Рис.4

 

64. Если наибольший размах колебаний разности потенциалов (между наибольшим и наименьшим ее значениями) превышает 0,04 В, это характеризует наличие блуждающих токов (как в отсутствии, так и при наличии других подземных сооружений, проложенных вблизи трассы вновь сооружаемых теплопроводов).

 

 

4.3. Определение опасного влияния блуждающего постоянного

тока для действующих трубопроводов тепловых сетей

 

65. Опасное влияние блуждающего постоянного тока выявляют, определяя изменение потенциала трубопровода под действием блуждающего тока по отношению к стационарному потенциалу трубопровода. Измерения выполняются с шагом не более 200 м.

66. Измерения производят в стационарных контрольно-измерительных пунктах (КИП), оборудованных электродами сравнения длительного действия (см. приложение 17), или на нестационарных КИП, устанавливая электроды сравнения на дне камеры, в шурфах или на поверхности земли на минимально возможном расстоянии (в плане) от трубопроводов.

67. Для проведения измерений используют вольтметры в соответсвии с п. 61 настоящей Типовой инструкции. Положительную клемму измерительного прибора присоединяют к трубопроводу, отрицательную - к электроду сравнения.

68. Режим измерений должен соответствовать условиям, изложенным в п.61 настоящей Типовой инструкции.

Результаты ручной записи измерений заносят в протокол (приложение 3).

В тех случаях, когда наибольший размах колебаний потенциала трубопроводов, измеряемого относительно МЭС (разность между наибольшим и наименьшим абсолютными значениями этого потенциала) не превышает 0,04 В, колебания потенциала не характеризуют опасного влияния блуждающих постоянных токов.

69. Стационарный потенциал трубопроводов U_ст следует определять при выключенных средствах ЭХЗ путем непрерывного измерения и регистрации разности потенциалов между трубопроводом (подающим или обратным) и МЭС в течение достаточно длительного времени - вплоть до выявления практически не изменяющегося во времени (в пределах 0,04 В) значения потенциала, относящемуся к периоду перерыва в движении электрифицированного транспорта, когда блуждающий ток отсутствует (как правило, в ночное время суток). За стационарный потенциал трубопровода принимается среднее значение потенциала при различии измерявшихся значений не более, чем на 40 мВ. При отсутствии возможности измерения стационарного потенциала трубопровода его значение принимают равным минус 0,7 В относительно МЭС.

Примечание. При определении опасного влияния блуждающего постоянного тока на теплопроводы канальной прокладки электроды сравнения следует устанавливать в зоне затопления или заиливания канала.

70. Разность между измеренным потенциалом трубопровода и его стационарным потенциалом определяется по формуле:

 

ΔU = U_изм - U_ст,

где U_изм - наименее отрицательная и наиболее положительная за период измерений разность потенциалов между трубопроводом и МЭС.

U_ст - стационарный потенциал трубопровода.

Результат вычислений заносят в протокол (приложение 3).

Для теплопроводов бесканальной прокладки, проложенных в грунтах высокой коррозионной агрессивности, влияние блуждающих токов признается опасным при наличии за период измерений положительного смещения потенциала; в грунтах средней и низкой коррозионной агрессивности влияние блуждающего тока признается опасным при суммарной продолжительности положительных смещений потенциала относительно стационарного потенциала за время измерений в пересчете на сутки более 4 мин/сутки.

Для теплопроводов канальной прокладки на участках их затопления или заиливания влияние блуждающих постоянных токов признается опасным при наличии за период измерений положительного смещения потенциала (см. примечание к п. 43).

  

4.4. Определение опасного влияния переменного тока

 

71. Зоны опасного влияния переменного тока определяют на участках трубопроводов, на которых выявлены значения напряжения переменного тока между трубопроводом и МЭС, превышающие 0,3 В.

72. Смещение потенциала трубопровода, вызываемое переменным током, измеряют на вспомогательном электроде (ВЭ) относительно переносного МЭС до и после подключения ВЭ к трубопроводу через конденсатор емкостью 4 мкф. ВЭ представляет собой пластину, изготовленную из стали ст. 3 размером 25 x 25 мм, толщиной 1,5-2,0 мм.

