В опитувальному листі на вузол технологічного обліку 01-01-23.100-П-ТХ. ОЛ9, який є Продовженням до Додатку І до тендерної документації, зазначено, що робоче середовище відноситься до категорії вибухонебезпечної суміші ІІА (розділ 3.2.3 Категорія та група вибухонебезпечної суміші). У той же час в даному документі зазначені вимоги до маркування вибухозахисту II 1/2G Еех de іЬ (іа) ІІС Т4, у якому зазначається категорія суміші ІІС (розділ 3.4.2 Вимоги до блоку електроніки). Просимо внести зміни категорії суміші у маркуванні вибухозахисту на ІІА у відповідності до типу робочого середовища.

В опитувальному листі на вузол технологічного обліку 01-01-23.100-П-ТХ. ОЛ9, який є Продовженням до Додатку І до тендерної документації, зазначено, що вузол технологічного обліку повинен мати електронний коректор, який встановлюється окремо. В даний час існують лічильники газу з вбудованими пристроями перетворення об’єму, які мають аналогічні характеристики і можуть вимірювати об’єм і об’ємну витрату у робочих і стандартних умовах. Просимо дати роз’яснення стосовно можливості пропозиції лічильників газу з вбудованими пристроями перетворення об’єму.

В опитувальному листі на вузол технологічного обліку 01-01-23.100-П-ТХ. ОЛ9, який є Продовженням до Додатку І до тендерної документації, зазначено перелік величин, що вимірюються - Витрата та об'єм при робочих умовах, масова витрата, маса, швидкість газу, швидкість звуку (розділ 3.4.3 Вимоги до параметрів вимірювання та корекції). Відповідно до нормативних документів облік природного газу проводиться за об’ємами, що приведені до стандартних умов. У зв’язку з цим просимо змінити у переліку величин, що вимірюються масову витрату та масу на на об’ємну витрату та об’єм, що приведені до стандартних умов.

В опитувальному листі на вузол технологічного обліку 01-01-23.100-П-ТХ. ОЛ9, який є Продовженням до Додатку І до тендерної документації, зазначена вимога до кабельних вводів електронного блоку 1/2’ NPT (розділ 3.4.2 Вимоги до блоку електроніки). Кабельні вводи є частиною електронного блоку приладу і вид нарізі кабельних вводів є конструктивною особливістю, яка не впливає на відповідність вимогам нормативних документів, а також на технічні характеристики та працездатність лічильника. У зв’язку з цим просимо прибрати вимогу стосовно типу нарізі кабельних вводів електронного блоку або зазначити альтернативні типи нарізі кабельних вводів електронного блоку.

Згідно вимог опитувального листа на клапани запобіжні фланцеві DN100/150, PN150 № 01-01-23.100-П-ТХ.ОЛ6 передбачено комплектацію клапанів засобами обігріву (Електричний, термочохол) та засобами зниження шуму. Просимо вилучити дані опції з опитувального листа у зв'язку з відсутністю технологічної необхідності, або надати відповідну аргументацію. Можливий короткочасний дросель-ефект не спричинить гідратоутворення та не вплине на роботоздатність запобіжних клапанів

Згідно вимог опитувальних листів на кульові крани з ручним управлінням 01-01-23.100-П-ТХ.ОЛ1, 01-01-23.100-П-ТХ.ОЛ2 передбачено комплектацію кульових кранів сигналізаторами кінцевого положення та індикаторами роботи приводу (блінкером). Зазначені вимоги дискримінують вітчизняних виробників запірної арматури (оскільки вони не комплектують кульові крани з ручним управлінням згаданими засобами), відповідно це є ненайкраще рішення в умовах війни. Просимо вилучити згадані опції з опитувальних листів. Крім того при вказуванні маркування фланців та матеріалу їх виготовлення просимо зазначити - або аналог

