, Приложение №4 перечня унифицированной трубной продукции для ООО «РН-Юганскнефтегаз», письмо ДНГД ОАО «НК «Роснефть» № 1-816/1 от 19.05.2010г.;
При определении в проектах ТУ и ГОСТ трубной продукции руководствоваться в обязательном порядке ДТ 001-05-2006 независимо от вида ТУ, ГОСТ, номера нормативно-технической документации и марки стали;
Ссылка на ДТ 001-05-2006 обязательна для всех заказных спецификаций проектируемых объектов трубопроводного строительства;
В комплекте рабочей документации в обязательном порядке предусматривать лист общей схемы проектных трубопроводов с указанием технических характеристик трубопровода- диаметр, толщину стенки и протяженности на участок на который выпущен данный комплект рабочей документации;
При разработке рабочей документации на листе общих данных и в заказных спецификациях указать несколько марок сталей;
Принять при гидравлических расчетах и проектировании нефтесборных трубопроводов
Р (максимальное) – 4,0 МПа.
При гидравлических расчетах типоразмер высоконапорных водоводов выбирается из условия давления Р=21 МПа; При выборе типоразмера высоконапорных водоводов учесть напорные характеристики, установленных на КНС насосов;
Предусмотреть внутреннее и наружное антикоррозионное изоляционное покрытие нефтесборных трубопроводов завода «ЮКОРТ» с втулками «Целлер»;
Толщину стенки трубопроводов принять по результатам расчетов на прочность с учетом запаса на коррозию, но не менее:
Нефтегазосборные сети - 7 мм,
Высоконапорные водоводы – 10мм.
Предусмотреть наружное антикоррозионное покрытие высоконапорных водоводов без привязки к заводу изготовителю;
Предусмотреть равнопроходную запорно-регулирующую арматуру. Класс герметичности «А» по ГОСТ 9544-93. Предусмотреть дополнительный ЗИП на 2 года эксплуатации;
При проектировании нефтегазосборных сетей предусмотреть применение запорной арматуры с электроприводом только при необходимости по нормам проектирования, и на переходах через водные преграды или искусственные сооружения;
Предусмотреть подбор и установку запорной арматуры для Районов приравненных к Крайнему северу с параметрами рабочей температуры до -60 °С;
В ходе проектирования трубопровода предусмотреть обозначенность трассы согласно ТУ Заказчика. Знаки должны быть выполнены в соответствии с методическими указаниями ООО «РН-Юганскнефтегаз»;
Предусмотреть расположение линейных узлов задвижек в местах, не затрудняющих впоследствии объезда, осмотра трассы вновь построенных трубопроводов;
Проектными решениями предусмотреть гарантированное обеспечение устойчивости трубопроводов, в том числе против нагрузок связанных с плавучестью трубопроводов, линейными расширениями и пр;
Обязательное представление проектировщиком регламентов гидравлических или пневматических испытаний на прочность нефтесборных сетей;
Предусмотреть установку запорной арматуры на развитие в начале и конце участков трубопровода;
Предусмотреть точки контроля давления в начале и в конце участков, в том числе на узлах до и после запорной арматуры;
Предоставить заказные спецификации в комплекте с опросными листами на оборудование для линейных трубопроводов по участкам в едином комплексе: труба, фасонные изделия, запорная арматура с энергоснабжением и оборудованием КИПиА;
Разработать опросные листы на всю запорную арматуру от Ду 100мм и более;
Предусмотреть в чертежах и заказных спецификациях на линейные трубопроводы участок подключения к задвижкам, устанавливаемых на кустовых площадках;
Ограждение узлов задвижек должно выполняться в виде прямолинейных участков с минимальным количеством изгибов и поворотов;
Ограждение должно иметь высоту не менее 2,2 метра.
