Эксплуатация любых технических объектов — будь то машины, оборудование или линейные объекты, такие как тепловые или водопроводные сети основано на диагностировании текущего технического состояния. Развитие различных способов диагностики позволило существенно облегчить сбор информации о состоянии трубопроводов, выявлять дефектные участки и более осмысленно подходить к ремонтам. Особенно ценны данные о состоянии трубопроводов, получаемые при внутритрубной диагностике. В статье рассматриваются вопросы применения внутритрубных роботов при эксплуатации тепловых сетей.
В связи с множественными порывами труб тепловых сетей в последние годы, повлекшими отключения подачи тепла в большое количество зданий в разных городах РФ, в обществе растет обеспокоенность состоянием теплоснабжения. Где только не обсуждается проблематика теплоснабжения и в многочисленных чатах, и в Госдуме. Рисуют «дорожные карты»…
К сожалению, практически единственной причиной сложившегося положения люди видят так называемое «недофинансирование», вследствие ограничения роста тарифов на тепловую энергию регулирующими органами. Предпринимаются попытки обойти регулирование тарифов с помощью схемы так называемой «альтернативной котельной».
«Недофинансирование», по мнению участников дискуссий, не дает возможности увеличить темпы «перекладки» сетей выше 2% при потребности 5% в год. Но, мало где обсуждается техническая сторона проблемы.
К сожалению, практически единственной причиной сложившегося положения люди видят так называемое «недофинансирование». «Недофинансирование», по мнению участников дискуссий, не дает возможности увеличить темпы «перекладки» сетей выше 2% при потребности 5% в год.
Но, мало где обсуждается техническая сторона проблемы. При «перекладке» на участке целиком меняют трубы независимо от их технического состояния.
При «перекладке» на участке целиком меняют трубы независимо от их технического состояния. Оно просто не оценивается. Решения по перекладке участками принимаются в зависимости от года прокладки и «повреждаемости» – количестве свищей и других повреждений за последние годы, в том числе и при гидроиспытаниях. В лучшем случае, проводится измерение толщины стенки трубы в доступных местах и при шурфовке. Но это не дает достоверной информации о техническом состоянии трубы, местах коррозионных повреждений, наличии и размерах неповрежденных мест.
Постановка задачи по перекладке тепловых сетей участками неверна в корне, ибо предусматривает вырезку здоровых, не поврежденных коррозией кусков трубы.
По данным проведенных работ по внутритрубной диагностике количество дефектов для закрытых систем теплоснабжения составляет 45 дефектов на км, открытых – 120 дефектов на км, а длина поврежденных участков составляет в среднем 25% от длины участка. Конечно, для разных участков эти цифры могут изменяться в широких пределах, но общее состояние тепловых сетей таково.
Сопоставим эти цифры с «повреждаемостью». Из более, чем десятка просмотренных схем теплоснабжения крупных городов данные о повреждениях обнаружены только в схеме теплоснабжения Москвы.
За 2021–2022 годы по данным, приведенным в схеме, произошло 19873 повреждения. Примерно 0,5 повреждений на км в год. Из которых 14426 произошли во время испытаний, а 5447 в период эксплуатации.
Удивительно, но факт – продолжается эксплуатация труб, проложенных еще в 1945–1965 годах. То есть возраст самых старых труб, эксплуатируемых в Москве – 80 лет. Следовательно, существуют условия, при которых трубы тепловых сетей могут работать не 25, а существенно большее количество лет.
На графике приведено количество повреждений в зависимости от года прокладки для двух типов теплоизоляции: минеральная вата (синяя) и пенополиуретан (оранжевая).
А вот сравнение количества обнаруженных при внутритрубной диагностике дефектов (45/км) с выявленными при испытаниях (менее 1/км) очень настораживает. Получается, что сегодняшний алгоритм разрушающего контроля опрессовкой выявляет только дефекты, прошедшие полный цикл развития, что составляет примерно 2% от имеющихся дефектов.
Внимания требует и соотношение количества дефектов, появившихся при испытаниях и при эксплуатации – при испытаниях появилось повреждений в 2,65 раза больше, чем при эксплуатации. Это может говорить о том, что условия испытаний – пробное давление – чрезмерно завышено.
Количество разрывов при гидроиспытаниях – 246, в процессе эксплуатации – 38, отличаются в 6,5 раза. Это уже явно указывает на необходимость анализа жесткости условий гидроиспытаний.
