ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: ТЕНДЕРЫ
ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: ТЕНДЕРЫ

Выполнение проектно-изыскательских работ (тендер проводится в ООО «РН-Пурнефтегаз»)

[ срок подачи документов с 26.01.2010 г. по 15.02.2010 г.]
Наименование предприятия: ООО «РН-Пурнефтегаз»
Сроки оказания услуг: 1 марта 2010 г. – 15 декабря 2010 г.
Предмет тендераКраткая информация

Лот 19

Проект параллельной работы ГПЭС-54МВт Тарасовского месторождения с электрическими сетями ОАО "Тюменьэнерго"

Местонахождение объекта:

Ямало-Ненецкий Автономный округ, Тюменская область, Пуровский район, Тарасовское месторождение

Вид работ, услуг:

1. Инженерно-геологические, инженерно-геодезические, гидрологические и инженерно-экологические изыскания;

2. Технико-экономические расчеты (ТЭР), предпроектное обследование существующих каналов, линий связи и АТС, уточнение и согласование ТЗ, разработка стадии

3. «Проектная документация»

4. Разработка специальных разделов;

5. Получить положительное заключение Государственной экспертизы проектно-сметной документации в Ханты-Мансийском филиале ФГУ «Главгосэкспертиза России», или, в случае официального отказа в проведении экспертизы, передать проектную документацию в ГУ ЯНАО «Управление Государственной экспертизы проектной документации». Сопровождение экспертизы проектной документации.

6. Согласовать проект рекультивации земель в Департаменте природно-ресурсного регулирования и развития нефтегазового комплекса ЯНАО.

7. Выполнить экспертизу электротехнической части рабочей документации с утверждением Управление Ростехнадзора по ЯНАО;

8. Получить согласование по проектной документации в ФГУ «Нижнеобьрыбвод»;

9. Получить согласование по проектной документации в Нижнеобском территориальном управлении Рыболовства;

10. Подрядная проектная организация направляет в адрес ООО «РН-Пурнефтегаз» ответственных специалистов для сбора всех исходных данных в структурных подразделениях Общества, необходимых для выполнения проектно-изыскательских работ и прохождения Государственной экспертизы.

11. Получить ТУ от Главного Управления Министерства Российской Федерации по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий по ЯНАО. Разработать проектную документацию в соответствии с выданными ТУ;

12. Получить ТУ от ГУ « Дорожная Дирекция ЯНАО ». Разработать проектную и рабочую документацию в соответствии с выданными ТУ.

Состав выполняемой работы

При формировании инвестиционных проектов для каждого из выбранных вариантов параллельной работы Тарасовской ГПЭС с энергосистемой необходимо проработать следующие задачи и разделы:

  • Расчет текущих затрат по Тарасовской ГПЭС и по предприятию в целом.

  • Расчет потерь тепла и электроэнергии при ее передаче в сеть и потребителям.

  • Расчет тарифов на тепло и электрическую энергию для Тарасовской ГПЭС.

  • Формирование доходной и расходной части проекта.

  • Формирование разделов бизнес-плана:

    - существо проекта;

    - план маркетинга.

  • Анализ разработанных технических решений

  • Расчет и обоснование капитальных затрат по каждому из выбранных вариантов.

  • Формирование разделов бизнес-плана каждого из выбранных технических решений:

    - производственный план;

    - организационный план;

    - риски и гарантии.

  • Расчет затрат и финансовых показателей на реализацию каждого выбранного технического решения.

  • Формирование разделов бизнес-плана для каждого из выбранных технических решений:

    - финансовый план (простой и дисконтированный, сроки окупаемости, IRР, NPV и другие финансовые показатели);

    - отчет о прибылях-убытках

    - отчет о движении денежных средств

    - прогнозный баланс

    - стратегия финансирования.

