Главная >  Документация 

 

Одним из главных факторов снижения эксплуатационной стойкости трубопроводов, в том числе тепловых сетей, являются процессы общей и локальной коррозии, деформационного старения, а также ухудшение механ. В Санкт-Петербурге теплотрассы подземной прокладки, состоящие на балансе Предприятия «Тепловая сеть», составляют 90% от их общей протяжённости, причём только 18% проложены в каналах, а 72% бесканально. Срок эксплуатации трубопроводов, нормативно определённый значением 25 лет, во многих случаях не соответствует тому времени, в течение которого они работают без повреждений. Ускоренная коррозия металла до сих пор является главным препятствием для обеспечения надёжной и безопасной эксплуатации тепловых сетей.

 

 Проблема оценки реального состояния теплопроводов и их остаточного эксплуатационного ресурса, то есть времени, в течение которого возможно транспортировать теплоноситель к потребителю без внеплановых отключений, существует столько же, сколько и сами тепловые сети. С 1972г. Теплосетью «Ленэнерго» неоднократно проводились работы совместно с различными специализированными организациями по опробованию методов технического диагностирования для практического применения в обследовании теплопроводов. В разное время были практически проанализированы некоторые более известные и малоизвестные методы дефектоскопии и неразрушающего контроля: ультразвуковые, магнитные, электромагнитные, акустической эмиссии, вихревых токов, радиографические, телевизионные, взаимомодуляционные. Проведенные эксперименты показали, что ни один из этих методов не позволяет получить гарантированный технический диагноз состояния подземного теплопровода.

 

 Новый этап технического диагностирования трубопроводов Предприятия «Тепловая сеть» начался в конце 2004г., когда уже была сформирована новая организационная единица – Служба диагностики и электрохимической защиты, одной из основных производственных задач которой является подготовка обоснованных рекомендаций по реконструкции участков тепловых сетей, исходя из реального состояния трубопроводов, а не просто по сроку эксплуатации. В настоящее время мы не располагаем единым методом неразрушающего контроля металла трубопроводов, который бы сочетал в себе одновременно простоту и широкий диапазон применения на тепловых сетях, высокую эффективность и достоверность результатов. В связи с этим на Предприятии используются несколько видов технической диагностики. Их достоверность проверяется путём визуально-измерительного контроля и выборочной ультразвуковой толщинометрии при реконструкции, плановых и внеплановых шурфовках на участках, где уже была проведена диагностика. Практически применяются несколько методов диагностики и один из них – тот, который предложен НПК «Вектор» (г.Москва).

 

1. Метод «Вектор» - акустический. При движении теплоносителя по трубе всегда имеют место пульсации давления различной частоты. Коррозионный дефект в виде утонения стенки трубы является своеобразной мембраной с собственной частотой колебаний. При близком значении частот возникают резонансные колебания, которые распространяются по металлу трубы и воде. Работа заключается в размещении в точках доступа (тепловые камеры, смотровые колодцы, подвалы домов) по концам диагностируемого участка виброакустических датчиков, сигналы от которых записываются на магнитный носитель. Таким образом, нужен доступ к трубопроводу по обоим концам участка, нужны зачищенные «пятна» металла на трубопроводе размером около 10*10см в любом месте по циферблату. Запись сигналов длится 2 минуты. Затем акустические записи обрабатываются на компьютере с использованием специально разработанного пакета прикладных программ. У данного метода есть некоторые ограничения: применять его можно только во время отопительного сезона, так как обязательно наличие тока воды и давление не менее 2,5 кгс/см кв. Кроме того, длина диагностируемого участка должна быть от 40 до 200 м. Не должно быть сильных внешних шумов. Метод не применим для трубопроводов в ППУ-изоляции. При этом достоинством метода «Вектор» является то, что он даёт практическую возможность непрерывно диагностировать сразу оба трубопровода на большие расстояния по теплотрассе, определяет не только координаты коррозионных повреждений, но и величину утонения металла, позволяет обнаруживать течи.

 

 За период 2005 – 2007гг. методом «Вектор» были обследованы 43,9 км трубопроводов по трассе. В отчётах в наглядной форме представлена информация об участках с докритическим и критическим утонением стенок, причём под ними понимаются, соответственно, остаточные от номинальной толщины значения 40 – 60% и менее 40%, что существенно отличается от допустимых для дальнейшей эксплуатации величин, указанных в РД 153-34.0-20.522-99. Даже при этом условии критические участки в сумме составили в среднем около 12% от всей длины как подающего, так и обратного трубопроводов. Докритические участки в сумме составили в среднем около 47% от всей длины как подающего, так и обратного трубопроводов.

