9. Метрологические и технические требования
|
При измерении массы нефтепродуктов должен быть реализован прямой метод динамических измерений с использованием массовых расходомеров по ГОСТ Р 8.595-2004.
|
Диаметр условного прохода стояка, мм
|
100
|
Диапазон измерений массового расхода, кг/ч
|
от 0 до 130 000
|
Диапазон измерений объёмного расхода, м3/ч
|
от 0 до 130
|
Диапазон измерений температуры, не менее, °С
|
от -40 до +50
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
|
± 0,25
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объёма, %
|
± 0,15
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
|
± 0,5
|
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, %
|
± 0,5
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности, кг/мЗ
|
± 0,5
|
Рабочее давление, не более, МПа (кгс/см2)
|
0,6 (6)
|
Единица измерения для отпуска нефтепродуктов
|
-задание дозы в литрах, килограммах,
-показания ЦБУ в литрах и килограммах,
-оформление документации в литрах и килограммах
|
Поверка и КМХ
|
Поверка и КМХ средств измерения массы, объема и плотности на основе массового расходомера должны осуществляться на месте эксплуатации с использованием ПУ с весооизмерительными устройствами или мерника и весов соответствующего класса точности; плотность – по результатам сравнения измеренного значения, с лабораторным определением плотности в пробе (погрешность не более 0,2 кг/мЗ), приведенных к одной температуре или с ручным автоматизированным плотномером (рулеткой) в отсеке АЦ (погрешность не более 0,3 кг/мЗ).
Датчик температуры – на эталонной установке (погрешность <0,1°С) после демонтажа, КМХ - ручным автоматизированным измерителем температуры в отсеке АЦ (погрешность < 0,2°С).
Поверка датчика давления – после демонтажа на эталонной установке соответствующего класса точности.
|
10. Подтверждение соответствия
|
На АСН должны применятся СИ, прошедшие испытания с целью утверждения типа и внесенные в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений. АСН в целом должна пройти испытания с целью утверждения типа и должна быть внесена в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.
Оборудование АСН должно иметь документы, подтверждающие возможность их применения на промышленном опасном производственном объекте в соответствии с законодательством Российской Федерации.
Виды и порядок проведения испытаний и приемки АСН при вводе Системы в действие определяются требованиями ГОСТ 24.104-85 и ГОСТ 34.603-92. Испытания АСН должны быть проведены в соответствии с программной и методикой испытаний, утвержденной Заказчиком. Результаты приемочных испытаний системы должны быть оформлены актом, утверждаемым в установленном порядке.
|
11. Срок службы, лет
Гарантийный срок эксплуатации, мес
|
не менее 10 .
Не менее 24 с момента начала эксплуатации
|
12. Основной объем работ и услуг
|
В объем работ подрядчика входит:
- Обследование объекта;
- Разработка проектной и рабочей документации в соответствии с действующими нормами и правилами РФ;
- Разработка исполнительной документации;
- Метрологическое обеспечение проекта в соответствии с Федеральным законом от 26.06.2008 г. №102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений».
|
13. Основные решения по инженерному обеспечению
|
Электроснабжение и канализацию АСН выполнить по техническим условиям Заказчика на основании расчета дополнительных нагрузок.
|
14. Особые условия проектирования и строительства
|
Особые условия проектирования и строительства (сейсмичность, обводненность, карстовые явления и т.п.) отсутствуют.
Границы проектирования - в соответствии с планировочным решением по размещению АСН.
На этапах проектирования согласовывать с Заказчиком технические решения, в том числе по применению и расположению основного оборудования.
|
15. Исходные данные для проектирования
|
Заказчик выдает исходные данные для проектирования.
|
16. Состав технической документации
|
Проектную документацию подготовить согласно требованиям Постановления Правительства № 87 от 16.02.2008 г., в том числе:
- пояснительная записка;
- схема организации земельного участка;
- конструктивные и объемно-планировочные решения;
- сведения об инженерном оборудовании, о сетях инженерно-технического обеспечения, перечень инженерно-технических мероприятий, содержание технологических решений;
- проект организации строительства;
- перечень мероприятий по охране окружающей среды;
-мероприятия по обеспечению пожарной безопасности;
- перечень мероприятий по гражданской обороне, мероприятий по предупреждению чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера.