73. ВЭ устанавливают в специально подготовленном шурфе, подготовку и установку которого производят в следующем порядке:

1) в намеченном пункте измерений над теплопроводом или в максимальном приближении к нему (в плане) в месте отсутствия дорожного покрытия делают шурф глубиной 300-350 мм и диаметром 180-200 мм;

2) перед установкой в грунт ВЭ зачищают шлифовальной шкуркой зернистостью 40 ГОСТ 6456 [60] и насухо протирают;

3) предварительно из взятой со дна шурфа части грунта, контактирующего с ВЭ, должны быть удалены твердые включения размером более 3 мм;

4) на выровненное дно шурфа насыпают слой грунта толщиной 30 мм, на нем укладывают ВЭ рабочей (неизолированной) поверхностью вниз и засыпают его грунтом слоем 60-80 мм от дна шурфа;

5) грунт над ВЭ утрамбовывают с усилием 3-4 кг на площадь ВЭ;

6) сверху устанавливают переносной МЭС и засыпают грунтом. Переносной МЭС подготавливают по п. 62 настоящей Типовой инструкции;

7) при наличии атмосферных осадков предусматривают меры против увлажнения грунта и попадания влаги в шурф;

74. Для проведения измерений собирают схему, на рис. 5. Используют вольтметр с входным сопротивлением не менее 1 МОм (например, типа 43313.1, ПКИ-02).

Измерения производят в такой последовательности:

1) измеряют стационарный потенциал ВЭ относительно МЭС через 10 мин после его установки в грунт;

2) после стабилизации значения стационарного потенциала ВЭ в пределах 1-2 мВ в течение 5 мин подключают ВЭ к трубопроводу по схеме рис. 5 и через 10 мин снимают первое показание вольтметра;

3) показания непрерывно записывают в память соответствующего измерительного прибора (например, ПКИ-02) или снимают через 10 с в течение не менее 10 мин.

Примечания.

1. На участке трубопровода, оборудованного ЭХЗ, измерения выполняют при отключенных средствах ЭХЗ.

2. На теплопроводах канальной прокладки опасное влияние переменного тока определяют лишь на участках затопления или заиливания каналов.

 

Схема измерения смещения стационарного потенциала

трубопровода под влиянием переменного тока

 

 

1 - трубопровод; 2 - датчик потенциала; 3 - переносной медно-сульфатный электрод сравнения;

4 - шурф; 5 - вольтметр постоянного тока; 6 - конденсатор;

7 - выключатель; 8 - амперметр переменного тока.

Рис. 5

 

3. На трубопроводах тепловых сетей бесканальной прокладки с пенополиуретановой тепловой изоляцией и трубой-оболочкой из жесткого полиэтилена (конструкция «труба в трубе») и аналогичной теплоизоляционной конструкцией на стыках труб, отводах и углах поворотов, имеющих действующую систему оперативного дистанционного контроля (ОДК) состояния изоляции трубопроводов, контроль опасности влияния переменного и постоянного тока не производится.

Среднее смещение потенциала ВЭ за период измерений определяют по компьютерной программе (например, используемой при камеральной работе с прибором ПКИ-02) или по формуле:

 

, мВ

где ΔU_ср - среднее смещение потенциала ВЭ;

ΣU_i - сумма значений потенциала, измеренного при подключении ВЭ к трубопроводу, мВ;

U_ст - стационарный потенциал ВЭ;

т - общее число измерений.

Действие переменного тока признается опасным при среднем значении смещения потенциала в отрицательную сторону не менее, чем на 10 мВ по отношению к стационарному потенциалу.

Результаты измерений оформляют в виде протокола (приложение 4).

75 Для дополнительной оценки опасности коррозии стальных трубопроводов под воздействием переменного тока измеряют силу переменного тока ВЭ при подключении его к трубопроводу. Для этой цели в цепи ВЭ - конденсатор - трубопровод дополнительно включают амперметр переменного тока с пределами измерений от 0,01 мА (1∙10^-5 А) (рис. 5). После подключения ВЭ к трубопроводу измеряют силу переменного тока в течение 10 мин через каждые 10-20 сек с записью по форме приложения 4.

Среднюю плотность переменного тока рассчитывают по формуле:

 

j = J / 6,25, mА/см²,

где J - среднее значение силы переменного тока за время измерений, мВ;

6,25 - площадь ВЭ, см².

Действие переменного тока признается опасным при средней плотности тока более 1 мА/см² (10 А/м²).

При использовании мультиметров, позволяющих измерять напряжение и силу тока, допускается сначала измерить смещение потенциала ВЭ по п. 74 настоящей Типовой инструкции, а затем, включив прибор в цепь в качестве амперметра, измерить силу переменного тока на ВЭ.