 

 Если понимать под эффективностью соотношение полученного результата и затраченных усилий, эффективность метода «Вектор» можно считать высокой, так как без нарушения технологического режима, без вскрытия теплотрасс, при небольших объёмах подготовительных работ получены десятки километров продиагностированных участков.

 

 Достоверность метода самими разработчиками оценивается на уровне от 75% до 87%, а точность определения местоположения дефекта +/- 2,5%, если понимать под достоверностью подтверждение наличия коррозионных участков при визуально-измерительном контроле. Анализ данных, полученных при обследовании и при последующем вскрытии теплотрасс, подтвердил, что лучше выявляются протяжённые коррозионные участки, а для обнаружения локальных язвенных дефектов в металле метод «Вектор» фактически непригоден. По оценкам авторов, при повреждении (утонении стенок) протяжённостью 1м вероятность его обнаружения – 80%, а протяжённостью 0,2м – 60%. Строго говоря, с помощью метода «Вектор» выявляются места механических перенапряжений конструкции трубопровода, которые в ряде случаев могут быть обусловлены не утонением стенки трубы, а другими факторами, например, разрушением скользящих опор, температурными деформациями. Самым сложным и ответственным этапом в методе «Вектор» является обработка (дешифрация) акустических записей. Выполнять эту работу должны специалисты в области акустики. И что очень важно, при распознавании дефектов среди фоновых сигналов существенную роль играет субъективный фактор. Практика применения метода на теплотрассах Предприятия показала, что максимальная длина обследуемого участка должна составлять не заявленные авторами 200 м, а 150 м, а в ряде случаев – 100 м.

 

 Для подтверждения полученных по отчёту результатов хотя бы только на критических участках пришлось бы вскрывать километры теплотрасс. Такая работа реально ведётся только при устранении повреждений и при плановых реконструкциях. По этим данным, порядок достоверности нами оценен как 40%.

 

2. Другим методом диагностики трубопроводов тепловых сетей, применяемым в Санкт-Петербурге, является ультразвуковой метод “Wavemaker”, разработанный в Великобритании для обследования магистральных нефтепроводов. Особенность метода в том, что он может быть применим как на заполненных рабочей средой трубопроводах, так и на трубопроводах без заполнения, так как для возбуждения акустических колебаний используется автономный генератор и применительно к тепловым сетям его можно использовать круглогодично. Для диагностики трубопровода необходимо удалить изоляционное покрытие по всей окружности шириной 50-80см в зависимости от диаметра, тщательная зачистка металла не требуется. На это место накладывается надувное кольцо с преобразователями, которые прижимаются к металлу трубы. Температура поверхности не должна превышать 50 градусов. Спиральная акустическая волна распространяется в обе стороны от кольца и по её отражению от неоднородностей можно судить об изменении площади поперечного сечения металла. Выявляются места с изменением площади на 5% и более от номинальной. Акустическая волна, создаваемая генератором, имеет ограниченную мощность, её затухание определяется наличием сварных швов, углов поворота, переходов диаметра. До нашего Предприятия этот метод никогда не использовался для проведения диагностики трубопроводов тепловых сетей. Диапазон действия реально составляет около 15м в каждую сторону от кольца, через компенсаторы и арматуру волна не проходит. Таким образом, при подземной прокладке можно использовать метод “Wavemaker” только для диагностики участков трубопроводов, прилегающих к тепловым камерам, а также при шурфовках (плановых и внеплановых). Достоинством метода является сравнительная быстрота получения результата диагностики, что в ряде случаев делает возможным получение информации о состоянии металла непосредственно на месте производства работ по устранению повреждения.

 

 Однако следует отметить, что применение метода “Wavemaker” на тепловых сетях требует значительных усилий по подготовке рабочего места и, что немаловажно, при этом возникает проблема восстановления изоляции. В результате диагностики большие по длине участки оказываются не обследованы. Наше Предприятие ограничивалось по этим причинам обследованием только подающего трубопровода. Учитывая соотношение результата и затрат, метод скорее следует отнести к малоэффективным. Что же касается достоверности, то, по нашей оценке, она составляет около 90%. Результаты диагностики представляются в таблично-графической форме в отчёте, где указаны координаты мест расположения дефектов с точностью до сантиметра и категория их опасности: «критичный» при потере площади более 50%, «средний» при потере от 30% до 50%, «незначительный» при потере от 10% до 30%. В 2006-2007гг. данным методом было обследовано 100 участков общей протяжённостью 1378 м.

