Директор Кенарского предприятия по хранению и отгрузке нефтепродуктов Туркменбашинского комплекса

«Утверждаю»
Директор Кенарского предприятия
по хранению и отгрузке нефтепродуктов
Туркменбашинского комплекса
нефтеперерабатывающих заводов
__________________ С.Векилов
«_____»______________2014г.
ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ
для проведения международного тендера по определению Подрядчика на
разработку, проектирование и строительство вертикальных стальных
цилиндрических резервуаров в количестве 4(четыре) шт. с объемом по 50000м3
каждый ,включая поставку, монтаж и пуско-наладку измерительного оборудования
для автоматизированного учета нефтепродуктов на Кенарском предприятии по
хранению и отгрузке нефтепродуктов Туркменбашинского комплекса
нефтеперерабатывающих заводов
Перечень основных
данных и требований
1. Наименование предприятия и объекта
строительства
1.1. Кенарское предприятие по хранению и отгрузке нефтепродуктов
Туркменбашинского комплекса нефтеперерабатывающих заводов, г.
Туркменбаши, пос.Кенар ,Туркменистан.
1.2. Строительство резервуарного парка для хранения мазута топочного
объемом 200000м3 .
2. Заказчик
2.1. Туркменбашинский комплекс нефтеперерабатывающих заводов (далее
ТКНПЗ).
3. Основание для
строительства
3.1. «Программа развития нефтегазовой, химической и рыбного
хозяйства отраслей Туркменистана на 2012-2016 годы»
утвержденной Постановлением Президента Туркменистана
№12242 от 6-го июля 2012 года.
4. Вид строительства.
Новое строительство
5. Стадийность
проектирования
5.1. Предусмотреть комплекс проектно-изыскательских и
исследовательских работ.
5.2. Предусмотреть рабочий проект.
6. Особые условия
строительства
6.1. Сейсмичность района строительства – 9 баллов по шкале Меркалли
(Сейсмичность площадки строительства уточнить в ходе
проведения проектно-изыскательских и исследовательских
работ). Грунт- 3 категории.
6.2. Строительство объектов проводится в условиях действующего
производства.
7. Требования к
технологии и особые
7.1.Резервуар вертикальный стальной цилиндрический со стационарной
сферической кровлей, V-50000м3 ,Тип- РВС.
требования
7.2.Хранимая жидкость:
7.2.1. Мазут топочный марки М-100(ТЩ 05766698 31-2003);
7.2.2. Плотность при 200 С- 0,935тн./м3 .
7.3. Разработка резервуаров согласно ГОСТ 31385-2008 , ГОСТ Р
52910-2008 и по индивидуальному проекту КМ резервуара.
7.4.
Проектирование и строительство вертикальных стальных
цилиндрических резервуаров в количестве 4(четыре) шт. с
объемом по 50000м3 .
7.5. Предусмотреть обогрев нефтепродукта в объеме 15000м3 в сутки до
600 С в районе ПРП резервуара с помощью пара вырабатывыемого
на предприятии. Производительность котельной – 40 тн.пара/час.,
температура пара – 180 0 С, давление пара – 8-10 бар.
Производить расчет необходимого тепла и изготовить системы
обогрева нефтепродукта из антикоррозионного материала и
отдельных конструктивных элементов для долговечности и
удобства в сборке и разборке. Проработать вопрос по
предотвращению гидравлических ударов в теплообменниках.
.
8. Условия эксплуатации
резервуара
8.1. Режим работы – круглогодичный, круглосуточный, непрерывный.
8.2. Срок эксплуатации- 25 лет.
8.3. Степень агрессивности воздействия- Среднеагрессивная .
8.4. Интенсивность эксплуатации- 15-20 циклов(оборачиваемость) в год.
8.5. Давление внутреннее избыточное:
8.5.1. В газовом пространстве- 2,0 кПА;
8.5.2. Аварийное- 2,3 кПА;
8.5.3. Вакуум – 0,25 кПА;
8.5.4. Аварийный – 0,4 кПА.
8.6. Расчетная температура наружного воздуха:
8.6.1. Абс. min. – минус 220 С;
8.6.2. Абс. max. – плюс 440 С;
8.6.3. Средняя температура наиболее холодной пятидневки - минус 80 С.
8.7. Максимальная температура продукта в резервуаре - 900 С.
8.8. При пропарке – до 900 С.
8.9. Нормативное значение веса снежнего
покрова, кПА(кгс/м2 ) – 0,5(50).
8.10. Нормативное значение ветрового
давления, кПА(кгс/м2 ) – 0,55(55).
9. Конструкционные
параметры резервуара
10.Оборудования
резервуара:
9.1. Диаметр резервуара – 60,7 м.
9.2. Высота стенки резервуара – 18,0 м.
9.3. Сборка – полистовая.
9.4. Стенка резервуара:
9.4.1. Габариты листов,мм.;
9.4.2. Количество поясов,шт.;
9.4.3. Толшина листа по поясам, мм.
(Определить согласно технической характеристики и условий
эксплуатации резервуара, предусмотренных Техническим заданием и
действующих нормативных документов).
9.5. Днище резервуара:
9.5.1. Уклон днища – центральная часть днища должна иметь уклон
1:200 от центра к окрайкам;
9.5.2. Толшина листа,мм.(Определить согласно технической
характеристики и условий эксплуатации резервуара,
предусмотренных Техническим заданием и действующих
нормативных документов).
9.6.Кровля резервуара:
9.6.1.Тип кровли – стационарная,сферическая;
9.6.2.Необходимость легкосбрасываемых конструкций – Да;
9.6.3.Толшина листа,мм. (Определить согласно технической
характеристики и условий эксплуатации резервуара,
предусмотренных Техническим заданием и действующих
нормативных документов).
9.7. Лестница – многомаршевая, кольцевая.
9.8. Понтон – Нет.
9.9. Промежуточное кольцо жесткости по
корпусу резервуара – 2 шт.;
9.10. Орошение стенки – Да;
9.11. Крепление резервуара к бетонному основанию – Анкерные
крепления.
9.12. Лакокрасочные покрытия для антикоррозионной
защиты:
9.12.1.Внутренней поверхности – Нет;
9.12.2.Наружной поверхности – Да.
10.1. Дыхательные клапаны.
10.2. Предохранительные клапаны.
10.3. Огневые предохранители.
10.4. Хлопушки.
10.5. Противопожарное оборудование.
10.6. Приемораздаточные патрубки.
10.7. Зачистной патрубок.
10.8. Вентиляционные патрубки.
10.9. Люки-лазы.