При наличии амперметра и вольтметра одновременно измеряют смещение потенциала ВЭ и силу переменного тока после присоединения ВЭ к трубопроводу.

 

 

4.5. Эксплуатационный контроль

опасности коррозии трубопроводов

 

76. Определение опасности действия постоянных блуждающих токов в зонах (по разделам 4.3-4.4 настоящей Типовой инструкции) их влияния на трубопроводы тепловых сетей бесканальной прокладки на участках, ранее не требовавших ЭХЗ, проводится 1 раз в 2 года, а также после каждого значительного изменения режима работы систем электроснабжения электрифицированного транспорта, изменения условий, связанных с развитием сети источников блуждающих токов.

77. Определение опасности действия блуждающих постоянных токов в зонах их влияния на трубопроводы тепловых сетей канальной прокладки на участках, ранее не требовавших ЭХЗ, проводится после получения от ОЭТС сведений о наличии воды в канале или заносе канала грунтом, когда вода или грунт достигают теплоизоляционной конструкции.

Оценка коррозионной агрессивности грунтов по трассе трубопроводов тепловых сетей бесканальной прокладки, ранее не требовавших ЭХЗ, проводится не реже 1 раза в 5 лет, а также при каждом изменении коррозионных условий.

 

 

5. Требования к защитным антикоррозионным покрытиям для

трубопроводов тепловых сетей и их элементов.

Методы контроля защитных свойств антикоррозионных покрытий

 

78. Все стальные трубопроводы тепловых сетей и элементы трубопроводов должны быть защищены от наружной коррозии с помощью защитных антикоррозионных покрытий, которые наносятся на наружную поверхность труб, за исключением случаев, отмеченных в п. 32 настоящей Типовой инструкции.

79. Защитное антикоррозионное покрытие должно обладать высокими защитными свойствами и охранять их в условиях эксплуатации (воздействие тепла, влаги, одновременное воздействие тепла и влаги, агрессивных сред, блуждающих токов), обеспечивая защиту трубопроводов в течение расчетного срока службы.

80. Выбор защитных антикоррозионных покрытий для вновь сооружаемых тепловых сетей должен производиться в зависимости от способа прокладки тепловых сетей, вида и температуры теплоносителя с учетом начисления в регионе производств по антикоррозионной защите трубопроводов или выпуску антикоррозионных материалов по согласованию и инвестором.

Для действующих тепловых сетей при выборе защитного покрытия и технологии его нанесения необходимо руководствоваться, в дополнение к изложенному, состоянием защищаемой поверхности трубопровода, возможностью применения механизированных способов очистки защищаемой поверхности и нанесения покрытия.

81. Антикоррозионные покрытия, рекомендуемые для защиты трубопроводов тепловых сетей, приведены в таблице 2.

82. Покрытия, которые предполагается применять для трубопроводов тепловых сетей, но не включенные в таблицу 2, должны предварительно проходить комплексные стендовые испытания согласно методическим указаниям [4] и отвечать предъявляемым требованиям. Комплекс испытаний, включенных в методические указания, позволяет оценивать основные физико-механические, диэлектрические и прочие свойства защитных антикоррозионных покрытий и тенденцию покрытий к старению в жестких коррозионных условиях, характерных для работы подземных тепловых сетей. С этой целью ряд показателей защитных свойств покрытий должен определяться как до начала испытаний, так и после их завершения.

Свойства покрытий, которые наносятся как в заводских, так и полевых условиях, должны определяться на образцах с различной степенью подготовки поверхности ГОСТ 9.402 [29], что отвечает реальным условиям их нанесения в полевых условиях.

Учитывая возможность изменения рецептур и технологии производства лакокрасочных покрытий, следует проводить не реже 1 раза в 5 лет, повторные стендовые испытания защитных свойств покрытий.

Основные методические положения стендовых испытаний защитных антикоррозионных покрытий для подземных теплопроводов приведены в приложении 5.

Для выполнения работ по испытаниям защитных антикоррозионных покрытий выполняющая их организация должна быть аттестована и иметь соответствующее разрешение (лицензию), полученное в установленном порядке.

83. Пригодность покрытия для защиты от наружной коррозии трубопроводов тепловых сетей должна оцениваться по следующим основным показателям:

удельному объемному электрическому сопротивлению;

сплошности;

прочности при ударе;

адгезии;

гибкости;

водопоглощению.