Рабочую документацию разработать в соответствии с требованиями ГОСТ Р 21.1101-2009, в том числе:
- генеральный план;
- технология производства;
- архитектурно-строительные решения;
- конструкции железобетонные;
- конструкции металлические;
- отопление и вентиляция;
- силовое электрооборудование;
- электрическое освещение (внутреннее);
- пожарная сигнализация;
- наружные сети канализации;
- наружное электроосвещение;
- автоматизация технологических процессов;
- сметная документация;
- инструкция по эксплуатации и обслуживанию;
- инструкция по поверке.
Информация об Оборудовании должна быть на русском языке:
- об изготовителе и месте его нахождения;
- обозначения и номера стандартов, обязательным требованиям которых должен соответствовать оборудование, о проведении сертификации и номерах сертификата соответствия;
- о потребительских свойствах Оборудования, правилах его безопасного и эффективного использования и эксплуатации;
- о сроке службы и сроке годности Оборудования.
Вышеуказанная информация должна быть отражена в технической документации (инструкции, паспорте), прилагаемой к каждой единице оборудования.
Разработку проектной и рабочей документации по интеграции АСУТП с учетной системой верхнего уровня выполнить в соответствии с требованиями ГОСТ 34.201-89 и РД 50-34.689 – 90.
Метрологическая документация:
Свидетельства об утверждении типа с описанием;
Свидетельства о поверке;
Методики поверки. Протоколы результатов поверки комплексов на заводе изготовителе;
Методика измерений в виде отдельного раздела в эксплуатационной документации;
Документы, подтверждающие возможность использования на промышленно-опасном производственном объекте.
Комплект паспортов на составные части и комплектующие
Свидетельство об аттестации ПО.
|
17. Состав АРМа оператора
|
Персональный компьютер:
монитор 19",
системный блок,
источник бесперебойного питания 450Вт (не менее),
принтер, кабель USB,
клавиатура,
мышь,
лицензионное ПО для управления процессом налива.
|
18. Сроки разработки и финансирования
|
В соответствии с календарным планом работ к Договору.
|
19. Количество передаваемой документации
|
Проектная и Рабочая документация предоставляется Заказчику в 4-х экземплярах на бумажном носителе и 1 экземпляре в электронном виде: чертежи в формате AutoCAD, сметы в формате Гранд Сметы, текст и таблицы в формате Word, спецификации в формате Excel.
|
20. Нормативные ссылки
|
ГОСТ 8.142-2013
|
ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового и объемного расхода (массы и объема) жидкости
|
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
|
ГОСТ 14192-96
|
Маркировка грузов
|
ГОСТ 12.4.124-83
|
ССБТ. Средства защиты от статического электричества. Общие технические требования
|
ГОСТ 12.2.007.0-75
|
ССБТ. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности
|
ГОСТ 12.1.019-2009
|
ССБТ. Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты
|
ГОСТ 12.1.030-81
|
ССБТ. Электробезопасность. Защитное заземление, зануление
|
ГОСТ 12.1.010-76
|
ССБТ. Взрывобезопасность. Общие требования
|
ГОСТ 12.1.007-76
|
ССБТ. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности
|
ГОСТ 12.1.005-88
|
ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны
|
ГОСТ 12.1.003-83
|
ССБТ. Шум. Общие требования безопасности
|
ГОСТ 30852.11-2002
|
Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 12. Классификация смесей газов и паров с воздухом по безопасным экспериментальным максимальным зазорам и минимальным воспламеняющим токам
|
ГОСТ 30852.9-2002
|
Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 10. Классификация взрывоопасных зон
|
ГОСТ Р 8.595-2004
|
ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
|
ГОСТ Р 8.596-2002
|
ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
|
ГОСТ Р 8.563-2009
|
ГСИ. Методики (методы) измерений
|
ГОСТ Р 8.654-2009
|
ГСИ. Требования к программному обеспечению средств измерений. Основные положения
|
ГОСТ Р 50571.5.54-2011
|
Электроустановки низковольтные. Часть 5-54. Выбор и монтаж электрооборудования. Заземляющие устройства, защитные проводники и проводники уравнивания потенциалов
|
ГОСТ Р 51164-98
|
Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии
|
ГОСТ Р 52931-2008
|
Приборы контроля и регулирования технологических процессов. Общие технические условия
|
МИ 2174-91
|
Аттестация алгоритмов и программ обработки данных при измерениях. Основные положения
|
МИ 2676-2001
|
Методика метрологической аттестации алгоритмов и программ обработки данных результатов измерений при определении объема и массы нефти и нефтепродуктов. Общие положения
|
МИ 2955-2010
|
ГСИ. Типовая методика аттестации программного обеспечения средств измерений
|
Приказ Минпромторга России от 30.11.2009 г. № 1081 (в редакции от 30.09.2011
№ 1326 и от 25.06.2013 № 970)
|
«Об утверждении Порядка проведения испытаний стандартных образцов или средств измерений в целях утверждения типа, Порядка утверждения типа стандартных образцов или типа средств измерений, Порядка выдачи свидетельств об утверждении типа стандартных образцов или типа средств измерений, установления и изменения срока действия указанных свидетельств и интервала между поверками средств измерений, требований к знакам утверждения типа стандартных образцов или типа средств измерений и порядка их нанесения»
|
Приказ Минэнерго России от 08.07.2002 № 204
|
Правила устройства электроустановок ПУЭ
|
Приказ Ростехнадзора от 26.12.2012 № 777
|
«Об утверждении руководства по безопасности для нефтебаз и складов нефтепродуктов»
|
|
21. Квалификационные требования для проектных организаций
|
Наименование показателей
|
Подтверждающий документ
|
Наличие сертификата соответствия системы менеджмента требованиям ISO 9001.