10.10. Люки световые.
10.11.Люк замерный.
(Тип, марку и количество резервуарного оборудования определить
согласно технической характеристики и условий эксплуатации
резервуара, предусмотренных Техническим заданием и Правил
технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту
(Москва. «Недра» 1988).
11. Требования
к автоматизации
и механизации
трудоемких процессов.
11.1. Поставка, монтаж и пуско-наладка измерительного
оборудования для автоматизированного учета нефтепродуктов с
последующей интеграцией со существующей системой
«SCADA» и Модуля автоматизации документооборота согласно
Приложения № 1.
При этом учесть пункт 1.6. Протокола технического
совещания от 14.01.2013г.
11.2. Полевой КИП и регулирующая арматура должны быть
унифицированы с приборами и арматурой, нашедшей наибольшее
применение на предприятии согласно Приложения № 2.
11.3. Все средства измерений должны быть внесены в Госреестр
средств измерений Туркменистана и иметь соответствующий
сертификат утверждения типа средств измерений
метрологического органа страны производителя/поставщика.
11.4. Все средства измерения должны иметь шкалы в системе СИ.
Допускается использование внесистемных единиц измерения:
кГ/см2 ; мм.вод.ст.
11.5.Суммарная доверительная относительная погрешность системы
измерения массы нефтепродуктов при доверительной
вероятности 0,95 не должна превышать требований
действующих стандартов Туркменистана (ГОСТ8.587-2006 и др.).
11.6.Система должна быть сертифицирована для исполнения в
качестве коммерческой и иметь сертификат утверждения типа
средства измерения Туркменистана.
11.7.Все расчеты и градуировка средств измерения должны быть
выполнены в единицах физических величин СИ.
12. Электроснабжение и
связь
12.1.Категории электроснабжения потребителей определить в
соответствии с нормами и стандартами Туркменистана и
требованиями технологии. Основные потребители должны иметь
1 категорию электроснабжения.
12.2. Подключение вновь проектируемых резервуаров к электросетям
Кенарского предприятия по хранению и отгрузке нефтепродуктов
осуществить согласно Технических условий Заказчика
(Приложение № 3) .
12.3.В сетях электроснабжения и управления предусматривать
следующие системы сетей по напряжению:
- высоковольтные питающие сети 6000В;
- низковольтная силовая сеть трехфазная,
четырех проводная с глухо заземленной
нейтралью 380В, 50 Гц;
- электродвигатели мощностью 160 кВт и
более – 6000 В;
- электродвигатели мощностью менее 160
кВт – 400 В;
- однофазные потребители переменного
тока – 220 В, 50 Гц;
- сеть ремонтного освещения резервуарных
парков и других взрывоопасных зон – 12 В.
12.4.Кабельные распределительные электросети предусмотреть
надземной прокладки, на кабельных или совмещенных с
технологическими эстакадами.
12.5.Электрооборудование (трансформаторные подстанции,
распределительные устройства и др.) должны быть
западноевропейских производителей и соответствовать нормам
и стандартам Туркменистана.
12.6.Для электрического освещения территории проектируемых
резервуаров предусмотреть светильники с ртутными и
люминесцентными лампами взрывозащищенного исполнения.
Управление освещением - местное,
дистанционное из диспетчерской и автоматическое от фотореле.
12.7.Заземление электроустановок и молниезащиту проектируемых
резервуаров выполнить согласно действующим нормам
и стандартам Туркменистана.
12.8.Телефонизацией предусмотреть связь во взрывозащищенном
исполнении:
- прямая связь с диспетчером нефтебазы;
- прямая связь с 333- ВЧПБ;
- телефоны с внутренним и городским
номерами.
- обеспечить мобильную радиосвязь для
обслуживающего персонала.
- предусмотреть громкую связь.
13. Противопожарные
мероприятия
13.1. Систему пожаротушения предусмотреть в соответствии нормами и
стандартами Туркменистана.
13.2. Предусмотреть проектирование и строительство стационарной
установки автоматического пожаротушения, а также строительство
железобетонного водоема для хранения воды на каждой группе
резервуаров в отдельности (объем водоема определить проектом).
Пенообразование должно быть адаптировано к морской воде.
14. Требования и условия
к разработке
природоохранных
мероприятий.
14.1. В составе рабочего проекта разработать и согласовать в органах
надзора Туркменистана том «Охрана окружающей среды»
(Приложение № 3).
13. Дополнительные
условия
13.1. По существующему режиму предприятия Туркменбашинского
КНПЗ.
13.7. Тип и марка всего поставляемого оборудования должны
согласоваться с Заказчиком.
14.1. Туркменбашинский КНПЗ представляет Подрядчику технические
условия на подключение проектируемых объектов к
существующим (действующим) инженерным сетям.
14. Особые условия.
15. Прочие условия.
15.1. Рабочий проект выполнить в соответствии с нормами, правилами,
инструкциями и указаниями, действующими на территории
Туркменистана.
15.2. Исполнителю необходимо получить одобрение проектной
документации и необходимые разрешения для экплуатации во
всех заинтересованных органах надзора Туркменистана, в том
числе:
- в Глав. Гос. Экспертизе Министерства строительства
Туркменистана;
-в Министерстве здравоохранения и медицинской
промышленности Туркменистана;
-в Управлении пожарной безопасности Министерства
внутренних дел Туркменистана;
-в Главгосслужбе «Туркменстандартлары»;
-в Энергонадзоре и т.д.
15.3. Представить Перечень организаций ,участвующих в
проектировании ,монтажных и наладочных работах и
ответственных за выполнение этих работ.
15.4. Передаче Заказчику подлежит ниже перечисленная техническая
документация на русском языке:
16.
Условия
финансирования.

