ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

АКЦИОНЕРНАЯ КОМПАНИЯ ПО ТРАНСПОРТУ НЕФТИ "ТРАНСНЕФТЬ ”

ОАО ^тА К" ТРА НСНЕФТЬ”

уп. больше* Полянке, 87, Москяя, Россия, 119180,

тяп. 939-08-84, тягмфякс: 933-88-23, фвкс-ояреер. 980-89-00,

толоке: 911380 BOUD RU, Тшпкгшйп: 111274 LAZBR RU, 811321 LAZSP RU.

ОКНО 00044483. ОГРН 1027700049488. ИНН7КПП 7708081801/997130001

j'f. z’C.C'S w /6'    *3/    ^-Первому вице-президенту

ОАО ВНИИСТ

и» t* —_—-о' —-—    Г асларянцу Р.С.

Факс (095) 366-62-01

Г еиеральному директору ОАО «Гипротрубопровод» Афрову А.М.

~ Факс (095) 174-25-67 Главным инженерам ОАО МН (по списку)

р() дополнении в типовые технические решения по проектированию НПС»

Прошу Вас внести следующее дополнение в пункт 3.1.2 книги 1.1 и пункт 3.1.2 книги 1.2 типовых технических решений по проектированию НПС: «КПП (контрольно-пропускной пункт) НПС должен быть размешен со стороны подъезда к НПС от дороги общего пользования. При проектировании автодороги необходимо предусматривать меры по снижению скорости движения транспорта при подъезде к КПП НПС с установкой на расстоянии не менее 40 м устройств для снижения скорости, локальных возвышений на дорогу расположенных в поперечном направлении движению.

Первый вице-президент    В.В. Калинин

Денисов Ф М 17-26

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО АКЦИОНЕРНАЯ КОМПАНИЯ ПО ТРАНСПОРТУ НЕФТИ «ТРАНСНЕФТЬ» ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ»

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

УТВЕРЖДАЮ Первый вице-президент ОАО «АК «Транснефть»

_В.В.    Калинин

«_»_2005    г.

ИЗМЕНЕНИЯ И ДОПОЛНЕНИЯ № 1

к ОТТ-16.01-74.20.11-КТН-059-1-05 «Типовые технические решения по проектированию НПС», книги 1.1 и 1.2

(ПРОМЕЖУТОЧНЫЕ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИЕ СТАНЦИИ БЕЗ РЕЗЕРВУАРНОГО ПАРКА И С РЕЗЕРВУАРНЫМ ПАРКОМ В СИСТЕМЕ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ»)

Москва 2005

№№	Книга и раздел	Старая редакция	Новая редакция
			3.3.12.6 <3.3.14.6) Тепловая сеть 3.3.12.6.1 (3.3.14.6.1) Испытание тепловой сети на прочность и герметичность производится при положительной температуре окружающего воздуха гидравлическим методом водой с температурой 5 - 40°С и давлением равным 1,6 МПа. Испытательное давление должно быть выдержано в течение 10 минут и затем снижено до рабочего, с выдержкой под этим давлением в течение 2 часов. При отрицательной температуре наружного воздуха трубопровод необходимо заполнить водой температурой 40 - 70°С и обеспечить возможность заполнения и опорожнения его в течение 1 ч. Испытательное давление должно быть выдержано в течение 10 минут и затем снижено до рабочего, с выдержкой под этим давлением в течение 1 часа. 3.3.12.6.2 (3.3.14.6.2) Результаты гидравлических испытаний на прочность и герметичность трубопровода считаются удовлетворительными, если во время их проведения не произошло падения давления, не обнаружены признаки разрыва, течи или запотевания в сварных швах, а также течи в основном металле, фланцевых соединениях, арматуре, компенсаторах и других элементах трубопроводов, отсутствуют признаки сдвига или деформации трубопроводов и неподвижных опор.