|
Копия сертификата
|
Наличие собственных проектно-конструкторских подразделений/групп в составе:
-главный инженер проекта (по назначению оборудования (СИКН, ИУ, СИКГ, СИКНП, АСН и т. д.);
-группа технологического проектирования (разработка технологии размещения и монтажа в заданных геометрических
размерах, трубопроводов, запорной арматуры, технологических проходов и т.п.);
-группа по разработке электро- энергетики (разработка электро-монтажных схем, электрических межблочных и внутренних соединений, переходов, компоновка электрических шкафов , внутренний электромонтаж шкафов, соединительных клеммных коробок, с учетом расположения технологического и электрооборудования),
-группа общестроительная (проектирование блочного здания, полов, укрытия , размещения оконных рам, дверных проемов, системы вентиляции и отопления, освещения и т.п.),
-группа автоматизации (разработка схем автоматизации, систем АСУ ТП),
-группа метрологического обеспечения (метрологическое сопровождение проекта, экспертизы),
-группа конструкторского сопровождения технологии,
-группа авторского надзора.
|
|
Наличие опыта работы в данной сфере не менее 5 лет.
|
Справка (референц-лист) с указанием контактной информации
|
Наличие положительного опыта проектирования систем измерений в отрасли (не менее 3-5 объектов ежегодно.
|
Копия отзывов Заказчиков за подписью руководителя с указанием контактной информации.
|
Наличие свидетельства СРО о допуске к выполнению работ по подготовке проектной документации, которые оказывают влияние на безопасность объектов капитального строительства в строго установленной форме (Приказ Ростехнадзора от 05.07.2011г. № 356).
|
Копии свидетельства.
|
Гарантия выполнение 100% работ по лоту собственными силами.
|
Справка за подписью руководителя.
|
Приложение ТЗ-3
к техническому заданию
к договору №_________________ «___»_______________ 2015г
Перечень основных данных и требований
|
Основные данные и требования
|
1. Требования по назначению
|
АСИ предназначена для:
- измерения массы, уровня, объема и температуры (средней и послойной – не менее 6 слоев) нефтепродукта в резервуарном парке, уровня подтоварной воды, контроля аварийных уровней нефтепродукта;
- сбора и обработки измерительной информации, передачи данных на дисплей АРМ и в учетную систему верхнего уровня;
- обеспечение безопасности выполнения технологических операций и автоматическая защита от нештатных ситуаций.
|
2. Состав и общие требования к АСИ
|
1. Состав АСИ включает следующие СИ:
- температуры;
- гидростатического давления жидкости;
- уровня нефтепродукта;
- уровня подтоварной воды;
- избыточного давления паровоздушной среды (кроме резервуаров с понтонами и оснащенными вентиляционными патрубками).
1.2 Датчики предельного уровня.
1.3 Вторичная аппаратура
Контроллер
Блок ввода-вывода, преобразования и передачи информации
АРМ-оператора с возможностью ручного ввода
Принтер.
Комплект соединительных устройств, кабелей и переходников
1.4 Программное обеспечение для осуществления ручного ввода и вычисления массы нефтепродуктов.
2. Основные технические характеристики АСИ.