Ограждение выполнить на основании из свай и труб диаметром не менее 159мм., из специализированных унифицированных стальных решетчатых конструкций на основе сварных секционных решеток с прутками диаметром не менее 5 мм, с антикоррозионной защитой. Секции ограждения, ворота, калитки, крепеж, кронштейны, несущие и соединительные элементы ограждения, запирающие устройства объекта выполнить из заводских конструкций ЗАО «ЦеСИС НИКИРЭТ», полотно ограждения «МАХАОН-Стандарт» с заглублением в грунт не менее
0,3 м;
На ограждении с внешней стороны установить указатели «Стой! Запретная зона», «Проход запрещен», «Схема узла»;
Количество ворот и калиток должно быть минимальным;
Все конструктивные зазоры между элементами ограждения, ворот и калиток должны быть не более 150 мм (в том числе и до грунта);
Предусмотреть тепловую изоляцию выходящих на поверхность частей трубопровода из негорючих (трудногорючих) материалов или из горючих материалов при условии устройства покровного слоя из негорючих материалов (основание ВНТП 03/170/567-87п.4.14) для исключения размораживания трубопровода на случай остановки;
В ведомости изоляционных работ учесть теплоизоляцию соединительных деталей и арматуры добавить ссылку на номер ТПР съемной теплоизоляции фланцевых соединений и арматуры. Кроме этого, лист ТПР съемной теплоизоляции, должен быть привязан и приложен к комплекту РД данного трубопровода;
Конструкцию и метод выполнения переходов через естественные и искусственные препятствия, определить при проектировании и согласовать с ООО «РН-Юганскнефтегаз»;
Пересечения с наземными и подземными коммуникациями, выполнить с защитными кожухами по полученным от владельца техническим условиям. При наличии пересекаемых коммуникаций с ЭХЗ – предусмотреть защиту проектируемого участка;
-
При необходимости разработать рабочую документацию на подводные переходы методом наклонно-направленного бурения;
Разработчика рабочей документации на подводные переходы методом наклонно-направленного бурения согласовать с ООО «РН-Юганскнефтегаз»;
Конструктивное исполнение площадок обслуживания запорной арматуры и другого линейного оборудования должно обеспечивать возможность кругового доступа и обслуживания оборудования в соответствии с требованиями ПБ 08-624-03;
Предусмотреть возможность круглогодичного подъезда к узлам переключения;
Предусмотреть монтаж футляров на действующих трубопроводах, пересекаемых проектируемыми подъездными автодорогами;
Названия участков трубопроводов сформировать по прилагаемому стандарту унификации названий линейных объектов строительства;
В рабочих чертежах названия объектов принять согласно указанных в приложении этапности строительства;
Таблицу этапности строительства согласовать с ООО «РН-Юганскнефтегаз»;
В ПСД предусмотреть затраты на постоянный авторский надзор в процессе строительства. Выделить данные затраты отдельной строкой в объектной смете на строительство;
Основные технико-экономические показатели объектов свести в таблицу этапности строительства (по аналогу);
В ПСД предусмотреть затраты на технический надзор за качеством строительства проводимый по договорам на оказание услуг. Выделить данные затраты отдельной строкой в объектной смете на строительство;
Предусмотреть применение в проекте ресурсосберегающих мероприятий;
План прохода трубопровода по территории кустов, КНС, а также переходы через коридоры коммуникаций выполнить в масштабе 1:500;
В проектной документации произвести расчет нормативного (безопасного) срока эксплуатации трубопроводов;
В проекте должно быть обязательно предусмотрено:
контроль за качеством поступающих труб, фасонных деталей, арматуры, сварочных материалов в соответствии с РД 39-132-94;
операционный контроль за качеством подготовительных, земляных, транспортных и разгрузочных, противокоррозионных, сварочно-монтажных, укладочных, рекультивационных работ в соответствии с РД 39-132-94, СНиП 3.02.01-87;
очистка полости и опрессовка трубопроводов при сдаче в эксплуатацию, согласно РД 39-132-94, ВСН 011-88, ВСН 012-88 (1 и 2 части);
предусмотреть разработку и выдачу проектно- сметной документации и заказных спецификаций на линейные объекты в едином комплексе в электронном виде (формат Excel);