№№	Книга и раздел	Старая редакция	Новая редакция
	Здания и сооружения НПС
19.	кн. 1.1, п. 3.2 кн. 1.2, п. 3.2	Ввести подраздел 3.2.18	3.2.18 На трубопроводах системы пожаротушения, трубопроводах систем канализации (хозяйственно-бытовой, производственно-ливневой), дренажа, вспомогательных и технологических трубопроводах НПС устанавливаются колодцы из монолитных железобетонных конструкций или металлических труб, бывших в эксплуатации. Колодцы должны быть герметичны, не пропускать грунтовых вод. Размер колодцев должен обеспечивать размещение требуемого оборудования и возможность работы в них технического персонала. Колодцы должны иметь футляры для прохождения трубопроводов с герметизирующими устройствами, препятствующими попаданию в них грунтовых вод. Для защиты наружной гидроизоляции колодцев из монолитного железобетона применять плоские асбестоцементные листы по ГОСТ 18124-95 толщиной 10 мм с креплением стальными хомутами. Металлические колодцы изготавливаются из труб с толщиной стенки не менее 12 мм. Защиту от коррозии внутренней и наружной поверхностей предусмотреть в соответствии с РД-05.00-45.21.30-КТН-005-1-05. Гидравлические испытания колодцев на герметичность производить согласно требований СНиП 3.05.04-85.

№№ Книга и раздел Старая редакция Новая редакция Водоснабжение 20. кн. 1.1, п. 8.2 кн. 1.2, п. 8.3 8.2.14    (кн. 1.1) Высота рабочей части водопроводных колодцев должна быть не менее 1,5 м. 8.2.15    (кн. 1.1) Конструкции водопроводных колодцев принять по типовым проектным решениям ОАО АК «Транснефть». 8.3.12 (кн. 1.2) Высота рабочей части водопроводных колодцев должна быть не менее 1,5 м. Конструкции водопроводных колодцев принять по типовым проектным решениям ОАО «АК «Транснефть». пп. 8.2.14 и 8.2.15 (кн. 1.1) исключить п. 8.3.12 (кн. 1.2) исключить Водоотведение 21. кн. 1.1, п. 8.4 кн. 1.2, п. 8.5 8.4.5 (кн. 1.1) Конструкции канализационных колодцев принять по типовым проектным решениям ОАО «АК «Транснефть». 8.5.9 (кн. 1.2) Конструкции канализационных колодцев принять по типовым проектным решениям ОАО «АК «Транснефть». п. 8.4.5 (кн. 1.1) исключить п. 8.5.9 (кн. 1.2) исключить 22. кн. 1.1, приложение А кн. 1.2, приложение А ТТР.НПС.П.700-1200.08-АР.2 ТТР.НПС.П.700-1200.08-АР.2 с изм.1

11

8. Раздоя 5 книги 1.1 изложить вновой редакции:

6 ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПО СИСТЕМЕ АВТОМАТИЗАЦИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ

6.1    Нормативны* документы

Система автоматизации соответствует требованиям РД 06.02-72.60.CXJ-KTH-069-1-05 «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения», Стандартов Компании для АСУ ТП и производственной связи.

6.2    Технические решения по структуре системы

При размещении на одной площадке 2-х и более магистральных насосных, на площадке должен быть 1 пункт управления (операторная) из которого осуществляется контроль и управление технологическим процессом.

Система автоматизации построена на основе микропроцессорных средств, централизована по принципу управления и распределена по территориальному принципу, обеспечивает контроль и управление оборудованием НПС из операторной НПС, из ТДП (РДП) ОАО МН согласно “Регламенту по технологическому управлению и контролю за работой МН*. Система автоматизации компонуется из следующих устройств:

-    два автоматизированных резервируемых рабочих места (АРМ) оператора НПС на базе ПЭВМ повышенной надежности;

-    АРМ системы пожаротушения;

АРМ инженера-электронщика;

-    АРМ КИП (контроль за нормативными параметрами);

-    принтер для автоматической построчной печати;

-    общестанционный резервируемый программно-логический контроллер (ПЛК), обеспечивающий сбор информации, ее обработку, решение прикладных задач управления и контроля НПС, обмен информацией с системой телемеханики;