 

3. Третий метод диагностики, применявшийся на тепловых сетях в 2005-2007гг. – это метод акустической эмиссии. Он основан на принципе генерации (иначе: эмиссии) акустических сигналов в местах нарушения структуры металла при резком повышении давления рабочей среды.

 

 Как показал опыт практического применения, для обследования участка тепловой сети нужна тщательная подготовка рабочего места. Датчики устанавливаются на трубопроводе продольно по длине участка, расстояние между соседними датчиками должно быть около 20м. Металл необходимо тщательно зачищать до зеркального блеска «пятнами» диаметром около 7см на тех местах трубопровода, где нет неровностей. Для проведения исследования (замера) давление теплоносителя необходимо поднять на 10% от эксплуатационного значения и затем в течение 10-ти минут произвести запись акустических сигналов. После компьютерной обработки полученной информации в отчёте представляются координаты дефектов в металле с указанием степени их опасности (от1-го до 4-го класса). Один комплект аппаратуры включает в себя 16 датчиков. Это значит, что при одном подъёме давления можно продиагностировать около 300 м трубопровода. В полупроходных каналах из-за высоких температур и недостатка кислорода часто это можно сделать только при частичном вскрытии участка теплотрассы. Для обеспечения подъёма давления теплоносителя нужна предварительная организационная работа по координации действий с теплоисточником.

 

 При использовании метода акустической эмиссии требуется учитывать некоторые условия и особенности:

 

- при проведении диагностики в несколько этапов можно в каждом последующем эксперименте переходить только к более высоким значениям давления теплоносителя;

 

- при достижении более высоких значений давления теплоносителя источники акустической эмиссии (дефекты), выявленные ранее как неопасные, могут проявиться как соответствующие более высокому классу;

 

- для возобновления диагностики при более низком давлении на участке, где уже проводился эксперимент, металл трубопровода должен длительно «отдыхать».

 

 Учитывая трудоёмкость подготовительных работ для обследования данным методом подземного трубопровода, более целесообразным представляется его применение на участках надземной прокладки. Эффективность метода можно условно оценить как среднюю. Достоверность результатов оказалась, по нашей оценке, на уровне 90%.

 

 Важным видом диагностики в Санкт-Петербурге стали тепловая аэросъёмка и фотосъёмка сопровождения тепловых трасс Предприятия, которые проводятся дважды в год в те узкие временные интервалы, когда совпадают технологические и погодные условия. Отчётные материалы представляются в виде каталога температурных аномалий, в котором в удобной для сравнения форме приводятся фрагменты карты расположения тепловых сетей, съёмки в оптическом и инфракрасном диапазонах волн. Кроме того, расшифровываются также растровые карты, по которым можно достаточно точно определить температуру в разных точках поверхности. Персонал эксплуатационных районов оперативно производит внеплановые обходы тепловых сетей в доступных для осмотра местах выявленных температурных аномалий, в некоторых случаях проводятся внеплановые шурфовки.

 

 Систематическая тепловая аэросъёмка позволяет не только определить места разрушения изоляции и разгерметизации трубопроводов, но и отслеживать развитие во времени такого рода изменений. Однако не следует забывать, что всё-таки никаких данных о существовании зависимости между скоростью коррозии стального трубопровода под слоем земли и температурой на её поверхности не получено.