Згідно специфікації матеріалів передбачено комплектацію об'єкту регулюючими клапанами DN100, PN15,0 МПа з електроприводом в кількості 32 шт. згідно ОЛ#5. В самому опитувальному листі вказаний інший тип запірної арматури: кран-регулятор. Кран і клапан це різні типи арматури. Разом з тим в попередніх відповідях на запитання Замовник відмовляється вносити зміни в опитуванні листи, та акцентує на необхідність дотримання вимог що в них встановлені. Отже ОЛ#5 не встановлює вимогу регулювання тиску газу, а лише Автоматичне регулювання витрати газу по кожній свердловині та як запірний орган. В той час як в ПЗ вказано про необхідність регулювання і витрати і тиску. Просимо внести ясність в дане питання. Крім того просимо пояснити необхідність опції: Привід крана-регулятора повинен забезпечувати точність положення регулюючого елемента з відхиленням менше 0,5%, в той час коли похибка вузла обліку 3%

В 2006 році НАК «Нафтогаз України» організувала і провела в ДК «Укртрансгаз» технічну нараду під керівництвом директора із питань науки та технічного прогресу ДК «Укртрансгаз» Клюка Б. О. із залученням провідних технічних спеціалістів підприємств України із підземного зберігання газу, на якій були сформульовані технічні вимоги до витратомірів для контролю за режимами роботи свердловин. Серед основних вимог до витратомірів для контролю роботи свердловин були висунуті наступні: - висока експлуатаційна надійність в умовах частої появи в потоці механічних домішок, піску, рідини та можливості утворення гідратів та обмерзання шлейфів в зимовий період при відборі газу зі сховищ; - прості, швидкі та дешеві способи відновлення роботи витратомірів після можливих обмерзань шлейфів, заповнення їх рідиною, виносами піску; - низька вартість обслуговування з урахуванням великої кількості контрольованих ниток; - висока достовірність (але, не точність) показів і реагування на зміни режиму роботи свердловини в перелічених вище умовах вимірювання; - наявність у складі витратоміра пристрою зведення витрати та об’єму до стандартних умов, архіву з результатами обліку з інформацією в обсягах аналогічних обсягам архівної інформації комерційних обчислювачів та можливість їх зчитування безпосередньо з приладу у випадках, коли не працює автоматизована система. Більшість представників підприємств в ході їх доповідей на нараді висвітлювали, що основним і кращим технічним рішенням з проведення вимірювань на шлейфах свердловин родовищ і підземних сховищ газу під час його видобутку і відбору із сховищ є застосування методу змінного перепаду тиску із спеціальними пристроями створення перепаду тиску, що забезпечують малі втрати тиску та не накопичують рідину у трубопроводі перед собою. До абсолютно аналогічних висновків можна прийти, якщо ознайомитись з сучасним досвідом вимірювання потоків в шлейфах свердловин у світі та з багатьма публікаціями про такі вимірювання. На теперішній час вітчизняними виробниками розроблені і поставлені у виробництво засоби вимірювань витрати і об’єму газу, які відповідають зазначеним вимогам, пройшли інтенсивні та тривалі дослідно-промислові випробування в ДК «Укртрансгаз» та АТ «Укргазвидобування» при вимірюванні потоків газу на шлейфах газовидобувних свердловин і свердловин ПСГ з позитивними відгуками, успішно експлуатуються на свердловинах приватних газовидобувних підприємств. АТ «Укргазвидобування» з квітня по жовтень 2019 року провело промислово-дослідну експлуатацію трьох засобів вимірювання витрати безпосередньо на шлейфах свердловин УКПГ Вишнівського ГКР. На випробування були представлені ультразвуковий лічильник, витратомір змінного перепаду тиску з трубою Вентурі та витратомір-лічильник газу з осереднюючою напірною трубкою. В ході випробувань проводились порівняння показів трьох витратомірів із показами вузла обліку газу після дослідного сепаратора. За