Приложение №1
к Документации о Запросе предложений
Техническое задание
на выполнение работ по техническому перевооружению ГРП-1
1. Краткая техническая характеристика объекта
Тип - ГРП стационарный
Регистрационный № 322
Дата вода в эксплуатацию - декабрь 1974
Техническая характеристика ГРП-1 и параметры настройки оборудования
ГРП-1 служат для:
- снижения давления с Р=6 кгс/см2 (± 10 %) на входе в ГРП до Р=2 (±10 %) кгс/см2 на выходе с ГРП и поддержания его заданных параметров;
ГРП состоит из двух зданий:
- здания регуляторов, где расположены четыре нитки редуцирования (на всех нитках установлены РД, поворотно-регулирующие заслонки Ду 300) и пять фильтров очистки газа висцинового типа. К зданию регуляторов примыкает помещение щита управления (ЩУ), где расположены сборки электроприводов задвижек и выключатели освещения ГРП;
- здания задвижек, где размещены общие отключающие задвижки на подводе и отводе газа от ГРП. Здание регуляторов и задвижек обеспечено естественной вентиляцией с трехкратным объемом воздуха.
Для регулирования давления газа на ГРП-1предусмотрены:
- Нитка регулирования № 1 - Ду – 300 с регулятором поворотным, регулирующими заслонками, Р вх - 6 кгс/см2, Р вых до 2,0 (± 10 %) кгс/см2 Управление этой ниткой регулирования производится только из ГРП.
-Три основные нитки регулирования Ду – 500 с электронными регуляторами и поворотными регулирующими заслонками Ду – 300.
Согласно проекту УралТЭПа производительность каждого ГРП-360000 нм3/час.
С 2009 года для исключения необходимости перенастройки СППК (сбросной пружинный предохранительный клапан) при выводе одного из ГРП в ремонт, ГРП-1,2,3 переведены на давление газа после себя 2,4(±10 %) кгс/см2.
Для защиты газопроводов после каждого ГРП от повышения давления в случае неплотного закрытия регуляторов, установлено по пять сбросных пружинных предохранительных клапанов СППК-4-150. Пределы настройки клапанов:
Открытие 2,7 кгс/см2
Закрытие 2,4 кгс/см2
2. Общие требования
2.1. Требования к месту выполнения работ.
г. Сургут филиал ОАО «ОГК-2» Сургутская ГРЭС-1 территория ГРП-1,2,3.
2.2. Требования к срокам выполнения работ.
Начало работ – июль 2014 год
Окончание работ – январь 2015 год
Работы выполняются поэтапно, согласно Графику выполнения работ, который согласовывается Сторонами на этапе заключения договора, в т.ч.:
1) Строительно-монтажные, пусконаладочные работы:
- работы по демонтажу, сопутствующие строительные работы, поставка оборудования его монтаж и наладка с июля по ноябрь 2014г.;
2) Опытная эксплуатация и сдача в промышленную эксплуатацию: с декабря 2014г. по январь 2015г.
2.3. Требования к применяемым стандартам, СНиПам и прочим правилам.
В ходе выполнения работ Подрядчику необходимо руководствоваться:
«Федеральный закон от 21 июля 1997г. №116-ФЗ «О промышленной безопасности
опасных производственных объектов», с изменениями;
«Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления» ПБ 12-529-03;
«Инструкция о мерах пожарной безопасности при проведении огневых работ на энергетических предприятиях» РД 153-34.03.305;
«Технические требования на систему автоматизированного управления горелками
газомазутного котла, способствующую повышению взрывобезопасности при розжиге горелок» СО 34.35.677-2003;
«Инструкция о порядке выдачи Госгортехнадзором России разрешений на выпуск
и применение оборудования для газового хозяйства Российской Федерации» РД 12-88-95 с изменениями РДИ 12 450(88) –02;
«Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического
оборудования электростанций и тепловых сетей» РД 34.03.201-97;
Основные требования к проектной и рабочей документации ГОСТр 21.1101-2009;
ТЕР (м,п) – 2001 (ФЕР (м,п) -2001), МДС (81-34-2004г., 81-35-2004г., 81-25-2001г.),
Часть IV СНИП «Сметные нормы и правила», гос.стандарты СПДС, ЕСКД и др.действующие нормативные документы для разработки проектной документации, строительства и реконструкции объектов энергетики.