Особые требования для нефтесборных трубопроводов:
Врезки трубопроводов проектируемых кустов предусмотреть без остановки действующих трубопроводов и согласовать с Заказчиком на начальном этапе проектирования;
Характеристики (диаметры) нефтесборных трубопроводов определить гидравлическим расчетом с учетом динамики добычи жидкости, по проектируемым кустам скважин;
Гидравлические расчеты, схемы трубопроводов с размещением узлов запорной арматуры согласовать с Заказчиком на начальном этапе проектирования до проведения изысканий;
В составе узлов запорной арматуры трубопроводов предусмотреть запорную арматуру на развитие в количестве, достаточном для подключения коммуникаций перспективных кустов и расширения системы нефтесборных трубопроводов (подключение вторых ниток);
Схему трубопроводов с указанием узлов запорной арматуры, а также указанием подключения перспективных кустов и вторых ниток, согласовать с Заказчиком на начальном этапе проектирования;
В составе проектно-сметной документации предусмотреть решения по двум вариантам проведения испытаний на прочность и плотность – гидравлическое, пневматическое – если действующей нормативной документацией допускается замена гидравлического испытания пневматическим для данной категории трубопроводов. В сметной документации отразить наиболее затратный вариант;
В комплекте рабочей документации в обязательном порядке предусматривать лист общей схемы на участок на который выпущен данный комплект рабочей документации с указанием технических характеристик трубопроводов и их протяженности;
По вновь проектируемым объектам на листе общей схемы трубопроводов указывать точки врезки методом без остановочной перекачки жидкости;
При проектировании объектов с врезкой по технологии аналог «T.D. Wiliamson» 3Way (фитинг с боковым отводом) для возможности в последующем отключения врезаемой нитки трубопровода, необходимо дополнительно учитывать в рабочих чертежах и заказных спецификациях, задвижки устанавливаемой между фитингом и врезаемой ниткой трубопровода;
при проектировании объектов с врезкой по технологии аналог «T.D. Wiliamson» с использованием обычного приварного патрубка не учитывать задвижки на подключение обводной нитки;
Секущую запорную арматуру в начале участка нефтесборного трубопровода от куста скважин разместить в пределах кустовой площадки На технологических трубопроводах не должно быть тупиковых участков и застойных зон;
Для нефтесборных трубопроводов предусмотреть местный контроль давления в начале и в конце участков, в том числе на узлах до и после запорной арматуры;
Особые требования для высоконапорных водоводов:
Предусмотреть подключение водоводов системы ППД проектируемых кустов, к ранее запроектированной (существующей) системе и согласовать с Заказчиком на начальном этапе проектирования;
Запорная арматура без электрификации;
Для высоконапорных водоводов предусмотреть местный контроль давления в начале и в конце участков, в том числе на узлах до и после запорной арматуры;
На технологических трубопроводах не должно быть тупиковых участков и застойных зон;
В местах пересечения высоконапорных трубопроводов с ВЛ 6 кВ и выше предусматривать защитный кожух;
В местах параллельного прохождения линий электропередачи проектирование высоконапорных водоводов предусматривать по разные стороны автодороги;
Предусмотреть установку технологических задвижек перед узлами переключения на случай разгерметизации и последующего опорожнения трубопровода;
При параллельной прокладке вдоль дороги, расстояние от оси проектируемого трубопровода до ВЛ не менее 30метров.
|
5.2 Технические условия на монтаж и эксплуатацию оборудования
|
-
Поставляемое оборудование должно иметь:
Сертификат соответствия требованиям промышленной и пожарной безопасности;
Разрешение на применение данного оборудования, на опасном производственном объекте выданное Ростехнадзором России;
Необходимую техническую документацию: заводские паспорта на оборудование, инструкции завода изготовителя по ремонту, техническому обслуживанию, эксплуатации и монтажу оборудования, технологические и монтажные схемы.