У каждого испытания есть цели и задачи. Бесцельных испытаний не бывает.
Если цель ежегодных гидроиспытаний – выявление дефектов, которые могут быть выявлены в ближайший отопительный период, то и пробное давление должно выбираться исходя из возможных изменений остаточной толщины коррозионных повреждений за год-два.
Максимальная скорость коррозии, обнаруженная при внутритрубной диагностике – 0,23 мм/в год. Если мы с запасом возьмем ее 1 мм/год, то гидроиспытаний давлением 1,25 Р раб. будет вполне достаточно. Для условной трубы 1020х10 расчетная толщина стенки при рабочем давлении 1,0 мПа будет 4,57 мм, при давлении 1,25 мПа расчетная толщина будет 5,7 мм. Разница более миллиметра.
Дальнейшее повышение пробного давления приведет к разрушению дефектных мест, которые могли бы еще работать несколько лет. Более того, как следует из данных по повреждениям, предельное ужесточение условий испытаний не приводит к выявлению дефектов типа «свищ». Они все равно появляются при эксплуатации. И это понятно. В основе таких свищей лежат локальные язвы, заполненные продуктами коррозии и отложениями. Продавить давлением такую язву невозможно из-за ее малых размеров, так как нагрузку от давления воспринимает окружающий ее металл.
Неожиданную помощь в обнаружении таких, потенциально опасных, но не выявляемых гидроиспытаниями свищей, оказывает гидродинамическая чистка от внутренних наростов. При ней вскрываются свищи, прошедшие уже насквозь стенку трубы, но забитые продуктами коррозии и отложениями.
Снижение пробного давления совершенно очевидно приведет к сокращению не только повреждений при испытаниях, но и при эксплуатации. Это произойдет потому, что какая-то часть повреждений обусловлена переходом металла в местах повреждений в состояние текучести и дополнительному утонению в результате чрезмерных нагрузок при опрессовках повышенным давлением.
Нужно заметить, что ежегодные гидроиспытания не следует смешивать с приемосдаточными гидроиспытаниями новых участков. У последних цель иная-подтвердить соответствие технической документации. И там высокие давления опрессовки вполне оправданы. А сокращение рукотворных повреждений снизит объемы ремонтных работ. Ведь почти 10000 повреждений в год – это 10000 ремонтов…
Почему же сложилось такое положение вещей? Исторически: В.М.Липовских https://www.rosteplo.ru/Tech_stat/stat_shablon.php?id=52
Какие еще данные можно извлечь из массива данных о повреждениях? Причины повреждений: Внутренняя коррозия-всего – 5073 повреждения, из которых в период эксплуатации – 1528. Наружная коррозия – всего 13301 повреждений (67% от общего числа), из которых в период эксплуатации – 3533, причем наружная коррозия отмечается в 1461 случае, как причина повреждений.
Пик числа повреждений приходится на трубы с минеральной ватой 2001 года прокладки. Пик числа повреждений труб в ППУ – 2008 год прокладки. Повреждения от наружной коррозии на трубах больших диаметров (выше350 мм) – 2036. На трубах малых диаметров (350 мм и меньше) – 11265.
Интересно отметить, что повреждаемость труб в ППУ в начальные годы эксплуатации несколько выше, чем у труб с минераловатной изоляцией. Легенда о преимуществах труб в ППУ по отношению к обычным натыкается на качество монтажа. Наиболее уязвимыми элементами предизолированных труб являются муфты на сварных швах. Они имеют склонность к разгерметизации и сохранении влаги в замкнутом объеме.
Это пример дефектограммы стыка, полученной при внутритрубной диагностике труб в ППУ. Справа (желтый цвет) – труба толщиной стенки 8 мм. Видно, что в районе сварного шва развивается коррозия – множество красных точек, соответствующих утонениям. Слева (зеленый цвет) – труба с толщиной стенки 10 мм. Виден продольный сварной шов. Труба практически новая, видимо катушка была установлена в ходе ЛВР. Но, причина коррозии не была устранена. Уже видны очаги наружных коррозионных утонений на новой катушке (желтые точки).
Еще одна дефектограмма, для общего представления о внутритрубной диагностике.
Видны поперечные и продольные сварные швы, операционное окно, неподвижная опора (посередине картинки).