Применяемые оборудование и материалы должны отвечать требованиям соответствующих нормативных документов Ростехнадзора, государственного пожарного надзора, ведомственного технического надзора.
2.4. Требования к организации работ.
Выполнение всего комплекса работ по техническому перевооружению ГРП-1, согласно рабочей документации №43-13 ТИ ООО"ТеконГазАвтоматика" (далее – рабочая документация), разработанной в 2013году.
Работы выполняются специализированной организацией силами специалистов, аттестованных в установленном порядке.
Работы организуются в полном соответствии с «Правилами техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей» (РД 34.03.201-97), «Правилами безопасности систем газораспределения и газопотребления» (ПБ 12-529-03), «Правилами устройств электроустановок», «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей».
Подрядчик обязан:
Осуществлять составление графиков совмещенных работ (при привлечении субподрядной организации) и согласование их с Заказчиком.
Проводить оперативный контроль качества выполняемых работ.
Осуществлять перемещение оборудования к месту производства работ и подготовку его к монтажу.
Производить контроль соответствия составных частей и деталей требованиям НТД.
Осуществлять проверку соблюдения технологической дисциплины (выполнение требований технологической документации, качества применяемой оснастки, приспособлений и инструмента).
В обязательном порядке согласовывать с разработчиками рабочей документации любые, самые незначительные отступления от рабочей документации, которые могут возникнуть в течение всего технического перевооружения Объекта.
За счет собственных сил и средств организовать доставку своего персонала к месту проведения работ и обратно.
2.5. Требования к обеспечению техники безопасности при проведении работ.
Специалисты, проводящие работы непосредственно на оборудовании электростанции, проходят инструктаж по Программе вводного, первичного инструктажа и по основным правилам техники безопасности на тепловой электростанции.
Подрядчик обязан обеспечить при производстве работ выполнение требований Правил внутреннего трудового распорядка Сургутской ГРЭС-1, правил противопожарной безопасности, правила безопасности систем газораспределения и газопотребления, Ростехнадзора, ПУЭ, межотраслевых правил и инструкций по технике безопасности, охране окружающей среды и промышленной санитарии, ГОСТ и СНиП по соответствующим видам работ.
Допуск к работам оформляется в соответствии с действующим на Сургутской ГРЭС-1 порядком.
2.6. Ответственность Подрядчика.
За нарушение условий технического задания (далее –ТЗ), повлекшие ухудшение результата выполненных Работ, Заказчик вправе потребовать от Подрядчика безвозмездного устранения дефектов и недостатков в сроки, установленные Заказчиком либо соразмерного уменьшения стоимости Работ.
Подрядчик отвечает за соответствие качества материалов, применяемых при производстве работ, государственным стандартам и техническим условиям и несет риск убытков, связанных с их ненадлежащим качеством.
Подрядчик несет ответственность за ущерб, причиненный в ходе работы людям, зданиям, оборудованию, за соблюдение требований охраны труда, пожарной и промышленной безопасности в процессе производства работ. Подрядчик несет ответственность за убытки понесенные Заказчиком вследствие простоя производства (оборудования) по причине неисполнения либо ненадлежащего исполнения Подрядчиком своих обязательств по настоящему ТЗ.
Подрядчик, не предупредивший Заказчика о необходимости выполнения дополнительных работ, не учтенных в ТЗ, которые могут повлиять на работоспособность оборудования, а также об иных обстоятельствах, которые грозят годности или прочности результатов выполняемой работы либо создают невозможность её завершения в срок, либо продолживший работу, несмотря на своевременное указание Заказчика о прекращении работы, обязан возместить в полном объеме убытки, причинённые Заказчику.