-    автономный контроллер системы пожаротушения, обеспечивающий сбор информации, ее обработку, решение прикладных задач обеспечения пожарной сигнализации и автоматического пожаротушения;

-    система автоматизации МНА и ЧРП;

•    устройства системы извещения и оповещения о пожаре;

-    устройства связи с удаленными объектами (УСО);

•    контроллер аварийных защит (КАЗ);

•    табло и панель сигнализации и управления системы пожаротушения;

-    устройства местного отображения информации вблизи технологического оборудования (приборные щиты и шкафы);

- первичные датчики информации, преобразователи сигналов, местные приборы, исполнительные механизмы;

-    устройства системы контроля вибрации;

•    устройства системы контроля загазованности;

• устройства световой и звуковой сигнализации внутри и у входов в защищаемые помещения;

-    электронные регистраторы параметров регулирования (частота напряжения питания магистральных насосов, давлений на входе и выходе НПС);

-    сервер для организации локальной вычислительной сети (ЛВС) на НПС;

-    источники бесперебойного питания для УСО и АРМ;

-    кабельная продукция

Для УСО системы автоматизации НПС, размещенных в помещении кроссовых панелей и шкафов, применяется один общий источник гарантированного питания промышленного исполнения, включающий в свой состав комплект резервных батарей.

Для общестанционного ПЛК (компонентов МПСА) реализовано «горячее» резервирование.

Контроллеры, входящие в состав системы автоматизации, должны предусматривать возможность организации локальной технологической вычислительной сети, в которую

3

включаются элементы системы автоматизации.

Конфигурация полевой шины системы автоматизации позволяет проводить соединение с блоками и элементами автоматизации на территории НПС по магистральной схеме с произвольным подключением.

Система автоматизации НПС должна обеспечивать двусторонний информационный обмен с системой управления энергоснабжением, системами управления МНА, системой ЧРП.

Автоматизированная система управления пожаротушением (АСУ ПТ) создается как независимая автономная сертифицированная система на основе собственного ПЛК, и должна иметь информационный стык с системой автоматики НПС.

В системе автоматизации НПС должен предусматриваться телекоммуникационный контроллер для обеспечения ев работы в составе с СДКУ.

Линии связи с УСО резервированы.

б.З Технические решения по функциям системы

Проектом предусмотрена система автоматизации, которая обеспечивает выполнение следующих функций:

•    пуск и остановка магистральных насосных агрегатов из операторной, ТДП (РДП) ОАО МН;

-    технологические защиты и блокировки, реализованные при помощи технических оредств систем автоматизации НПС, должны удовлетворять требованиям OTT-06.02-72.60.00-ICTH-018-1 -05 «Стандарт Компании 270-002363. АСУ ТП и ПТС Компании. Технологические защиты и блокировки на объектах трубопроводного транспорта. ОТТ».

-    контроль и управление оборудованием НПС;

•    регулирование технологических параметров;

-    контроль и анализ заданных режимов работы;

•    отображение информации;

-    регистрация информации;

•    составление отчетов и сводок;

-    ведение архива;

-    работа в составе СДКУ;

-    информационный обмен с другими системами контроля и управления;

•    самоконтроль и самодиагностика аппаратных устройств.

Система должна осуществлять мониторинг и тестирование МПСА для предупреждения отказов в работе. Аппаратно-программное устройство контроллеров должно иметь встроенную систему самодиагностики с элементами прогнозирования, обеспечивающую тестирование:

-    активных элементов;

-    программ пользователя;

•    интерфейсных каналов;

-    модулей ввода-вывода.

Самодиагностика должна осуществляться в фоновом режиме.

При обнаружении неисправности устройство должно определять ее характер, место и формировать сигналы, которые могут быть использованы для принятия мер по устранению последствий отказа.

Система должна обеспечивать возможность «горячей» замены неисправного оборудования и узлов при возникновении отказов;

Оборудование системы должно обеспечивать сокращение времени работы по техническому обслуживанию МПСА, в том числе требующего остановки НПС.