84. Покрытия, защитные свойства которых не отвечают предъявляемым требованиям, применять для антикоррозионной защиты трубопроводов тепловых сетей не допускается.

85. Покрытия для защиты трубопроводов водяных тепловых сетей от наружной коррозии должны отвечать следующим требованиям:

1) термостойкость: 1875 ч при температуре 145-150°С;

2) термовлагостойкость: 50 циклов «увлажнение-сушка» (один цикл включает одно полное увлажнение тепловой изоляции, нанесенной на трубу с покрытием, с последующей сушкой при температуре 75-80°С в течение 5 суток);

3) стойкость в агрессивных средах: сохранение покрытием защитных свойств под воздействием кислого раствора рН=2,5 в течение 3000 ч и щелочного раствора рН=10,5 в течение 3000 ч (для металлизационных алюминиевых покрытий при рН=4,5 и рН=9,5);

4) стойкость к воздействию приложенных электрических потенциалов: анодных плюс 0,5 В и плюс 1,0 В по 1500 ч при каждом значении и катодных минус 0,5 В и минус 1,0 В по 1500 ч при каждом значении.

Покрытия предназначены для применения в бесканальных прокладках тепловых сетей, кроме, того, должны быть устойчивы к истиранию: сохранять защитные свойства после поступательно - возвратных перемещений трубы с покрытием с суммарной длиной перемещений 250 м, под нагрузкой на трубу от давления грунта 2300 кгс/ м², в обсыпке из речного песка с 10-15% (по массе) гравийно - щебеночных включений, (см. приложение 5).

86. После полного цикла стендовых испытаний защитное антикоррозионное покрытие должно сохранять целостность (отсутствие разрушений покрытия и коррозии металла образцов), а физико-механические показатели его должны быть:

удельное объемное электрическое сопротивление (УОЭС) не ниже р_ν ≥ 1∙10⁸ ом∙см (на класс металлизационные покрытия и на лакокрасочные покрытия, включающие металлические наполнители и являющиеся электропроводными, не распространяется).

сплошность - 100%;

прочность при ударе - для покрытий лакокрасочных и металлизационных - не ниже 30 кгс∙см, для силикатноэмалевых покрытий - не ниже 7 кгс∙см;

адгезия - с оценкой «удовлетворительная»;

гибкость - отсутствие излома на оправке диаметром не более 100 мм (на класс стеклоэмалевых покрытий не распространяется);

водопоглошение - не более 0,6% после 120 ч нахождения в воде (на класс стеклоэмалевых покрытий не распространяется).

87. Определение удельного объемного электрического сопротивления защитных антикоррозионных покрытий производится согласно ГОСТ 6433.2 [46]. Для защитных антикоррозионных покрытий, применяемых для трубопроводов тепловых сетей, определение УОЭС допускается производить по методу ВНИИГ им. Б.Е. Веденеева*.
* Метод опробован рядом научно-исследовательских и эксплуатационных организаций (ВНИИГ, ОРГРЭС, АКХ) и применяется при испытаниях защитных антикоррозионных покрытий для наружной поверхности стальных труб тепловых сетей. Точность получаемых по этому методу результатов несколько ниже, чем при измерениях по ГОСТ 6433.2 [46], но этот метод дает возможность производить измерения на образцах, проходящих испытания, и на трубах в заводских и полевых условиях.
Измерения рекомендуется производить с помощью тераомметров с основной погрешностью на рабочих поддиапазонах от 3∙10⁸ до 10¹¹ Ом не более ±4%; от 3∙10¹¹ до 10¹² Ом не более ±6%; на рабочем поддиапазоне 10¹³ Ом не более ±10% (например, типа Е6-13 А).

Значение УОЭС p_v (Ом∙см) следует определять по формуле:

, (5.1)

где R_v - переходное электрическое сопротивление покрытия, измеренное тераомметром, Ом;

S_v - площадь покрытия, контактирующая с измерительным электродом, см²;

b - среднее арифметическое значение толщины покрытия, см,

88. Определение сплошности антикоррозионных покрытий должно производиться электроискровым или электроконтактным методом для всех видов покрытий, кроме металлизационных и лакокрасочных, включающих металлические наполнители и являющихся электропроводными.

Сплошность покрытий контролируется методом электрического неразрушающего контроля с помощью специально предназначенных для этого дефектоскопов. Электрические дефектоскопы не могут быть использованы для покрытий, включающих в качестве наполнителя электропроводные материалы.