Диапазон измерения уровня, мм 0…20000
(верхний предел устанавливается в зависимости от высоты резервуара)
Диапазон измерений температуры рабочей среды, °С -40…+50
Диапазон измерений избыточного давления паров, кПа -1…5
Диапазон измерений гидростатического давления жидкости, кПа 0…100,0÷200,0
(верхний предел устанавливается в зависимости от высоты резервуара)
Диапазон измерения плотности, кг/м3 650…950
Минимальный уровень нефтепродукта в резервуаре, на котором обеспечивается измерения массы с нормированным по ГОСТ Р 8.595 значением погрешности, мм 1000
Диапазон измерений уровня границы раздела жидких сред, мм 0…200
Диапазон срабатывания датчика предельного уровня 95 % наполнения.
3. Функции АСИ:
Автоматический сбор и обработка сигналов, поступающих от всех измерительных преобразователей.
Автоматическое измерение уровня нефтепродукта, гидростатического давления жидкости, избыточного давления паро-воздушного пространства резервуара, температуры нефтепродукта не менее чем в 6 точках.
Автоматическое измерение уровня, объема и массы подтоварной воды и сигнализация ее максимального уровня.
Автоматическое определение (расчет) массы, нефтепродукта по измеренным значениям, аттестованным алгоритмам (МИ) и градуировочной таблице резервуара с учетом поправки на погружение понтона (при наличии).
Контроль аварийного уровня взлива нефтепродукта и сигнализация /отключение насосов при его достижении.
Автоматическое отображение и регистрация измерительной и технологической информации.
Формирование базы данных, архивирование.
Передача информации на верхний уровень (АИС ТПС) используя стандартный промышленный протокол передачи данных по стандартным интерфейсам.
Применение паролей в разделе конфигурации/настройки (раздельный доступ для пользователей) для исключения несанкционированного вмешательства и ошибочных действий персонала.
4. СИ АСИ должны представлять собой конструктивно законченные изделия заводской готовности. Их конструкция должна обеспечить удобный доступ, монтаж и демонтаж на специально отведенных для монтажа оборудования местах резервуара, исключить неправильный монтаж в процессе эксплуатации. Оборудование должно иметь исполнение в части воздействия климатических факторов внешней среды по ГОСТ 15150. Корпусные детали блоков автоматики и измерительных систем должны быть в коррозионно-стойком исполнении или иметь наружное защитное антикоррозионное покрытие. Применяемые материалы должны обладать стойкостью к воздействию нефтепродуктов, не оказывать влияния на их чистоту и качество. Качество и технические характеристики материалов и готовых изделий должны быть подтверждены в документации заводов-изготовителей.
|
3. Метрологические требования
|
Измерении массы нефтепродуктов в соответствии с ГОСТ 8.595-2004. При измерении массы подтоварной воды должен быть реализован косвенный метод статических измерений массы нефтепродуктов. АСИ массы должны обеспечивать измерение массы с пределами погрешности измерений в реальных условиях эксплуатации, обеспечивающей безопасность технологических процессов.
АСИ или СИ в составе измерительных систем должны иметь свидетельство об утверждении типа средства измерений, описание типа и быть внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.
Измерения массы с использованием АСИ, реализующих косвенные методы измерений должны выполняться по аттестованным в соответствии с ГОСТ Р 8.563 методиками измерений.
Метрологические характеристики АСИ
Предел допускаемой абсолютной погрешности измерения уровня, мм. ± 1
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С ± 0,5
Пределы допускаемой основной погрешности измерений избыточного давления паров, % ± 0,1 от ИВ
Пределы допускаемой основной погрешности измерений гидростатического давления, % ± 0,05-0,1 от ИВ
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений уровня границы разделы жидких сред, мм ± 2
Пределы допускаемой погрешности измерений массы нефтепродукта, %
при массе продукта от 120 т и более ± 0,5
при массе продукта до 120 т ± 0,65
Образец ИС должен поставляться с базовым программным обеспечением, совместимым с существующими на объектах эксплуатации ПО.
Вычислительный компонент измерительной системы должен пройти процедуру метрологической аттестации (сертификации) согласно: ГОСТ Р 8.596, МИ 2955, МИ 2891, МИ 2174. При этом, погрешность вычислительного компонента не должна превышать 0,05%.
|
4.Поверка и КМХ
|
АСИ в целом и входящие в нее СИ должны быть поверены и иметь свидетельство о поверке на момент ввода АСИ в промышленную эксплуатацию. Первичная поверка АСИ должна производится силами поставщика. Периодическая поверка АСИ и КМХ осуществляется без демонтажа оборудования на резервуаре (кроме датчиков давления).
