков, имеющих сплошные продольные перегородки с пределом огнестойкости 0,25 часа из несгораемого материала;

  11. Расположение щитов автоматизации, связи, пожароохранной сигнализации в блоке автоматики должно быть строго определёнными, с точной схемой расстановки в блоке. Предусмотреть в блоке автоматики стативы для вторичных приборов АСУ ТП;

  12. Размеры блока автоматики должны быть достаточными для свободного размещения щитов автоматики, контроллеров и оборудования связи;

  13. Ко всем первичным преобразователям должен быть свободный доступ для их замены и технического обслуживания;

  14. Коммутационная аппаратура, световая сигнализация и пожарные извещатели, расположенные на открытом воздухе должны быть защищены от воздействия атмосферных осадков (предусмотреть защитные козырьки);

  15. Монтаж кабельной продукции КИПиА, АСПС и связи выполнить по кабельной эстакаде, внутри помещений в лотках (коробах). Исключить применение трубной и подземной проводки;

  16. Техническая документация на оборудование должна содержать:

  • Принципиальные схемы;

  • Разделы монтажа и демонтажа;

  • Исполнительную и конструкторскую документацию, паспорта на оборудование, комплект метрологической документации;

  • Разделы проведения пуско-наладочных работ и тестирования;

  • Руководство оператора по обслуживанию эксплуатации СУ ИУ, ПО с необходимыми файлами Подгрузки на CD;

  • Методику настройки программ;


Дополнительные требования

  1. Предусмотреть вывод сигнала «пожар» с АСПС (система автоматической пожарной сигнализации) на диспетчерский пульт ЦДНГ;

  2. Отключение токоприёмников измерительной установки, при сигнале «пожар», должно производится от срабатывания 2-х датчиков в одном шлейфе;

  3. Предусмотреть сервисные средства и ЗИП. Объем и состав ЗИП должен быть достаточным для эксплуатации оборудования в течение гарантийного срока;

  4. В рамках проектных работ выполнить обезличенные опросные листы (ОЛ) и технические требования (ТТ) по закупаемому оборудованию и материалам. В ОЛ и ТТ необходимо отразить электрические и технические характеристики, эскизы датчиков с габаритными, монтажными, присоединительными установочными размерами, схемы электрических расключений. ОЛ и ТТ согласовать с УИТ;

  5. Кабельные ввода на приборах и датчиках КИПиА предусмотреть с возможностью закрепления защитного рукава (металлорукова) подключаемого контрольного кабеля;

  6. Оборудование и материалы должны соответствовать требованиям существующих ГОСТ Р, иметь необходимые сертификаты соответствия РФ;

  7. Строительно-монтажные, пусконаладочные работы выполнить в соответствии с требованиями СНиП, отраслевых норм и правил безопасного проведения работ;

  8. В сметах предусмотреть доработку программного обеспечения для вывода информации на верхний уровень (интеграцию ТК16L.10 с контроллером измерительной установки и полевым оборудованием). Необходимость доработки ПО определить проектом;

  9. Проектную документацию выполнить на бумажном носителе, и в электронном виде в формате *.pdf;


Особые требования

  1. Спецификации оборудования, структурные схемы АСУ ТП до окончания проектных работ согласовать с УИТ;

  2. Срок действия технических условий по АСУ ТП, КИПиА и связи 1 год;

  3. Предусмотреть в сметах на ПНР затраты на доработку прикладного ПО для сопряжения ПЛК СУ ИУ с системой телемеханики «Телескоп+» (версия 4.0);

  4. Предусмотреть в сметах на ПНР затраты для сопряжения СУ УЭЦН с системой телемеханики «Телескоп+» (версия 4.0);

  5. Применить проектное решение по осуществлению контроля и управления СУ ЭЦН по протоколу «ЮНГ-универсал» к системе ТМ «Телескоп+» (версия 4.0) путём тиражирования ПО, разработанного ЗАО «НПФ «Прорыв»;

  6. Проект согласовать с УИТ;

  7. Документы на согласование представлять в электронном виде, в фор-мате PDF (*.pdf);

  8. Предоставить в УИТ 1 экземпляр проекта на бумажном носителе и 1 экз. в электронном виде в формате PDF (*.pdf) на диске с составлением акта передачи.

18.