    Выполнить сопоставление различных вариантов (с оценкой экономических показателей) технических решений строительства объекта с расчетом различных режимов (нормальных, послеаварийных, ремонтных и токов короткого замыкания сети 6, 35, 110кВ) работы сети, а именно:

    1. Принципиальную электрическую схему;

    2. Решения по системам РЗА, ПА, АСУ ТП, АИИС КУЭ;

    3. Точки присоединения к сетям ОАО «Тюменьэнерго» на напряжение 35 или 110кВ и выполнение расчетов технико-экономического обоснования по выбору варианта;

    4. Основные технические решения в части применения типовых или неунифицированных, индивидуально сконструированных строительных конструкций (опор, фундаментов и т.д.);

    5. Решения по системе диспетчерской телефонной связи на объекте;

    6. Решения по телемеханизации объекта.

    При этом, для Связи выполнить:

    1 .Обследование линий связи.

    2. Натурное обследование зданий на соответствие требованиям проекта для определения мест установки дополнительных аппаратных шкафов.

    3. Определение необходимости установки дополнительных (замена существующих) опор, распределительных шкафов, телефонной канализации и иных линейных сооружений связи.

    4. Отчет о результатах предпроектных работ с соответствующими рекомендациями. Уточнение и согласование ТЗ.

    5. Схему выдачи мощности ГПЭС.

    Особые условия

    Выполнить расчеты в соответствии с методикой UNIDO, разработанной организацией объединенных наций по промышленному развитию (центр UNIDO в Российской Федерации).

    Основные требования к проектируемому объекту

    Разработать инвестиционные проекты для вариантов:

    1. Подключения Тарасовской ГПЭС -54МВт к электрическим сетям ОАО «Тюменьэнерго» на напряжение 35кВ (при необходимости до 2 вариантов);

    2.Подключения Тарасовской ГПЭС -54МВт к электрическим сетям ОАО «Тюменьэнерго» на напряжение 110 кВ.

    3.Изолированая работа Тарасовской ГПЭС-54мВт.

    В части РЗА:

    1.Выполнить проектирование устройств РЗА и ПА электростанции, прилегающей сети 35, 110кВ в соответствии с действующими нормативно - техническими документами и РД РФ (ПУЭ – действующее издание, ПТЭ электрических станций и сетей – действующее издание и т.д.);

    1.1.В составе проекта определить основные организационно-технические решения по автоматизированной информационно-измерительной системе коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) проектируемого объекта с учетом возможности, обеспечения реверсивного учета мощности и электроэнергии, с применением современных микропроцессорных счетчиков и трансформаторов тока класса точности не ниже 0,5S;

    1.2. Выполнить метрологическое обеспечение АИИС КУЭ в соответствии с ГОСТ Р 8.596-2002, включая разработку методики выполнения измерений (МВИ).

    1.3. Предусмотреть возможность представления результатов измерения, информации о состоянии средств измерения и объектов измерения из устройств сбора и передачи данных на верхний уровень информационно-вычислительного комплекса (ИВК) АИИС КУЭ.

    1.4. Обеспечить возможность интеграции АИИС КУЭ в АСУ ТП проектируемого объекта.

    1.5. Выполнить проверку прилегающей сети 6, 35, 110кВ на соответствие уровней токов короткого замыкания во всех ре жимах работы ГПЭС;

    1.6. Выполнить проектирование устройств синхронизации для включения ГПЭС в параллельную работу (места установки устройств определить проектом);

    1.7. Выполнить проектирование работы ГПЭС в режиме выработки реактивной мощности или установку УКРМ в собственной сети с доведением тангенса «фи» до величины не более 0,1 на границе раздела балансовой принадлежности во всех режимах работы ГПЭС (нормальный, ремонтный, послеаварийный);

    1.8. Выполнить установку устройств ДАЧН, АРУ для выделения ГПЭС на изолированную работу прилегающей сети 35 или 110кВ в зависимости от выбранного варианта присоединения), в случае возникновения аварийной ситуации в энергосистеме, объем и расстановку устройств определить проектом, уставки и действие ДАЧН согласовать с филиалом ОАО «СО ЕЭС» Тюменское РДУ до ввода ГПЭС в работу.

    Требования к проектированию.