Уплата неустойки и возмещение убытков не освобождает Подрядчика от исполнения работ по ТЗ и устранения нарушений.
2.7. Иные требования (особые условия).
2.7.1. Подрядчик должен иметь:
Свидетельство об аттестации лабораторий неразрушающего контроля, свидетельство производственной аттестации технологий сварки (наплавки) в соответствии с требованиями РД 03-615-03 для проведения данной работы, располагать аттестованным персоналом, сертифицированным оборудованием, приспособлениями и средствами контроля для выполнения работ.
2.7.2. Требования к составлению сметных расчетов.
Цена коммерческого предложения должна быть обоснована сметными расчетами.
Сметные расчеты должны быть выполнены в формате, обеспечивающем загрузку данных в программный комплекс сметных расчетов «ГОССТРОЙСМЕТА» (или «Гранд-Смета»), с применением ТЕР (м,п) – 2001 или ФЕР (м,п) – 2001, МДС (81-34-2004г., 81-35-2004г., 81-25-2001г.), Часть IV СНИП «Сметные нормы и правила», гос. стандартов СПДС, ЕСКД и др. действующих нормативных документов для разработки сметной документации, строительства и реконструкции объектов энергетики. Использование иного программный комплекс сметных расчетов возможно только по дополнительному согласованию с Заказчиком.
При рассмотрение сметных расчетов при обнаружении ошибок Заказчик вправе дать замечания и предложения.
3. Требования к выполнению работ.
3.1. Требования к видам и объемам выполняемых работ.
3.1.1. Содержание и объемы работ.
3.1.1.1. Вид выполняемых работ:
При тех.перевооружении ГРП-1 должны выполняться следующие виды работ:
поставка оборудования и материалов, в т.ч. программно-технический комплекс (далее –ПТК);
демонтаж старого оборудования, монтаж нового оборудования, согласно рабочей документации;
пусконаладочные работы;
обучение персонала Заказчика;
сдача оборудования, в т.ч. ПТК АСУТП, в опытную и промышленную эксплуатацию происходит с участием инспектора РТН.
3.1.1.2.Объёмы выполняемых работ.
Работы выполняются Подрядчиком, согласно рабочей документации №43-13 ТИ ООО"ТеконГазАвтоматика"
Работы Подрядчик должен выполнить полный комплекс работ, в т.ч.:
Выполнить поставку материалов и оборудования, демонтажные, строительно-монтажные, пусконаладочные работы, сдать оборудование, в т.ч. ПТК АСУТП в опытную эксплуатацию, устранить замечания (в случае их возникновения) в период опытной эксплуатации и сдать оборудование, в т.ч. ПТК АСУТП, в промышленную эксплуатацию.
Выполнить работы, связанные c монтажом (демонтажем) лесов, антикоррозионным покрытием и покраской газопроводов.
Провести демонтаж кабелей, КИП, тепломеханического и электрического оборудования, не предусмотренного к использованию, согласно рабочей документации.
3.1.1.2.1. Краткая характеристика объекта, подлежащего демонтажу, и технические решения по техническому перевооружению ГРП:
Подача газа в ГРП осуществляется от подземного газопровода высокого давления газа DN600 мм, Рр0,6 МПа.
ГРП-1 состоит из 2-х зданий:
-здание задвижек прямоугольной формы, каркасное с размерами по осям 6000х18000 мм
и высотой 9000 мм;
-здание ГРП прямоугольной формы, каркасное с размерами по осям 12000х24000 мм и
высотой 9000 мм с кирпичной пристройкой 12000х6000 для размещения КИП, стены зданий - керамзитобетонные панели и кирпичные в цокольной части. В зданиях предусмотрено водяное отопление.
Помещения в здании ГРП, где расположено газовое оборудование, соответствует по
взрывопожарной и пожарной опасности категории "А", помещение КИП категории "Г".