Обеспечение единства измерений и контроль качества продукции

  1. Измерительная установка должна соответствовать требованиям национального стандарта ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерение количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа»;

  2. Метод измерения массы сырой нефти - прямой метод динамических измерений на базе массовых расходомеров с основной относительной погрешностью не более ± 0,25%;

  3. Метод измерения количества нефтяного газа – прямой метод динамических измерений на базе массовых расходомеров (тип расходомера для газа может быть уточнен при заказе);

  4. Измерительная установка должна иметь утвержденную методику измерений, разработанную в соответствии с ГОСТ Р 8.563-2009 Государственная система обеспечения единства измерений. «Методики (методы) измерений»;

  5. Вычислительные устройства ИУ должны обеспечивать регистрацию и хранение информации о результатах измерений количества и параметров сырой нефти по каждой скважине за период не менее одного месяца;

  6. ИУ должна соответствовать ФНиП в области промышленной безопасности "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности" Зарегистрированные в Минюсте России 19 апреля 2013 года, регистрационный N 28222.»;

  7. Импортное оборудование и инструмент должны иметь техническую документацию производителя, в том числе и на русском языке;

  8. При разработке ПСД на все СИ разработать обезличенные ОЛ;

  9. В состав ОЛ на СИ и ТТ на блочное оборудование включить требования :

  • Средства измерений должны иметь действующие свидетельства об утверждении типа и внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений;

  • Все средства измерения должны иметь свидетельства о поверке СИ, причём срок действия свидетельства о поверке должен составлять не менее половины меж поверочного интервала на момент ввода в промышленную эксплуатацию;

  • Все средства измерений должны иметь действующие Сертификаты соответствия требованиям Технического регламента Таможенного союза к оборудованию для работы во взрывоопасных средах, выполнение которых обеспечивает безопасность его применения во взрывоопасных средах;

  • Средства измерений должны иметь паспорт на средства измерения, техническое описание, инструкцию по эксплуатации, методику поверки на русском язык.

В сводный сметный расчёт включить затраты на проведение поверки средств измерений

19.

Требования к технологии, режиму предприятия и основному оборудованию

  1. Режим работы предприятия круглосуточный, круглогодичный;

  2. Принятые технологии, оборудование, строительные решения, организация строительства и эксплуатации объекта должны соответствовать нормам Российской Федерации;

  3. Разработать технологические и технические решения, ведущие к снижению капиталовложений и эксплуатационных затрат и соответствующие мировому уровню;

  4. Предусмотреть использование малолюдных, энергосберегающих, экологически чистых технологий;

  5. Предусмотреть применение оборудования, запорно-регулирующей арматуры, изоляционных покрытий и соединительных деталей трубопроводов, сертифицированных в установленном порядке, разрешенных к применению;

  6. Предусмотреть применение энергосберегающих технологий, оборудования и материалов;

  7. Предусмотреть технико-экономические обоснования (сравнительного анализа) по энергоэффективности предлагаемых решений в части выбора энергоемкого оборудования и систем теплоснабжения.

20.

Требования к архитектурным, объемно-планировочным и конструктивным решениям

  1. Здания и сооружения выполняются из блоков и укрупненных узлов максимальной заводской готовности, обеспечивающих минимальный объем СМР на строительных площадках;

  2. Блоки должны соответствовать требованиям ВНТП 01/87/04-84;

  3. Конструктивные и объемно-планировочные решения блоков должны обеспечить оптимальную технологичность при изготовлении, монтаже, ремонте и эксплуатации;

  4. Блочное оборудование, площадки обслуживания, кабельную эстакаду, ВВД размещать на свайных основаниях из трубной продукции. Количество и длину свай принять согласно расчету;

  5. Строительство ВЛ-35 кВ выполнить на унифицированных двухцепных металлических опорах, с закреплением в грунте на свайных фундаментах из железобетонных свай. При невозможности применения ж/б свай, сваи принять из металлических труб. Свайные фундаменты (материал, количество и длину свай) принять исходя из расчетов свайных фундаментов и результатов инженерных изысканий;

