Уведомление о запросе предложений

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
«Пятая генерирующая компания оптового рынка электроэнергии»
Филиал «Центральный Офис»
ОАО «ОГК-5»
Исх.№ 515/ ФЭУ от «22» марта 2007 г.
Уведомление о запросе предложений
Уважаемые господа!
1. Заказчик ОАО «ОГК-5», являющийся Организатором закупки (почтовый адрес:
119136, г.Москва, 4-й Сетуньский пр-д, 10-а, стр.2) настоящим уведомлением приглашает
юридических лиц (далее – подрядчики) к участию в отрытом запросе предложений на право
заключения договора на реконструкцию газоснабжения ГРП-1А для нужд филиала
«Невинномысская ГРЭС», согласно техническому заданию (Приложение 1).
2. Срок выполнения работ: согласно техническому заданию.
3.. Дополнительные требования:
– не допускается подача предложений на часть объёма работ;
– в предложении должны присутствовать обязательства по качеству работ;
– цены должны быть указаны в рублях и включать в себя транспортные расходы, страховку, налоги, командировочные расходы и т.п.;
- Подрядчик обязан представить подробный расчет стоимости предложения.
4. Основные требования к предложению:
– предложение должно быть предоставлено на русском языке, в письменной форме по
факсу, нарочным или по электронной почте с подписью руководителя и печатью;
– все документы, входящие в технико-коммерческое предложение должны быть подписаны лицом, имеющим право действовать от лица Подрядчика без доверенности или уполномоченным им лицом на основании доверенности (доверенность должна быть приложена) и скреплено печатью.
5. Основные квалификационные требования к Участнику: Участник должен:
– иметь лицензии на производство работ;
– обладать гражданской правоспособностью для заключения договора;
– обладать финансовыми ресурсами, материальными возможностями, управленческой
компетентностью, опытом и репутацией;
– не являться неплатежеспособным или банкротом, не находиться в процессе ликвидации или реорганизации, на его имущество в части, существенной для исполнения
договора, не должен быть наложен арест, его экономическая деятельность не должна
быть приостановлена.
6. Детальный порядок проведения запроса предложений, условия оформления участия в
нем, формы письма о подаче оферты, коммерческого предложения и т.п., содержатся в
документации по запросу предложений, являющейся неотъемлемым приложением к настоящему Извещению. Документация предоставляется по электронной почте любому заинтересованному лицу по письменному запросу, полученному по факсу или электронной
почте Заказчика. (Приложение 2).
7. Победителя определит Конкурсная Комиссия.
В случае Вашего согласия принять участие в запросе предложений, просим Вас предоставить письмо о подаче оферты в срок до 17-00 по московскому времени «10» апреля 2007
г. включительно, со сроком действия ваших предложений до «05» июня 2007 г.
1
Настоящая процедура запроса предложений не является конкурсом. Извещение о проведении запроса предложений не является публичной офертой Заказчика. Соответственно, Заказчик не несет никаких обязательств перед поставщиками, принявшими участие в запросе предложений.
По организационным обращайтесь:
Смирнова Елена Александровна
По техническим вопросам:
Начальник КТЦ-1 - Антипенко О.П.(тел.
(86554) 50-3-77),
Тел. (495) 380-02-30, доб. 56-46
Начальник ЦТАИ - Подсвиров А.П. (86554)
50-3-85),
Начальник ПТО - Мироненко А.В. (86554)
50-3-65),
Зам. руководителя СТПР - Шатохин А.Ю.
(тел. (86554) 50-3-75).
e-mаil: [email protected]
Факс: (495) 380-02-38
Лобач Вадим Валерьевич
тел.: (495) 380-02-30 доб. 55-30
В случае, если Ваше предложение будет принято, Вы получаете право на заключение
договора с ОАО «ОГК-5» на выполнение указанного заказа.
Надеемся, что Вы примете решение, которое позволит Вам стать победителем.
Желаем успеха.
С уважением,
Заместитель председатель
Конкурсной комиссии
ОАО «ОГК-5»
В.А. Дмитриева
2
Приложение 1.
ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ
на выполнение проектных работ (доработка рабочего проекта) по
реконструкции газоснабжения ГРП-1А.
1. Общие положения.
2. Краткое описание объёмов работ.
3. Ведомость объема.
4. Основные технические требования на работы.
5. Требования к квалификации контрагента.
6. Правила контроля и приёмки работ.
7. Требуемые сроки выполнения работ.
8. Гарантии исполнителя проектных работ.
9. Дополнительные и специальные требования.
10. Гарантийное и послегарантийное обслуживание. Обучение персонала.
1.Общие положения
Проект «Реконструкция газоснабжения Невинномысской ГРЭС ГРП-1А» был
разработан в 2003 году институтом «Ростовтеплоэлектропроект» в связи с намечаемым
выводом из эксплуатации существующего ГРП-1, как не соответствующего требованиям и
правилам, предъявляемым к системам газоснабжения тепловых электрических станций, а
также для обеспечения надёжного газоснабжения ГРЭС на период проведения и после
осуществления технического перевооружения основного технологического оборудования с
использованием парогазовых технологий. ГРП-1А предназначен для снабжения газом
паровых котлов Невинномысской ГРЭС и сооружается с учетом дальнейшего вывода из
эксплуатации существующего ГРП-1.
Целью реконструкции газоснабжения ГРП-1А являются:
 приведение проекта сооружения ГРП-1А в соответствие с требованиями « Правил
безопасности
систем газораспределения и
газопотребления (ПБ 12-529-03),
«Методических указаний по эксплуатации газового хозяйства тепловых электростанций
(СО 34.20.514-2005) » .
 совершенствование процесса сбора, обработки и представления информации с
использованием новых концепций контроля состояния оборудования, базирующихся на
применении современных микропроцессорных систем контроля и управления;
 автоматическое и дистанционное управление оборудованием ГРП-1А, поддержание
требуемого давления газа в станционном коллекторе, отображение оператору достоверной
информации о ходе технологического процесса, выполнение функций технологических
защит и блокировок, логического управления, организации подсистемы сбора и передачи
информации по варианту внедрения ИРС ГРП 1А в составе автоматизированной системы
технологического управления (АСТУ) Невинномысской ГРЭС;
 выполнение в ближайшей перспективе на базе ИРС ГРП-1А единой системы управления
газоснабжением филиала «Невинномысская ГРЭС» ОАО «ОГК-5» с созданием и
подключением ИРС ГРП-2, 2А.
3
2.Краткое описание объемов работы
Доработка существующего проекта «Реконструкция газоснабжения НГРЭС ГРП-1А»
разработанного ОАО «РОСТОВТЕПЛОЭЛЕКТРОПРОЕКТ» в объёмах КИП, выполненного на
аналоговых системах контроля и управления до информационно регулирующей системы
(ИРС) ГРП-1А, приведение его в соответствие с ПБ 12-529-03 « Правила безопасности систем
газораспределения и газопотребления, « Методические указания по эксплуатации газового
хозяйства тепловых электростанций (СО 34.20.514-2005) и требованиями Заказчика.
3.Ведомость объема
Разработка проектно-сметной документации в соответствии с требованиями технического
задания и условиями Договора.
4.Основные технические требования на работы
Общие требования
Выполнение работ должно вестись в соответствии с требованиями:
- Действующего законодательства РФ;
- Государственных стандартов (ГОСТ);
- Технических условий (ТУ);
- Строительных норм и правил (СН и П);
- Правил технической эксплуатации (ПТЭ);
- Правил устройства электроустановок (ПУЭ);
- Отраслевых нормативных документов.
Объем работ по реконструкции газоснабжения ГРП-1А:
В целях оптимизации схемы газоснабжения котлоагрегатов станции и с учетом
строительства ПГУ-410, при доработке проекта ГРП-1А учесть следующие технические
решения:
1. Резервное газоснабжение ПГУ – 410 предлагается осуществлять от вновь смонтированной
линии на ГРП-1А от ГРС-1А с монтажом газокомпрессорной станции. Осуществить монтаж:
- задвижки на газопроводе от ГРС-1А на ГРП-1А при входе трубопровода на территорию
Невинномысской ГРЭС;
- задвижки на ответвлении к газокомпрессорной станции ПГУ-410 от газопровода ГРП-1А;
- перемычки газопровода ГРП-1А и ГРП-2А, которая обеспечит возможность использования
данного газопровода и иметь в наличии 2 ввода газовой поставки от магистральной ГРС-1А.
2. Осуществить монтаж газопровода-перемычки от ГРП-1А к общему коллектору
газоснабжения котлов части ТЭЦ от ГРП-2 между задвижками 40Г и 20Г, 30Г, что позволит
поддерживать оптимальное давление газа перед всеми котлами блочной части (КТЦ-2) и части
ТЭЦ (КТЦ-1) станции.
4.1.В части касающейся реконструкции газоснабжения:
4.1.1. Выполнить доработку рабочего проекта ГРП-1А производительностью 360 т.м³/ч.
Давление газа после ГРП-1 А 0, 13 МПа (абс).
4.1.2. Газопровод высокого давления от ГРС-1А до ГРП -1А выполняется с учётом
обеспечения природным газом потребности Невинномысской
ГРЭС после её
реконструкции с использованием парогазовых технологий (строительство ПГУ-410).
4.1.3. При выполнении проекта внешнего газопровода от ГРС-1А и газопровода по территории
ГРЭС до ГРП -1А учесть фактически выполненную строительную часть проекта о.д. 50-68-725,
4
выполненного в 1992-1993 годах «РОСТОВТЕПЛОЭЛЕКТРОПРОЕКТом». При доработке РП
включить в объем работ:
- обмерные работы (при необходимости), визуальное обследование существующих эстакад на
предмет технического состояния строительных конструкций, наличия траверс, площадок
обслуживания, накладных элементов на траверсах, фермах и балках, защитных сеток в местах
прохода газопровода под ЛЭП. (Для справки: на участке от ГРП-1А до опоры Н-25 площадки
обслуживания, за исключением некоторых, накладные элементы под опоры трубопроводов,
защитные сетки в местах прохода трубопроводов под ЛЭП фактически не монтировались. На
участке ПО172а - ПО174(включительно) фактически смонтированы только ж/б конструкции).