Сплошность покровных силикатноэмалевых покрытий рекомендуется проверять искровым дефектоскопом постоянного тока. Подаваемое напряжение должно составлять 2 кВ на 1 мм толщины покрытия.

Сплошность безгрунтовых стеклоэмалевых и лакокрасочных покрытий толщиной до 0,5 мм рекомендуется проверять с помощью электроконтактных дефектоскопов (например, типа ЛКД-1 с питанием от аккумуляторных батарей с номинальным напряжением 8,4 В).

Для оклеечных покрытий толщиной более 0,5 мм рекомендуется применять электроискровой дефектоскоп с напряжением на щупе до 20 кВ (например, Крона - 1р). Оклеечные покрытия толщиной 5 мм и более проверяют при напряжении 20 кВ; лакокрасочные покрытия при толщине соответственно, 200 мкм - при 2 кВ, 300 мкм - при 3 кВ, 400 мкм - при 4 кВ, 500 мкм - при 5 кВ.

Сплошность металлизационных покрытий определяется визуально (не должно быть участков, где отсутствует покрытие).

89. Определение ударной прочности защитных антикоррозионных покрытий должно производиться по ГОСТ 4765 [47].

За ударную прочность покрытия принимается наибольшая высота, при свободном падении с которой груз массой 1 кг не вызывает разрушения покрытия. Ударная прочность выражается в кгс∙см.

За результат испытания должно приниматься среднее арифметическое трех определений, проводимых последовательно на разных участках образца. Отклонение от среднего значения должно быть не более 1 кгс∙см.

90. Адгезию лакокрасочных антикоррозионных покрытий рекомендуется определять по методу решетчатых надрезов в соответствии с ГОСТ 15140 [36].

Сущность метода заключается в нанесении на лакокрасочном покрытии решетчатых надрезов до металла (взаимно перпендикулярно) и визуальной оценке по четырехбалльной системе состояния покрытия после нанесения надрезов.

Размер единичного квадрата должен выбираться в зависимости от толщины покрытия: при толщине менее 60 мкм – 1 × 1 мм, при толщине от 60 до 120 мкм – 2 × 2 мм, при толщине от 120 до 200 мкм – 3 × 3 мм. Адгезия в баллах оценивается по состоянию решетки надрезов.

Адгезия, оцененная в 1 и 2 балла, считается удовлетворительной (1 балл - края надрезов гладкие, без признаков отслаивания; 2 балла - незначительное отслаивание покрытия в местах пересечения линий решетки не более чем на 5% поверхности решетки).

91. Определение гибкости антикоррозионных покрытий следует производить по ГОСТ 6806 [48], при этом испытательная панель должна быть дополнена оправками диаметрами 30, 50, 75, 100, 150, мм. За значение гибкости принимается минимальный диаметр стержня в миллиметрах, на котором при изгибе образца испытуемое покрытие остается неповрежденным.

92. Определение водопоглощения защитных антикоррозионных покрытий следует производить по ГОСТ 21513 [49].

Водопоглощение характеризуется количеством воды, сорбированной единицей массы покрытия при нахождении его в воде в течение установленного срока (для защитных антикоррозионных покрытий, предназначенных для труб тепловых сетей, после 120 часов).

93. Измерение толщины защитных антикоррозионных покрытий в диапазоне от 0 до 3 мм рекомендуется производить с помощью магнитных измерителей толщины, погрешность которых в диапазоне от 60 до 250 мкм не должна превышать ±(0,2 Ах+2) мкм, в диапазоне от 250 мкм и более ±(0,2 Ах+5) мкм, где Ах - номинальное значение измеряемой величины, (например, типов МТ41-МЦ, МИП-10 или др.). Для измерения толщины более 3 мм следует использовать штангенциркуль с погрешностью измерений 0,05 мм.

 

 

6. Покрытия, рекомендуемые для защиты от наружной коррозии

трубопроводов и их элементов тепловых сетей

Краткая технология их нанесения

 

6.1. Контроль качества нанесения покрытий

 

94. В зависимости от способа прокладки тепловых сетей, вида теплоносителя и его максимальной температуры, технологий нанесения покрытий рекомендуется применять защитные антикоррозионные покрытия, приведенные в таблице 2.

 

Таблица 2.