  6. Монтаж оборудования ПС выполнить на свайных основаниях, со стальными ростверками и габаритом от земли не менее 1,2 м. Для эксплуатации оборудования 35 кВ (выключатели, разъединители, шкафы управления и автоматики), предусмотреть площадки обслуживания с лестницами и перилами, настил площадок обслуживания выполнить ПВ 506 ГОСТ 8706-78 (просечка). Площадки обслуживания и лестницы должны отвечать требованиям СНиП Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Свайные фундаменты принять из железобетонных свай. При невозможности применения ж/б свай, сваи принять из металлических труб. Свайные фундаменты (материал, количество и длину свай) принять исходя из расчетов свайных фундаментов и результатов инженерных изысканий;

  7. Предусмотреть расположение узла задвижек (нефтегазосборных сетей и высоконапорного водовода) за территорией кустовой площадки;

  8. Покрытие ограждающих конструкций, стеновых и кровельных панелей, покраска оборудования выполняется в корпоративной цветовой гамме с нанесением логотипов ПАО «НК «Роснефть» - в соответствии с ТУ (Методическими указаниями) Заказчика;

  9. Используемые материалы и покрытия для изготовления блоков должны обеспечивать их сохранность и внешний вид без дополнительных работ на весь срок службы;

  10. Предусмотреть установку предупреждающих и информационных знаков, знаков пожарной безопасности на кустовых площадках согласно нормам и требованиям ПБ РФ, на трубопроводах, крановых узлах - согласно требованиям методических Указаний ООО «РН - Юганскнефтегаз»;

  11. Предусмотреть ограждение дренажных емкостей и колодцев;

  12. Предусмотреть закрепление трассы трубопроводов на местности установкой опознавательных, предупредительных и пр. знаков в соответствии с требованиями РД 39-132-94 «Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов";

  13. Конструкцию знаков принять в соответствии с требованиями инструкции № П3-05 И-009 ЮЛ-099 (версия 2.00) "Установка опознавательных знаков, аншлагов и указателей трасс трубопроводов";

  14. Внешнее оформление (узлов задвижек, ограждение узлов задвижек) выполнить в соответствии с методическим указанием Компании «Применение фирменного стиля ПАО «НК «Роснефть» по оформлению производственных объектов в дочерних обществах ПАО «НК «Роснефть» блока Upstream и производственного сервисного блока» №ПЗ-01.04 М-0006 от 19.08.2011г.;

  15. Конструктивное исполнение площадок обслуживания запорной арматуры и другого линейного оборудования должно обеспечивать возможность кругового доступа и обслуживания оборудования в соответствии с требованиями ФНиП в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»;

  16. При проектировании предусмотреть максимальное использование существующих площадок, проездов, подъездных путей;

  17. Приведение ограждения существующих узлов задвижек к требованиям корпоративной обозначенности (при необходимости);

  18. Предусмотреть аншлаги «Ведется видеонаблюдение» для снижения рисков краж на кустовых площадках;

  19. Согласовать с Заказчиком в письменной форме технологическую схему и генплан объекта на стадии проект. Согласование приложить к ПЗ проекта;

  20. Площадки обслуживания и лестницы должны отвечать требованиям СНиП и ФНиП в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Во всех случаях площадки лестницы должны иметь настил выполненный из металлических листов с поверхностью, исключающей возможность скольжения;

  21. Наружную покраску всего проектируемого технологического оборудования произвести в соответствии с методическим указанием Компании «Применение фирменного стиля ПАО «НК «Роснефть» по оформлению производственных объектов в дочерних обществах ПАО «НК «Роснефть» блока Upstream и производственного сервисного блока» №ПЗ-01.04 М-0006 от 19.08.2011г.;

  22. Применение новейших материалов и технологий, обеспечивающих надежную эксплуатацию;

  23. Экологические требования в соответствии с нормативными документами, действующими на территории РФ;

  24. Применение энергосберегающих технологий;

  25. Технологические процессы производства должны быть максимально автоматизированы с учетом требований Стандарта Компании «Автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) нефтегазодобычи. Требования к функциональным характеристикам» № П3-04 С-0038 версия 2.00.

21.

Требования и условия к разработке природоохранных мероприятий

  1. Разработать раздел «Перечень мероприятий по охране окружающей среды» в соответствии с требованиями Постановления от 16.02.2008г. № 87 «О составе разделов проектной документации и требования к их содержанию» (с учетом изменений и дополнений) относительно к проектируемому объекту;

  2. Разработка рыбохозяйственного раздела (при необходимости) Предусмотреть пообъектный расчет затрат на возмещение ущерба водным биоресурсам и среде их обитания. Затраты учесть в объектных сметах объектов.

