- •ЗАВЕРЕНИЕ проектной организации
- •Введение
- •1 Реквизиты документов, на основании которых принято решение о разработке проектной документации
- •2 Исходные данные и условия для подготовки проектной документации.
- •2.1 Задание на проектирование
- •2.2 Отчетная документация по результатам инженерных изысканий
- •2.3 Правоустанавливающие документы на объект капитального строительства
- •2.6 Документы о согласовании отступлений от положений технических условий.
- •2.7 Разрешение на отклонения от предельных параметров разрешенного строительства объектов капитального строительства.
- •3.1 Рельеф
- •3.2 Климатические условия
- •3.3 Гидрологические условия
- •3.3.1 Гидрологические условия берегового участка
- •3.3.2 Гидрологические условия прибрежного участка
- •3.4 Геологические условия
- •3.4.1 Геологическое строение
- •3.4.2 Гидрогеологические условия
- •3.4.3 Сейсмичность площадки работ
- •3.4.4 Специфические грунты
- •3.4.5 Неблагоприятные процессы и явления
- •4 Описание вариантов маршрутов прохождения линейного объекта по территории района строительства, обоснование выбранного варианта трассы.
- •5 Сведения о линейном объекте с указанием наименования, назначения и месторасположения начального и конечного пунктов линейного объекта.
- •5.1 Начальная точка проектируемой газотранспортной системы
- •5.2 Конечная точка проектируемой газотранспортной системы
- •5.3 Протяженность маршрутов транспортировки газа
- •5.4 Перечень проектируемых компрессорных станций по трассе проектируемого МГ
- •5.5 Назначение линейного объекта
- •6 Технико-экономическая характеристика проектируемого линейного объекта.
- •6.1 Категория проектируемого линейного объекта
- •6.2 Протяженность и пропускная способность проектируемого линейного объекта
- •6.3 Сведения об основных технологических операциях линейного объекта
- •7 Дополнительные сведения.
- •7.2 Сведения о категории земель, на которых располагается объект капитального строительства.
- •7.3 Сведения о размере средств, требующихся для возмещения убытков правообладателям земельных участков, - в случае их изъятия во временное и (или) постоянное пользование.
- •7.4 Сведения об использованных в проекте изобретениях, результатах проведенных патентных исследований.
- •7.5 Сведения о наличии разработанных и согласованных специальных технических условий.
- •7.6 Сведения о компьютерных программах, которые использовались при выполнении расчетов конструктивных элементов зданий, строений и сооружений.
- •8.1 Общие положения
- •8.2 Технологические решения
- •Система диагностики состояния газопровода
- •8.3 Площадка ДОУ
- •8.4 Трубы и соединительные детали
- •8.5 Прокладка газопровода на береговом участке
- •8.6 Прокладка газопровода на подводном участке
- •8.7 Пересечение береговой линии
- •8.8 Переходы через коммуникации
- •8.9 Переходы через обводненные участки
- •8.10 Переход через патрульную автомобильную дорогу
- •8.11 Сведения об опасных участках на трассе трубопровода и обоснование выбора размера защитных зон
- •8.12 Очистка полости, шаблонирование и испытание газопровода
- •8.13 Строительные конструкции
- •8.14 Защита от коррозии берегового участка морского газопровода Ду1200 от технологической площадки ДОУ до береговой линии.
- •8.15 Защита от коррозии подводного участка газопровода.
- •8.16 Определение продолжительности строительства.
- •8.17 Система электроснабжения.