СИ уровня – на месте эксплуатации с использованием рулетки измерительной с грузом (лотом) (2 класс точности);
Датчик температуры – на месте эксплуатации с использованием ручного автоматизированного измерителя температуры в каждой точке измерения (погрешность 0,1°С);
Датчики давления на эталонной установке после демонтажа или на месте эксплуатации с использованием калибраторов давления.
|
5. Срок службы, лет
|
не менее 10
|
6. Гарантийный срок эксплуатации, мес.
|
Не менее 24 с момента начала эксплуатации
|
7. Основной объем работ и услуг
|
В объем работ подрядчика входит:
- Обследование;
- Разработка проектной и рабочей документации в соответствии с действующими нормами и правилами РФ;
- Изготовление и поставка основного вспомогательного оборудования, материалов, запасных частей;
- Шеф-монтаж оборудования;
- Строительно-монтажные работы;
- Пуско-наладочные работы;
- Разработка исполнительной документации;
- Разработка инструкций по пуску и облуживанию оборудования;
- Регламентное обслуживание в течение всего срока службы;
- Метрологическое обеспечение проекта в соответствии с Законом №102-ФЗ.
|
8. Основные решения по инженерному обеспечению
|
Электроснабжение выполнить по техническим условиям Заказчика на основании расчета дополнительных нагрузок.
|
9. Особые условия проектирования и строительства
|
Особые условия проектирования и строительства (сейсмичность, обводненность, карстовые явления и т.п.) отсутствуют.
На этапах проектирования согласовывать с Заказчиком технические решения, в том числе по применению и расположению основного оборудования.
СИ гидростатического давления жидкости располагать на уровне нижнего отбора продукта из резервуара для достижения минимального значения уровня нефтепродукта в резервуаре, на котором обеспечивается измерения массы с нормированным по ГОСТ Р 8.595 значением погрешности.
Обеспечение жесткости конструкции резервуара для исключения изменения базовой высоты.
|
10. Исходные данные для проектирования
|
Заказчик выдает исходные данные для проектирования.
|
11. Состав технической документации
|
Проектную документацию подготовить согласно требованиям Постановления Правительства № 87 от 16.02.2008 г.
Рабочую документацию разработать в соответствии с требованиями ГОСТ Р 21.1101-2009.
Информация об Оборудовании должна быть на русском языке:
- об изготовителе и месте его нахождения;
- обозначения и номера стандартов, обязательным требованиям которых должен соответствовать оборудование, о проведении сертификации и номерах сертификата соответствия;
- о потребительских свойствах Оборудования, правилах его безопасного и эффективного использования и эксплуатации;
- о сроке службы и сроке годности Оборудования.
Вышеуказанная информация должна быть отражена в технической документации (инструкции, паспорте), прилагаемой к каждой единице оборудования.
Разработку проектной и рабочей документации по интеграции АСУТП с учетной системой верхнего уровня выполнить в соответствии с требованиями ГОСТ 34.201-89 и РД 50-34.689 – 90.
Метрологическая документация:
Свидетельство об утверждении типа измерительной установки с описанием;
Свидетельства о поверке;
Аттестованная установленным порядком методика измерений;
Методики поверки. Протоколы результатов поверки комплексов на заводе изготовителе;
Документы, подтверждающие возможность использования на промышленно-опасном производственном объекте.(Сертификат соответствия ГОСТ Р требованиям безопасности на средства);
Комплект паспортов на составные части и комплектующие.
Сертификат соответствия техническому регламенту Таможенного союза ТР ТС 012/2011 «О безопасности оборудования для работы во взрывоопасных средах».
|
12. Состав АРМа оператора
|
Персональный компьютер:
монитор 19",
системный блок,
источник бесперебойного питания 450Вт (не менее),
принтер, кабель USB,
клавиатура,
мышь,
плата интерфейсов 2 СОМ порта,
лицензионное ПО.
Программное обеспечение, входящее в состав измерительной системы должно обеспечивать комфортный пользовательский интерфейс на русском языке, обладать антивирусной защитой (в случае применения стандартной операционной системы) и обеспечивать доступ только для зарегистрированных пользователей, прошедших процедуру аутентификации.
Для обеспечения сохранности измерительных данных при авариях в процессе эксплуатации измерительной системы должна создаваться резервная копия программного обеспечения подсистемы. Для восстановления данных и программного обеспечения подсистемы должны использоваться средства резервного копирования и архивирования.