4.1.4.Состав природного газа:
метан-94,28 %, этан- 2,637 %, пропан – 0,433 %, i - бутан – 0,048 %, h - бутан – 0, 070%,
i - пентан – 0, 019%, h - пентан – 0,020 %, азот - 1,848 %, СО2 – 0,639 %, О2 - 0,005 %
Теплота сгорания низшая при 20° С и 101,325 кПа (ккал/м²) – 7900 – 8100
Число Воббе высшее (ккал/м²) ~ 11620
Объёмная доля кислорода – 0,00467 %
Точка росы газа по влаге – 1,33°С
Объёмная доля азота – 1.848 %
Объёмная доля углекислого газа – 0,639 %
Плотность газа при 20° С и 101,325 кПа – 0,708 кг/м³
4.1.5. Доработку проекта выполнить в соответствии требованиям « Правил безопасности
систем газораспределения и газопотребления (ПБ 12-529-03) и НТД с учетом следующих
замечаний:
1. Ручную запорную арматуру для отключения газопроводов фильтров и
расходомерных шайб ГРП (12 штук) заменить на арматуру с электроприводом
(основание: пункт 2.4.15. Правил безопасности систем газораспределения и
газопотребления ПБ 12-529-03) с защитой от атмосферных осадков.
2. Предусмотреть установку запорного устройства с электроприводом на газопроводе вводе на территорию станции с установкой после неё электроизолирующих фланцев,
фланцев для установки заглушек и продувочную свечу с отбором проб.
3. Управление запорной и регулирующей арматуры выполнить с местного щита ГРП –
1А и с ЦТЩУ-2 котлов, с внедрением ИРС РГ.
4. Предусмотреть прокладку газопроводов от ГРП 1А к главному корпусу (на
существующей эстакаде отсутствует свободное место).
5. На всей арматуре с электроприводом, установленной вне помещения ГРП
предусмотреть защитные устройства от атмосферных осадков (основание: пункт 2.4.15.
Правил безопасности систем газораспределения и газопотребления ПБ 12-529-03).
4.1.6. Для обеспечения выполнения функций контроля и управления ПТК ИРС, предусмотреть
выбор датчиков КИПиА и исполнительных механизмов запорной и регулирующей арматуры с
учетом требований РД – 153-34.1-35. 127-2002. -Общим техническим требованиям к
программно-техническим комплексам для ИРС тепловых электростанций.
4.1.7. Установку диафрагмы и врезку датчиков по измерению расхода газа выполнить с учетом
требований «Методики выполнения измерений расхода природного газа, подаваемого на котел,
на ТЭС. РД 153-34.1-11.315-99».
4.2.В части касающейся внедрения ИРС ГРП – 1А:
4.2.1. Описание и характеристика объекта автоматизации.
Расчётное давление на входе в ГРП-1А – 1,25 МПа (12,5 кг/см2,абс.), расчётное давление на
выходе из ГРП-1А принято 0,13 МПа (1,3 кг/см2,абс).
Во вновь устанавливаемом ГРП-1А предусматриваются четыре линии редуцирования газа.
Три линии ДУ 500 (2 рабочие + 1 резервная), обеспечивающие каждая номинальную
пропускную способность по 180 тыс.нм3/час, а четвёртая ДУ 400 – линия малого расхода – 108
тыс.нм3/час.
5
Компоновкой ГРП-1А предусмотрено размещение на открытом воздухе арматуры,
фильтров, измерительных диафрагм, предохранительно-сбросных клапанов (ПСК), поворотных
заглушек.
Предохранительно-запорные клапаны, регулирующие клапаны и шумоглушители всех 4
ниток размещены в здании для снижения уровня шума на прилегающей территории. В этом же
здании за глухой газонепроницаемой стеной находится помещение КИПиА. Размер здания 9х15
м., размер помещений ГРП и КИПиА 9х11 и 9х4 м. соответственно.
В соответствии с требованиями СНиП 42-01-2002 и Циркуляра Ц-03-97 (т) на каждой линии
редуцирования устанавливается (по ходу газа) отключающая задвижка, поворотная заглушка,
ПЗК, два регулирующих клапана, два глушителя, поворотная заглушка, выходная
отключающая задвижка. На каждой линии редуцирования устанавливается по два линзовых
компенсатора.
Компенсаторы служат для облегчения установки, снятия поворотных заглушек и для
компенсации температурных удлинений.
На выходном трубопроводе ГРП-1А устанавливаются четыре (один резервный)
предохранительно-сбросных клапана (ПСК). Пропускная способность каждого ПСК составляет
10% от максимальной пропускной способности ГРП-1А.
Часть КИП и автоматика существующего проекта.
Проектом предусмотрен контроль технологических параметров ГРП-1А и автоматическое
регулирование давления газа на выходе ГРП-1А. Технологический контроль параметров
предусматривает:
- контроль давления природного газа в газопроводе перед ГРП-1 А, до и после фильтров, после
первых и вторых регулирующих клапанов и в газопроводе после ГРП-1 А;
- контроль температуры природного газа в газопроводе до и после ГРП-1 А;
- контроль расхода природного газа в измерительных линиях №1 и №2 и в измерительной
линии малого расхода;
- контроль загазованности в помещении местного щита ГРП-1 А и в помещении линий
редуцирования.
В качестве аппаратуры контроля использованы приборы и датчики российского
производства. Измерение давления производится местными показывающими манометрами
типа МП-4У, сигнализирующими манометрами во взрывозащищенном исполнении типа
ДМ2005Сг1Ех, датчиками давления взрывозащищенного исполнения типа Сапфир-22М-Ех с
выходным токовым сигналом 4-20 мА. Измерение температуры природного газа производится
термопреобразователями сопротивления типа ТСМ градуировки 100М.
В качестве вторичных приборов измерения давления, устанавливаемых на местном щите
ГРП-1 А и щите управления №2 части ТЭЦ (ТЩУ-2), использованы измерители-регуляторы
технологические типа ИРТ-1730Д/К8232-4-20 мА.
Температура природного газа, до и после ГРП-1А, выведена на регистратор
технологический многоканальный типа РМТ49Д, установленный на местном щите ГРП-1А.
Измерение расхода природного газа производится с помощью вычислителя количества газа
типа ВКГ-2, установленного на местном щите ГРП-1А и измерителей-регуляторов
технологических типа ИРТ1730Д/К8232-4-20 мА, установленных на ТЩУ-2.
Вычислитель ВКГ-2 обеспечивает измерение и вычисление параметров газа с возможностью
вывода информации на внешнее периферийное устройство в виде отчетных форм (часовых,
суточных, итоговых).
Вычислитель осуществляет преобразование сигналов измерительных преобразователей в
показания:
- расхода и объема газа в рабочих и стандартных условиях;
- температуры газа;
- давления газа;
- ввод договорных и предельных условий газоснабжения;
- представление измерительной информации в виде текущих и архивных значений на дисплее и
внешнем периферийном устройстве.
6
Сигнализация загазованности в помещении местного щита ГРП-1А и в помещении линий
редуцирования выполняется стационарным сигнализатором горючих газов типа СТМ-10-0004ДЦ.
В качестве регулирующих приборов использованы многофункциональные регулирующие
микропроцессорные контроллеры типа Р-130-01-15, в качестве исполнительных механизмов
регулирующих клапанов - механизмы электрические однооборотные взрывозащищенные типа
МЭОФ-250/25-0,25У-И ВТ4-1. Условия работы регулирующих клапанов на линиях
редуцирования выполнены следующим образом:
- первый по ходу газа клапан является «рабочим», второй - «дежурным»;
- дежурные клапаны на соответствующей линии настроены на давление, несколько
превышающее Рном, поэтому в нормальном режиме они открыты и поддержание давления
производится рабочим клапаном;
- при повышении давления до уставки, на которую настроен дежурный клапан, он вступает в
работу и поддерживает давление на выходе из ГРП-1А в заданных пределах;
- при повышении давления газа за ГРП-1А до уставки срабатывания пускосбросного клапана
налагается запрет на открытие клапанов рабочей линии.
Питание и коммутация электроприводов задвижек и регулирующих клапанов выполнены от
сборок задвижек серии РТЗО-88М, установленных в помещении местного щита КИП ГРП-1А.
Технологические защиты и блокировки электроприводов задвижек и регулирующих
клапанов ГРП-1А выполнены в соответствии с «Объемом и техническими условиями на
выполнение технологических защит и блокировок газорегуляторных пунктов» РД153-34.135.141-00 (СПО ОРГРЭС, Москва, 2001 г.) и включают в себя:
защиты:
- повышение давления газа за ГРП до 1-го предела;
- повышение давления газа за ГРП до 2-го предела;
- понижение давления газа за ГРП;
блокировки:
- перевод линии редуцирования газа в режим «работа»;
- перевод линии редуцирования газа в режим «АВР»;
- перевод линии редуцирования газа в режим «отключено»; запрет управления арматурой с
двух мест.
Проектом предусмотрена возможность дистанционного управления исполнительными
механизмами регулирующих клапанов и электроприводами задвижек с местного щита ГРП-1А
и щита управления № 2 части ТЭЦ (ТЩУ-2).
Технологической сигнализацией предусматривается предупредительная сигнализация
изменения параметра в сторону срабатывания защиты и факт срабатывания защиты, а также
сигнализация загазованности в помещении местного щита ГРП-1А и в помещении линии
редуцирования.
На подводе газа от ГРС к ГРП-1А установлен предохранительно-запорный клапан, который
срабатывает:
- по сигналу о пожаре в помещении ГРП-1А;
- при падении давления газа на выходе из ГРП-1А ниже технологического регламента на
устанавливаемую наладочной организацией величину.