Оборудование должны соответствовать требованиям "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности" (ПБ 08-624-03), а также других нормативных документов, действующих в РФ на момент ввода объекта в эксплуатацию;
Оборудование должно быть вновь изготовленным и ремонтопригодным (в том числе и на месте эксплуатации). Применяемое оборудование должно соответствовать условиям эксплуатации (с учетом максимально возможных параметров перекачиваемой среды: объем, давление, температура, наличие мех. примесей, солей, газовый фактор, обводненность и т.);
В комплекте оборудования, механизмов должны быть предусмотрены специальные приспособления или устройства для замены быстроизнашивающихся и сменных деталей и узлов, обеспечивающие удобство и безопасность работы;
Оборудование должно поставляться в комплекте с ответными фланцами, уплотнительными элементами и крепежом;
Обратные клапана должны быть (во фланцевом исполнении), ремонтопригодным, в том числе и на месте эксплуатации;
Монтаж (компоновка) оборудования должен быть произведен с учетом обеспечения полного доступа (в т.ч. свободный подъезд спец.техники) к действующему оборудованию и механизмам для проведения ремонта и замены;
Тип фонтанной арматуры для добывающих и нагнетательных скважин АФЭН 65х21М-04. Для повышения удобства обвязки скважин рассмотреть возможность установки фонтанной арматуры АФЭН 65х21М-04 с расположением обратного клапана слева. Срок службы фонтанной арматуры не менее 20 лет;
Предусмотреть установку погружных насосов в дренажных емкостях, для подачи стоков в передвижную емкость. Предусмотреть обогрев ДЕ. Или предложить альтернативный (наименее затратный) метод откачки жидкости из дренажных емкостей. В случае установки насосного оборудования заказные спецификации или опросные листы на поставляемое насосное оборудование, производителя и поставщика согласовать заказчиком ОГМ ООО «РН-Юганскнефтегаз». Предусмотреть измерение, регистрацию и сигнализацию основных параметров работы насосного агрегата согласно требованиям завода изготовителя. При установке полупогружных насосов в дренажных емкостях предусмотреть подъезд спец.техники для проведения ремонта и технического обслуживания;
Емкостное оборудование должно быть со сроком службы не менее 20 лет с нанесенным внутренним и внешним антикоррозионным покрытием.
|
Технические условия на системы энергообеспечения
|
Проект выполнить в соответствии с требованиями действующих норм и правил (ПУЭ, ПБ НГП, ПТЭЭП, СНиП);
Категорию бесперебойности электроснабжения кустов скважин определить проектом (не ниже 2);
При разработке проекта выполнить схему с размещением на местности проектируемых объектов инженерных коммуникаций, в однолинейной схеме указать длины проектируемых линий и их наименование;
После определения нагрузок запросить технические условия на электроснабжение в ООО «ЮНГ-Энергонефть» выданные ТУ считать неотъемлемой частью данного ТЗ;
На первом этапе проектирования согласовать с заказчиком применяемые технические решения (ГП ПС 35/6 кВ, трасс ВЛ, схемы временных выносов цепей ЛЭП и пересечений с инженерными коммуникациями);
При проектировании ПС 35/6 кВ применить подстанции КТПБМ 35/6 5 АНА, при необходимости – 9А;
Коммутационные аппараты – выключатели 35 кВ вакуумные колонкового типа, выключатели 6 кВ вакуумные;
ВЛ-35 кВ предусмотреть на опорах 110 кВ c применением полимерных изоляторов;
При пересечении проектируемых ВЛ-35 кВ между собой предусмотреть выполнение п. 2.5.226 ПУЭ в части разноса цепей;
При проектировании ВЛ-35 и 6 кВ учесть проектные решения (разрабатываемые ранее проекты) по внешнему энергоснабжению Приобского месторождения. Планы трасс инженерных коммуникаций должны быть согласованы всеми проектными институтами, выполняющими разработку проектной документации в данном районе, и владельцами существующих инженерных коммуникаций;
При проектировании объектов энергоснабжения, принимать при расчёте установленной мощности кустовых площадок данные по ЭЦН, прилагаемые к ТЗ;