Сопоставление характеристик оборудования, работающего разными методами. Точность измерений остаточной толщины стенки
Оборудование PIT. Метод-ультразвуковой панорамной толщинометрии. Точность определения остаточной толщины по паспорту 0,2 мм
По описанию типа средства измерения в Реестре средств измерений.
При дефекте, глубиной 10 мм при толщине стенки трубы 14 мм погрешность составит +-0,55 мм. Выполняет 9600 измерений толщины стенки на метр диагностируемой трубы.
Оборудование ROM. Метод ультразвуковой панорамной толщинометрии. Выполняет 36000 измерений остаточной толщины стенки трубы на метр. Точность определения остаточной толщины по паспорту 0,2 мм. В Реестр средств измерений внесено
Оборудование RFEC. В основе конструкции лежит дефектоскоп MIZ-200. Метод удаленного магнитного поля. Точность по описанию утвержденного типа средства измерения +-10% от толщины стенки трубы. При толщине стенки трубы 7 мм, погрешность +- 0,7 мм.
Оборудование HeatScan. Модифицированный магнитный метод контроля с переменным намагничиванием. Точность по паспорту 20% от остаточной толщины стенки. При толщине стенки 7 мм, погрешность составляет 1,4 мм.При расчетной толщине стенки трубы порядка 4 мм, погрешность составит 0,8 мм, что соответствует более чем 4 годам ошибки при определении остаточного ресурса
Оборудование ЗАО «Юникон ЗСК». Метод акустического резонанса, ультразвуковой. Точность +- 0,25 мм.
Оборудование ТДК ЗАО «Газпроект -ДКР». Метод Магнитный с переменным намагничиванием металла. Точность 2 мм.
По описанию типа средства измерения
Что составляет при остаточной толщине стенки 10 мм на трубе номинальной толщины 14 мм абсолютная погрешность составит +-1,8 мм, что абсолютно недопустимо для определения остаточного срока службы.
Таблица сопоставления характеристик оборудования.
Из приведенных характеристик следует, что оборудование с магнитными методами контроля имеет точность определения остаточной толщины стенки трубы в несколько раз хуже, чем оборудование с ультразвуковыми методами контроля.
Оборудование с магнитными методами контроля непригодно для определения остаточного срока службы из-за низкой точности измерений остаточной толщины на бездефектных участках.
Возможно использование оборудования с магнитным методом совместно с оборудованием ультразвуковой панорамной толщинометрии – определять дефекты с малой остаточной толщиной и свищи – магнитным способом, остальные дефекты – ультразвуковым.
Следует отметить, что основные выводы этого раздела сделаны на базе сравнения точностных характеристик оборудования из технической документации, которая была доступна до начала использования оборудования.
Точность определения координат повреждений
На всем рассматриваемом оборудовании дистанция перемещения робота в трубе измеряется с погрешностью. Источник – документация. PIT – 0,1%, ROM – 1–2%, RFEC – 1,3–5%, ЗАО «Юникон ЗСК» – 0,1%.
При допустимой погрешности расположения котлована 2 м, предельная дальность хода робота составит 2000 м при точности 0,1%, 200 м – при 1%, 100 м – при 2%, 40 м – при 5%. Это говорит о том, при существующих точностях координирования нет возможности проводить ВТД на больших длинах. Большая дальность хода – маркетинговый ход.
Практические примеры. Данные проведенной внутритрубной диагностики
Труба 820х8. Трубопровод тепловой сети.
Выполнена ВТД большей части оборудованием ультразвуковой панорамной толщинометрия. На 622 метрах обнаружено 107 дефектов.
Плотность дефектов на единицу длины – 172 дефекта на километр.
Средняя остаточная толщина стенки в дефектных участках – 6,9 мм.
Среднеквадратичное отклонение – 1,74 мм.
Статистически определяемая минимальная остаточная толщина в поврежденных местах – 3,45 мм.
Статистически определяемая максимальная остаточная толщина в поврежденных местах – 10,4 мм, что больше толщины стенки трубы 8 мм. Это говорит о правильности измерений.
С вероятностью 98,5% все дефекты укладываются в интервал от 3,45 мм до 8 мм.
Найден 1 дефект с остаточной толщиной 2 мм, что составляет 0,9% и укладывается в статистическую погрешность.
Меньшая часть диагностирована модифицированным магнитным методом, оборудованием HeatScan. На 265 метрах найдено 22 дефекта.