4.2 Требования к проектируемой ИРС.
ИРС должна строиться на базе средств вычислительной техники (программно-технического
комплекса).
Структура ИРС должна быть распределенной и построена в соответствии с идеологией
открытых систем ANSI, использовать коммерчески доступные аппаратные средства,
операционные системы и сетевые технологии для поддерживания конкурентоспособности
работы филиала «Невинномысской ГРЭС» в течение многих лет.
Создаваемая ИРС должна иметь иерархическую структуру, включающую в себя три уровня:
- нижний уровень - датчики технологических параметров и исполнительные механизмы;
7
- средний уровень - функционально-распределенная микропроцессорная система управления
(микропроцессорные программируемые контроллеры), обеспечивающая выполнение функций
сбора, первичной обработки входных сигналов, автоматического управления, регулирования,
последовательного управления, технологических защит и блокировок;
- верхний уровень,
обеспечивающий реализацию функций отображения информации,
дистанционного управления технологическим процессом, дистанционной настройки системы,
протоколирование, архивирование, прием и передачу информации в корпоративную сеть
филиала «Невинномысская ГРЭС».
Средний уровень ИРС должен строиться по агрегатно-блочному принципу и состоять из
отдельных (локальных) подсистем.
В отдельных (локальных)
САУ должна обеспечиваться возможность передачи
диагностической информации о состоянии измерительных каналов, контроллеров, полевых
шин и т.п. в ИРС, синхронизацию времени с ИРС.
Верхний уровень включает в себя АРМы оператора-технолога, оперативный пульт
управления, инженерную станцию, сервер архива и т.д.
Технические средства и программное обеспечение (ПО), используемые в составе ИРС,
должны иметь открытую архитектуру и соответствовать отечественным и международным
стандартам.
Все цифровые устройства и ПО ИРС должны выполнять функции самодиагностики.
Диагностика должна выявлять возникновения отказов с точностью до заменяемого модуля,
измерительного канала, датчика и исполнительного механизма.
В составе ИРС 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 ИРС в "горячем" режиме (без отключения электропитания).
Технические средства и ПО ИРС 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.
Коммуникационные продукты системы ИРС должны включать в себя клиент-серверную
технологию OPC и должны иметь возможность организации информационного обмена между
технологической сетью ИРС и вычислительными сетями станции. Включение в состав ИРС
программных средств коммуникации связано с формированием концепции создания единой
общестанционной базы данных и расширения возможностей интеграции данных, собираемых с
разнородных технических устройств.
Технологическая сеть ИРС должна представлять собой надёжную, отказоустойчивую
коммутационную сеть с поддержкой протокола TCP/IP и пропускной способностью не менее
100 Мбит/сек.
В комплексе технических средств должны использоваться унифицированные средства
серийного производства со сроком службы не менее 10-15 лет. Должна быть возможность
замены вышедших из строя или морально устаревших технических средств ИРС однотипными.
Эта замена не должна повлечь за собой внесение каких-либо изменений или перестройки
других технических средств, входящих в ИРС, и, по возможности, обеспечиваться
минимальными изменениями программного обеспечения.
ИРС должна представлять собой иерархическую, рассредоточенную, распределенную
микропроцессорную систему, состоящую из аппаратно и программно совместимых
технических средств, объединенных локальными вычислительными сетями. Отдельные
технические средства могут реализовывать функции нескольких устройств.
4.3 Требования к контроллерам.
В составе ИРС, должны использоваться контроллеры, реализованные на базе современных
микропроцессоров в соответствии с общепринятыми в мировой практике промышленными
стандартами, с развитой системой команд, позволяющие реализовать в реальном времени
предусмотренные алгоритмы контроля и управления технологическим процессом.
8
Контроллеры должны также эффективно (оперативно и без потерь) обрабатывать внутренние и
внешние события и обмениваться информацией и командами с другими элементами системы.
Контроллеры должны иметь возможность подключать дополнительные модули вводавывода информации и быть построены по РС совместимым технологиям.
Разработка прикладного программного обеспечения контроллеров должна осуществляться
с использованием инструментальных средств ИРС на специализированной рабочей
(инженерной) станции. Встроенная операционная система контроллеров должна представлять
собой самое эффективное средство применения протокола ТСР/Р для сети системы и
обеспечивать совместимость с другими операционными системами реального времени, таким
как Microsoft, Windows, Solaris, QNX.
Контроллеры должны базироваться на архитектуре процессора Pentium. Контроллеры
должны иметь интерфейсные модули, обеспечивающие возможность цифрового обмена с
другими устройствами ИРС (например, Ethernet в соответствии с требованиями стандарта ISO
Ethernet IEEE 802/3 и т.п.).
Контроллеры подсистем регулирования, защит должны быть резервированы, иметь
резервированные шины для связи с модулями устройств связи с объектами (УСО). Функции
резервирования контроллеров должны быть реализованы на системном уровне и включать в
себя:
- два функциональных процессора Pentium,
- двойной сетевой интерфейс,
- два источника питания контроллеров (один из источников питания должен быть от
оперативного тока =220в),
- два источника питания подсистемы ввода-вывода,
- два ввода электропитания (АВР электропитания),
- двойной интерфейс ввода-вывода.
Должна быть предусмотрена возможность корректировки программного обеспечения
(например: параметры настроек автоматизированных систем регулирования (АСР), алгоритмы)
на резервном контроллере с переносом в основной контроллер на работающем оборудовании.
Контроллеры должны иметь встроенные диагностические функции состояния центрального
процессорного устройства (ЦПУ), системы питания, полевых шин, загрузки процессора,
памяти.
Функциональный резерв контроллеров (УСО) после ввода в эксплуатацию должен
составлять не менее 15 %. Контроллеры должны иметь возможность реализации алгоритмов
логического управления, П, ПИ,
ПИД-регулирования, счетчиков, последовательного
управления, табличных и математических функций.
Для связи рабочими станциями ИРС должна использоваться резервированная сеть Ethernet
со скоростью не менее 10 Мбит/с.
Связь контроллеров с операторской и инженерной станцией должна осуществляться
напрямую, без промежуточных шлюзов, по протоколу Ethernet.
Функции технологических защит должны выполняться и в резервируемом контроллере.
Санкционированное изменение условий работы защиты (изменение уставок, вывод/ввод защит)
должно вноситься автоматически во все защитные контроллеры одновременно. Все системы
защит должны быть представлены в едином формате на автоматизированном рабочем месте
(АРМ) оператора-технолога, ввод и вывод всех защит, должны выполняться с АРМ оператора
технолога по паролю администратора (начальника смены ЦТАИ, КТЦ-1).
Микропроцессорные устройства (МПУ), контроллеры, выполняющие функции защит
должны полностью соответствовать требованиям РД 153-34.1-35.137-00 «Технические
требования к подсистеме технологических защит, выполненных на базе микропроцессорной
техники». СПО ОРГРЭС.2000г.
4.4 Требования к модулям УСО (аналогового и дискретного ввода – вывода).
Устройства связи с объектом (УСО) представляют собой совокупность модулей ввода вывода, обеспечивающих сопряжение с разнообразным оборудованием (датчиками,
исполнительными механизмами и другими устройствами) и позволяющих принимать,
9
обрабатывать, выдавать сигналы различного типа в широком диапазоне значений напряжения,
тока, мощности, длительности импульсов выполняя одновременно с этим другие функции.
В модулях УСО, как минимум, должны выполняться фильтрация и аналого-цифровое
преобразование сигналов и при необходимости гальваническое или оптическое разделение.
Входные фильтры должны иметь возможность оперативного (программного) изменения
постоянной времени фильтра с целью сглаживания сигнала. Могут быть интеллектуальные
УСО, которые имеют собственные встроенные микропроцессоры, обеспечивающие
выполнение функций первичной обработки, контроля достоверности, коррекции значений,
присвоения меток времени событиям и других функций, требующих использования
вычислительных ресурсов.
В состав ИРС могут входить специализированные интеллектуальные модули УСО,
предназначенные для реализации функций цифрового регулирования (управления). Эти
модули, позволяющие реализовать требуемые алгоритмы автоматического управления, должны
обеспечивать прием определенного количества аналоговых, дискретных сигналов, а также
формирование и выдачу управляющих сигналов.
Целесообразно также наличие в составе ИРС специализированных интеллектуальных
управляющих модулей, имеющих аппаратно-программный контроль выходных управляющих
сигналов, например, за счет их приема этими же модулями в качестве входных сигналов.
Передача информации должна выполняться после преобразования значений входных сигналов
в устройствах удаленного сбора в цифровую форму по резервированным каналам связи с
обеспечением требуемого уровня защиты информации. Каналы связи с удаленными модулями
УСО должны быть реализованы промышленной цифровой шиной с распространенным
протоколом передачи информации, соответствующим требованиям МЭК.
Предпочтение отдается удаленным модулям УСО, расположенным в непосредственной
близости от технологического оборудования, работающих в жестких климатических условиях.
В ИРС для модулей УСО должно быть обеспечено диагностирование и определение
неисправности (например, короткое замыкание) с точностью до канала. Для аналоговых
модулей дополнительно должен вырабатываться признак недостоверности сигнала при
значениях ниже или выше диапазона измерения (≤3.6 мА или ≥20.4 мА для диапазона 4-20 мА).
Для каналов измерения температур должны быть сформированы границы достоверности
измеряемого параметра, выход за которые будет означать неисправность канала.
Модули УСО должны обеспечивать прием и преобразование следующих входных
аналоговых сигналов:
- 4-20 мА, 0-5 мА,
- термометров сопротивления ТСМ100, ТСМ50, ТСП50.
Прием сигналов от термопреобразователей сопротивления должен обеспечиваться по четырехили по трехпроводной линии связи.
Степень надёжности модулей УСО должна позволять размещение шкафа с модулями УСО в
непосредственной близости от объекта, с целью уменьшения длины кабельных линий.