 

 Визуально-измерительный контроль в сочетании с ультразвуковой толщинометрией используется специалистами «Тепловой сети» не только как способ оценки достоверности других методов диагностики, но и как наиболее простая и доступная по исполнению форма обследования фактического состояния металла. При повреждениях на трубопроводах диаметром 500 мм и более, а также со сроком эксплуатации 10 лет и менее на место производства ремонтных работ выезжают специалисты Службы диагностики и электрохимической защиты. Проводится тщательный визуально-измерительный контроль металла в месте повреждения, измерение электрического потенциала трубопровода относительно земли, отбор грунта для химического анализа, ультразвуковая толщинометрия участков, непосредственно примыкающих к демонтированной трубе. В ряде случаев оперативно на месте решается вопрос о расширении границ производства работ. По результатам обследования составляется Акт-заключение по утверждённой форме, к которому прилагаются цифровые фотографии коррозионных повреждений трубопровода, технического состояния неподвижных и скользящих опор, дренажной системы, смежных инженерных коммуникаций. Кроме того, именно визуально-измерительный контроль и выборочная толщинометрия, частично в сочетании с другими методами диагностики, позволили решить важную производственную задачу: получение разрешения на дальнейшую эксплуатацию теплотрасс со сверхнормативным сроком до последующей реконструкции.

 

 В Санкт-Петербурге систематически проводятся коррозионные обследования зон залегания теплотрасс. Эта работа позволяет не только оценить коррозионную опасность на наружных поверхностях трубопроводов, но и определить территориальное расположение источников вредного по отношению к тепловым сетям электрохимического влияния. Также при коррозионных обследованиях оценивается эффективность действия существующей системы электрохимической защиты (ЭХЗ), а при использовании методов математического моделирования определяется оптимальное расположение и конфигурация контуров анодного заземления для строительства установок ЭХЗ на теплотрассах после реконструкции.

 

 Реальную помощь персоналу эксплуатационных районов и ремонтных служб при устранении повреждений на тепловых сетях оказывают специалисты по точному определению местоположения этих повреждений: снижаются затраты на производство земляных работ и восстановление дорожного покрытия, уменьшается время перерыва теплоснабжения потребителей. Такая работа ведётся на Предприятии постоянно и при её выполнении используются акустические и корреляционные течеискатели.

 

 Опыт диагностики трубопроводов тепловых сетей в Санкт-Петербурге подтвердил понимание того, что в настоящее время нет оснований полагаться на какой-то один «чудодейственный» метод. Для получения пригодной для практического применения информации о состоянии металла в любой точке трубопровода следует, в зависимости от вида прокладки трубопроводов, применять тот или иной метод диагностики. На участках, где имели место инциденты или несчастные случаи вследствие разгерметизации трубопроводов, целесообразно проводить диагностику двумя или тремя методами, дополнять их визуально-измерительным контролем для увеличения достоверности полученных результатов. Для сбора статистических данных и оценки достоверности методов диагностики необходимо выборочно проводить обследования и на тех участках трубопроводов, где в ближайшее время предстоит реконструкция. Нужно систематизировать и изучать результаты обследований, искать новые методы диагностики, пригодные к применению на трубопроводах тепловых сетей.

 

 

Стальные трубы для строительства тепловых сетей нормированы СНиП «Тепловые сети. Материалы, оборудование, арматура, изделия и строительные конструкции», по которым предусмотрено использование в тепловых сетях труб в основном из стали марки: Ст.3, 10, и 20. Выбор стальных труб осуществляется в зависимости от величины и характера нагрузок и других специальных требований в зависимости от условий эксплуатации. При повышенных прочностных требованиях к конструкции трубопроводов требуются стали с повышенным пределом текучести и временным сопротивлением разрыву. Для воздушных (надземных) теплопроводов рационально применение труб из сталей с повышенными прочностными характеристиками. Это позволяет максимально увеличить расстояния (пролеты) между опорными конструкциями, что в свою очередь уменьшает стоимость сооружения. Для прокладки разводящих трубопроводов тепловых сетей используются водогазопроводные сварные трубы по ГОСТ 3262-75. Они используются при давлении теплоносителя до 1,6 МПа и температуре до 150°С. Однако требования действующих НТД, разработанных более 30 лет назад устарели и не отвечают современным условиям эксплуатации тепловых сетей.

 

Возросшие требования к трубопроводам тепловых сетей в современных условиях обуславливает  необходимость в разработки новых марок сталей, обладающими специальными свойствами, отвечающие повышенными  служебными и потребительскими характеристиками для труб тепловых сетей.  

 

Одним из главных факторов снижения эксплуатационной стойкости трубопроводов, в том числе тепловых сетей, являются процессы общей и локальной коррозии, деформационного старения, а также ухудшение механических характеристик и сопротивления металла разрушению. Коррозия приводит к уменьшению толщины стенки трубы и возникновению концентратов напряжений, деградация свойств снижает сопротивление зарождению и распространению трещины, что может вызывать при рабочих, и особенно испытательных, давлениях разрушение трубопровода.