результатами випробувань найкращі результати щодо достовірності показів, надійності та функціональності продемонстрував витратомір-лічильник газу з осереднюючою напірною трубкою. Щодо ультразвукового лічильника, то в доповіді представника АТ «Укргазвидобування» про результати випробувань на семінар-нараді в м. Харків в 2109 року було повідомлено, що після кожної зміни режиму роботу. свердловини (її зупинки і подальшого пуску) ультразвуковий лічильник потребував перекалібрування внаслідок суттєвої зміни показів на декілька десятків відсотків. Результати випробувань ультразвукового витратоміра на УКПГ Вишнівського ГКР є очікуваними, тому що ультразвуковий метод вимірювання призначений для високоточних метрологічних вимірювань однорідного за фазовим станом середовища з відсутністю змін у швидкості розповсюдження ехо-сигналів, зумовлених фазовими перетвореннями в потоці, наприклад, на комерційних вузлах обліку товарного підготовленого природного газу на пунктах його передавання. Більшу ж частину часу при експлуатації свердловин родовищ і підземних сховищ під час відбору потік у трубопроводі має більш ніж одну фазу і розподілення фаз у потоці є постійно змінним. Із такими самими висновками щодо застосування ультразвукового методу вимірювання витрати можна ознайомитись у звіті Американської Газової Ассоціації «AGA Report No. 9 - Measurement of Gas by Multipath Ultrasonic Meters» (Звіт № 9 – Вимірювання кількості газу багатопроменевими ультразвуковими витратомірами) та у монографіях Європейської групи з газових досліджень GERG. Зазначимо, що правильне і припустиме обрання методу вимірювань витрати в залежності від умов вимірювань є одним із основних завдань проектувальника при прийняті проектних рішень та має базуватися на численних даних світового досвіду щодо вимірювань на шлейфах свердловин. Так, наприклад, утворення гідратів у трубопроводі в зимовий період і його обмерзання в місті встановлення витратоміра у більшості випадків призводить до виходу з ладу перетворювачів ультразвукових витратомірів з необхідністю їх подальшого ремонту на підприємствах-виробниках із заміною перетворювачів, вартість такого ремонту ненабагато нижча ніж вартість нового витратоміра. Витратоміри змінного перепаду тиску в таких випадках практично відразу готові для подальшої роботи після розгідрачування трубопроводу, наприклад, відпарюванням. У зв’язку з зазначеним пропонуємо: - прибрати з технічних вимог і якісних характеристик предмета закупівлі вимоги до застосування саме ультразвукових лічильників на вузлах технологічного посвердловинного обліку та дозволити учасникам пропонувати інше обладнання для технічного вирішення задачі такого обліку; - для усунення дискримінаційних вимог, які не дають можливості Учасникам запропонувати більш досконалі і ефективніші технічні рішення, технічні та якісні характеристики (діапазони вимірювань, застосовані способи захисту від корозії, типи фланцевих з’єднань, конструктивні особливості щодо окремого чи вбудованого коректора, тощо) конкретних ультразвукових витратомірів, передбачених проектною документацією, замінити в тендерній документації на реальні режими експлуатації свердловин, на яких передбачається організація обліку, і вимогами до самих вимірювань; - в разі пропозицій Учасниками інших ніж в проектній документації рішень передбачити тендерною документацією необхідність внесення відповідних змін в проектну документацію з проведенням погоджень та експертиз Переможцем; - для унеможливлення створення нової системи посвердловинного обліку, яка виявиться непрацездатною, як, наприклад, масова закупівля термоанемометричних витратомірів на початку 2000х років, в якості технічного критерію можливості застосування засобів вимірювальної техніки для посвердловинного обліку приймати дані промислово-дослідних випробувань та експлуатації.