Дискретные сигналы (информация), характеризующие состояние технологического
оборудования, должны восприниматься УСО ввода дискретной информации и
преобразовываться в двоичные сигналы "0" и "1".
Устройство связи с объектом для вывода управляющих сигналов должны формировать
аналоговые, дискретные и импульсные сигналы. Модули вывода аналоговых сигналов должны
как минимум формировать унифицированные сигналы тока: 0-5 мА, 4-20 мА.
Модули ввода-вывода должны иметь диагностику каждого измерительного канала
(достоверность сигнала, короткое замыкание, обрыв, неисправность АЦП и т.п), возможность
замены без отключения питания.
При использовании выходных дискретных сигналов для управления исполнительными
механизмами (регулирующим органом, задвижкой, электродвигателем), пусковые устройства
которых потребляют мощность больше, чем указано, следует использовать промежуточные
реле 24/220 В с контактами номинальными значениями : ток 5 А напряжение 220 В AC,
которые должны устанавливаться на клеммных рейках функциональных шкафов; должен быть
10
предусмотрен контроль исправности выходных каналов. При обнаружении повреждения
выходной сигнал должен блокироваться.
Модули дискретного ввода-вывода должны иметь следующие свойства:
- Индивидуальные светодиодные индикаторы состояния входов;
- Устранение дребезга контактов.
После замены или добавления модуля его параметры должны загружаться автоматически.
Проектируемый резерв по каналам ввода вывода и пространства для установки модулей вводавывода должен составлять не менее15%.
Модули ввода-вывода должны иметь гальваническую изоляцию по каналам не менее 1 кВ.
В перечне модулей должен быть модуль ввода для быстрых дискретных сигналов с
разрешающей способностью друг от друга не более 1 мс.
Предпочтение будет отдаваться тем ИРС, где клеммная колодка для подключения кабеля
расположена конструктивно непосредственно на модуле ввода-вывода (для исключения
монтажных жгутов в шкафах с контроллерами и ускорения монтажа).
Каналы ввода/вывода моделей УСО проектируемой ИРС
должны быть оснащены
встроенными средствами самодиагностики. Диагностические коды должны обрабатываться
базовым программным обеспечением каналов ввода/вывода и использоваться для
формирования критериев достоверности собранных данных.
Применяемое
базовое программное обеспечение каналов ввода/вывода должно
осуществлять логику обработки информации с реализацией диагностики на аппаратную
неисправность измерительных цепей. Помимо диагностики на аппаратную неисправность в
случае аналоговых измерений должна быть предусмотрена возможность контроля
параметрической достоверности измерений. Этот контроль должен включать:
- выход показаний датчика за уставки (≤3.6 мА или ≥20.4 мА для диапазона 4-20 мА). Для
каналов измерения температур должны быть сформированы границы достоверности
измеряемого параметра, выход за которые будет означать неисправность канала;
- недопустимую скорость изменения показаний;
- автоматическое включение/отключение части или всего параметрического контроля
достоверности.
Логика обработки информации должна иметь возможность различать параметрическую и
аппаратную неисправность для различия алгоритмов их дальнейшей обработки.
При обнаружении любой неисправности (недостоверности) аналогового сигнала логика
обработки должна иметь возможность перехода на замещающий сигнал, являющийся либо
заранее установленной константой, либо величиной, формируемой каким-либо иным
алгоритмом.
В процессе наладки и эксплуатации должна быть обеспечена возможность изменения
постоянных уставок параметрической недостоверности и других констант.
Неисправность каналов измерения или недостоверность измерения должны приводить к
появлению признака недостоверности, приписываемого к сигналу измерения, который должен
сопровождать этот сигнал во всех его дальнейших применениях в ИРС.
ИРС должна обеспечивать помехоустойчивую обработку наиболее ответственных сигналов.
Для обеспечения надежности и представительности измерений базовое программное
обеспечение каналов ввода/вывода должно реализовывать стандартные алгоритмы обработки
сигналов нескольких датчиков одного и того же параметра.
4.5 Требования к автоматизированным рабочим местам.
В ИРС должен быть реализован автоматизированный способ управления и возможность
ручного управления оборудования.
Верхний уровень ИРС должен состоять минимум из двух АРМ оператора-технолога.
Дополнительно к программно-техническим средствам, должны быть предусмотрены аварийные
средства управления, обеспечивающие ручной, экстренный, оперативный пульт управления.
В пределах рабочего места оператора должен быть расположен необходимый объём
индивидуального контроля и управления с техническими средствами прямого действия
11
необходимый для управления ГРП-1А в случае серьёзных отказов ИРС. При отказе АРМ
оператора-технолога её функции должна выполнять инженерная станция.
АРМы оператора-технолога должны иметь в своем составе мониторы LCD не менее 21" по
диагонали, манипулятор без трущихся деталей: "мышь", сенсорный или "трекбол",
функциональную
буквенно-цифровую
промышленную
клавиатуру.
Должна
быть
предоставлена возможность независимого открытия различных мнемосхем на всех мониторах.
Время обновления информации при смене видеокадра не должно превышать 1-2 с.
Программное обеспечение АРМ оператора должно обеспечивать динамический обзор всех
технологических процессов, т.е. визуализацию технологического процесса, сигнализацию
текущую и архивную, тренды текущие и архивные, экраны управления последовательностями,
настройки
контуров управления, управления приводами и т.п. События, предупредительная, аварийная и
системная сигнализация должна отображаться на дисплее АРМ оператора, в списках
сигнализации с признаками подтверждения и сопровождаться звуковым сигналом.
4.6 Требования к инженерной станции.
ИРС должна иметь в своем составе единую инженерную станцию и соответствующее
программное обеспечение с возможностью конфигурации всех компонентов, независимо от их
нахождения в иерархии ИРС, с выполнением следующих операций:
- программирование технологических алгоритмов для реализации функций дистанционного
управления, защит и блокировок, пошаговых программ и т.п.;
- разработка операторского интерфейса;
- формирование и ведение единой базы данных проекта;
- конфигурирование структуры аппаратных средств;
- трансляция, компиляция и загрузка сконфигурированного на инженерной станции
программного обеспечения во все операторские станции, программируемые логические
контроллеры и интеллектуальную удаленную периферию независимо от расположения
указанных элементов в иерархии ИРС;
- тестирование и пошаговая отладка оригинала сконфигурированного программного
обеспечения для операторских станций, контроллеров и интеллектуальной удаленной
периферии в режиме ON-LINE и OFF-LINE с возможностью ручного изменения внутренних
программных переменных с программной имитацией значений физических входов/выходов.
Единое программное обеспечение должно применяться как для исходного проектирования,
конфигурирования и процесса ввода в эксплуатацию системы управления, так и во время её
эксплуатации.
Информация о компонентах ИРС после однократного введения с применением системы
классификации и кодирования (например, KKS) должна становиться доступной всей системе
конфигурации ИРС. Это означает, например, что доступ к графическим объектам должен
осуществляться через код классификации и кодирования одинаково, как на видеокадрах так и
на функциональных планах и функциональных блоках. Принятая стандартизация
проектирования должна поддерживать согласованность данных библиотеки функциональных
блоков и библиотеки символов и объектов операторской станции.
Инструментальная среда для описания и программирования логики станций автоматизации
должна включать в себя:
- редактор конфигурации всех элементов комплекса технических средств ИРС – модулей
станций автоматизации, в том числе для резервированного исполнения;
- редактор единой машинной базы данных для станций автоматизации, в том числе для
резервированного исполнения.
Инструментальная среда для описания и программирования логики станций автоматизации
должна функционировать на основе стандартных языков функционального программирования,
в соответствии с IEC 1131-3
Система контроля, управления и доступа к данным для конфигурации операторских станций
и информационной системы ИРС должна иметь в своем составе библиотеку стандартных
графических и функциональных элементов человеко-машинного интерфейса, полностью
12
соответствующую составу оборудования автоматизируемого объекта, с возможностью
отображением динамики состояния элементов, и в соответствии с нормативными требованиями
РАО "ЕЭС России".
Предлагаемая в проекте ИРС должна иметь в своем составе систему САПР - редактор для
автоматического продуцирования соответствующей проектной документации по результатам
сконфигурированных данных для нижнего и верхнего уровней ИРС и в соответствии со
стандартом на подготовку технической документации ЕСКД, ЕСПД, DIN 6771.
Библиотеки конфигурирования контроллеров должны иметь готовые функциональные блоки
ПИД-регуляторов, счетчиков, управления силовым оборудованием.
Инструментальное ПО должно быть понятным для пользователя и полностью передаваться
заказчику с целью внесения возможных изменений, дополнений в период длительной
эксплуатации.
4.7 Требования к системе электропитания проектируемой ИРС.
Основным принципом организации электропитания в проекте ИРС должно быть
распределение оперативного тока по группам потребителей (технологические защиты и их
датчики, устройства дистанционного управления и блокировки, приборы технологического
контроля и их датчики, устройства аварийной предупредительной сигнализации, средства
авторегулирования) таким образом, чтобы отдельная неисправность или ремонт элемента сети
электропитания не приводили к останову других потребителей. Все потребители, кроме средств
микропроцессорной техники, должны быть разделены на группы по технологическому
принципу (технологические системы). Питание каждой группы должно осуществляться через
самостоятельные аппараты защиты. В качестве источников оперативного тока 220\380 В могут
быть использованы:
1) шины разных секций РУСН 0.4 КВ;
2) инверторы агрегатов бесперебойного питания (АБП);
3) шины щита постоянного тока.
Действие сигнализации должно быть обеспечено при полной потере питания, как любой
группы потребителей, так и одного из вводов.
Электропитание переменным оперативным током должно производиться от специально
организуемых для этой цели шин оперативного тока, подключенных через устройства АВР к
источникам оперативного тока. Взаиморезервирующие датчики и измерительные
преобразователи, измеряющие значения одного параметра, должны быть подключены к разным
источникам питания. Электропитание устройств оперативным током пониженного напряжения
должно производиться от специальных преобразователей.