Перед зданием задвижек на расстоянии 30 м расположен колодец, в котором установлена на отм. -1,400м входная задвижка DN 600мм с электроприводом. После колодца газопровод DN 600 мм врезан в гребенку DN 800 мм, которая расположена надземно. После гребенки газ двумя газопроводами DN 500 мм, проложенными в надземном положении, входят в здание задвижек. Кроме этого в здание задвижек входит газопровод DN 800 мм от ГРП-2, выполняющий роль резервного газопровода.
На каждом газопроводе DN 500 мм последовательно установлены струевыпрямитель
и камерная диафрагма для учета расхода газа. При этом струевыпрямители расположены между гребенкой DN 800 мм и зданием задвижек, а диафрагмы внутри здания задвижек. В здании задвижек установлена также на резервном газопроводе задвижка с электроприводом DN 600 мм с переходами 600х800 мм.
Затем два газопровода DN 500 мм и резервный газопровод DN 800 мм выходят из здания задвижек и врезаются в гребенку DN 1000 мм, расположенную перед зданием ГРП. После гребенки два газопровода DN 500 и 800 мм входят в здание ГРП. Внутри здания ГРП на газопроводе DN 800 мм установлена задвижка DN 600 мм с переходами 600х800 мм и врезаны параллельно 5-ть волосяных фильтров DN 300 мм. После фильтров проложен коллектор DN 800 мм, к которому фильтры присоединяются выходными патрубками. На выходе коллектора из здания установлена задвижка DN 600 мм с переходами 600х800 мм. Газопровод DN 500 мм, на котором установлена задвижка DN500, мм служит байпасом узла фильтров. Снаружи здания ГРП байпасная линия по фильтрам и выходной коллектор от фильтров врезаны в газопровод DN 1000 мм, проложенный с наружной стороны где врезаны линии редуцирования.
Внутри здания ГРП установлены 4-е линии редуцирования. Три линии с регуляторами DN 300 мм и одна линия с регулятором DN 200 мм. На каждой линии редуцирования последовательно расположены задвижка с электроприводом, поворотная заглушка, компенсатор, регулятор давления, шумоглушитель, поворотная заглушка, и задвижка с электроприводом. Все линии редуцирования на выходе врезаны в коллекторы DN 1000 мм, расположенный снаружи здания ГРП. В этот коллектор врезан газопровод DN 1000 мм, который транзитом проложен через здание задвижек к котельно-турбинному корпусу. Для отключения этого газопровода внутри здания задвижек установлена электрифицированная задвижка DN 800 мм с переходами 1000х800. В этот коллектор врезан также газопровод DN 500 для газоснабжения отопительной котельной, который проходит также транзитом параллельно газопроводу DN 1000 мм через здание задвижек и на котором внутри здания задвижек также расположено отключающее устройство с электроприводом.
Для защиты выходного газопровода от аварийного повышения давления после редуцирующих линий в здании установлен блок предохранительных клапанов типа СППК4-16, состоящий из 5-ти единиц арматуры. Перед каждым предохранительным клапаном предусмотрена установка запорного устройства. Сброс газа от предохранительных клапанов осуществляется в общую свечу DN 300 мм, установленную рядом со зданием ГРП.
Всё существующее газовое оборудование ГРП и газопроводы обвязки демонтируются.
Демонтируется также резервный газопровод в границах от гребенки до района расположения
колодца, а также газопровод DN 500 мм для газоснабжения котельной.
Вновь монтированное газовое оборудование ГРП группируется в следующие отдельные узлы:
1)Узел подключения;
2)Узел очистки газа;
3) Узел учета расхода газа;
4) Узел редуцирования;
5)Установка предохранительного сбросного клапана.
Узел подключения запроектирован в районе расположения колодца. Существующая
задвижка DN 600 мм, расположенная внутри колодца, демонтируется. Газопровод из колодца за счет 2-х колен выводится через стенку колодца на отметку +1,000, по направлению к зданию задвижек.