Система автоматизации и АРМ должны иметь общий источник астрономического времени (приемник GPS), текущее время принимается московское.

Перечень запорной арматуры с дистанционным и ручным управлением для нефтеперекачивающей станции в табл. 5.1 без изменений

Перечень запорной арматуры с дистанционным управлением системы пожаротушения нефтеперекачивающей станции в табл. 5.2 без изменений.

4

Лист согласования к ИЗМЕНЕНИЯМ И ДОПОЛНЕНИЯМ № 1 к ОТТ-16.01-74.20.11-КТН-059-1-05 «Типовые технические решения по проектированию НПС», книги 1.1 и 1.2

Должность	Подпись	Дата	Ф.И.О.
Директор департамента ТР и ЭОТТ			А.М. Демин
Главный механик			В.Н.Ярыгин
Главный энергетик			В.П.Фокин
Начальник производственного отдела			А.С. Горин
Директор департамента «Службы безопасности»			В.Г.Карякин
Начальник службы нормирования и технического регулирования			А.П.Петров

6.4    Технические решения по техническим средствам

Система должна быть выполнена на базе микропроцессорной техники.

В операторной устанавливаются АРМы оператора, АРМ системы пожаротушения, АРМ КИП, АРМ инженера-злектронщика, КАЗ, В помещении насосной пожаротушения размещается УСО для сбора информации от объектов водоснабжения.

В помещении кроссовых шкафов и панелей здания операторной устанавливаются шкафы с общестанциониым ПЛК. с контроллером системы пожаротушения, УСО для связи с объектами контроля близко расположенными к операторной, шкаф с вторичными приборами систем контроля вибрации и загазованности, средства телекоммуникаций.

Автоматизация сооружений водоснабжения и канализация осуществляется с помощью местных средств автоматизации, входящих в общий комплект технологического оборудования. От этих объектов в операторную НПС поступает общий сигнал неисправности.

Комплектная котельная оснащена средствами автоматизации, обеспечивающими работу котлов без обслуживающего персонала при условии розжига котлов по месту. В операторную НПС из котельной выводятся сигналы согласно СНиП II-35-76* «Котельные установки».

Автоматизация дизельной осуществляется комплектом аппаратуры, поставляемой совместно с дизельной. В операторную НПС выводятся сигналы неисправностей и пожара в дизельной и команды включения, отключения ДЭС.

Автоматизация вентиляции (кроме магистральной насосной) предусматривается с помощью локальных систем с выводом в систему автоматизации сигналов состояния и аварии.

Импульсные линии, прокладываемые вне обогреваемых помещений, обогреваются нагревательным кабелем, разрешенным к применению во взрывоопасных зонах. Датчики для измерения температуры жидкостей проектируются с защитными гильзами.

6.5    Технические решения по программному обеспечению

Программное обеспечение (ПО) должно выполнять логические и вычислительные операции по реализации функций сбора, обработки, сохранения, передачи и представления данных, выработки команд управления и регулирования. ПО должно включать: общесистемное, прикладное, специальное ПО и программы тестового контроля.

5.6 Технические решения по метрологическому обеспечению и

сертификации

Все технические средства, входящие в состав измерительного канала и выполняющие измерительные функции, должны пройти процедуру испытаний с целью утверждения типа, быть внесены а Государственный реестр средств измерений и поверены в установленном порядке.

Нормированными метрологическими характеристиками являются основная и дополнительная погрешности.

Основная погрешность измерительных каналов не должна превышать значений, в процентах:

-    давление нефти (кроме давления на входе МНС а системе автоматического регулирования) - 0,4;

-    давление нефти на входе МНС в системе автоматического регулирования - 0,2;

-    давление вспомогательных систем - 0,4;

-    сила тока, напряжение, мощность - 1,0;

-    вибрация -10,0;

• загазованность - 5,0.