Первичным источником электропитания ИРС должна быть трехфазная сеть переменного
тока 380/220 В с параметрами:
1) напряжение питания
242 > 220 > 187 В;
2) частота напряжения
51 > 50 > 49 Гц;
3) коэффициент высших гармоник < 5%.
В проекте должно быть заложено бесперебойное питание ИРС.
Должны быть запроектированы средства автоматического включения резервного
электрического питания устройств управления, и должен быть обеспечен автоматический
контроль наличия основного и резервного электропитания ИРС, а также сигнализация о потере
электропитания и срабатывания АВР.
Технические средства ИРС должны питаться от двух независимых источников
резервированной сети переменного тока 220 B (одним из источников должна быть сеть =220В).
Источники питания контроллеров должны быть зарезервированы и обеспечиваться
диагностикой состояния источников питания контроллеров, модулей ввода-вывода, системы
бесперебойного питания, с отображением результатов на станциях верхнего уровня. Отказы в
питании должны сопровождаться сигнализацией и протоколированием.
При аварийном снятии всех питающих напряжений аппаратура ИРС не должна выходить из
строя и требовать перенастройки, при этом должна быть обеспечена сохранность баз данных
проекта и подсистемы архивирования.
13
В проекте система питания ИРС должна отвечать следующим техническим условиям:
- система бесперебойного питания должна обеспечивать нормальную работу системы в течение
не менее 30 мин после потери основного питания;
- система бесперебойного питания должна быть распределенной, промышленного исполнения;
- система электропитания должна включать фильтры импульсных помех и быть защищена от
колебаний напряжения промышленной сети;
- при отключении сети не должно происходить отключения технологического оборудования.
Предлагаемые технические средства ИРС, выполняющие функции противоаварийных защит
должны сохранять работоспособность при отклонении напряжения на +15…-30% и частоты на
5 Гц длительностью до 5 с. При АВР питающего напряжения с потерей напряжения на время
не менее 0,5 с не должно возникать ложных срабатываний защит и потери информации в
памяти этих средств.
Прочие технические средства ИРС должны сохранять работоспособность при отклонении
напряжения на 25% длительностью до 100 мс перерывах питания длительностью до 20 мс.
4.8 Требования к информационным функциям проектируемой ИРС.
1) Сбор и первичная обработка информации.
Периодически должен производиться сбор и первичная обработка информации о значении
параметров, характеризующих состояние технологического оборудования в любых режимах
его функционирования. В ИРС должны использоваться только достоверные сигналы после их
контроля и диагностики, по результатам которого должен формироваться как обобщенный
признак
недостоверности,
так
и
признаки
недостоверности
по
каждому
измерительному/управляющему каналу ИРС.
Программное обеспечение обработки информации для каждого параметра (если это не
противоречит требованиям нормативных документов, относящихся к датчикам защит) должно
предусматривать организацию программных фильтров, сглаживающих скачкообразные
изменения входных аналоговых сигналов и позволяющее оперативно изменять постоянную
времени фильтра.
2) Накопление данных в архиве.
Должна быть предусмотрена регистрация и архивация информации с возможностью
ретроспективного анализа:
- о нормальных режимах работы;
- об аварийных ситуациях (регистрация аварийных событий (РАС));
- о работе защит и блокировок;
- о технико-экономических показателях работы оборудования, оперативной и
постооперативной диагностики технологического оборудования.
3) Отображение информации.
Для оперативного и обслуживающего персонала ИРС ГРП-1А должно обеспечиваться
отображение информации в объеме, необходимом для оценки и принятия решений по
управлению технологическим оборудованием. Основным способом отображения информации в
ИРС должно являться отображение на экране мониторов в виде фрагментов мнемосхем,
гистограмм, графиков и таблиц.
Представление информации на АРМ машинистов (компьютеры с мониторами и
устройствами управления, имеющими аналогичные функциональные возможности) в виде:
* Общее количество мнемосхем определяется в процессе разработки проекта.
4) Технологическая сигнализация
Технологическая сигнализация должна извещать оперативный персонал о возникновении
нарушений в работе технологического оборудования, изменений в его составе и обнаруженных
неисправностях. Все сигналы должны выноситься на экраны мониторов.
Технологическая сигнализация должна предусматривать:
 предупредительную сигнализацию об отклонении за установленные пределы
технологических параметров и изменении состояния автоматических устройств с
возможностью перехода на мнемосхему нажатием левой клавиши манипулятора «мышь»;
14
 аварийную сигнализацию при аварийных отклонениях параметров, срабатывании
технологических защит с возможностью перехода на мнемосхему нажатием левой клавиши
манипулятора «мышь»;
 сигнализацию о действии блокировок, АВР механизмов и источников
электроснабжения;
 сигнализацию об обнаруженных неисправностях и несанкционированном изменении
состояния различных устройств, отключении автоматов питания в панели питания и других
устройствах, автоматическом включении и отключении защит, при нарушениях обработки
алгоритмов логического управления и др.
 текстовые сообщения аварийной (с фиксацией первопричины с выводом с правой
стороны экрана в отдельном окне зелеными буквами на красном фоне);
 счетчики несквитированных сообщений сигнализации.
5) Ведение оперативной документации
Ведение оперативной документации в ИРС ГРП-1А должно производиться в виде печати
бланков. Должны быть предусмотрены вывод бланков по вызову и вывод бланков с
автоматическим запуском.
6) Расчет и анализ технико-экономических показателей
Для расчета технико-экономических показателей, по которым должен проводиться
анализ, позволяющий оперативному персоналу делать выводы о текущей эффективности
работы оборудования, причинах ухудшения экономичности и качества работы оборудования в
межремонтный период, для принятия решений о своевременном выводе оборудования в ремонт
или изменения режимов его работы, необходима:
- Установка двух узлов учета: оперативного действия, установленного до ГРП и
коммерческого учета.
- Информация по следующим параметрам:
температура, давление газа до и после ГРП;
число часов работы ГРП-1А;
указатели положения открытия регулирующих клапанов;
перепад давления газа на фильтрах (при повышении перепада необходима чистка фильтров).
4.9 Требования к управляющим функциям.
В проекте ИРС ГРП-1А должно быть предусмотрено:
1)дистанционное управление исполнительными устройствами, а также элементами
автоматических устройств, предусматривающих включение (отключение) алгоритмов
управления различного уровня и контуров автоматического регулирования - индивидуальное
для наиболее ответственных исполнительных органов (три ключа) и избирательное для всех
исполнительных органов, включая управление исполнительными органами автоматических
регуляторов и логических устройств;
2) автоматическое регулирование технологическим процессом;
3) автоматическое логическое управление и технологические блокировки работой
оборудования, в том числе:
а) автоматическое или автоматизированное управление устройствами и функционально
связанными группами оборудования;
б) управление, реализуемое последовательными логическими зависимостями - технологические
блокировки;
4) технологические защиты и защитные блокировки оборудования - осуществление
управляющих воздействий на исполнительные органы (исполнительные механизмы и
коммутационные аппараты) с целью предотвращения повреждения оборудования, защиты
персонала и локализации последствий аварий.
4.10 Требования к функциям автоматического регулирования
Функция автоматического регулирования предназначена для заданного изменения и/или
автоматической стабилизации параметров во всех режимах работы автоматизируемого
технологического оборудования.
15
В станциях автоматизации должны быть предусмотрены все функции, используемые в
контурах регулирования, такие, как функции сравнения, ввод заданного значения, изменения
параметров настройки, логические функции (включая логику переключения режима
регулятора), алгоритмы реализации законов регулирования, и др.
Уровень автоматического регулирования должен представлять собой набор типовых
интерфейсов (программных модулей) "система управления - объект управления". Типовые
стандартные программные средства (модули) должны содержать стандартные функциональные
блоки и блоки элементарных функций.
Блоки элементарных функций должны являться единицами программного обеспечения
(инструкциями) с фиксированными функциями, такими как сумматор, умножитель, избиратель
экстремальных значений, переключатель, интегратор, выключатель, элементы И и ИЛИ.
Стандартные функциональные блоки должны являться единицами программного
обеспечения (инструкциями) с конфигурируемыми функциями, реализующими П, ПИ, ПД,
ПИД законы регулирования.
Для каждой локальной автоматической системы регулирования (АСР) должна быть
предусмотрена возможность перевода в режим дистанционного управления ее исполнительным
механизмом, а для локальных АСР каскадной структуры - и в режим дистанционного
управления любым из нижних контуров (т.е. заданием стабилизирующего регулятора) с
соответствующим отключением корректирующего регулятора.
При переводе локальной АСР или ее верхних контуров регулирования в автоматический
режим должно быть обеспечено безударное включение регуляторов в работу с реализацией
одного из двух решений:
- безударное включение на заданное значение регулируемой величины, при котором
обеспечивается плавный переход с заранее установленной скоростью к заданному значению
регулируемой величины;
- безударное включение на текущее значение регулируемой величины, при котором задание
подключаемому регулятору устанавливается равным текущему значению регулируемой
величины.
Требования автоматического безударного включения должны выполняться:
- при включении регуляторов оператором;
- при автоматических включениях регуляторов по дискретным сигналам, сформированным
- логическими автоматами, внутренней логикой АСР и т.п.;
- при включении в работу после восстановления работоспособности контроллера,
реализующего эту АСР.
Должна быть предусмотрена стандартная возможность ввода в типовые стандартные
программные средства (модули) уровня автоматического регулирования сигналов путевых и
концевых выключателей и реализации с их использованием запрета управления в
соответствующую сторону, причем алгоритмы учета сигналов выключателей могут быть
различны для команд автоматического и дистанционного управления для цепей "Больше" и
"Меньше".