22.

Требования энергетической эффективности, оснащенности зданий, строений и сооружений приборами учета используемых энергетических ресурсов

  1. Предусмотреть разработку раздела «Мероприятия по обеспечению соблюдения требований энергетической эффективности», с отражением в проекте итоговых первичных сведений по проектируемому объекту в формате приложений к ГОСТ Р 51379-99 «Энергосбережение. Энергетический паспорт промышленного потребителя топливно - энергетических ресурсов. Основные положения. Типовые формы»;

  2. Предусмотреть применение энергосберегающих технологий, оборудования и материалов;

  3. Предусмотреть технико-экономические обоснования (сравнительного анализа) по энергоэффективности предлагаемых решений в части выбора энергоемкого оборудования и систем теплоснабжения.

23.

Требования по разработке инженерно-технических мероприятий по гражданской обороне и предупреждению чрезвычайных ситуаций

  1. В соответствии с действующим законодательством РФ по ГО и ЧС, Градостроительным кодексом (ст. 48 пункт 14), СП 11-107-98 , СНиП 2.01.51-90 , Приказом МЧС РФ, исходными данными и требованиями территориальных органов управления МЧС РФ;

  2. Устанавливать уровни ответственности зданий и сооружений, классифицировать объекты по значимости в случае реализации террористических угроз;

  3. Выполнение в полном объеме требований Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утвержденных федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору приказом №101 от 12.03.2013г.;

24.

Требования по обеспечению пожарной безопасности, ПС, АСПТ

1   2   3   4   5   6

Похожие:

Первый заместитель генерального директора по производству Главный инженер ООО «рн-юганскнефтегаз» iconПервый заместитель генерального директора – главный инженер
Наименование поставляемых товара: один новый автомобиль Mitsubishi pajero sport did 5 Instyle at; год выпуска – 2013; дизель

Первый заместитель генерального директора по производству Главный инженер ООО «рн-юганскнефтегаз» iconТехническое задание на размещение сотрудников ОАО «Воронежнефтепродукт»
Заместитель генерального директора по техническим вопросам главный инженер ОАО «Воронежнефтепродукт»

Первый заместитель генерального директора по производству Главный инженер ООО «рн-юганскнефтегаз» iconТехническое задание заместитель генерального директора- главный инженер
Настоящее техническое задание распространяется на проектирование, изготовление и поставку энергокомплекса дизельного автоматизированного...

Первый заместитель генерального директора по производству Главный инженер ООО «рн-юганскнефтегаз» iconТехническое задание на выполнение комплекса работ с приобретением...
Заместитель директора по техническим вопросам – Главный инженер филиала ОАО «мрск северо-Запада «Новгородэнерго»

Первый заместитель генерального директора по производству Главный инженер ООО «рн-юганскнефтегаз» iconОао «Концерн Росэнергоатом» утверждаю заместитель Генерального директора
...

Первый заместитель генерального директора по производству Главный инженер ООО «рн-юганскнефтегаз» iconОао «Концерн Росэнергоатом» утверждаю заместитель Генерального директора
...

Первый заместитель генерального директора по производству Главный инженер ООО «рн-юганскнефтегаз» iconИзвещение о проведении запроса котировок по закупке масла, смазки...
Первый заместитель генерального директора по экономике, финансам и имущественному комплексу

Первый заместитель генерального директора по производству Главный инженер ООО «рн-юганскнефтегаз» iconГлавный инженер ооо"Северстрой"

Первый заместитель генерального директора по производству Главный инженер ООО «рн-юганскнефтегаз» icon«утверждаю» первый заместитель генерального директора ОАО «лии им. М. М. Громова»
Запроса ценовых котировок в электронной форме по отбору организации с целью заключения договора купли-продажи легковых автомобилей...

Первый заместитель генерального директора по производству Главный инженер ООО «рн-юганскнефтегаз» iconАнкета участника. Техническое задание. Главный инженер ООО «лукойл-центрнефтепродукт»


авто-помощь


Заказать интернет-магазин под ключ!

При копировании материала укажите ссылку © 2015
контакты
auto-ally.ru
<..на главную