    2.В проекте должно быть обосновано и выполнено проектирование релейной защиты всех присоединений Тарасовской ГПЭС и прилегающей сети 6, 35,110кВ с использованием современных микропроцессорных устройств, противоаварийной и локальной автоматики сети, в том числе АПВ, АВР, автоматики секционирования, делительной автоматики, а также выбор и расчет уставок соответствующих устройств, задание на их наладку и рабочее программирование. Должны быть произведены расчеты токов однофазного замыкания на землю (ОЗЗ) и сделаны выводы о необходимости компенсации нейтрали сети.

    В проекте для отходящих линий 10 кВ предусмотреть трансформаторы тока с тремя вторичными обмотками класса точности не хуже 0,5S/0,5/10Р и трансформаторы напряжения с тремя вторичными обмотками класса точности не хуже 0,5/0,5/3Р.

    При определении проектом необходимости производства работ на объектах принадлежащих ОАО «Тюменьэнерго» и/или филиалу ОАО «ФСК-ЕЭС» - МЭС Западной Сибири, выделить данные работы в отдельный том, со всеми необходимыми разделами, в том числе пояснительная записка и сметный расчет. Сметный расчет выполнить с выделением стоимости проектирования, стоимости СМР, стоимости оборудования, материалов и стоимости прочих затрат по смете.

    2.1. Выполнить проектирование:

    2.1.1.Первичной схемы защищаемой сети и режимы ее работы (рабочие, ремонтные, с указанием автоматизации их создания);

    2.1.2.Сопротивления и ЭДС питающей системы для максимального и минимального режимов ее работы (или мощности КЗ);

    2.1.3.Режимов заземления нейтралей силовых трансформаторов;

    2.1.4.Параметров линий, трансформаторов, потребителей;

    2.1.5. Значений максимальных рабочих токов линий, трансформаторов и т.п. в рабочих, ремонтных и послеаварийных режимов;

    2.1.6. Характеристик токоприемников;

    2.1.7. Типов и параметров выключателей, измерительных трансформаторов тока и напряжения, с указанием мест их установки в схеме сети;

    2.1.8. Типов и уставок устройств РЗА на смежных элементах (сетевой район, присоединения генераторного распределительных устройств (ГРУ, ЗРУ-35 кВ);

    2.1.9. Типов и принципиальных схем устройств РЗА, подлежащих расчету.

    2.1.10. Схем размещения устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики.

    2.1.11. Схем организации цепей переменного напряжения и оперативного тока на проектируемом объекте.

    2.1.12. Структурно-функциональных схем устройств РЗА присоединений и ПА с указанием: входных цепей; выходных цепей; переключающих устройств (испытательных блоков, переключателей и т.п.), необходимых для оперативного ввода/вывода из работы устройств РЗА и отдельных функций и цепей; сигналов, отображаемых с помощью светодиодов и передаваемых в АСУ ТП ПС.

    2.1.13. Обоснование (ориентировочные расчеты) требуемых номинальных первичных и вторичных токов трансформаторов тока, а также величин мощности вторичных обмоток трансформаторов тока и напряжения.

    2.1.14. Решения по интеграции устройств РЗА и ПА в АСУ ТП проектируемого объекта на базе международных стандартов МЭК 61850.

    2.1.15. Решения по регистрации аварийных событий (РАС) с учетом наличия этой функции в микропроцессорных терминалах РЗА, ПА, в т.ч.:

    - вид (тип) измеряемых и регистрируемых параметров;

    - частота обработки;

    - условия пуска (для обеспечения функции РАС);

    2.1.16. Решения по электромагнитной совместимости устройств РЗА иПА, обеспечивающих их нормальную работу.

    2.2. Расчет уставок, расчеты уставок должны включать в себя следующие разделы:

    2.2.1.Исходные данные с указанием источников информации;

    2.2.2. Расчеты токов короткого замыкания (режимов сети для ПА);

    2.2.3. Выбор уставок со схемами, картами селективности, таблицами переключающих устройств, таблицами режимов при наличии нескольких групп уставок, алгоритмами выполнения функций логической селективности, таблицами устройств сигнализации.