После выхода вновь проектируемого газопровода из колодца на нем последовательно устанавливается следующее газовое оборудование:
- кран шаровой с электроприводом DN 600 мм, Рр 1.6 МПа;
- изолирующее фланцевое соединение DN 600 мм, Рр 0.6 МПа;
- поворотное кольцо-заглушка DN 600 мм;
- переход 600х800 мм;
- равнопроходный тройник DN 800 мм;
- затвор запорный поворотный с электроприводом DN 800 мм, Рр 1.6 МПа;
- установка поворотной заглушки DN 800 мм, Рр 0.6 МПа;
- изолирующее фланцевое соединение DN 800 мм, Рр 0.6 МПа.
Далее, газопровод DN 800 мм прокладывается до здания задвижек, возле которого, при помощи равнопроходного тройника DN 800 мм, разделяется на два газопровода:
- основной газопровод DN 800 мм прокладывается вдоль стены в направлении здания задвижек и после последовательной установки на нем в качестве запорной арматуры,
затвора поворотного дискового DN 800 мм с ручным приводом и поворотного кольца-заглушки DN 800 мм, поднимается на отм. +2,600 м и через футляр входит в здание задвижек для присоединения к нему узла очистки газа;
- резервный газопровод (байпас фильтров), после установки перехода диаметров 800х500
мм прокладывается в противоположную основному газопроводу сторону.После последовательной установки на нем, в качестве запорной арматуры, затвора поворотного дискового DN 500 мм с ручным приводом и поворотного кольца-заглушки DN 500 мм, газопровод через футляр входит в здание задвижек на отм. +1,000 м и прокладывается через него транзитно.
В здании задвижек предусмотрен узел очистки газа. Узел предназначен для очистки
газа от механических примесей, способных повредить внутренние поверхности клапанов, регуляторов давления и т.д. Узел очистки газа состоит из 4-х фильтров, один из которых является резервным. В качестве фильтра предусмотрен стальной сварной фильтр типа ФГМ 400 пропускной способностью 150000 м3 /ч при давлении на входе 0,6 МПа. Для обеспечения непрерывной работы ГРП при техническом осмотре фильтров или замены кассеты до и после каждого фильтра установлены запорные устройства в комплекте с поворотными заглушками, а также компенсаторы для удобства установки поворотных заглушек. Для контроля степени засоренности кассеты фильтр имеет отборные устройства для подсоединения регистрирующего дифманометра для замера перепада на кассете фильтра. В узле на каждом фильтре предусмотрен продувочный газопровод DN 20 мм и установка манометра в комплекте с трехходовым клапаном. Продувочный газопровод обеспечивает возможность продувки отключенного фильтра через свечу. Все фильтры параллельно присоединяются к входному и выходному газопроводам DN 800 мм. После узла очистки газопровод выходит из здания задвижек, где на нем последовательно устанавливаются затвор поворотный дисковый DN 800 мм с ручным приводом и поворотное кольцо-заглушка DN 800 мм. После чего, в основной газопровод DN 800 мм осуществляется врезка резервного(байпас) газопровода DN 500 мм. Далее, газопровод DN 800 мм прокладывается к зданию ГРП, где через футляр, расположенный на отм. +1,000 м входит в здание
Узел учета расхода газа состоит из основной и резервной нитки DN 800 мм.
На каждой нитке установлена бескамерная диафрагма с двумя парами отборов с учетом
требований ГОСТ 8.563.2-2005. Для сокращения длин прямых участков перед диафрагмой согласно требованиям ГОСТ 8.563.2-2005 предусмотрена установка устройство подготовки потока типа "Zanker" DN 800 мм PN 0,6 МПа.Для обеспечения непрерывной работы ГРП при переводе узла учета расхода с основной нитки на резервную и, наоборот, до и после диафрагм установлены запорные устройства в комплекте с поворотными заглушками. На участках газопроводов между запорными устройствами узла учета предусмотрены продувочные газопроводы DN 20 мм для сброса газа через свечу в атмосферу и установка манометра в комплекте с трехходового клапана, а также датчиков автоматики учета расхода газа.