Основная погрешность измерительных каналов не должна превышать значений, в градусах Цельсия:

-    температура нефти в трубопроводах - 0,5;

5

ИЗМЕНЕНИЯ И ДОПОЛНЕНИЯ № 1 к ОТТ-16.01-74.20.11-КТН-059-1-05 «Типовые технические решения по проектированию НПС», книги 1.1 и 1.2

№№ Книга и раздел Старая редакция 9 ■",г" ■ •• Новая редакция Общие положения 1. кн. 1.1 и 1.2 Область применения Абсолютная минимальная температура --40 °С Средняя температура воздуха наиболее холодной пятидневки обеспеченностью 0,92 (для зданий, сооружений и технологических трубопроводов) - -40°С; Средняя из абсолютных ежегодных минимумов температура воздуха не ниже (для оборудования)--45 °С» Климатическое исполнение оборудования по ГОСТ 15150-69* должно соответствовать макроклиматиче-скому району. Генеральный план 2. кн. 1.1 и 1.2, п. 3.1.8 Дополнить новым текстом КПП НПС должен быть размещен со стороны подъездной дороги к НПС от дороги общего пользования. При проектировании автодороги необходимо предусматривать меры по снижению скорости движения транспорта при подъезде к НПС, с установкой на расстоянии не менее 40 м устройств для снижения скорости - локальных возвышений на дороге, расположенных в поперечном движению направлении. Маслосистема 3. кн. 1.1 и 1.2 Раздел 2.1 3. Маслосистема основных агрегатов в здании с размерами 12,6x6x5,2 м...... 3. Маслосистема основных агрегатов в здании с размерами 12,6x6x3,9 м 4. кн. 1.1, п. 3.3.2.2.2 кн. 1.2, п. 3.3.3.2.2 Высота до низа несущих конструкций покрытия должна быть принята 5,2 м...... Высота до низа несущих конструкций покрытия должна быть принята 3,9 м.....

2

№№ Книга и раздел Старая редакция Новая редакция 5. кн. 1.1, табл. 3.3.5 кн. 1.2, табл. 3.3.6 Габариты м Габариты м Длина Ширина Высота Длина Ширина Высота 12,6 6,0 5,2 12,6 6,0 3,9 Блок ССВД 6. кн. 1.1, Раздел 2.1 8. Блок системы сглаживания волн давления размерами 12x4,5x5,0м 8. Блок системы сглаживания волн давления размерами 12x4,5x4,5м 7. кн. 1.1, табл. 3.3.8 Габариты,м Габариты, м Длина Ширина Высота Длина Ширина Высота 12,0 4,5 5,0 12,0 4,5 4,5 8. кн. 1.1, п. 3.3.5.1.4 Дополнить новым текстом До исполнительных органов ССВД должна предусматриваться установка задвижек с электроприводом, время закрытия которых не должно превышать Змин. Резервуары и резервуарные парки 9. кн. 1.2, п. 2.2 13. Оборудование, устанавливаемое на резервуаре и внутри защитного обвалования, должно быть в климатическом исполнении УХЛ категории 1 в соответствии с ГОСТ 15150-69*. 13. Климатическое исполнение оборудования по ГОСТ 15150-69*, устанавливаемого на резервуаре и внутри защитного обвалования, должно соответствовать макроклиматическому району. Система дренажа, сбора утечек и резервуары сборники 10. кн. 1.1, п. 3.3.6.12.2 Дополнить новым текстом Стакан насоса НОУ 50-350 подвергается гидравлическому испытанию путем налива водой до максимального уровня. Продолжительность испытания: до монтажа на фундамент - 6 часов, после монтажа - 3 часа. Утечки и снижение уровня налива не допускаются.