Утверждаемая часть рабочего проекта - 3 экземпляра +
эл.версия;

Рабочий проект - 5 экземпляров + 1 эл.версия;

ПЛА - 5 экземпляров + 1 эл.версия;

Проект ПДВ; ОВОС; Том охраны окружающей среды. – по 3
экземпляра + 1 эл.версия каждый.
1
16.1. Финансирование за счет Инвестиций Подрядчика.
16.2. Оплата будет производиться по факту поставок и выполненных
работ.
Стоимость завозимых из-за рубежа в Туркменистан строительных
материалов и оборудования должны быть включены в акты
выполненных работ только после их монтажа на объекте и при
наличии грузовой таможенной декларации Туркменистана с
отметкой таможенных служб Туркменистана «Выпуск разрешен».
ПРИЛОЖЕНИЯ:
1. Перечень оборудования и материалов для системы измерения массы для 1-го
резервуара (Приложение 1);
2. Технические условия на подключение вновь проектируемых резервуаров объемом по
50000м3 каждый к действующим системе КИП и А (Приложение 2);
3.Технические условия на подключение вновь проектируемых резервуаров объемом по 50000м3
каждый к действующим системам электроснабжения и связи (Приложение 3);
4.Требования к составлению тома «Охрана окружающей среды» (Приложение 4);
5.Технические условия на подключение вновь проектируемых резервуаров объемом по
50000м3 каждый к действующим технологическим трубопроводам и системе
канализации (Приложение 5);
6.Схема подключения проектируемых резервуаров к действующим технологическим
трубопроводам и инженерным коммуникациям.
Главный инженер КПХ и ОН
Д. Нурыев
Главный бухгалтер КПХ и ОН
О.Еремина
И.о.главного механика КПХ и ОН
К.Десбаев
Главный энергетик КПХ и ОН
С. Оразов
Главный метролог – начальник
отдела ТП и ТИ КПХ и ОН
А.Бердыев
Ведущий инженер ОКС-а КПХ и ОН
М.Курбансахатов
Инженер по охране природы КПХ и ОН
М.Солтанов
Ведущий инженер по технике
безопасности КПХ и ОН
Т.Бадамшина
Начальник УПХН и ОН КПХ и ОН
Н.Нурягдыев