В типовых стандартных программных средствах (модулях) уровня автоматического
регулирования должна быть предусмотрена стандартная сигнализация обо всех характерных
нарушениях нормальной работоспособности АСР: отключении питания исполнительного
механизма или датчика, выходе регулирующего органа из диапазона регулирования,
превышении допустимого рассогласования между текущим и заданным значением
регулируемого параметра, отключении авторегулятора из-за недостоверности входных
параметров или других причин, о недостоверности сигналов выключателей: одновременное
наличие сигналов от выключателей "Больше" и "Меньше"; появление сигнала концевого
выключателя ранее, чем путевого и т.д. В алгоритмах автоматического регулирования должны
быть предусмотрены процедуры автоматического реконфигурирования при отказе датчиков
входных сигналов.
При отключении или подключении локальной АСР или одного из ее контуров
регулирования (как при переводе контура оператором на дистанционное управление, так и при
16
автоматических изменениях структуры) степень затухания переходных процессов в
остающихся в работе локальных АСР или их отдельных контурах не должна ухудшаться.
Типовыми стандартными программными средствами уровня автоматического регулирования
для обеспечения требуемого качества работы локальных АСР на участках регулирования,
динамические свойства которых зависят от режимных факторов, должна быть предусмотрена
непрерывная автоподстройка параметров настройки элементов АСР: коэффициентов усиления,
времени интегрирования, времени дифференцирования, зоны нечувствительности регулятора, как функции от изменения одного или нескольких определяющих технологических параметров
(например, нагрузки соответствующей установки или блока в целом). Должна быть
предусмотрена стандартная возможность автоматического изменения величины зоны
нечувствительности регулятора в зависимости от уровня помех.
Для регуляторов локальных АСР, как стабилизирующих, так и корректирующих, должна
быть обеспечена возможность раздельного отключения автоматического воздействия в
направлении "больше" или "меньше". Для корректирующих регуляторов такое отключение
должно осуществляться, в частности, при исчерпании в соответствующую сторону диапазона
регулирования подчиненного стабилизирующего регулятора.
При отказе, приводящем к нарушению нормальной работы локальной АСР, ее
воздействие на исполнительный механизм должно прекращаться, информация об этом
нарушении должна выдаваться оператору. Если отказ влияет только на работу
корректирующего контура локальной АСР, то должен быть отключен только корректирующий
регулятор, а стабилизирующий оставлен в работе и переведен в режим поддержания заданного
значения своего регулируемого параметра. Информация о проведенных переключениях должна
быть выдана оператору.
Алгоритм управления регулирующим клапаном, реализованный в типовых стандартных
программных средствах (модулях) уровня автоматического регулирования должен иметь
следующие возможности, дополнительные по отношению к задвижке:
 автоматическое подключение/отключение клапана к АСР;
 формирование запрета на работу от АСР при заранее заданных событиях (например,
при недостоверности измерения регулируемого параметра);
 формирование запретов на работу в сторону "больше" или "меньше".
Алгоритм управления электродвигателем механизма, реализованный в типовых
стандартных программных средствах (модулях) уровня автоматического регулирования должен
предусматривать выдачу импульсной команды "включить" ("отключить") заранее заданной
длительностью при наличии соответствующей входной команды независимо от ее
длительности. Алгоритм управления должен реализовывать возможность работы механизма в
схеме АВР с учетом выбора механизма в качестве рабочего или резервного и формировать
соответствующую информацию.
4.11 Требования к функциям защиты оборудования и к защитным блокировкам.
Функции технологических защит и блокировок предназначены для выполнения операции по
автоматическому останову оборудования при недопустимом отклонении параметров работы
автоматизируемого
технологического
оборудования.
При
реализации
функции
технологических защит должны соблюдаться следующие принципы:
- должен быть обеспечен приоритет действия технологических защит перед всеми остальными
управляющими подсистемами;
- должна быть исключена возможность вмешательства оператора в работу защит до окончания
всех операций по отключению оборудования;
- алгоритмы технологических защит и блокировок должны быть жесткими, т.е. должна
безусловно формироваться заданная последовательность управляющих воздействий при
обнаружении аварийной ситуации;
- защиты автоматизируемого технологического оборудования, должны соответствовать
действующим нормам и правилам;
- импульсная часть технологических защит, действующих на останов оборудования, должна
строиться преимущественно по схемам "два из трех" и "два из двух";
17
- схемы защит должны автоматически проверяться на исправность, выявленные неисправности
должны документироваться и сигнализироваться, объем и способы проверки уточняются при
проектировании;
- должна быть предусмотрена возможность дополнительной периодической проверки защит на
действующем и остановленном оборудовании, объем и способы проверки уточняются при
проектировании;
- должна быть предусмотрена возможность автоматического ввода и вывода из работы защит и
блокировок, все действия по вводу и выводу защит и блокировок должны протоколироваться,
состояние защит должно сигнализироваться и документироваться;
- срабатывание технологических защит должно сопровождаться сигнализацией и регистрацией,
с возможностью определения первопричины их работы, защиты с выдержкой времени должны
также иметь сигнализацию начала их работы;
- должна быть предусмотрена санкционированная корректировка уставок и выдержек времени,
с контролем и документированием;
- должна быть предусмотрена возможность запуска технологических защит по команде
оператора от аварийных ключей или кнопок;
- требования к локальным защитам и блокировкам аналогичны требованиям к защитам;
должна быть предусмотрена возможность представления на мониторе текущего состояния
каждой защиты (введена - выведена), а также проведения через операторскую станцию по
специальному паролю операций, предусмотренных по обслуживанию и проверке защит, в
частности, вывода защиты на сигнал, наложения "виртуальных" накладок.
4.12 Требования к вспомогательным функциям.
В проекте ИРС ГРП-1А должна иметь возможность:
1) корректировать параметры настроек схем автоматического регулирования и алгоритмов
автоматического
логического
управления,
алгоритмов
технологических
защит,
технологических и защитных блокировок в регламентированных пределах;
2) производить расчет оптимальных режимов работы оборудования с помощью
математической модели;
4) диагностировать и тестировать состояние технических и программных средств ИРС, в том
числе коммуникационной подсистемы;
5) настраивать систему авторизации доступа в ИРС;
6) контролировать действия защит и блокировок;
7) производить метрологический контроль и тестирование каналов, устройств и элементов
ИРС;
8) обмениваться с информацией с вышестоящим уровнем АСУ.
4.13 Требования к надежности.
Срок службы проектируемой ИРС должен быть не менее 10 лет. Должна иметься возможность
продления этого срока путем замены отслуживших элементов новыми. Фирма-поставщик
должна гарантировать обеспечение Заказчика в этот период запасными частями, расходными
материалами или эквивалентными элементами с аналогичными функциями в рамках
дополнительных Договоров.
Характеристики надежности ИРС должны быть подтверждены экспертным заключением.
4.14 Требования к показателям надежности технологических защит.
Предлагаемые в проекте средства автоматизации должны обеспечить соответствие значений
показателей надежности элементов ИРС, используемых в подсистеме технологических защит к
значениям, приведенным в таблице 1.
Таблица 1. Значения показателей надежности подсистемы технологических защит
(на один канал)
18
Группа
защит
А
Б
Средняя
Параметр потока
вероятность
ложных
несрабатывания за срабатываний, 1/ч,
год, не более
не более
5х10-6
5х10-7
5х10-5
5х10-6
Период
обслуживания,
часов
720
720
Среднее время устранения
неисправности,
обнаруженной средствами
диагностики, ч, не более
2
2
Требования к значениям показателей надежности, используемых в других подсистемах ИРС
приведены в таблице 2.
Датчики должны запитываться либо через собственные предохранители (автоматы питания).
Питание должно быть организовано таким образом, что в случае короткого замыкания должна
затрагиваться только связанная с данным датчиком цепь.
ИРС должна обладать исчерпывающим перечнем стандартных функций диагностики.
Все компоненты системных шин должны обладать резервированной структурой.
ИРС должна иметь в своем составе соответствующие технические и программные средства
применения резервированных структур на любом уровне системы, т. е. на уровне устройств
ввода-вывода, уровне систем автоматизации (шкафов), а также на уровне управления и
контроля (операторских и др. станций верхнего уровня).
Таблица 2. Значения показателей надежности, используемых в других подсистемах ИРС
Подсистема, формулировка отказа
1 Сбор и первичная обработка информации
- отказ одного канала
- отказ модуля УСО
2 Передача данных по интерфейсным каналам
- невозможность обмена информацией между двумя
любыми контроллерами
- невозможность обмена информацией между тремя и
более контроллерами
3 Предупредительная и аварийная сигнализация
- отказ одного канала
- отказ более чем одного канала
4 Отображение информации оператору технологу
- невозможность вызова одной видеограммы
- отсутствие динамической информации по одному
каналу
- невозможность вызова всех видеограмм одной
операторской станции
5 Автоматическое регулирование
- отказ одного контура АР
- одновременный отказ всех контуров АР в пределах
одного контроллера
6 Логическое управление
- отказ одной программы логического управления
- одновременный отказ всех программ одного
контроллера
7 Дистанционное управление
- невозможность управления по одному каналу
- невозможность управления по двум и более каналам
Средняя
Среднее
время
наработка
восстановления,
на
отказ, ч, не более
тыс. ч., не
менее
30
200
1
1
50
1
100
1
30
100
1
1
10
10
1
1
200
1
20
50
1
1
20
50
1
1
200
200
1
1
19
- ложное срабатывание по одному каналу
8 Регистрация аварийных ситуаций
- отказ по одному параметру РАС
- полный отказ РАС
9 Расчетные функции
- отказ функции
Примечание: УСО - устройство связи с объектом
300
0,5
20
100
1
1
10
4
4.15 Требования к быстродействию.
Требования к быстродействию выполнения функций проектируемой ИРС приведены в табл.