3

№№ Книга и раздел Старая редакция Новая редакция Технологические трубопроводы 11. кн. 1.1, п. 3.3.11.16 кн. 1.2, п. 3.3.13.16 Для подземных технологических трубопроводов Ду > 500 мм применять трубы в заводской изоляции, а для Ду < 500 мм -изоляцию производить в базовых условиях. Подземные трубопроводы Ду 1220-108мм, должны быть защищены от коррозии заводским покрытием по ГОСТ Р 51164-98 тип №1. На участках протяженностью менее 10 м допускается применение труб без заводского покрытия с нанесением изоляции в базовых условиях: - для Ду 1220 - 219 мм - полиуретановых, эпоксидных покрытий с обязательной абразивной подготовкой поверхности; - для менее Ду 219 мм - полиуретановых, эпоксидных покрытий или рулонно-битумных материалов тип №18 с обязательной абразивной подготовкой поверхности Подземные трубопроводы менее Ду 108мм защищаются в соответствии с ГОСТ Р 51164-98 покрытием типа №18, полиуретановыми, эпоксидными покрытиями. 12. кн. 1.1, п. 3.3.11.17 кн. 1.2, п. 3.3.13.17 Для изоляции сварных стыков подземных технологических трубопроводов применять термоусадочные муфты. Для изоляции сварных стыков подземных технологических трубопроводов применены термоусадочные манжеты. 13. кн. 1.1, п. 3.3.11.18 кн. 1.2, п. 3.3.13.18 Трубопроводы на участках их подземной прокладки должны иметь антикоррозионное покрытие заводского нанесения (трехслойное полимерное)... Подразделы исключить.

4

№№ Книга и раздел Старая редакция Новая редакция 14. кн. 1.1, п. 3.3.11.19 кн. 1.2, п. 3.3.13.19 Для трубопроводов, прокладываемых надземно необходимо предусматривать эпоксидное или полиуретановое антикоррозионное покрытие, выбранное в соответствии РД «Правила антикоррозионной защиты резервуаров» РД-05.00-45.21.30-ЛЕР-005-1-05, как наружное покрытие. Надземные трубопроводы и оборудование защищаются от коррозии полиуретановыми, эпоксидными покрытиями, указанными в РД-05.00-45.21.30-КТН-005-1-05 «Правила антикоррозийной защиты резервуаров», как наружное покрытие и ОТТ-04.00-27.22. 00-КТН-006-1-03 для оборудования. Места перехода трубопроводов от надземной прокладки к подземной защищаются до отметки -0,15 м покрытием для надземных трубопроводов и оборудования 15. кн. 1.1, п. 3.3.11.20 кн. 1.2, п. 3.3.13.20 Антикоррозионную изоляцию фасонных трубных изделий, запорной, предохранительной и регулирующей арматуры подземной установки выполнять из материалов, разрешенных к применению в ОАО «АК «Транснефть». Соединительные детали и подземная часть запорной, предохранительной и регулирующей арматуры защищаются от коррозии покрытиями в соответствии с ОТТ-04.00-27.22.00-КТН-006-1 -03. Гидроиспытания 16. кн. 1.1, п. 3.3.12 кн. 1.2, п. 3.3.14 Ввести подразделы 3.3.12.1 (кн. 1.1) и 3.3.14.1 (кн. 1.2). 3.3.12.1 (3.3.14.1) Технологические трубопроводы 17. Ввести подразделы 3.3.12.1.1-3.3.12.1.3 (кн. 1.1) и подразделы 3.3.14.1.1-3.3.14.1.3 (кн. 1.2). 3.3.12.1.1    (3.3.14.1.1) Гидравлические испытания технологических трубопроводов и оборудования....... 3.3.12.1.2    (3.3.14.1.2) Трубопроводы и оборудование разделены на...... 3.3.12.1.3    (3.3.14.1.3) Гидравлические испытания технологических трубопроводов должны проводитьЬя с соблюдением следующих требований:.....

