Резервуар для мазута ремонт
ПРАВИЛА
ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕЗЕРВУАРОВ
И ИНСТРУКЦИИ ПО ИХ РЕМОНТУ
Разработчики: Г.К.Лебедев, В.Г.Колесников, Г.Е.Зиканов, О.Н.Лайков (ЦНИЛ, часть I); Ю.К.Ищенко, Г.А.Ритчик, Л.В.Дубень, Н.Е.Калпина (ВНИИмонтажспецстрой, часть II)
УТВЕРЖДЕНЫ Госкомнефтепродуктом СССР 26 декабря 1986 г.
Даны основные положения по обеспечению эффективной и безопасной эксплуатации металлических резервуаров для нефти и нефтепродуктов, применению средств контроля и автоматизации, защите металлических конструкций от коррозии, снижению потерь нефти и нефтепродуктов, повышению надежности при эксплуатации резервуаров, проведению ремонтных работ на взрывоопасных объектах и территориях.
Правила разработаны на основании действующих стандартов, СНиПов, технических условий на металлические резервуары для нефти и нефтепродуктов, типовых проектов.
Для инженерно-технических работников, занимающихся вопросами проектирования, внедрения, сооружения, эксплуатации и ремонта резервуаров.
ПРАВИЛА ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ НЕФТИ И
НЕФТЕПРОДУКТОВ НА ПРЕДПРИЯТИЯХ ГОСКОМНЕФТЕПРОДУКТА СССР
1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ
1.1. Краткие сведения о резервуарах
1.1.1. Резервуары предназначены для приемки, хранения, отпуска, учета нефти и нефтепродуктов и являются ответственными инженерными конструкциями. Резервуары — мера вместимости со своими градуировочными характеристиками.
Элементы резервуаров в эксплуатационных условиях испытывают значительные быстроменяющиеся температурные режимы, повышенное давление, вакуум, вибрацию, неравномерные осадки, коррозию.
1.1.2. Безопасная работа резервуаров обеспечивается при условии:
правильного выбора исходных данных при проектировании, принятых для расчета прочностных характеристик конструкций, обеспечения оптимального технологического режима эксплуатации, защиты металлоконструкций от коррозии и т.д.;
выполнения монтажа с учетом строгого соблюдения требований проекта производства работ, а также допусков, устанавливаемых соответствующими нормативными документами или проектом;
испытания резервуара в целом на герметичность и прочность согласно рекомендациям проекта, нормативных документов, настоящих Правил;
соблюдения в процессе эксплуатации требований настоящих Правил.
Общие требования к стальным резервуарам
1.1.3. Стальные резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов, находящиеся в эксплуатации, различны по конструкции в зависимости от назначения (технологических параметров), расположения, резервуаров (наземные, подземные), формы (вертикальные цилиндрические, горизонтальные цилиндрические, сфероидальные и специальные), вида соединений листовых конструкций (сварные и клепаные) и от способа монтажа (полистовой и рулонной сборки).
1.1.4. Вертикальные цилиндрические стальные резервуары подразделяют:
по вместимости — от 100 до 50000 м ;
по расположению — наземные, подземные;
по давлению в газовом пространстве — без давления, с избыточным давлением до 0,002 МПа и повышенным давлением до 0,07 МПа;
по конструкции покрытия — со стационарным покрытием и плавающей крышей.
Стационарные покрытия вертикальных сварных резервуаров бывают конических, сферических и сфероидальных форм.
Стенки сварных резервуаров имеют соединения листов встык, внахлестку и частично встык, а клепаных — внахлестку или встык с накладками. В зависимости от условий эксплуатации и вида хранимого нефтепродукта они могут иметь теплоизоляционное покрытие.
1.1.5. Горизонтальные цилиндрические стальные резервуары подразделяют:
по вместимости — от 3 до 200 м ;
по расположению — наземные, подземные;
по давлению в газовом пространстве — без давления, с избыточным давлением.
Горизонтальные резервуары рассчитаны на внутреннее давление до 0,04 МПа.
Резервуары горизонтальные имеют плоские, конические и сферические днища, а также днища в форме усеченного конуса.
1.1.6. Резервуары эксплуатируются в различных климатических условиях с температурой окружающего воздуха до -60 °С в зимнее время и до +50 °С в летнее время при различной температуре продукта в резервуаре.
1.1.7. Выбор того или иного типа резервуара для хранения нефтепродуктов должен соответствовать требованиям ГОСТ 1510-84 (часть II, прил.1, п.3) и быть обоснован технико-экономическими расчетами в зависимости от характеристик нефтепродукта, климатических условий эксплуатации с учетом максимального снижения потерь от испарения при хранении.
1.1.8. Для хранения бензинов и нефти с целью сокращения потерь от испарения независимо от категории и группы резервуарных парков следует применять резервуары вертикальные с защитными покрытиями (плавающими крышами, понтонами и др.) или оборудованные газовой обвязкой в зависимости от условий эксплуатации и при соответствующем обосновании.