1
Таблица 1. Требования к быстродействию выполнения функций ИРС
Подсистема ИРС, динамическая характеристика
1 Информационная подсистема:
Полная смена кадра
Цикл обновления оперативной информации на видеотерминалах
операторских станций и операторских панелях
Цикл обновления оперативной информации на обобщенной
мнемосхеме
2 Подсистема автоматического регулирования:
Время цикла
Диапазон настройки коэффициента пропорциональности
Значение
не более 2 с
не более 1 с
не более 0,5 с
0,1-2 с
0,1-100, шаг не
более 0,03
Диапазон изменения масштабных коэффициентов регулирующих 0-15, шаг не
устройств
более 0,002
Диапазон изменения длительности импульса
0,125-3 с, шаг
не более 0,125
с
Общая задержка в передаче информации для контуров регулирования не более 0,25 с
(нижний уровень)
3 Подсистема технологических защит:
Общая задержка в передаче информации по каналам
не более 0,05 с
Задержка в передаче информации в оперативный и неоперативный
контур после возникновения соответствующей ситуации – причины не более 0,5 с
формирования информации
4 Функции дистанционного управления:
Задержка в передаче команд управления
не более 0,25 с
Задержка в представлении на операторских мониторах информации об
изменении состояния объектов при воздействии дистанционного не более 0,5 с
управления
Время передачи команды и получения подтверждения со стороны не более 1 с
исполнительного устройства
Диапазон изменения времени (таймеры, программные задатчики и т. д.), постоянные времени
интегрирования, дифференцирования и т. д. должен быть 0...1000,0 и  (сек, мин, часы).
4.16 Требования к точности
Точность регистрации времени событий (в системе единого времени ИРС ) должна быть:
- для инициативных сигналов в подсистеме технологических защит – 20 мс;
- для прочей аварийной сигнализации и команд дистанционного управления - 50 мс;
- для предупредительной сигнализации и событий в подсистеме автоматического логического
управления и автоматического регулирования - 100 мс.
20
Точность задания коэффициентов, установка значений констант, уставок сигнализации
должна быть не хуже 0,2 % от диапазона изменения параметра.
Требования к точности каналов измерения основных технологических параметров ИРС ГРП1А должны соответствовать "Нормам точности измерений технологических параметров
тепловых электростанций РД 34.11.321".
4.17 Требования к метрологии и сертификации
Применяемые приборы и средства в проекте ИРС должны иметь СЕРТИФИКАТ
ГОССТАНДАРТА РФ об утверждении типа средств измерений. Кроме того, ПТК должен
соответствовать основным требованиям ГОСТ 12997, ГОСТ 22261, ГОСТ 8.009, ГОСТ 26.011,
ГОСТ 26.013, ГОСТ 3044, ГОСТ 6651. Необходимым условием использования технических
устройств в проекте ИРС является их сертификация по электромагнитной совместимости и
электробезопасности согласно действующим стандартам (ГОСТ Р 50839-95, ГОСТ-Р 50628-93
и ГОСТ Р 50377-92).
В рамках проекта ИРС должна быть предусмотрена метрологическая экспертиза проекта.
Все методики расчета вычисляемых величин (расход, количество и др.), а также приложенияметодики, которые будут использоваться в составе ИРС для выполнения функций калибровки и
поверки измерительных каналов должны иметь свидетельства о метрологической аттестации
алгоритмов и программ обработки результатов измерения.
Используемая в проекте ИРС должна иметь утвержденные Всероссийским научноисследовательским институтом метрологической службы (ВНИИМС) методики и инструкции
расчета метрологических характеристик ИРС, а также методику и инструкцию калибровки
измерительных каналов ИРС. Калибровка измерительных каналов должна осуществляться без
прерывания эксплуатации ГРП-1А. ИРС должна иметь методику и инструкцию поверки
измерительных каналов.
ИРС должна иметь экспертное заключение на соответствие функциональных показателей
оборудования (применяемых средств автоматизации) условиям эксплуатации и действующим
отраслевым требованиям РАО "ЕЭС России" (Приказ № 229 от 16.11.98 "О подтверждении
соответствия приобретаемого энергетического оборудования требованиям РАО “ЕЭС России").
4.18 Условия эксплуатации
Технические средства ИРС должны нормально функционировать при значениях
температуры и влажности, приведенных в таблице 1.
Комплекс технических средств ИРС должен иметь в своем составе шкафы, выполненные в
закрытой форме (степень защиты IP54) для установки вблизи технологического оборудования,
и со степенью защиты IP21IP30- для установки в помещении ТЩУ.
Таблица 1. Значения температуры и влажности помещений, в которых устанавливаются
технические средства ИРС
Температура, С
Относительная
влажность, %
рабочая предельная рабочая предельная
рабочая
рабочая
технологического 10  40 * 70
30  60 100 **
Наименование помещения
1 Помещения для
оборудования цехов
2 Помещение для технических средств 20  30
ИРС
10  40
30  80
* Возможно снижение температуры ниже 0 С при неисправности отопления;
** Повышенная влажность при протечках в технологическом оборудовании.
Атмосферное давление от 84,6 до 106,7 кПа.
21
Содержание в воздухе пыли, агрессивных газов и паров в пределах, не превышающих
указанные в санитарных нормах СН 245-76.
Внешние постоянные магнитные поля напряженностью до 400 А/м. Внешние переменные
электрические поля напряженностью не более 10 кВ/м.
Технические средства сбора и обработки информации от электротехнического оборудования
должны располагаться вблизи первичных датчиков и обладать защитными свойствами против
наводок и помех:
- действующих на аналоговые входы с амплитудой 300 мВ на частоте сети 50 Гц или
импульсных помех амплитудой до 100 В и длительностью до 1 мкс;
- действующих на дискретные входы с амплитудой до 5 В любой длительности или амплитудой
до 500 В длительностью до 1 мкс.
4.19 Общесистемные требования
Система оперативного контроля и управления (верхний уровень ПТК АСУТП) с
интегрированной информационной системой - операторский интерфейс должен быть
предназначен для решения задач контроля, управления и др. информационных функций должен
представлять из себя расширяемую, аппаратно и программно совместимую снизу -вверх
систему.
Щиты и пульты управления, операторский интерфейс
Кол-во
Количество рабочих мест, в том числе:
операторские
инжиниринговое (notebook)
Обзорная мнемосхема – экран коллективного пользования (опция)
Пульты для установки мониторов
Пульты для установки принтеров
Пульт оперативного (аварийного) управления
3
2
1
Нет
Да
Нет
Да
Операторские станции должны быть реализованы с возможностью "горячего"
взаиморезервирования (т.е. на любом дисплее любой операторской станции должна быть
обеспечена возможность контроля и управления любым технологическим оборудованием
объекта автоматизации).
Индивидуальные средства контроля и управления должны использоваться для обеспечение
безопасного останова оборудования в случае функционального отказа ИРС и/или его
коммуникационной подсистемы в соответствии с требованиями ПТЭ (РД 34.20.501-95 Правила
технической эксплуатации электрических станций и сетей. М.,1996.) и другой нормативной
документации.
Вся информация, продуцируемая средствами ИРС и предназначенная для оперативного и
обслуживающего персонала, должна быть на русском языке.
4.20 Требования к функционированию сервера ИРС.
Сервер ИРС выполняет функцию подсистемы сбора и передачи информации и
управляющих воздействий верхнего уровня, а также организует взаимодействие ИРС со
станционной локальной сетью.
В качестве сервера ИРС должен использоваться один из АРМов ИРС.
Функцию разделения корпоративной и технологической сети должен выполнять
коммутатор- маршрутизатор (разработка корпоративной сети и поставка активного
сетевого оборудования ИРС не входит в объем разрабатываемого проекта ИРС ГРП-1А).
Такая подсистема должна работать как подсистема ИРС автоматизированной системы
технологического управления (АСТУ) филиала «Невинномысской ГРЭС».
Сервер баз данных ИРС должен иметь программное обеспечение ОРС-клиента уровня
Process Management, включающий все необходимые спецификации технологии ОРС и иметь
22
возможность предоставления информации удаленным пользователям станционной
(корпоративной) сети.
Сервер подсети ИРС должен обеспечивать
функциональность и безопасность
технологической сети.
4.21 Требования к подготовке оперативного и обслуживающего персонала.
В рамках проекта должно быть указано необходимое количество и квалификация
оперативного персонала Заказчика необходимого для обслуживания и ремонта системы ИРС
ГРП-1А.
4.22 Сведения об объеме информации, вводимой в ИРС.
Датчики давления, расхода.
Параметр
Диапазон измерений
мин. ... макс.
Измеряемая среда
Значение
давление: -1  25 кг/см2 (2,5 МПа);
перепад давления: 0  2,5 кг/см2 (250 кПа);
расход объемный: 0  360000 нм3/ч
Газ
Точность измерений (включая гистерезис Класс точности – не ниже 0,25.
и "мертвую" зону)
Диапазон
температуры
окружающей -30  +50 С
среды
Уровень выходного сигнала
420 мА
Тип датчиков
Метран-100
Напряжение питания датчиков
24В постоянного тока
Соединение с технологическим процессом Импульсные линии Ду 14х2 мм
Электрическое соединение
Экранированный кабель, сечение жил
1  1,5 мм2, двухпроводная линия связи
Степень защиты корпуса
IP 55, IP 65
Взрывозащита
Требуется
Термометры сопротивления
Характеристика
Тип
Диапазон измерений
Компенсация холодных спаев
Выходные сигналы
Термометры
сопротивления
ТСМ (100 М),
- 50  + 150 С
, 4-х проводная схема, 3-х проводная
Входные* сигналы ИРС (без учета резерва).
Сигналы
Кол-во
1 Аналоговые сигналы
токовые** 4...20 мА
31
термометры сопротивления ТСМ 100М
3
2 Дискретные сигналы (состояние регулирующей и запорной
23
арматуры), за исключением сигналов защит***
на уровне 24 В, 220 В
96
* Общее количество и тип входных сигналов определяется и корректируется в процессе
разработки проекта.