- •8.18 Сети связи
- •8.19 Автоматизированная система управления технологическими процессами
- •8.20 Система автоматической пожарной сигнализации, пожаротушения и контроля загазованности
- •8.21 Система оповещения и управления эвакуацией людей при пожаре
- •8.22 Система оповещения персонала о сигналах ГО и ЧС, радиофикации, громкоговорящей распорядительно-поисковой и двусторонней диспетчерской связи
- •8.23 Система промышленного видеонаблюдения
- •8.24 Локальная система оповещения
- •8.25 Описание и обоснование конструктивных решений зданий и сооружений, включая их пространственные схемы, принятые при выполнении расчётов строительных конструкций
- •8.25.1 Перечень проектируемых зданий и сооружений
- •8.25.2 Здание служебно-эксплуатационного блока
- •8.25.3 Здание ремонтно-механической мастерской
- •8.25.4 Здание КПП
- •8.25.5 Здание Электросистем
- •8.25.6 Резервуар-накопитель дождевых сточных вод
- •8.25.7 Блок-бокс дизельной электростанции
- •8.25.8 Блок-бокс понижающего трансформатора
- •8.25.9 Установки КНС дождевых сточных вод
- •8.25.10 Установка очистки дождевых сточных вод
- •8.25.11 Выгреб
- •8.25.12 Резервуар противопожарного запаса воды
- •8.25.13 Мачты прожекторные с молниеотводом
- •8.25.14 Мачты 12 м для системы промышленного видеонаблюдения
- •8.25.15 Мачта системы локального оповещения
- •8.25.16 Кабельный канал для прокладки сетей электроснабжения
- •8.25.17 Анализаторный блок-бокс
- •8.25.18 Местная панель управления блочного исполнения
- •8.25.19 Мачты 35 м для системы промышленного видеонаблюдения
- •Перечень принятых сокращений
|
0 |
|
|
2 |
58 |
|
84.034.001.П.0001-ПЗ1 |
|
ООО «УорлиПарсонс- |
W-EN-ENG-PRU-RPD-819-010100RU |
|
Сахнефтегаз Инжиниринг»
8.18 Сети связи
Сеть технологической связи является неотъемлемой составной частью системы управления проектируемых подводных газопроводов и предназначена для организации производственной деятельности, координации и управления между различными площадками
«Nord Stream 2 AG».
Системы связи предусматриваются на базе современных программно-технических средств и информационных технологий и обеспечивают:
−безопасную эксплуатацию транспортировки газа из России в Германию по подводному газопроводу и эффективное реагирование на чрезвычайные ситуации.
−простую эксплуатацию и возможность эффективного обслуживания оборудования с минимальным обслуживающим персоналом.
−гибкость на всех этапах развития (строительства, ввода в эксплуатацию и производства) с достаточной мощностью для работы в качестве единой комплексной системы с высокой степенью надежностью.
Транспортировка газа из России в Германию по подводном газопроводу должна контролироваться «Nord Stream 2 AG» из Главного диспетчерского центра в Штайнхаузен, Швейцария (MCC) или в экстренном случае из Резервного диспетчерского центра в Хам, Швейцария (BUCC).
Для достижения такого уровня контроля, телекоммуникационное оборудование предусматривается установить на следующих площадках:
−Главный диспетчерский центр (MCC) - Штайнхаузен, Швейцария
−Резервный диспетчерский центр (BUCC) - Хам, Швейцария
−Площадка ДОУ, Германия (PTAG) - Германия
−Газоприемная станция (GRS), оператор на выходе, Германия
−Площадка ДОУ, Россия (PTAR) - Россия
−Компрессорная станция (КС) Славянская, оператор на входе, Россия
Для организации каналов связи, позволяющих обеспечить обмен данными с резервированием между площадками:
−ДОУ, Россия (PTAR) и диспетчерскими центрами в Швейцарии
−ДОУ, Германия (PTAG) и диспетчерскими центрами в Швейцарии
−ДОУ, Россия (PTAR) и площадка ДОУ, Германия (PTAG)
предусматривается использование резервируемых арендованных каналов наземных линий связи ООО «Газпром трансгаз Санкт Петербург» и международных операторов связи.
На морском участке линейной части подводных газопроводов строительство технологической связи не предусматривается.