Плотность дефектов на единицу длины – 83 дефекта на километр.
Средняя остаточная толщина – 2,4 мм.
Среднеквадратичное отклонение – 1,67 мм.
Статистически определяемая минимальная остаточная толщина в поврежденных местах – 0,97 мм, что меньше нуля, или наличие постоянной ошибки.
Статистически определяемая максимальная остаточная толщина в поврежденных местах – 5,7 мм, это меньше толщины стенки трубы, что заставляет сомневаться в правильности измерений.
Распределение числа обнаруженных дефектов в зависимости от остаточной толщины приведено на графике.
Кривая распределения числа найденных дефектов магнитным способом не соответствует ни аналогичной кривой для ультразвукового способа, ни нормальному распределению случайной величины и поэтому вызывает сомнение достоверность результатов.
Из приведенных данных следуют выводы:
На одном и том же участке магистрали повреждена труба примерно одинаково, что подтверждается близостью значений среднеквадратичных отклонений остаточной толщины. Однако, удельное количество обнаруженных дефектов магнитным методом вдвое меньше, чем аналогичный показатель ультразвукового метода. Это говорит о наличии дефектов, не обнаруженных магнитным методом.
Средняя остаточная толщина в местах дефектов, обнаруженных магнитным методом в полтора раза ниже аналогичного показателя при обнаружении ультразвуковым методом. Магнитным методом обнаружено значительное количество дефектов, классифицированных, как имеющие остаточную толщину 1 мм и меньше, в отличие от ультразвукового метода, которым обнаружены дефекты с остаточной толщиной 2 мм и выше. В то же время, магнитным методом не обнаружены утонения более 5,2 мм остаточной толщины.
Анализ параметров дефектов, обнаруженных методом акустического резонанса в сравнении с аналогичными параметрами дефектов, выявленных методом ультразвуковой толщинометрии показывает, что в первом случае дефекты найдены в диапазоне остаточной толщины 3,8–7 мм, во втором – 2–12 мм.
Метод акустического резонанса не обнаруживает критических дефектов для труб диаметром 426 и 530 мм, поскольку расчетная толщина стенки для реально обследованных объектов колеблется в интервале 1,7–3,2 мм. Разница между минимальной остаточной толщиной стенки трубы и расчетной ее величиной, отнесенная к скорости коррозии и определяет остаточный срок службы участка трубопровода. При дополнительном дефектоскопическом контроле дефекты с остаточной толщиной, близкой к 0 обнаруживаются.
Минимальная остаточная толщина, по отчету – 3,6 мм, расчетная толщина – 2,37 мм. По данным ВТД ремонт вообще не нужен – остаточный ресурс достаточен.
Реально-так:
Распределение числа обнаруженных дефектов в зависимости от остаточной толщины показано на графике. Для удобства построения остаточная толщина округлена до целых цифр.
Хорошо видно, что оборудованием акустического резонанса не обнаружено дефектов в диапазоне 0–4 мм (с учетом округления реально обнаружены единичные дефекты 3,5 мм). Это объясняется тем, что для возникновения акустического резонанса необходимо, чтобы длина полуволны возбуждающего акустического импульса совпадала с толщиной стенки трубы (резонатора) в диагностируемом участке.
Для диагностики малых толщин необходимы высокие частоты возбуждающего импульса. Заявленный диапазон частот 0,2–2 мГц. Реально обнаруженные дефекты 3,5 мм соответствуют частоте менее 1 мГц. Это означает, что более высокие частоты не могут проникнуть через отложения на поверхности трубы. Иными словами, это оборудование требует чистки внутренней поверхности трубы, чтобы реализовать заявленный диапазон измеряемых толщин стенки трубы.
Отсутствие дефектов, обнаруженных этим оборудованием в диапазоне 7–12 мм объясняется тем, что им диагностировали трубы диаметром 400–600 мм, где толщина стенки трубы 7–8 мм.
Дополнительный дефектоскопический контроль показывает, что при ВТД методом акустического резонанса остаточная толщина как правило завышена, что подтверждает сказанное выше.
Выводы по результатам сравнения различных методов и существующих видов оборудования
Оборудование ультразвуковой панорамной толщинометрии превосходит по техническим характеристикам все приведенные типы оборудования для получения информации с целью оценки остаточного ресурса трубопроводов.