**Токовые сигналы 4…20мА для датчиков давления, расхода и по положению ИМ
регулирующей арматуры.
*** Общее количество и тип входных дискретных сигналов определяется и корректируется в
процессе разработки проекта.
Выходные сигналы ИРС (без учета резерва).
Сигналы
Кол-во
1 Дискретные сигналы (управление регулирующей и запорной
арматурой)*
на уровне 24 В, 220 В.
96
* Общее количество и тип выходных дискретных сигналов определяется в процессе разработки
проекта.
Типы исполнительных механизмов и усилителей мощности.
Вид
исполнительного Рычажные
исполнительные
механизма
механизмы и регулирующие
клапаны
Время полного хода, с
25
Характеристика команд
управления
24 В постоянного тока
Тип датчика положения
Исполнительные механизмы
запорной
арматуры
(задвижки)
электрический ключ или
“сухой” контакт  220 В,
5А
“сухой” контакт  220 В,
аналоговый сигнал
420 мА
Степень защищенности
взрывозащищенный
взрывозащищенный
Усилители мощности
усилитель
тиристорный ПМЕ
трехпозиционный
ПБР-3М
* Общее количество и тип исполнительных органов определяется в процессе разработки
проекта.
Тип и количество исполнительных органов.
Тип исполнительного органа
Количество
Задвижки, ПЗК
17
Регулирующие органы (рычажные исполнительные 8
механизмы и регулирующие клапаны)
Данные об автоматическом и логическом управлении.
Функции автоматического и логического управления
Количество
Контуры автоматического регулирования
8
Локальные защиты и технологические блокировки*
6
24
* Общее количество функций автоматического управления и защит уточняется в процессе
разработки проекта.
Технологические защиты и блокировки электроприводов задвижек и регулирующих клапанов
ГРП-1А должны быть выполнены в соответствии с «объём и технические условия на
выполнение технологических защит и блокировок газорегуляторных пунктов» РД 153-34.135.141-00.
4.23 Территориальное распределение объектов и постов управления
Шкафы контроллеров ИРС ГРП-1А и инженерная станция (notebook) располагается в
помещении КИПиА ГРП-1А. Автоматизированные рабочие места (АРМ) располагаются в
помещении ТЩУ-2. Расстояние от МЩ ГРП-1А до ТЩУ-2 приблизительно 800м.
4.24 Перечень сигналов и ориентировочная структурная схема ИРС.
Перечень аналоговых сигналов.
№ п/п
1
2
3
4
5
6
7
8
Параметр
Т
Т
Т
Т
Т
Р
Р
Р
9
Р
10
11
12
Р
Р
Р
13
Р
14
15
16
Р
Р
Р
17
Р
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
Р
Р
F
F
F
F
F
F
Q
Q
Q
G
G
G
32
G
33
G
Наименование
Температура газа перед ГРП
Температура газа после ГРП
Температура газа измерительная линия №1
Температура газа измерительная линия №2
Температура газа измерительная линия малого расхода
Давление газа перед ГРП
Давление газа в измерительной линии №1 перед РК
Давление газа в измерительной линии №2 перед РК
Давление газа в измерительной линии малого расхода перед
РК
Давление газа в 1-й линии редуцирования после первого РК
Давление газа в 2-й линии редуцирования после первого РК
Давление газа в 3-й линии редуцирования после первого РК
Давление газа в линии редуцирования малого расхода после
первого РК
Давление газа в 1-й линии редуцирования после второго РК
Давление газа в 2-й линии редуцирования после второго РК
Давление газа в 3-й линии редуцирования после второго РК
Давление газа в линии редуцирования малого расхода после
второго РК
Давление газа после ГРП
Давление атмосферное
Расход в измерительной линии №1
Расход в измерительной линии №1
Расход в измерительной линии №2
Расход в измерительной линии №2
Расход в измерительной линии малого расхода
Расход в измерительной линии малого расхода
Концентрация газов в помещении МЩ
Концентрация газов в помещении линий редуцирования
Концентрация газов в помещении линий редуцирования
Указатель положения первого РК 1-й линии редуцирования
Указатель положения первого РК 2-й линии редуцирования
Указатель положения первого РК 3-й линии редуцирования
Указатель положения первого РК в линии редуцирования
малого расхода
Указатель положения второго РК 1-й линии редуцирования
25
34
35
G
G
36
G
Указатель положения второго РК 2-й линии редуцирования
Указатель положения второго РК 3-й линии редуцирования
Указатель положения второго РК в линии редуцирования
малого расхода
Примерная структурная схема ИРС ГРП-1А.
ТЩУ-2
АРМ-1
АРМ-2
коммутатор
коммутатор
конвертер
конвертер
АРМ-2 резервная станция
оператора и выполнение
дополнительных функции
необходимых для работы системы
АСУ ТП
Оперативный
пульт управления
(дистанционное
управление)
Оптоволоконная линия связи
конвертер
конвертер
коммутатор
коммутатор
Контроллер основной
УСО
Контроллер
резервный
УСО
Помещение
КИП ГРП-1А
Инженерная станция
(notebook)
МЩУ
(дистанционное
управление)
Ввод-вывод аналоговых и
дискретных сигналов.
ГРП-1А
4.25 Требования к обеспечению электромагнитной совместимости
В рамках проекта необходимо указать на проведение работ по определение электромагнитной
обстановки на ТЩУ-2 филиала «Невинномысская ГРЭС» с выдачей рекомендаций по
обеспечению электромагнитной совместимости.
5. Требования к квалификации контрагента, с указанием на обязательные и
желательные, особые требования.
5.1. Обязательные:
 наличие собственного квалифицированного персонала (численный состав организации,
процент от общего количества персонала инженерно-технических работников, наличие
документов, подтверждающих уровень их подготовки (сертификаты и т.п.);
 специальный опыт работы – суть и объёмы аналогичных проектов (конкретные
примеры) выполненных за последние годы, наличие контрактов с предприятиями
энергетики;
 наличие лицензий на все виды предусмотренных Договором работ, в том числе у
привлекаемых субподрядных организаций.
26
5.2. Желательные:
 знакомство с объектом предстоящих работ, опыт реализации проектов на объекте
«Невинномысская ГРЭС».
5.3.Приемлемые.
 Наличие уже внедренных на оборудовании Заказчика систем по проектам Участника,
оценки со стороны эксплуатационного персонала по работе систем и примененных
проектных решений.
 Географическая удалённость участника конкурса, способность его организовать
длительную бесперебойную работу над проектом собственными силами или с
использованием привлечённого персонала;
 Надёжность, опыт и репутация участника;
 Качество, характер и длительность сопровождения проекта, т.е. выполнение работ в
соответствие с гарантийными обязательствами.
 Иные требования, установленные в конкурсной документации.
Более подробно
требования к Участникам, а также требования к порядку подтверждения соответствия
этим требованиям, содержатся в Конкурсной документации.
5.4.Неприемлемые.
 Выполнение всего комплекса работ привлеченными субподрядчиками.
6.Правила контроля и приёмки работ.
6.1.Руководители работ со стороны Подрядчика, осуществляют контроль качества
поставляемой Заказчику проектной продукции, проводят оперативный контроль качества
выполняемых работ, контролируют соответствие продукции требованиям Заказчика,
обеспечивают соблюдение сроков, предусмотренных календарным планом.
6.2.Приемка результата работ, выполненных по договору, осуществляется в соответствии с
действующим законодательством и СНиП.
6.3. В соответствие с Гражданским кодексом РФ (ГК) сдача результатов работ подрядчиком
и приемка заказчиком оформляется актами, подписанными с обеих сторон.
6.4.По завершении проектных работ и после прохождения всех необходимых экспертиз
(при необходимости) Подрядчик предоставляет Заказчику для утверждения:
- комплект проектно-сметной документации;
- копию протокола научно-технического совета (НТС) проектной организации с
заключением о соответствии выполненной работы заданию на проектирование;
7. Требуемые сроки выполнения работ
Срок реализации проекта – 2007 г.
Начало работ:
30.05. 2007 года.
Окончание работ: 30.11. 2007 года.
Сроки выполнения отдельных этапов работы определяются
календарным планом,
составленным в соответствие с договором на оказание услуг и выполнение работ по
реконструкции газоснабжения ГРП-1А Невинномысской ГРЭС.
8. Гарантии исполнителя работ
8.1. Гарантии и обязательства распространяются на весь объем работ по Договору.
8.2. Исполнитель гарантирует выполнение работ полностью в соответствии с
требованиями нормативных документов указанных Заказчиком, данным техническим заданием.
9.Дополнительные и специальные требования.
9.1.Технические решения, разрабатываемые по данному заданию, являются собственностью
ОАО «ОГК-5»;
9.2.Данные, содержащиеся в работе, согласно приказу РАО «ЕЭС России» № 303 от 30.05.2000
г. и №286 от 13.12.2006 г. ОАО «ОГК-5» содержат сведения, являющиеся коммерческой тайной
27
ОАО «ОГК-5», и не могут быть разглашены третьей стороне без письменного согласия собственника.
9.3.Заказчик не производит авансирование работ.
10.Гарантии качества, обязательства по качеству.
Исполнитель гарантирует качество выполнения работ в соответствии с условиями Договора.
Гарантии на работы включают соответствие Российским законам и стандартам.
28
Приложение 2
Реквизиты участника
Ответственному секретарю Конкурсной
комиссии
ОАО «ОГК-5»
Гусаровой И. В.
__________________________________
119136, Москва, 4-й Сетуньский пр-д,
10-А, стр. 2, тел.:380-02-30, доб. 56-46
e-mail: [email protected]
__________________ № ________________
Об участии в открытом запросе предложений
________________________ выражает заинтересованность в своем
Наименование организации
участии в открытом запросе предложений на право заключения договора:
_________________________________________________________________
______________________________________________________________________
, и готово принять участие.
Прошу направить в наш адрес документацию по запросу предложений.
Руководитель
________________ (____________Ф.И.О.)
29