Организация сети связи по территории Германии и Швейцарии настоящим проектом не предусматривается. Компанией будут использованы услуги Главного провайдера телекоммуникационных услуг, обеспечивающего все необходимые каналы для связи между
Общая пояснительная записка |
56 |
|
0 |
|
|
2 |
59 |
|
84.034.001.П.0001-ПЗ1 |
|
ООО «УорлиПарсонс- |
W-EN-ENG-PRU-RPD-819-010100RU |
|
Сахнефтегаз Инжиниринг»
различными площадками компании Nord Stream 2 AG. Каналы связи будут настроены избыточным способом с разнообразием маршрутизации и провайдеров для максимально возможного сведения к минимуму общего отказа.
Настоящим проектом предусматривается система технологической связи площадки ДОУРоссияиорганизацияканаловсвязиотплощадкиДОУРоссиядо КССлавянская идалее до точки подключения к оборудованию международного оператора, установленного в узле связи ООО «Газпром трансгаз СанктПетербургб» (СПб, ул. Броневая 4) по проекту «Северный поток».
Для обеспечения безопасной и эффективной координации, как в рамках всей организации, так и между различными площадками внутри и вне проекта Nord Stream 2 система технологической связи площадки ДОУ предусматривается в составе:
−глобальная сеть с резервированием (WAN);
−технологическая локальная вычислительная сеть с резервированием (ЛВС);
−офисная локальная вычислительная сеть с резервированием (ЛВС);
−безопасность сети и данных;
−управление сети (система управления и связи трубопровода);
−сервер времени сети системы управления и связи трубопровода;
−корпоративная телефонная система;
−горячая линия телефонной системы;
−автоматическая метеорологическая станция (АМС).
Указанные телекоммуникационные системы сопряжены с системами диспетчерского контроля и сбора данных (SCADA) для работы в качестве единой и комплексной системы.
Согласование зон эксплуатационной ответственности по сооружениям и системам связи площадки ДОУ Nord Stream 2 AG и КС Славянская ООО «Газпром трансгаз СанктПетербург»представленына схеме организации в Томе 3.9 0284.034.001.П.0001-ТКР9 (W-EN- ENG-PRU-RPD-819-030900RU). Технологическая связь. Береговой участок
Организация каналов связи для выхода абонентов комплекса ДОУ на сеть связи общего пользования (ССОП) и подключение к РАСЦО ГО и ЧС выполняется в соответствии с техническими условиями № 02/17/648-18 от 18.10.2018, выданными филиалом «СевероЗапад» ПАО «Ростелеком». ТУ ПАО «Ростелеком» и схема организации представлены на схеме организации в Томе 3.9 0284.034.001.П.0001-ТКР9 (W-EN-ENG-PRU-RPD-819- 030900RU). Технологическая связь. Береговой участок.
8.19 Автоматизированная система управления технологическими процессами
В рамках строительства устанавливаются автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) площадки запуска диагностических и очистных устройств морского газопровод «Северный поток - 2». Условное наименование систем - АСУ ТП ДОУ.
АСУ ТП ДОУ предназначена для комплексного автоматизированного контроля и управления технологическим оборудованием площадки запуска диагностических и очистных
Общая пояснительная записка |
57 |
|
0 |
|
|
2 |
60 |
|
84.034.001.П.0001-ПЗ1 |
|
ООО «УорлиПарсонс- |
W-EN-ENG-PRU-RPD-819-010100RU |
|
Сахнефтегаз Инжиниринг»
устройств в морскую часть газопровода «Северный поток - 2». На АСУ ТП ДОУ возлагается решение задач централизованного контроля состояния основного и вспомогательного технологического оборудования, оперативной реализации управляющих решений.
При создании АСУ ТП ДОУ решаются задачи:
•оперативного формирования информации в реальном масштабе времени об изменениях условий и режимов работы, хода технологических процессов ДОУ;
•своевременного обнаружения и ликвидации отклонений параметров технологических процессов и предупреждения аварийных ситуаций;
•быстрая локализация и ликвидация нештатных, аварийных и послеаварийных режимов в работе ДОУ;
•оперативной реализации управляющих решений;
•непрерывная автоматическая диагностика технологического оборудования;
•недопущения несанкционированного вмешательства и минимизация ущерба от возможных ошибок персонала;
•обеспечение информационного взаимодействия с АСУ ТП КС «Славянская»;
•обеспечение информационного взаимодействия с основным и резервным диспетчерскими пунктами Компании «Норд Стрим 2 АГ» в Швейцарии (MCC основной и BUCC резервный);
•архивирования производственной и технологической информации;
•снижения непроизводительных затрат энергоресурсов;
•обеспеченияперсоналаретроспективнойинформацией(регистрациисобытий,расчёт показателей и др.) для анализа, оптимизации и планирования работы оборудования и его ремонта;
•улучшения условий и повышение производительности труда персонала служб, осуществляющих эксплуатацию и техническое обслуживание оборудования.