 

Поэтому важной задачей является исследование вклада этих факторов в изменение сопротивления разрушению металла труб и разработка на этой основе принципов создания новых трубных сталей, устойчивых  к силовому и тепловому воздействиям.

 

Известно, что действующая система допустимого уровня испытательного давления трубопроводов тепловых сетей не учитывает длительность эксплуатации, степень коррозионного повреждения металла труб и процессов старения и деградации свойств. Хотя существуют работы, в которых показано, что уменьшение толщины стенки трубы в результате коррозии может быть учтено при выборе испытательного давления, что, в свою очередь, может снизить вероятность непреднамеренного разрушения стенки трубы и увеличить её эксплуатационный ресурс.

 

Важным моментом является то, что высокое испытательное давление в трубах, пораженных коррозией, приводит к развитию пластической деформации, что с одной стороны усиливает процесс коррозии, а с другой- уменьшает запас пластичности стали.

 

В качестве примера на рис. 1 представлены результаты исследования влияния пластической деформации, на склонность к общей коррозии трубной стали.

 

Рис. 1. –Влияние деформации на потерю веса образцов из углеродистой стали при коррозионных испытаниях

 

Известно, что на скорость коррозионных процессов влияет химический состав стали. Поскольку в качестве основного материала для труб теплосетей используются простые углеродистые и низколегированные стали, то основным фактором, от которого зависит коррозионная стойкость таких труб, является степень их чистоты по неметаллическим включениям и содержание углерода. В тоже время, скорость коррозии в значительной степени зависит от структурного состояния металла. Это затрудняет однозначную трактовку влияния содержания углерода. Тем не менее, исследования влияния содержания углерода на коррозионную стойкость трубной стали показали, что повышение содержания углерода повышает скорость коррозии (рис. 2).

 

Рис. 2.  Влияние содержания углерода на среднюю скорость коррозии трубных сталей

 

Если учесть, что скорость коррозии труб зависит ещё и от технологии производства листа и труб, то становиться очевидной актуальность проблемы создания трубных сталей, отвечающих современным требованиям повышения надежности тепловых сетей.

 

Другим фактором, от которого зависит эксплуатационная стойкость труб тепловых сетей, является развитие процессов старения и деградации свойств. В результате комплексного исследования влияния длительной эксплуатации и последствий гидравлических испытаний, в том числе в условиях моделирования, на механические свойства и параметры сопротивления разрушению металла труб установлено следующее:

 

• Стандартные механические свойства ( в, 0,2, , ) практически не зависят от срока эксплуатации;

 

• Длительная эксплуатация, так же как и периодические нагружения, имитирующие гидроиспытания, приводят к снижению структурочувствительных свойств, таких как работа зарождения и распространения трещины, ударная вязкость, хладостойкость, критическое раскрытие трещины и др.;

 

• Характеристики сопротивления разрушению снижаются тем больше, чем продолжительнее срок эксплуатации;

 

• Гидравлические испытания сокращают срок службы труб теплосетей;

 

• Деградация свойств металла труб происходит из-за возникновения локальных микронапряжений, развития процесса деформационного старения и накопления дефектов типа микротрещин.

 

Таким образом, из всего вышесказанного следует, что можно выделить два основных направления повышения эксплуатационной стойкости металла труб тепловых сетей.

 

Во-первых, учет основных факторов снижающих эксплуатационный ресурс трубопроводов при выборе испытательного давления периодических гидравлических испытаний. Это может быть осуществлено на основе представленного на рис. 3 алгоритма оценки технического состояния и остаточного ресурса трубопровода по результатам расчетов на прочность и данных по коррозии и деградации свойств трубных сталей. Предложенный общий алгоритм оценки технического состояния и остаточного ресурса трубопровода не только дает возможность эффективно устанавливать и научно обосновать значение испытательного давления, непрерывно

 

Рис. 3. Обобщенная система учета деградационных процессов для определения предельных состояний трубопроводов при выборе допустимого уровня испытательного давления.

 

отслеживать текущее техническое состояние трубопроводов тепловых сетей, но и использовать разработанную дифференцированную систему при гидравлических испытаний тепловых сетей.

 

Во-вторых, увеличение эксплуатационного ресурса труб тепловых сетей может быть обеспечено за счет использования специально созданных марок трубных сталей, обладающих повышенной стойкостью к развитию коррозионных и деградационных процессов.