    2.2.4. Результаты расчетов, включающие окончательно выбранные характеристики, уставки и данные для регулирования, программирования терминалов;

    2.2.5. Схема сети с условными обозначениями типов УРЗА и указанием выбранных уставок. В характерных точках рассчитываемой сети должны быть указаны значения токов КЗ;

    2.3.Задание на наладку защит согласовать с эксплуатирующей организацией, включить следующие разделы:

    2.3.1. Наименования и технические данные защищаемых элементов, необходимые для расчета токов КЗ и уставок защит;

    2.3.2.Типы, коэффициенты трансформации, схемы соединения, места установки измерительных трансформаторов;

    2.3.3. Номера принципиальных схем релейной защиты, автоматики, управления и измерений защищаемых присоединений, дату их выпуска и наименование организации, разработавшей эти схемы;

    2.3.4. Рабочие уставки комплектов защит, отдельных реле, терминалов. Для токовых защит с обратнозависимой характеристикой дополнительно должны быть указаны ток и время, соответствующие независимой части характеристики. Для цифровых терминалов должны быть указаны параметры настройки в виде наименований и кодов различных характеристик, а также коды доступа для возможности изменения параметров в ходе эксплуатации. Для цифровых защит, имеющих возможность настроек уставок в нескольких режимах должны быть указаны параметры перевода с одного режима на другой.

    2.3.5. Расчетные условия, для которых выбраны рабочие уставки – максимальные рабочие токи защищаемых присоединений, режимы их работы, условия автоматического переключения на другой режим уставок. Должны быть указаны сменные уставки.

    2.3.6. Указания по эксплуатации устройств РЗА.

    3. Состав проектируемых защит.

    3.1. Состав устройств РЗА присоединений 35 кВ:

    3.1.1. Для повышающих трансформаторов 10/35 кВ должны быть предусмотрены защиты от:

    1) многофазных замыканий в обмотках и на выводах;

    2) однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах;

    3) витковых замыканий в обмотках;

    4) токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;

    5) токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

    6) понижения уровня масла;

    3.1.2. Для отходящих линий 35 кВ должны быть предусмотрены защиты от:

    1) многофазных замыканий;

    2) однофазных замыканий на землю;

    3.1.3. Для системы шин 35 кВ должны быть рассчитаны:

    1) дифференциальная токовая защита без выдержки времени, охватывающая все элементы, которые присоединены к системе или секции шин, защита должна осуществляться с применением специальных реле тока, отстроенных от переходных и установившихся токов небаланса (например, реле, включенных через насыщающиеся трансформаторы тока, реле с торможением), защита должна быть выполнена с устройством, контроля исправности вторичных цепей задействованных трансформаторов тока, действующим с выдержкой времени на вывод защиты из работы и на сигнал;

    2) защиты по условиям, приведенным в 3.2.108 ПУЭ.

    Перечисленные выше защиты должны быть согласованы с защитами присоединений ГРУ 10,5 кВ станции, а также 110 кВ прилегающей сети. В случае необходимости отразить в проекте данные по дополнению защит присоединений 10,5кВ, 110кВ, либо по необходимости дополнительных настроек этих защит.

    3.2. Состав ПА станции должен быть определен и рассчитан на основании выводов комплексных расчетов устройств РЗА и ПА станции для различных режимов работы.

    3.3. Перечень дополнительных функций РЗА и ПА каждого защищаемого элемента (линия, шины, трансформатор и др.), необходимых на данном объекте, анализ реализации выбранных функций на оборудовании разных производителей.

    В части систем связи для передачи корпоративной и технологической информации:

    1.Диспетчерскую связь проектируемых объектов, а также, при необходимости, реконструкцию ВЧ каналов связи и РЗА прилегающей сети 110,35 кВ выполнить в соответствии с ПУЭ и другими действующими директивными материалами для всех режимов работы ГПЭС.