АСУ ТП ДОУ на российской стороне газопровода (PTAR) представляет собой единую двухуровневую систему, интегрирующую совокупность рассредоточенных и взаимоувязанных локальными сетями систем автоматизации объектов ДОУ.
АСУ ТП ДОУ обеспечивает следующие режимы управления:
•местный – команды подаются с АРМ оператора ДОУ (операторная в СЭБ LOCAL
CONTROL ROOM);
•дистанционный – команды подаются от центрального диспетчерского пункта (ЦДП) Компании «Норд Стрим 2 АГ».
Выбор режима местный – дистанционный осуществляется с АРМ оператора ЦДП. Основным режимом является дистанционный.
Интеграция проектируемой АСУ ТП ДОУ в ЦДП Компании «Норд Стрим 2 АГ» реализуется посредством организации информационного взаимодействия между серверами АСУ ТП ДОУ и ЦДП.
Общая пояснительная записка |
58 |
|
0 |
|
|
2 |
61 |
|
84.034.001.П.0001-ПЗ1 |
|
ООО «УорлиПарсонс- |
W-EN-ENG-PRU-RPD-819-010100RU |
|
Сахнефтегаз Инжиниринг»
Нижний уровень АСУ ТП осуществляет непосредственное взаимодействие со средствами контроля состояния технологического оборудования и процессов, и обеспечивают автоматическое выполнение функций контроля и управления технологическим оборудованием (включение и выключение, регулирование технологических параметров) с учетом требований безаварийной и безопасной эксплуатации в соответствии с заданными режимами функционирования и командами управления и состоит из следующих систем:
•система управления энергоснабжением (Facility PCS);
•система управления трубопроводом (PCS);
•система аварийного останова (ESD);
•система безопасности давления (PSS).
На верхнем уровне АСУ ТП ДОУ – уровне оперативного контроля и управления находятся программно-технические средства (ПТС), обеспечивающие решение задач контроля, управления и автоматизированное рабочее место (АРМ) оперативного персонала, объединенное конструктивно в местный пульт контроля и управления.
Система верхнего уровня АСУ ТП ДОУ используется для сбора, архивирования соответствующих данных из PCS, ESD и PSS и представлении собранных данных на АРМ оператора ДОУ (операторная в СЭБ). Кроме этого, система верхнего уровня АСУ ТП ДОУ обеспечивает их передачу в смежные системы:
•систему моделирования газопровода «Северный поток - 2» (PAS);
•основной и резервным посты управления ЦДП Компании «Норд Стрим 2 АГ» в Швейцарии (MCC основной и BUCC резервный);
АСУ ТП площадки приема диагностических и очистных устройств (ДОУ) в Германии
(PTAG).
8.20 Система автоматической пожарной сигнализации, пожаротушения и контроля загазованности
Система автоматической пожарной сигнализации зданий производственноэксплуатационной и технологической площадок ДОУ выполнена на базе адресно-аналогового оборудования пожарной сигнализации производства компании «Schrack Seconet». В основе применяемого оборудования находится микропроцессорная система, работающая под управлением операционной среды реального времени в многозадачном режиме. Благодаря модульной децентрализованной конструкции приемно-контрольные приборы «Integral IP» являются универсальными приборами и могут использоваться как в виде отдельных автономных станций, так и в составе крупных сетевых систем.
В системе применяется принцип построения кольцевых шлейфов пожарных извещателей и управляющих модулей. Каждый из шлейфов подключается, управляется и контролируется прибором приемно-контрольным и управления пожарным «Integral IP MXF».