Следует сосредоточить усилия на совершенствовании оборудования ультразвуковой панорамной толщинометрии и его тиражировании (постановки на производство).
А сколько нужно менять труб при точном знании технического состояния трубопроводов?
В стране, по данным Минэнерго 167 тыс. км тепловых сетей. Общепризнанный объем перекладки сетей – 2% в год. То есть, за год в стране перекладывается около 3340 км труб. На такой объем перекладки финансирования хватает. А надо, по словам сторонников перекладки, минимум 5%, или 8350 км.
Давайте оценим, сколько же дефектных участков нужно заменять, если руководствоваться данными внутритрубной диагностики.
На 167 тыс. км тепловых сетей количество дефектов, которые могут быть определены с помощью ВТД – 16,7 млн, средней длиной 6 м или 100200 км.
Надо ли менять все обнаруженные дефекты в текущем году? Нет, конечно, лишь 2% из них подлежат замене, так как их остаточный срок службы – менее 2 лет. Или 2000 км.
Основные задачи ВТД в тепловых сетях – это определение координат, размеров поврежденных областей труб, остаточного срока службы поврежденного трубопровода. Координаты и размеры поврежденных участков необходимы для нахождения мест локально-вставочного ремонта и длин заменяемых катушек.
Остаточный срок службы трубопровода рассчитывается для каждой дефектной области отдельно и определяет сроки ремонта.
Определение поверхности, на которой расположен дефект важно для выбора способа устранения дефекта – локально-вставочный ремонт необходим, если остаточный срок службы мал.
Место расположения дефектов – наружная или внутренняя поверхность трубы – определяется с помощью телеинспекции, исключительно после очистки внутренней поверхности от наростов до чистого металла.
Наружные дефекты могут быть устранены не только вырезкой металла, но и ликвидацией причин коррозии – восстановлением гидроизоляционного покрытия, устранением прокапов и т.п. Дефекты внутренней стороны трубы могут быть устранены нанесением внутреннего антикоррозионного покрытия.
Решающим в выборе способа служит определение остаточной толщины стенки трубы с максимально возможной точностью. Остаточный срок службы рассчитывается делением разницы между минимальной остаточной толщиной и расчетным значением толщины на скорость коррозии.
Максимальное значение скорости коррозии принимается 0,2 мм/год. Это означает, что погрешность измерений остаточной толщины 0,2 мм дает ошибку в определении остаточного срока службы 1 год. С учетом того, что фактические значения скорости коррозии по обследованным объектам примерно в 2 раза меньше максимальной, ошибка в определении остаточного срока службы трубопровода более чем вдвое выше – 2–2,5 года.
При такой точности измерений остаточной толщины стенки при ВТД результат расчета остаточного срока службы в 1–2 года говорит о необходимости немедленного ремонта трубопровода, поскольку, с учетом погрешности измерений, высока вероятность того, что трубопровод не выдержит ближайший отопительный сезон.
Для расчета остаточного срока службы отремонтированного участка трубопровода (реновация) применяются измеренные остаточные толщины «здоровых» участков трубопровода, поэтому точность их измерения играет существенно более важную роль, чем при локально-вставочном ремонте.
При этом нужно понимать, что расчетная толщина, определяющая прочность труб при внутреннем давлении прямо пропорциональна давлению и диаметру трубопровода. При малых диаметрах и умеренных давлениях расчетные толщины меньше нижнего предела методик, использующих акустические принципы и диагностика этим оборудованием не имеет смысла. Так, при диаметре 426 и давлении 1,25 мПа расчетная толщина около 2,3 мм, что составляет нижний предел для акустических методов.
Более того, проведение ВТД на малых диаметрах скорее всего будет экономически невыгодно по отношению к перекладке.
Если ограничить нижний предел диаметров труб размером 325 мм, то таких сетей в России всего 25% от общей длины – около 10000 км. И нужно диагностировать в год всего лишь 2500 км (если рассчитывать на 5 лет), на которых придется переложить только 500 км дефектных участков.
Если эти прикидки верны, то в год можно восстанавливать остаточный срок службы более чем у 10% магистральных трубопроводов.
А сколько роботов нужно для этого?
Один робот ВТД способен в среднем сделать диагностику за межотопительный период 20–25 км. И это в расслабленном, свободном режиме. Без жесткого планирования, трехсменной работы с достаточно надежной конструкцией и резервированием количества роботов.