    2. Обосновать и выполнить проектирование комплекса внутриобъектной связи, включая структурированную кабельную систему (СКС), локальную вычислительную сеть (ЛВС), систему телефонной, оперативно-диспетчерской, селекторной и громкоговорящей радиопоисковой связи.

    3. Система диспетчерской телефонной связи должна обеспечивать создание и эксплуатацию системы связи от ГПЭС в направлениях филиала ЦУС ОАО «Тюменьэнерго», ДП филиала ОАО «Тюменьэнерго» Ноябрьские электрические сети, ОАО «СО ЕЭС» Тюменское РДУ, ЦУС ОАО «Тюменьэнерго», ДП филиала ОАО «Тюменьэнерго» Ноябрьские электрические сети и Центр управления сетями (ЦУС) филиала ООО «РН-Энерго в г.Губкинский для организации независимой передачи в каждый пункт управления телефонной связи со следующими требованиями:

    - телефонная связь оперативного и диспетчерского персонала должна быть организована с ГПЭС в направлениях ЦУС ОАО «Тюменьэнерго», ДП филиала ОАО «Тюменьэнерго» Ноябрьские электрические сети, ЦУС филиала ООО «РН-Энерго» г. Губкинский;

    - в каждом направлении должно быть предоставлено не менее двух независимых каналов связи, проходящих по разным трассам или в разных средах передачи;

    - тип каналов связи - цифровые, коэффициент готовности не ниже 0,999, время восстановления не более 5 минут без учета повреждения линейно-кабельных сооружений;

    - оконечное оборудование телефонной связи оперативного и диспетчерского персонала должно обеспечивать связь без набора номера и подключение

    внешних устройств регистрации (записи) диспетчерских переговоров, переговоров оперативного персонала ЦУС и подстанции;

    - производственно-технологическая телефонная связь в отличие от телефонной связи оперативного и диспетчерского персонала должна быть организована по дополнительным каналам с набором номера, или по каналам телефонной связи оперативного и диспетчерского персонала. В последнем случае должно быть реализовано преимущественное право использования каналов диспетчерским персоналом ДЦ, оперативным персоналом ЦУС и ПС.

    3. Организацию системы гарантированного электропитания 48 В постоянного тока и 220 В переменного тока для всех систем связи с обеспечением непрерывной работы при отсутствии внешнего энергоснабжения.

    В части систем телемеханизации:

    1.Передача телеинформации должна осуществляться независимо в направлениях: филиала ОАО «СО ЕЭС» Тюменское РДУ, ДП филиала Ноябрьские электрические сети ОАО !Тюменьэнерго», цус ОАО «Тюменьэнерго» со следующими требованиями:

    -телеизмерения и телесигнализация должны содержать метки единого астрономического времени;

    -передача телеинформации должна осуществляться без промежуточной обработки (напрямую);

    -в тракте телеинформации должны использоваться многофункциональные измерительные преобразователи с классом точности не хуже 0,5, подключаемые к кернам измерительных трансформаторов класса точности - не хуже 0,5;

    -цикл передачи телеизмерений не должен превышать 1 секунду;

    -задержка тракта передачи телесигнализации не должна превышать 1 секунду;

    -вероятность появления ошибки телеинформации должна соответствовать первой категории системы телемеханики ГОСТ 26.205-88;

    -протокол передачи телеинформации должен соответствовать требованиям МЭК 60870-5-101/104, при этом обеспечить совместимость применяемых сервисов обмена данными с ЦППС «Smart-FEP» ОАО «СО ЕЭС»;

    -передача телеинформации производится по двум независимым (основному и резервному, проходящим по разным трассам или в разных физических средах передачи) цифровым каналам связи;

    -скорость передачи каждого канала телемеханики - не менее 9,6 кбит/с;

    -при использовании для передачи телеинформации на базе TCP/IP с дальнейшим переводом ММО на протокол МЭК 60870-6 ICCP, при этом пропускная способность из двух независимых каналов (основного и резервного) должна быть не менее 64 кбит/с;

    -возможность передачи ТМ в объеме, согласно требованиям Договора о присоединении к торговой системе оптового рынка электроэнергии.