При проектировании ВЛ 35 кВ на кусты скважин в обязательном порядке учитывать сроки начала бурения кустов скважин, линии должны проектироваться участками. Проектирование ВЛ-35 кВ на несколько кустов скважин исключить;
Сети 6 кВ:
При удалении кустовой площадки от РУ ПС 35/6кВ более 150м применить опоры металлические по арх. № 4.0639 института «Сельэнергопроект» или 110 кВ в зависимости от прохождения трассы ВЛ и инженерных изысканий. На заболоченных и пойменных участках применять опоры 110 кВ;
При удалении кустовой площадки от РУ ПС 35/6кВ менее 150м - предусмотреть прокладку кабельных линий с ПС-35 кВ по кабельной эстакаде. Кабель одножильный высоковольтный. Конструкцию КЛ-6 кВ от ПС 35/6 кВ (РУ-6 кВ) принять типовую, разработанную ОАО «Гипротюменнефтегаз»;
ВЛ-6 кВ на металлических опорах, тип опор (в габаритах 6 кВ или 110 кВ) определить проектом на основании геологических изысканий. Применить провод типа А-95, А-120 (определить проектом). Применение провода СИП-3 согласовать с заказчиком. Предусмотреть полимерные изоляторы ШПУ-10. Предусмотреть установку ограничителей перенапряжения типа ОПН-6кВ из расчета 1 комплект (3 шт.) на 1 км ВЛ-6кВ. КЛ-6 кВ по кабельным эстакадам с применением кабеля из сшитого полиэтилена;
Предусмотреть кабельный выход с подстанции с концевой опорой для подключения буровой установки;
От КТПНУ 6/0,4 кВ до СУ применить кабель согласно рекомендаций ООО «РН-Юганскнефтегаз». (Уточняется на стадии разработки рабочей документации). Предусмотреть защиту кабеля от механических повреждений, сечение кабеля определить проектом. При расчетном сечении жилы более 95 мм2, предусмотреть вторую нитку кабеля;
Предусмотреть КТПН однотрансформаторные в блочно-модульном утепленном здании, согласно типовых требований ООО «РН-Юганскнефтегаз»;
Количество однотрансформаторных КТПНУ-6/0,4 кВ определить проектом. Мощность КТПНУ определить проектом. Предусмотреть при разработке опросных листов для заказа КТПНУ ЗИП, включающий в себя не менее одного автоматического выключателя каждого токового номинала, применяемого в данном КТПНУ;
Конструкцию площадок обслуживания КТПНУ применять рамное, устанавливаемое на ж/б плитах со щебёночной подсыпкой. Высота площадки – 1,5 м. При установке одиночных КТПН (узлы задвижек, РС и т.д.) предусмотреть площадки обслуживания монтировать на ж/б сваях;
Размеры площадки обслуживания КТПУ в соответствии габаритов КТПНУ–6/0,4кВ (уточняется на стадии разработки рабочей документации). Проходы выполнить согласно нормам;
Заходы ВЛ-6 кВ (КЛ-6 кВ) на кусты скважин включить в объёмы СМР ПС 35/6 кВ (РУ-6 кВ) при установке последних в непосредственной близости с кустом скважин;
Установку КТП и СУ управления с ТМПН (ЧП) выполнить на отдельно стоящих площадках. Расстояние между площадками КТП и СУ с ТМПН (ЧП) принять равным 6 метров;
Предусмотреть установку НКУ-0.4 кВ. в блочно-модульном исполнении для подключения бригадного хозяйства КРС, БМА, ИУ, мачты освещения, электрообогрева трубопроводов;
Предусмотреть устройства молниезащиты и заземления оборудования кустовой площадки;
Предусмотреть установку мачт освещения. Наружное освещение кустовой площадки выполнить на энергосберегающих светодиодных прожекторах (подтвердить расчётом). Выполнить автоматическое и ручное управление наружным освещением;
Предусмотреть выполнение требований стандартов IES 61000, IEEE 519 ГОСТ 13109-97 по качеству электроэнергии, допустимым искажениям тока и напряжения, в части снижения гармонических составляющих переменного тока;
Предусмотреть установку универсального фильтра гармоник (УФГ) для уменьшения гармоник, генерируемых частотно-регулируемым приводом) ЧРП. Количество, марку фильтров, место установки, мощность определить проектом. Проектное решение согласовать с ГУДНГ и УЭ;
Предусмотреть размеры кустовой площадки в месте размещения основного оборудования (площадки КТПУ, НКУ, СУ) согласно разработанной типовой схемы;
Разводку кабельной продукции на кустовой площадке предусмотреть в коробе, установленном на Ж/Б блоках или сваях (взависимости от размещения куста);