Основными элементами газового оборудования ГРП является узел редуцирования, со-
стоящий из 4-х ниток (3-х основных и 1-ой растопочной). Каждая нитка редуцирования состоит из последовательно соединенных между собой, при помощи катушек, входного запорного устройства с электроприводом DN 500 мм PN 0,6 МПа, регулятора давления газа производства фирмы "Флейм" со встроенным глушителем шума и запорного устройства с электроприводом DN 800 мм PN 0,6 МПа. На каждой нитке редуцирования после первого и перед вторым запорным устройством установлены поворотные заглушки. На каждой нитке редуцирования после первой задвижки имеются отборные устройства для установки показывающего манометра и присоединения продувочного газопровода. На выходных газопроводах каждой нитки редуцирования предусмотрена врезка коллектора, на котором установлены, согласно проведенного расчета пропускной способности предохранительных сбросных клапанов, 3-и предохранительных сбросных клапан типа СППК4Р-150-16. Перед каждым клапаном установлено запорное устройство, а также предусмотрена возможность настройки каждого клапана на величину давления срабатывания. Каждая нитка редуцирования врезана в коллектор DN 1200 мм, расположенный снаружи здания ГРП. С другой стороны этого коллектора врезан газопровод DN 1000 мм, который проложен по направлению к зданию задвижек, и после входа в здание в существующий футляр присоединяется к выходному существующему газопроводу из ГРП. На этом газопроводе DN 1000 мм, сразу после врезки в коллектор DN 1200 мм, установлены последовательно:
- установка поворотной заглушки DN 1000 мм, Рр 0.6 МПа;
- затвор запорный поворотный с электроприводом DN 1000 мм, Рр 0.6 МПа.
Все узлы между собой обвязываются основными, продувочными и сбросными газопроводами в соответствии с нормативной документации.
Крепления продувочных и сбросных газопроводов ГРП производится к стенам здания через каждые 2 метра по месту.
Установка контрольных и измерительных приборов, щитовых устройств в ГРП предусматривается в существующем помещении, пристроенном к зданию ГРП.
АСУ ТП ГРП выполнена на базе программно – технического комплекса
«Текон» с использованием контроллеров МФК-1500.
В структуре АСУ ТП ГРП выделяется два уровня управления и соответствующих
им аппаратных средств.
Нижний уровень должен обеспечивать выполнение функций сбора, первичной об-
работки входных сигналов, автоматического или дистанционного управления исполни-
тельными механизмами, автоматического регулирования заданных технологических параметров и выполнение локальных технологических защит и технологических блокировок.
Верхний уровень управления реализуется с использованием программно-
технического комплекса (ПТК) «Текон».
ПТК включает в себя:
Датчики измеряемых параметров, запорная и регулирующая арматура совместно с исполнительными механизмами и устройствами.
Шкаф ПТК, в котором размещается дублированный контроллер МФК 3000.
Верхний уровень управления должен обеспечивать взаимодействие персонала с АСУ ТП и включает в себя два автоматизированных рабочих места (АРМ). АРМ №1 и №2 должны устанавливаться на ЦЩУ и обеспечивать равные возможности по управлению и ведению технологического режима. Инженерная, Архивная станция устанавливается на ПВК-2 и не должны иметь возможности воздействия на органы управления технологическим оборудованием. Каждый АРМ состоит из одного промышленного компьютера стоечного исполнения с системой фильтрации воздуха оснащенный корзиной для жестких дисков с поддержкой RAID 1 и горячей замены. Каждый АРМ должен быть расположен в двухуровневой стойке Rittal серии TS8 с остекленными передними дверьми. На нижнем ярусе должны быть расположены системный блок и блок бесперебойного питания, на верхнем ярусе стойки, монитор и выдвижная полка с клавиатурой и манипулятором типа мышь. Архивная станция должна обеспечивать передачу оперативной информации по протоколам OPC 2.x, HDA 1.x в систему оперативного мониторинга Delta8. Основными средством отображения информации и оперативного (дистанционного) управления должен быть цветной графический терминал.