При работе в автоматическом режиме не должны искажаться первичные данные, поступающие со средств измерений и измерительных систем; при любых способах ввода данных должны быть предусмотрены соответствующие способы контроля, исключающие или выявляющие возможные ошибки.
При применении электронных способов градуировки (юстировки) средств измерений и измерительных каналов АСИ должна быть предусмотрена запись в памяти устройства последнего вмешательства; факт вмешательства должен прослеживаться в течение 2-х лет.
|
13. Требования к поставляемому оборудованию
|
Поставляемое оборудование должно соответствовать следующим требованиям:
Оборудование подлежит обязательной сертификации в соответствии с требованиями действующего законодательства, выполнено во взрывозащищенном исполнении и иметь документы, разрешающие возможность его применения на промышленно-опасном производственном объекте.
В комплект поставки измерительных систем должны входить:
оборудование измерительных систем в комплекте с программным обеспечением и адаптерами для установки на резервуарах;
при измерении уровня жидкости в резервуаре с использованием радарных уровнемеров необходима поставка измерительных труб;
запасные части и принадлежности на гарантийный срок службы в соответствии с условиями договора;
эксплуатационная документация (паспорт, формуляр и руководство по эксплуатации);
эксплуатационная документация на комплектующие изделия и программное обеспечение;
копии документов (сертификатов, свидетельств, аттестатов на ПО), подтверждающих соответствие АСИ требованиям нормативных документов.
Функционирование АСН должно быть рассчитано на круглосуточный режим работы, с остановкой на профилактику не чаще, чем 1 раз в год.
Виды, периодичность и регламент обслуживания технических средств должны быть указаны в соответствующих инструкциях по эксплуатации.
|
14. Требования к упаковке
|
Оборудование поставляется в фирменной упаковке в соответствии с требованиями стандартов и технических условий, действующих в РФ. Нарушение упаковки может допускаться исключительно для проверки качества, комплектности, отсутствия повреждения и рабочих качеств Оборудования. В случае проверки Оборудования в месте его приемки в Акт приема-передачи представителями Сторон вносится соответствующая запись.
Для обеспечения сохранности и удобства транспортировки и складирования оборудования Исполнителем должны использоваться специальные средства пакетирования и тарирования, принятые для данного вида Оборудования.
|
15. Требования к маркировке
|
Оборудование подлежит обязательной маркировке. Маркировка должна быть выполнена в соответствии с требованиями действующего законодательства.
|
16. Требования к транспортировке
|
Транспортирование оборудования производится автотранспортом завода-изготовителя от места отгрузки до места складирования груза.
|
Приложение ТЗ-4
к техническому заданию
Требования к Генподрядной организации.
№ п/п
|
Наименование показателей
|
Подтверждающий документ
|
Для проектных организаций:
|
1.
|
Наличие сертификата соответствия системы менеджмента требованиям ISO 9001
|
Копия сертификата.
|
2.
|
Наличие собственных проектно-конструкторских подразделений/групп в составе:
- главный инженер проекта;
- группа технологического проектирования (разработка технологии размещения и монтажа в заданных геометрических размерах, трубопроводов, запорной арматуры, технологических проходов и т.п.);
- группа по разработке электроэнергетики (разработка электро-монтажных схем. Электрических межблочных и внутренних соединений, переходов, компоновка электрических шкафов, внутренний электромонтаж шкафов, соединительных клеммных коробок, с учетом расположения технологического и электрооборудования);
- группа автоматизации (разработка схем автоматизации, систем АСУ ТП);
- группа метрологического обеспечения (метрологическое сопровождение проекта, экспертизы);
- группа конструкторского сопровождения технологии;
- группа авторского надзора;
-генпланировщик;
|
Справка за подписью руководителя, с указанием ФИО и квалификации специалистов.
|
3.
|
Наличие опыта работы в данной сфере не менее 3 лет.
|
Справка (референц-лист) с указанием контактной информации.
|
4.
|
Наличие свидетельства СРО о допуске к выполнению работ, которые оказывают влияние на безопасность объектов капитального строительства в строго установленной форме (Приказ Ростехнадзора от 05.07.2011 г. № 356)
|
Копия свидетельства.
|
5.
|
Гарантия выполнения 100 % работ по лоту собственными силами.(кроме работ по инженерным изысканиям и экспертизы промышленной безопасности)
|
Справка за подписью руководителя.
|
|