При проектировании ПС 35/6 кВ и РУ-6 кВ предусмотреть систему телемеханики;
Выполнить сметы на пуско-наладочные работы на основании ГЭСНп на все электрооборудование, при необходимости, привлечь на субподряд специализированные организации;
Предусмотреть в сметном расчёте затраты на ревизию электрооборудования;
Предоставить опросные листы на всё проектируемое оборудование;
Электротехническую часть проекта согласовать в ООО «ЮНГ-Энергонефть»;
Названия объектов должны соответствовать предложениям ООО «РН-Юганскнефтегаз» исх. №03/01-05-0885 от 10.02.2009г.;
При разработке проектной документации руководствоваться письмами исх. №03/01-05-3151 от 27.04.2009г., исх. №03/01-05-3384 от 05.05.2009г;
Вывести в систему ТМ куста сигналы с концевых выключателей дверей КТПНУ и счётчиков э/энергии;
Для освещения территории кустов, подстанций и блочных зданий применить светодиодные прожекторы и светильники (подтвердить расчётом). Для помещений категории В1А применить взрывозащищенные светильники типа ССП01.
|
Технические условия на системы автоматизации и связи
|
Требования к функциям и структуре системы АСУ ТП, связи кустовой площадки, нефтесборных сетей, водоводов ППД
1. Автоматическая система управления (АСУ) должна обеспечивать:
Вывод данных в систему телемеханики на базе ПО “In Touch” пульта управления ДНГ, ЛВС цеха.
Децентрализацию функций сбора и обработки информации и выработки управляющих воздействий, с максимальным их приближением к управляемым объектам;
Местное и дистанционное управление технологическим оборудованием, в том числе и УЭЦН, с выводом данных о состоянии параметров скважины на верхний уровень;
Ручной и автоматический замер дебита добывающих скважин, замер приемистости нагнетательных скважин с выводом данных на верхний уровень;
Визуальный контроль параметров технологического оборудования (в том числе и трубопроводов) с выводом данных на верхний уровень;
Модульность выполнения технических и программных средств;
Возможность расширения и корректировки специалистами заказчика;
Функционирование большинства технологического оборудования без постоянного присутствия обслуживающего персонала;
Автоматическое управление объектами трубопроводов, автоматическую блокировку запорно-регулирующей арматуры при аварийных и иных ситуациях, требующих оперативного вмешательства;
Блокировку пуска останова дренажных насосов по уровню жидкости, с выводом данных о состоянии насосов и уровнях жидкости в систему телемеханики;
Обеспечивать контроль, измерение и сохранение данных в архив по уровню напряжения питания 220В блока местной автоматики. Выводить на пульт управления ДНГ сообщения об аварии в случае критичных значений (с возможностью отключения режима вывода сообщений), а так же при его отключении и включении;
2. Система нижнего уровня включает в себя датчики, приборы КИПиА, исполнительные механизмы, станции управления построенные на базе программируемых контроллеров;
3. Системы связи должны обеспечивать:
3.1 Оперативной-диспетчерской радиосвязью обслуживающий персонал;
3.2 Каналом передачи данных для вывода данных телемеханики на верхний уровень;
4. Требования к составу и климатическому исполнению оборудования;
4.1 Станции управления на базе оборудования ScadaPack серии 300:
Общекустовая контроллерная станция;
Контроллерная станция управления ЭЦН-8, ЭЦН-16;
Контроллерная станция управления скважиной ДН-4, ДН-8;
Приборы измерения температуры, давления, уровня и загазованности должны иметь аналоговый выход 4-20мА, либо иметь интерфейс RS-485, с поддержкой протокола MODBUS RTU;
В составе замерной установки должен быть блок автоматикии контроллер управления PLC с ЖКИ панелью на базе контроллеров Scada Pac 32;
Все аппаратные расположенные на кустовой площадке должны иметь ПОС и контроль загазованности технологических блоков ИУ оснащенных датчиками СГОЭC с выводом на пульт управления;
В качестве датчиков уровня в дренажных ёмкостях предусмотреть ультразвуковые уровнемеры ДУ( с гибким стержнем);
|
 |
Техническое задание На разработку проектно-сметной документации по...