 

Покрытия, рекомендуемые для защиты от наружной коррозии трубопроводов

тепловых сетей и прошедшие стендовые испытания до 2003 года

 

Наименование защитного покрытия	Вид покрытия	Структура покрытия по слоям. ГОСТ, ТУ на материалы и изделия	Общая толщина, мм	Степень очистки	Способ прокладки. Вид теплоносителя	Вид тепловой изоляции	Максимально допустимая тем-ра теплоносителя, °С
1	2	3	4	5	6	7	8
1. Органосиликатное покрытие ОС-51-03 (с термообработкой)*	Лакокрасочное	Три слоя органосиликатной краски ОС-51-03. ТУ 84-725-83 [24]. Термообработка при температуре 200 °С	0,25-0,30	Первая и вторая	Подземна я в непроходных каналах. Вода	Все виды подвесной тепловой изоляции	180
2. Органосиликатное покрытие ОС-51-03 с отвердителем	Лакокрасочное	Четыре слоя органосиликатной краски ОС-51-03 (ТУ 84-725-83 [24]) с отвердителем (естественная сушка)	0,45	Первая и вторая	Подземная в непроходных каналах. Вода	Все виды подвесной тепловой изоляции	150
3. Эпоксидное покрытие ЭП-969	Лакокрасочное	Три покровных слоя эпоксидной эмали ЭП-969. ТУ 6-10- 1985-84 [25]	0,1	Вторая	Подземна в непроходных каналах. Вода	Все виды подвесной тепловой изоляции	150
4. Кремнийорганическое покрытие КО*	Лакокрасочное	Три покровных слоя покрытия из кремнийорганической композиции КО с отвердителем (естественная сушка). ТУ 88.УССР.0.88.0 01-91 [17]	0,25	Вторая	Подземная в непроходных каналах. Вода	Все виды подвесной тепловой изоляции	150
5. Комплексное полиуретановое покрытие «Вектор»	Лакокрасочное	Два грунтовочных слоя мастики «Вектор 1236» ТУ 5775-002-17045751-99 [27]. Один покровный слой мастики «Вектор 1214» ТУ 5775-003-17045751-99 [28] (см примеч. 3)	не менее 0,13	Вторая и третья	Подземная в непроходных каналах; подземная бесканальная. Вода	Все виды тепловой изоляции	150
6. Силикатноэмалевое покрытие из безгрунтовой эмали 155Т*	Силикатноэмалевое	Два слоя эмали 155Т. ТУ 88-106-86 БССР (гранулят стеклоэмали безгрунтовой марки 155Т БССР) [30], (ТУ 1390-001-01297858-96 [51]	0,5-0,6	Первая	Подземная в непроходных каналах; подземная бесканальная. Вода и пар	Все виды тепловой изоляции	300
7. Силикатноэмалевое покрытие из эмали МК-5*	Силикатноэмалевое	Два слоя покровной эмали МК-5. ТУ 2367-002-05282012-2000 [31]	0,5-0,6	Первая	Подземная в непроходных каналах; подземная бесканальная. Вода и пар	Все виды тепловой изоляции	300
8. Металлизационное алюминиевое покрытие*	Металлизационное	Два покровных слоя металлизационного алюминиевого покрытия. ГОСТ 9.304 [53]	0,25-0,30	Первая	Подземная в непроходных каналах и в тоннелях, подземная бесканальная; по стенам снаружи зданий, в технических подпольях. Вода	Все виды тепловой изоляции	150
9. Алюмокерамическое покрытие*	Металлизационное	Один слой покрытия плазменного нанесения из смеси порошков алюминия ПА-4 (или ПА-3) ГОСТ 6058 [32] - 85% (по массе) и ильменитового концентрата ТУ 48-4236-91 [33] - 15%	0,2-0,3	Первая	Подземная в непроходных каналах; подземная бесканальная. Вода и пар	Все виды тепловой изоляции	300
10. Покрытие на основе оксида алюминия*	Металлизационное	Один слой покрытия плазменного напыления из смеси порошков алюминия ПА-4. ТУ 70989 (института «Элис» - 85% (по массе) и ильменита (месторождения Иршанского. ТУ 48-4-236-72 или Гремяхо-Вырмесского) - 15%	0,2-0,3	Подземная в непроходных каналах; подземная бесканальная. Вода	Все виды подвесной тепловой изоляции, теплоизоляционные конструкции бесканальной прокладки	150	10. Покрытие на основе оксида алюминия*

<предыдущая страница | следующая страница>