5

№№	Книга и раздел	Старая редакция	Новая редакция
18.		Ввести новые подразделы: 3.3.12.2, 3.3.12.3, 3.3.12.4, 3.3.12.5, 3.3.12.6 (кн. 1.1) и 3.3.14.2, 3.3.14.3, 3.3.14.4, 3.3.14.5, 3.3.14.6 (кн. 1.2).	3.3.12.2 (3.3.14.2) Трубопроводы системы пожаротушения 3.3.12.2.1    (3.3.14.2.1) Гидравлические испытания трубопроводов на прочность и герметичность производятся в соответствии с требованиями РД-19.00-74.20.11-КТН-004-1-05 «Нормы проектирования автоматических систем пожаротушения на объектах ОАО «АК «Транснефть». 3.3.12.2.2    (3.3.14.2.2) Для сети раствора пенообразователя испытательное давление составляет 1,5 МПа, для сети противопожарного водопровода - 0,9 МПа. Время испытаний не менее 6 часов. 3.3.12.2.3    (3.3.14.2.3) Сварные стыки противопожарных водопроводов и растворопроводов подвергаются стопроцентному рентгенографическому контролю. 3.3.12.2.4    (3.3.14.2.4) Система считается прошедшей испытание если падения давления и утечек не зафиксировано. 3.3.12.3 (3.3.14.3) Система водоснабжения и канализации 3.3.12.3.1    (3.3.14.3.1) Внутренние сети холодного и горячего водоснабжения испытываются гидростатическим методом на давление 0,6 МПа в течение 2 часов. 3.3.12.3.2    (3.3.14.3.2) Наружные сети водопровода, выполняемые из пластмассовых труб, испытываются гидравлическим методом на давление 0,78 МПа в течение 2 часов.

№№	Книга и раздел	Старая редакция	Новая редакция
			3.3.12.3.3    (3.3.14.3.3) Внутренние сети канализации должны испытываться методом пролива воды с расходом, соответствующим проектной пропускной способности сети, в течение времени необходимого для осмотра всей системы с колодцами. 3.3.12.3.4    (3.3.14.3.4) Наружные сети канализации испытываются участками между смежными колодцами с заполнением водой верхнего колодца. Время испытания участка сети - 2 часа. 3.3.12.3.5    (3.3.14.3.5) Аккумулирующая емкость испытывается заливом воды и выдержкой в течение 6 часов. 3.3.12.3.6    (3.3.14.3.6) Емкость считается прошедшей испытание, если утечек не зафиксировано. 3.3.12.4 (3.3.14.4) Система отопления и теплоснабжения 3.3.12.4.1    (3.3.14.4.1) Испытание системы отопления и теплоснабжения на прочность и плотность производится гидравлическим методом водой с температурой не ниже 5°С в течение 10 минут давлением 0,6 МПа для систем с чугунными радиаторами и 1,0 МПа - со стальными, с последующим понижением давления до 0,4 МПа, и выдержкой под этим давлением в течение 2 часов. 3.3.12.4.2    (3.3.14.4.2) Система признается выдержавшей испытание, если в процессе испытаний отсутствуют падение давления в системе, течи в сварных швах, трубах, резьбовых соединениях, арматуре, отопительных приборах и оборудовании.

№№	Книга и раздел	Старая редакция	Новая редакция
			3.3.12.5 (3.3.14.5) Резервуар для топлива котельной 3.3.12.5.1    (3.3.14.5.1) Испытание резервуара для топлива после монтажа на герметичность производится путем заполнения водой до максимального уровня взлива при положительной температуре окружающего воздуха. При отрицательной температуре наружного воздуха испытание резервуара проводятся одним из двух методов: -    заполнение резервуара незамерзающей жидкостью до максимального уровня взлива. После испытаний обеспечить надежное опорожнение резервуара от жидкости. -    заполнение резервуара дизтопливом до максимального уровня взлива, после предварительной проверки герметичности сварных соединений капиллярным методом (смачивание керосином) в соответствии с ПБ 03-584-03. После испытания топливо допускается не сливать, если монтажные работы на резервуаре и топливопроводах завершены. 3.3.12.5.2    (3.3.14.5.2) Результаты гидравлического испытания признаются удовлетворительными, если в течение 6 часов нахождения резервуара под заливом не произошло видимых деформаций в основном металле, сварных швах, корпусах арматуры, разъемных соединениях и во всех врезках не обнаружено течи и запотевания.