    2.Обеспечить передачу телеметрической информации о фактической нагрузке, подключенной к устройствам ПА (кроме АЧР) во всех направлениях указанных в пункте 3.Объем передаваемой информации согласовать с филиалом ОАО «СО ЕЭС» Тюменское РДУ.

    4.Обеспечить систему диспетчерского телеуправления (СДТУ) на ГПЭС гарантированным электропитанием в соответствии с действующими нормативными документами.

    5. При разработке проекта на систему телемеханизации газопоршневой электростанции учесть технические условия на «Строительство электростанции собственных нужд на Тарасовском месторождении» по разделу «Технические требования к разработке АСУ ТП» от 06.10.2006 года (приложение 1) и принятые технические решения по ним.

    В части электропитания систем РЗА, ПА, АСУ ТП, систем связи и других систем, включая:

    - таблицы потребителей сети собственных нужд 0,4 кВ и постоянного оперативного тока и их характеристики;

    - определение емкости и количества элементов аккумуляторной батареи (АБ) и параметров зарядных устройств;

    - схемы сети постоянного оперативного тока и собственных нужд 0,4 кВ, включая схемы ЩПТ и ЩСН;

    - ориентировочные расчеты токов короткого замыкания в сетях собственных нужд и постоянного оперативного тока (с использованием специализированных программ);

    - выполнение защиты сетей постоянного оперативного тока и собственных нужд;

    - построение карт селективности защитных аппаратов сети 0,4 кВ и постоянного оперативного тока (с использованием специализированных программ);

    - контроль состояния АБ и сети постоянного оперативного тока, включая устройства автоматического и автоматизированного поиска «земли».

    Кабельная продукция:

    Привести предварительный расчет кабельной продукции, необходимой для создания подсистем РЗА, ПА, АСУТП и АИИС КУЭ.

    Требования к комплексу технических средств безопасности

    1.Для строительства наружных линий связи использовать кабель с наружными покровами, не поддерживающими горение ТППэП-НДГ, ПРПВМ;

    2. Предусмотреть в помещении АТС установку кросса с искроразрядниками;

    3. Все соединения кабеля на территории ЦППН выполнить с помощью распределительных коробок соответствующего класса взрывозащиты.

    Дополнительные требования заказчика:

    1. Объем инженерно-изыскательских работ (съемка площадок и трасс инженерных коммуникаций) в соответствии с СП 11-104-97, СП 11-105-97.

    2. Инженерные изыскания выполнять в государственной и местной системе координат (МСК-89).

    3. Отчет по инженерным изысканиям (топографические планы) выполнять в электронном виде в формате Mapinfo по классификатору, принятому в ОАО «НК «Роснефть». Данные получить в отделе маркшейдерских и геодезических работ УЗиМР.

    4. Применять новейшие материалы и технологии, обеспечивающие надежную эксплуатацию.

    5. Экологические требования в соответствии с нормативными документами, действующими на территории РФ и ведомственными нормативно-техническими документами Компании.

    6. Разработка проекта рекультивации земель в виде отдельного тома.

    7. В томе ОВОС:

    - расчет ущерба, наносимого одному из компонентов окружающей среды - животному миру, выполнить в соответствии с Методикой оценки вреда и исчисления размера ущерба от уничтожения объектов животного мира или нарушения среды их обитания на территории ЯНАО, утвержденной постановлением Вице-губернатора ЯНАО от 18.08.2005 г. № 86-А;

    - разработать мероприятия, направленные на сохранение животного мира, в соответствии с «Требованиями по предотвращению гибели объектов животного мира при осуществлении производственных процессов…», утвержденными Постановлением Правительства РФ от 13.08.1996г. № 997.

    8. В материалах к отводу земель под проектируемые объекты необходимо включать следующие данные:

    - Обоснование и расчет площадей отвода на все проектируемые объекты;

    - Ведомости угодий и земельных участков на все проектируемые объекты, подлежащих отводу;

    - План отвода земель под каждый проектируемый объект, выполненный в формате Mapinfo в системе координат в МСК-89.