На разработку проектно-сметной документации по капитальному ремонту домов, расположенных по адресу
|
|
Техническое задание На разработку проектно-сметной документации по...
На разработку проектно-сметной документации по капитальному ремонту домов, расположенных по адресу
|
|
Техническое задание На разработку проектно-сметной документации по...
На разработку проектно-сметной документации по капитальному ремонту дома, расположенного по адресу
|
|
Техническое задание на выполнение проектно-сметной документации по...
Тюменская область, Ханты-Мансийский Автономный округ, Нефтеюганский район, Приразломного месторождения, участок в районе днс-4
|
|
Техническое задание на разработку проектно-сметной документации и...
Операционного офиса акб «мбрр» (оао) в г. Самаре, в арендуемом помещении, в соответствии с утвержденной планировкой, а также сформулировать...
|
|
Техническое задание на разработку проектно-сметной документации,...
Объект закупки: Выполнение работ по разработке проектно-сметной документации, ее защиты и сопровождения в Дирекции Единого Заказчика...
|
 |
Техническое задание на выполнение работ по разработке проектно-сметной...
Настоящее «Техническое задание» (далее тз) определяет перечень, объем и порядок выполнения работ по разработке проектно-сметной документации...
|
|
Техническое задание г. Мурманск 30. 04. 2013г
Предмет договора: выполнение работ по модернизации портального крана кпм г/п 32/15 «Кировец» (инв. №070406001), включая разработку...
|
|
Техническое задание на разработку проектно-сметной документации на прокладку кабельных линий
ВА/188ква согласно действующего разрешения на присоединение мощности № кс-45-17-4р/9-70 от 11. 09. 1995 г и договора оказания услуг...
|
|
Техническое задание на разработку проектно-сметной документации по...
«Резервное электроснабжение ао «кбп» на основной площадке ао «кбп» по адресу: г. Тула, ул. Щегловская засека, д. 59
|
|
Техническое задание для тендера на услугИ по супервайзерскому сопровождению
Разведочных нефтянных скважин №6трм, №10трм, водозаборных разведочных скважин системы ппд №13трм, №14там и эксплуатационных скважин...
|
|
Техническое задание на разработку проектно-сметной документации развития...
Назначение, цель и задачи развития сегментов апк «Безопасный город» на территории Республики Коми 7
|
|
В электронной форме на выполнение пир по объектам «сикнс на днс-1...
Данная типовая Документация о закупке соответствует требованиям Положения Компании "О закупке товаров, работ, услуг" № П2-08 р-0019...
|
|
Расчет ущерба причиненного объектам растительного и животного мира...
Левкинского месторождения»; «Реконструкция гу-27 месторождения Северо-Нефтяное»; «Обустройство скважин, выходящих из эксплуатационного...
|
|
Техническое задание на разработку проектно-сметной документации на...
Многофункциональный комплекс (общественный корпус; реконструируемые корпуса №5 и №6, в т ч надстраиваемые этажи; таунхаусы), обеспечивающий...
|
|
Техническое задание на разработку проектной документации
Расходы на проектно-изыскательские работы по оснащению категорированных объектов средствами обеспечения транспортной безопасности...
|