Проектом предусмотрено применение ППКУП «Integral IP MXF» в количестве 2 шт. Один ППКУП «Integral IP MXF» размещается в здании СЭБ производственноэксплуатационной площадки и используется для защиты зданий указанной площадки, а также
Общая пояснительная записка |
59 |
|
0 |
|
|
2 |
62 |
|
84.034.001.П.0001-ПЗ1 |
|
ООО «УорлиПарсонс- |
W-EN-ENG-PRU-RPD-819-010100RU |
|
Сахнефтегаз Инжиниринг»
для управления направлением автоматического пожаротушения помещений аппаратной и электрощитовой (см. пункт 3.2). Второй ППКУП «Integral IP MXF» размещается в здании электросистем технологической площадки и используется для защиты зданий указанной площадки, а также для управления направлениями автоматического пожаротушения отсеков дизельнойэлектростанции,атакжепомещенийзданияэлектросистем.ППКУПсвязанымежду собой линией интерфейса RS-485. Связь с ППКУП «Integral IP MXF», имеющем в своем составе пульт индикации и управления «B5-CII-RU» (ППКУП установлен в пункте с постоянным пребыванием персонала), осуществляется посредством отдельного огнестойкого волоконно-оптического кабеля (см. пункт 3.5). Таким образом, осуществляется контроль противопожарного состояния всех зданий и сооружений площадок ДОУ (см. приложение А). В кольцевые шлейфы ППКУП включены как адресные пожарные автоматические и ручные пожарные извещатели, так и модули ввода или вывода информационных и управляющих сигналов для обеспечения управления АУПТ, а также для управления системами жизнеобеспечения соответствующих защищаемый зданий в случае возникновения пожара. Количество устройств, устанавливаемых в каждый из кольцевых шлейфов не превышает 150 шт., что не превышает максимальное допустимое количество 250 шт. Максимальная длина кольцевого шлейфа не превышает 1000 м из максимально допустимых 3500 м согласно технической документации на ППКУП.
Средствами автоматических установок пожаротушения в соответствии с нормативными документами, а также дополнительными требованиями заказчика защищаются следующие помещения зданий производственно-эксплуатационной и технологической площадок ДОУ на территории РФ:
•помещения здания электросистем;
•отсеки блок-бокса дизельной электростанции;
•помещения аппаратной и аккумуляторной здания служебно-эксплуатационного блока.
ПроектомпринятоиспользованиемодульныхустановокАУПТпроизводствакомпании «Minimax» в соответствии с требованиями заказчика. Емкость модулей выбирается из расчета массыГОТВ.Контрользарядаогнетушащеговеществаосуществляетсяпомассе,утечкаГОТВ контролируется автоматически при помощи сигнализатора на запорно-пусковом устройстве модуляАУПТ.ВкачествеогнетушащеговеществапотребованиюзаказчикаиспользуетсяФК- 5-1-12 (CF3CF2C(O)CF(CF3)2) «NOVEC 1230».
По требованию заказчика наружные установки технологической площадки ДОУ подлежат защите автоматическими извещателями пламени «SharpEye 40/40 I-311SR-IR3», схема расположения которых приведения в приложении Б. Извещатели устанавливаются в местах расположения наиболее ответственных узлов (фланцевые соединения, площадки обслуживания кранов и т.п.) и имеют взрывозащищенное исполнение. Каждая зона контролируется не менее, чем двумя извещателями пламени с противоположных сторон. Сигнал «Пожар» формируется при срабатывании минимум двух извещателей. Кроме того, на технологической площадке устанавливаются ручные пожарные извещатели «SM87PBL».
В качестве приемно-контрольного оборудования приняты приемно-контрольные пожарные приборы компании «Dräger» – «REGARD 7000». Передача сигналов от указанных ППКП в АСУТП осуществляется посредством интерфейса «Modbus RTU».
Система контроля загазованности выполнена в соответствии с требованиями:
Общая пояснительная записка |
60 |