Итого, на всю страну нужно 100-120 роботов. Но, роботы-это еще не все. Нужны достаточные мощности по чистке стенки трубы. Нужны соответствующие кадровые резервы – операторы и расшифровщики, бригады вспомогательных рабочих для запуска роботов в трубу. Ну и раскопки, раскопки… Нужно создание региональных центров компетенций в области ВТД. Не нужно таскать оборудование из одного конца страны в другой.
Главное – перейти от догматов «Перекладки» к восстановлению срока службы тепловых сетей.
Как запланировать последовательность диагностики?
Повреждаемость, как и срок эксплуатации, как говорилось выше, никак не отражают технического состояния трубопроводов тепловых сетей. Аналогично можно оценить и умозрительные системы типа «ранжирования», например:
«Для ранжирования участка ТС выбраны следующие основные критерии:
- Срок службы;
- Процент резервирования участка;
- Количество присоединенных строений;
- Обеспечение социально значимого потребителя теплоснабжением в случае повреждения на участке;
- Результаты диагностики;
- Аварийность;
- Проведение локально-вставочного ремонта.»
Сопоставление интегральных баллов, присвоенных участкам с результатами ВТД показывает, что подобная оценка технического состояния не имеет отношения к реальности. Если рассуждать в категориях продления срока службы, то в первую очередь нужно диагностировать участки, срок службы которых вышел за пределы установленного в документации, и имеющие минимальную повреждаемость. Давать в диагностику участки с большой повреждаемостью не имеет большого смысла, так как велика вероятность больших объемов ремонта и перекладки.
Продление срока службы проводится в ходе экспертизы промышленной безопасности.
Расчеты остаточного срока службы можно производить по разным методикам. Достаточно большое число заключений ЭПБ делается с использованием приложения Д ГОСТ Р 55596-2013 «Прогнозирование наработки на отказ после гидроиспытаний».
Кто и каким образом разрешил использовать это приложение для расчета остаточного срока службы в ходе экспертизы промышленной безопасности? Мне неизвестно.
Если проанализировать формулу, по которой определяется остаточный срок службы трубопровода, то нетрудно заметить, что расчетная толщина находится в числителе дроби. Следовательно, чем больше расчетная толщина стенки трубы, тем выше остаточный срок службы.
А расчетная толщина трубопровода, определяемая по формуле 7.1 ГОСТ Р 55596-2013, в свою очередь прямо пропорциональна рабочему давлению и диаметру трубопровода.
И получается, что, чем выше рабочее давление, тем больше остаточный срок службы. Результат абсурдный с точки зрения физики.
В приведенном примере расчета нетрудно заметить, что за 18 лет эксплуатации трубопровода коррозия привела к утонению стенки с 7 до 5 мм. Скорость коррозии 0,11 мм/год. Расчетная толщина 2,87 мм. Сколько еще должна съесть металла коррозия, чтобы труба потеряла свою прочность? 5–2,87=2,13 мм. При такой скорости коррозии процесс будет продолжаться 19 лет. А какой результат дает методика? 2,7 года.
Откуда взялось это приложение? Из РД 10-400-01. Просто переписали.
25 лет уже существует это недоразумение.
Это – оценка компетентности инженерных кадров в теплоснабжении.
Выводы
1. Нужно перейти от процесса «слепой» перекладки участками к оценке остаточного срока службы, определяемого по результатам диагностики различными способами с акцентом на в внутритрубную диагностику, с расчетами на прочность.
2. Для развертывания обширного процесса диагностики нужно производство внутритрубных роботов с обеспечением их необходимыми человеческими и материальными ресурсами.
3. Необходимо создание региональных центров внутритрубной диагностики.
4. Различные методы ВТД имеют свои методические ограничения.Магнитные методы хороши для локально-вставочного ремонта, но неприменимы для продления срока службы в ходе экспертизы промышленной безопасности. Акустические методы хороши для определения остаточной толщины неповрежденных участков и продления срока службы трубопроводов при экспертизе промышленной безопасности.
5. Следует крайне внимательно относиться к точностным характеристикам роботов.
6. Пробное давление следует ограничить 1,25 Р рабочего, чтобы избежать лишних нагрузок на дефектные участки, которые еще могут поработать несколько лет.
7. Есть все возможности восстановления трубопроводов по результатам диагностики темпами, значительно более высокими, чем при перекладке, что приведет к повышению надежности теплоснабжения.