Обмен информацией между контроллерами и АРМ должен осуществляться по дублированной сети Eternet с использованием резервированных оптоволоконных линий связи. Необходимо предусмотреть ВОЛС до ПВК-2 для обеспечения работы инженерной и архивной станций.
АСУ ТП ГРП включает в себя следующие подсистемы:
подсистема сбора и первичной обработки информации;
подсистема отображения информации;
подсистема сигнализации;
подсистема регистрации, протоколирования и архивирования информации;
подсистема дистанционного управления;
подсистема автоматического (логического) управления;
подсистема автоматического регулирования;
подсистема локальных технологических защит и блокировок;
подсистема обработки архивных данных.
Должен быть предусмотрен минимальный объем традиционных технических средств управления обеспечивающих ведение технологического режима при полном отказе ПТК АСУ ТП ГРП.
3.2. Требования к последовательности выполнения работ, этапам работ.
Работы выполняются поэтапно, согласно Графику выполнения работ с указанием наименования этапа, стоимости, сроков и отчетной документации. До начала этапов поставки оборудования и его монтажа, подрядчик приступает к демонтажу старого, сопутствующим строительным работам, монтажу нового оборудования. На этапе монтажа производится установка нового оборудования, в т.ч. КИПиА, с газопроводами, согласно рабочей документации.
По окончании монтажных работ, Подрядчик производит наладку, испытания, установленного комплекса технических средств (далее –КТС) АСУТП и сдачу в опытную эксплуатацию, за период которой производится устранение выявленных дефектов.
Окончанием работ является сдача оборудования и КТС АСУТП в промышленную эксплуатацию.
3.3. Требования к применяемым материалам, оборудованию и иным ресурсам.
Оборудование и материалы поставляет Подрядчик в соответствии с согласованной рабочей документацией. Цены определены в рабочей документации.
При производстве работ необходимо использовать сертифицированные, не использовавшиеся ранее, прошедшие входной контроль и удовлетворяющие требованиям НТД запасные части, материалы и оборудование.
3.3.1. Требования к техническим средствам ПТК.
Технические средства и программное обеспечение (ПО) используемые в составе ПТК (поставка Подрядчика) должны иметь открытую архитектуру и соответствовать отечественным и международным стандартам. Системное и прикладное ПО должно быть лицензионным.
Все цифровые устройства и ПО ПТК должны выполнять функции самодиагностики. Диагностика должна выявлять возникновения отказа с точностью до типового элемента замены.
В составе ПТК должны быть предусмотрены средства для обеспечения высокой живучести и надежного функционирования системы при возможных отказах оборудования, ошибках персонала и возникновении непредвиденных ситуаций. Должна обеспечиваться возможность замены отказавших устройств ПТК в «горячем» режиме (без отключения электропитания).
Технические средства и ПО ПТК АСУТП должны обеспечивать автоматическую синхронизацию всех процессов так, чтобы все технологические события, какими бы контроллерами или интеллектуальными УСО они не были зафиксированы, были бы привязаны к единой временной шкале.
3.4. Требования по оформлению необходимых разрешений и документов.
3.4.1. Документация лицензионного и разрешительного характера.
Наличие лицензий на право выполнения работ всех видов, указанных в техническом задании, либо в случае прекращения лицензирования, указанных в настоящем ТЗ видов работ, в соответствии с Федеральным законом от 22.07.08 г. № 148-ФЗ «О внесении изменений в градостроительный кодекс Российской Федерации и отдельные законодательные акты российской Федерации» - свидетельство о допуске выданное саморегулируемой организацией на виды деятельности (согласно Приказу Министерства регионального развития РФ от 09.12.2008 г. № 274).
3.4.2. Отчетная документация (в т.ч. по приемке выполненных работ).
Приемка выполненных работ осуществляется сторонами поэтапно с предоставлением отчетной документации по каждому этапу, согласно условиям договора.
На демонтируемое оборудование составляются акты демонтажа, по форме согласованной с Заказчиком.
Этапы приемки в опытную и промышленную эксплуатации оформляются соответствующими Актами ввода с приложением комплекта сдаточной документации.