    10. Разработать сметную документацию:

    - сводные сметные расчеты, объектные и локальные сметные расчеты, сметные расчеты на отдельные виды затрат (В т.ч. на ПИР), включая ведомости ресурсов;

    - выбор метода составления СД (базисный, базисно-индексный – с выделением ресурсов, или ресурсный) указывается в исходных данных;

    - при составлении сметной документации использовать только действующую сметно-нормативную базу.

    11. В проекте организации строительства предусмотреть разбивку на этапы строительства, согласно Методических указаний П2-01 С-009 М-001 «О формировании этапов по объектам строительства ОАО «НК «Роснефть».

    12. Раздел мероприятия по обеспечению пожарной безопасности разработать отдельным томом.

    В разделе пожарной безопасности учесть оценку пожарных рисков в соответствии с ГОСТ Р 12.3.047-98 «Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля».

    13. Оформление отдельным разделом (томом) материалов выбора земельных и лесных участков для строительства и реконструкции объектов ОАО «НК «Роснефть» согласно Стандарта «Подготовка материалов выбора земельных и лесных участков для строительства и реконструкции объектов Компании» № П2-01 СЦ-013.

    14. Выполнить отдельным разделом (томом) сборник заказных спецификаций, опросных листов и технических требований на материалы и оборудование.

    15. Выполнить отдельным разделом (томом) задание заводу изготовителю.

    16. Выполнить отдельным разделом (томом) материалы для проведения тендера по определению строительно-монтажной организации.

    17. Проект на стадии проектирования согласовать с профильными подразделениями энергоснабжающей организации ООО «РН-Энерго», Управлением энергетики ООО «РН-Пурнефтегаз», с филиалом ОАО «Тюменьэнерго» Ноябрьские электрические сети и ОАО «Тюменьэнерго».

    18. На этапе проектирования согласовать схему сети передачи телеметрической информации с ОАО «СО ЕЭС Тюменское РДУ, ЦУС ОАО «Тюменьэнерго» и ДП филиала ОАО «Тюменьэнерго» Ноябрьские электрические сети. При проектировании максимально использовать существующие каналы передачи данных сетей связи ОАО «Тюменьэнерго».

    19. Проектная организация предоставляет методику расчета в двух томах. Первый том содержит бизнес-план, оформленный в соответствии с методикой UNIDO. Второй том содержит приложения к бизнес-плану, которые включают в себя необходимые обосновывающие документы и расчеты, выполненные с помощью программного пакета «Альт-Инвест».
  • Важная информация:

    Утвержденное Задание на проектирование, Техническое задание и, Технические условия будут направлены в проектные организации после прохождения предквалификации в ООО «РН-Пурнефтегаз»

  • Претенденты, желающие участвовать в предварительной квалификации на данный тендер, должны заполнить и представить документы в отдел подготовки и проведения тендеров ООО "РН-Пурнефтегаз" в соответствии с правилами, указанными на сайте www.rosneft.ru в разделе «ТЕНДЕРЫ», подраздел «Строительные работы», с учетом особых требований ООО «РН-Пурнефтегаз».

  • Срок подачи документов по 15.02.2010

  • Документы, поступившие позднее указанного срока, не будут приняты к рассмотрению.

    Контактное лицо от ООО «РН-Пурнефтегаз» (процедурные вопросы):

    Томильченко Оксана Владимировна
    (ведущий специалист отдела по подготовке и проведению тендеров)
    адрес электронной почты:
    OVTomilchenko@purneftegaz.ru
    почтовый адрес:
    629830, ЯНАО, г. Губкинский, 10 мкр., д.3, каб.310а.

    Контактное лицо от ООО «РН-Пурнефтегаз» (технические вопросы):

    Таланкин Юрий Анатольевич
    (ведущий специалист УПР и ОПР)
    телефон:
    (34936) 5-41-93
    адрес электронной почты:
    YATalankin@purneftegaz.ru
    почтовый адрес:
    629830, ЯНАО,г. Губкинский, АБК БН, каб.17.