Згідно законодавства про державні закупівлі, а також нещодавнього рішення Антимонопольного комітету України, забороняється надання Учасником тендеру підтвердження виконання аналогічного договору, якщо цей договір виконаний частково (не в повному обсязі). Вимагаємо внести відповідні зміни в розділ кваліфікаційні критерії. У пункт 2.1.1. додати слово "виконаного": Сканована/-і копія/-ї аналогічного/-их* за предметом закупівлі ВИКОНАНОГО договору/-ів**. У пункті 2.1.2. вилучити слово "частково", а також, згідно загально прийнятої практики, передбачити можливість надання Учасником або сканованих копій актів виконаних робіт (послуг), або відгуків

Доброго дня, шановний Замовнику! Згідно вимог розділу 3.3 «Вимоги до арматури» опитувальних листів 01-01-23.100-П-ТХ.ОЛ1, 01-01-23.100-П-ТХ.ОЛ2, 01-01-23.100-П-ТХ.ОЛ14, на кульових кранах з ручним приводом передбачається встановлення сигналізатора кінцевого положення та індикатора роботи приводу (блінкера). Також, обсягом поставки арматури, згідно опитувальних листів, передбачається в комплекті з краном поставка сигналізатора кінцевого положення. Просимо Вас надати роз'яснення стосовно сигналізатора кінцевого положення крану: це повинен бути наявний блок кінцевих вимикачів на кульовому крані, чи інший пристрій? Стосовно наявності індикатора роботи приводу (блінкер) - дана опція передбачається як функція керування тільки на кульових кранах, обладнаних електричним приводом. Реалізація даної опції виробниками кульових кранів з ручним приводом (як вітчизняними так і закордонними) не передбачається конструктивно. Просимо Вас внести зміни в тендерну документацію та виключити вимогу щодо комплектації кранів індикаторами роботи приводу (блінкерами) з опитувальних листів 01-01-23.100-П-ТХ.ОЛ1, 01-01-23.100-П-ТХ.ОЛ2, 01-01-23.100-П-ТХ.ОЛ14.

Добрий день! Згідно розділу 3.3 «Вимоги до арматури» опитувального листа 01-01-23.100-П-ТХ.ОЛ5 для крана регулятора фланцевого DN100 PN150 вимагається «Виготовлення відповідно до ISO14313 або АРІ 6D». Згідно діючих ISO 14313:2007 «Промисловість нафтова та газова. Системи трубопровідного транспорту. Арматура трубопровідна» та «Технічні умови для трубопровідної арматури сегмента ANSI/API СПЕЦИФІКАЦІЇ 6D» вимоги даних стандартів розповсюджуються на запірну арматуру, а саме: Засувки, Змащувані та незмащувані циліндричні/конічні крани, Кульові крани, Зворотні клапани. В зв’язку з тим, що регулюючі клапани не підпадають під дію вище зазначених стандартів, просимо Вас внести зміни в опитувальний лист 01-01-23.100-П-ТХ.ОЛ5, або видалити дану вимогу з опитувального листа.

Доброго дня, Шановний Замовнику. Згідно розділу 3.3 «Вимоги до арматури» опитувального листа 01-01-23.100-П-ТХ.ОЛ5 для крана регулятора фланцевого DN100 PN150 вимагається «Герметичність затвору згідно ДСТУ ISO 5208» - «Клас А». Згідно діючого ДСТУ ISO 5208:2008 «АРМАТУРА ТРУБОПРОВІДНА ПРОМИСЛОВА. Випробовування під тиском», класифікація герметичності затворів поділяється на наступні класи: клас А, В, С, D, в залежності від номінального діаметра. При цьому, розповсюджується дана класифікація на наступні типи арматури: Засуви, сферичні крани, конічні або циліндричні крани, прохідна арматура, затвори, мембранна арматура, зворотна арматура. Запірно – регулююча арматура, яка пропонується нашою компанією, закордонного виробництва, клас герметичності затворів якої визначають відповідно до ANSI/FCI 70-2-1991 та IEC 60534-4. Згідно з ANSI/FCI 70-2-1991 та IEC 60534-4, клас герметичності затвора визначається в залежності від умовної пропускної здатності Kv, перепаду тиску на арматурі і абсолютному тиску до арматури, та поділяють на наступні класи герметичності: клас І, ІІ, ІІІ, IV, V. Просимо Вас надати посилання на нормативний документ, згідно якого вимагається Клас герметичності – А для запірно – регулюючої арматури, та внести зміни до опитувального листа 01-01-23.100-П-ТХ.ОЛ5, щодо можливості запропонування запірно-регулюючих клапанів з «класом герметичності А згідно ДСТУ ISO 5208» та/або «класом герметичності IV згідно ANSI/FCI 70-2»/IEC 60534-4 та/або «класом герметичності V згідно ANSI/FCI 70-2»/IEC 60534-4.