 

Трубы теплосетей, как магистральных, так и разводящих, изготавливаются из устаревших (существующих 30-50 лет) марок стали. Фактически для изготовления труб указанного назначения используются обычные конструкционные (строительные) стали, разработанные без учета конкретных условий эксплуатации и испытаний труб тепловых сетей. Химический состав этих сталей и технология их производства не обеспечивают современного металлургического качества металла труб. Cталь обычного качества характеризуется высокой загрязненностью вредными примесями и неметаллическими включениями, а также достаточно низким уровнем потребительских свойств. Ни в одних технических условиях, по которым поставляются трубы для теплосетей, не нормируются показатели, отвечающие требованиям, разработанным с учетом условий эксплуатации теплосетей.

 

В настоящее время большинство крупных потребителей труб, такие как «Газпром», «Транснефть» и др. несмотря на использование трехслойных защитных покрытий, катодной защиты и других мер увеличивающих срок эксплуатации трубопроводов, предъявляют конкретные дополнительные требования к металлу труб (улучшенная коррозионная стойкость, уменьшенная склонность к деформационному старению, свариваемость и др.). В соответствии с этими требованиями разрабатываются и успешно применяются стали нового поколения с повышенным комплексом потребительских свойств различного назначения.

 

Стали нового поколения для труб тепловых сетей улучшенного металлургического качества с повышенным комплексом потребительских свойств требуют своего решения. При проектировании и строительстве магистральных трубопроводов необходим дифференцированный подход к конструктивным параметрам труб (толщине стенки, диаметру и т.д.), химическому составу и технологическому производству трубных сталей с учетом их склонности к коррозионным и деградационным процессам при эксплуатации.

 

Предварительные результаты исследований свидетельствуют, что химический состав стали оказывает влияние на сопротивление разрушению, особенно в коррозионной среде. Очевидно, что даже в рамках одного структурного класса стали, не прибегая к дорогостоящему легированию, можно улучшить стойкость к коррозионной повреждаемости путем совершенствования химического состава и металлургической технологии производства стали для труб. Другим важным направлением увеличения надежности и срока эксплуатации труб теплосетей является, создание труб из стали, обладающей низкой склонностью к деформационному старению и улучшенной свариваемостью.

 

Ниже показаны основные пути разработки высоконадежных  сталей для труб тепловых сетей:

 

- снижение содержания углерода;

 

- повышение содержания марганца;

 

- микролегирование (Nb, V);

 

- Снижение содержания вредных примесей (S 0.005%; P 0.015%);

 

- снижение содержания газов ( H2 3см3/100 г; N2 0.006%);

 

- микролегирование титаном  для связывания азота из расчета его содержания с соответствии со стехиометрическим соотношением в нитриде;

 

- модифицирование неметаллических включений;

 

- использование ускоренного после деформационного охлаждения совместно с контролируемой прокаткой;

 

- В результате должно быть достигнуто:

 

- измельчение зерна феррита и размеров структурных составляющих;

 

- повышение однородности структуры;

 

- уменьшение структурной полосатости;

 

- снижение количества неметаллических включений.

 

В заключение необходимо отметить, что назрела насущная необходимость в разработке сталей с повышенным комплексом потребительских свойств (улучшенная коррозионная стойкость, низкая склонность к деформационному старению, хорошая свариваемость и др.), обеспечивающим увеличение ресурса трубопроводов тепловых сетей.

 

 

Общественный сектор в социалистической системе разграничение частного и общественного секторов было неактуально. большая часть национального дохода создавалась под непосредственным контролем государст. В качестве измерительных приборов в узлах учета и контроля тепловой энергии и объема теплоносителя используются теплосчетчики и водосчетчики. 1. теплосчетчики. Особенностями данных котлов является следующее: предельная простота конструкции, отсутствие горелочного устройства;. Тяжелое положение сложилось в сфере эксплуатации трубопроводов водо- и теплоснабжения. из-за низкой коррозионной стойкости труб средний срок их службы составляет 12-15 лет, а в местах с высоким распол. Указанная конструкция тепловых сетей имеет массу недостатков, к основному из которых следует отнести залитие каналов поверхностными и другими водами из сопутствующих водонесущих коммуникаций, что прив.

 

Главная >  Документация 


0.0022