3.5. Требования к гарантийным обязательствам.
Гарантийный срок нормальной эксплуатации результата работ устанавливается 12 (двенадцать) месяцев с даты подписания Сторонами Акта ввода в промышленную эксплуатацию.
Гарантийный срок на КТС АСУТП устанавливается в соответствии с гарантийным сроком изготовителя оборудования, но не менее 12 (двенадцати) месяцев с даты подписания Сторонами Акта ввода в промышленную эксплуатацию и не более 36 месяцев с даты передачи КТС АСУТП Заказчику.
4. Требования к критериям оценки предложений.
4.1. Критерии (технические/технологические) отборочного этапа:
Номер критерия
|
Наименование критерия
|
Требования заказчика работ
|
1.
|
Наличие лицензии на осуществление деятельности по проведению экспертизы промышленной безопасности (проведение экспертизы проектной документации на строительство, расширение, реконструкцию, техническое перевооружение, консервацию и ликвидацию опасного производственного объекта; технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте; зданий и сооружений на опасном производственном объекте).
|
Предоставить копию лицензии
|
2
|
Наличие персонала
|
Для проведения данной работы Подрядчик должен располагать подготовленный и аттестованным персоналом.
Для проведения данной работы Подрядчик должен иметь Свидетельство об аттестации лабораторий неразрушающего контроля, свидетельство производственной аттестации технологий сварки (наплавки) в соответствии с требованиями РД 03-615-03 для проведения данной работы, располагать аттестованным персоналом, сертифицированным оборудованием, приспособлениями и средствами контроля для выполнения работ.
|
3
|
Наличие свидетельства СРО
|
Наличие лицензий на право выполнения работ всех видов, указанных в техническом задании, либо в случае прекращения лицензирования, указанных в настоящем ТЗ видов работ, в соответствии с Федеральным законом от 22.07.08 г. № 148-ФЗ «О внесении изменений в градостроительный кодекс Российской Федерации и отдельные законодательные акты российской Федерации» - свидетельство о допуске выданное саморегулируемой организацией на виды деятельности (согласно Приказу Министерства регионального развития РФ от 09.12.2008 г. № 274):
10. Монтаж металлических конструкций:
10.5. Монтаж, усиление и демонтаж технологических конструкций.
19. Устройство наружных сетей газоснабжения, кроме магистральных:
19.5. Монтаж и демонтаж газорегуляторных пунктов и установок;
19.8. Монтаж и демонтаж газового оборудования потребителей, использующих природный и сжиженный газ;
19.10. Очистка полости и испытание газопроводов.
24. Пусконаладочные работы:
24.10. Пусконаладочные работы систем автоматики, сигнализации и взаимосвязанных устройств;
24.11. Пусконаладочные работы автономной наладки систем;
24.12. Пусконаладочные работы комплексной наладки систем;
24.13. Пусконаладочные работы средств телемеханики;
33. Работы по организации строительства, реконструкции и капитального ремонта привлекаемым застройщиком или заказчиком на основании договора с юридическим лицом или индивидуальным предпринимателем (генеральным подрядчиком).
33.1.11. Тепловые электростанции.
|
4.
|
Опыт работ
|
Осуществление участниками закупки за последние три года, предшествующих дате окончания срока подачи заявок на участие в конкурентной закупке, выполнения работ, аналогичных выполнению работ, являющихся предметом закупки.
|
5
|
Требования к ТКП
|
Технико- коммерческое предложение должно включать сметную документацию, выполненную с применением программного комплекса «ГОССТРОЙСМЕТА» (либо с использованием другого программного комплекса для составления сметных расчетов по согласованию с Заказчиком) с применением ТЕР (м,п) – 2001, СБЦ, МДС (81-34-2004г., 81-35-2004г., 81-25-2001г.), Часть IV СНИП «Сметные нормы и правила», госстандарт СПДС, ЕСКД и др. действующих нормативных документов.
|
5. Приложение:
5.1. Рабочая документация.
|