Допускается хранить бензины и нефти в резервуарах без понтонов и газовой обвязки до капитального ремонта, при этом следует обеспечить хранение бензинов в герметичных резервуарах с избыточным давлением до 0,002 МПа. Не допускается хранить авиационные бензины в резервуарах, оборудованных плавающими крышами.
Защитные покрытия (понтоны, плавающие крыши и др.) можно применять как в новых, так и в действующих наземных стальных вертикальных резервуарах.
1.1.9. Стальные резервуары должны сооружаться по типовым проектам (прил.1). В отдельных случаях допускается строительство опытных резервуаров по специальным проектам.
С 1986 г. в действие вводятся новые проекты резервуаров, разработанные с учетом действующих нормативных документов и дополнительных изменений к ним, утвержденных Госстроем СССР, органами государственного надзора и другими организациями.
Новые проекты разработаны для резервуаров, применяемых во всех климатических зонах страны.
В прил.2 приведены оптимальные геометрические параметры резервуаров различных конструкций.
1.1.10. Каждый действующий резервуар должен постоянно иметь полный комплект соответствующего оборудования, предусмотренного проектом, и находиться в исправном рабочем состоянии. Разукомплектация в процессе эксплуатации не допускается.
1.1.11. Нефть и нефтепродукты следует хранить в металлических резервуарах с внутренним маслобензино- и паростойким защитным покрытием, удовлетворяющим требованиям электростатической искробезопасности.
Допускается до 1.I.89 хранить нефть и нефтепродукты в металлических резервуарах, не имеющих внутренних защитных покрытий и введенных в эксплуатацию до 1.I.88.
1.1.12. Стальные горизонтальные резервуары для нефтепродуктов должны изготовляться по типовым проектам, утвержденным в установленном порядке в соответствии с требованиями ГОСТ 17032-71, ГОСТ 8.346-79 (часть II, прил.1, п.2, 54).
Места расположения опор и колец, их число для стационарных и перевозимых резервуаров определяются рабочими чертежами.
Допускаемые отклонения от основных размеров резервуаров должны соответствовать указанным на рабочих чертежах.
1.1.13. Резервуары вместимостью до 8 м включительно должны изготовляться с плоскими днищами.
Резервуары вместимостью более 8 м включительно должны изготовляться с коническими днищами или по требованию заказчика с плоскими днищами.
1.1.14. Резервуары и защитные кожухи к ним изготавливают из материала, обладающего достаточной устойчивостью к физическому и химическому воздействию рабочей жидкости и окружающей среды.
1.1.15. Внутренние поверхности резервуаров и находящееся внутри них оборудование по требованию заказчика должны быть оцинкованы в соответствии с техническими условиями или защищены металлизационными покрытиями.
В резервуарах, предназначенных для специального горючего, которое воздействует на цинк, эти поверхности не оцинковываются, а подвергаются консервации. Наружные поверхности резервуаров и находящееся на них оборудование должны быть окрашены. Применяемые для этого лакокрасочные материалы определяются по согласованию между предприятием-изготовителем и потребителем.
Неокрашиваемые детали (крепежные изделия и т.п.) должны быть законсервированы.
1.1.16. Все фланцевые соединения в резервуарах должны выполняться в шип.
По согласованию с потребителем допускается изготовление резервуаров со стальными плоскими приварными фланцами, имеющими соединительный выступ.
1.1.17. Прокладки для резервуаров под нефтепродукты должны изготовляться из листовой маслобензостойкой резины марки Б по ГОСТ 7338-77 (часть II, прил.1, п.55).
Прокладки фланцевых соединений для резервуаров под специальное горючее должны изготовляться из полиэтилена высокого давления марки П-2035Т.
1.1.18. Элементы резервуаров (горловина, грузовые скобы и др.) не должны выступать за пределы железнодорожных габаритов. В конструкции резервуаров всех типов должны предусматриваться грузовые скобы.
1.1.19. Горизонтальные резервуары изготавливают, устанавливают и крепят так, чтобы при заполнении и опорожнении не возникали существенные изменения вместимости (например, вследствие деформации, прогибов или смещения резервуаров), меток отсчета и встраиваемых деталей.
1.1.20. Трубы для подвода и вывода жидкости в сочетании с резервуаром изготавливают так, чтобы при измерении объема была исключена возможность притока или выхода жидкости произвольным образом при заполнении, опорожнении или определении вместимости.
1.1.21. Горизонтальные резервуары можно располагать на поверхности или под землей. Подземные резервуары перед определением вместимости должны полностью засыпаться землей.
1.1.22. Резервуары должны иметь уровни или края отсчета для контроля наклона.
Требования к основаниям и фундаментам
1.1.23. При выборе площадок для размещения резервуаров в процессе строительства и реконструкции резервуарных парков необходимо учитывать:
качество и состояние грунтов, залегающих в основании площадки;
климатические и сейсмические условия района, в котором расположена нефтебаза;
режим течения грунтовых вод, их химический состав, а также допустимые нагрузки на грунты и тип основания, который необходимо установить для каждого случая после тщательного анализа. Для этого следует ознакомиться с изысканиями, проведенными при сооружении нефтебазы, а также учесть изменения, которые произошли в период эксплуатации по геологическим, сейсмическим и другим условиям.
1.1.24. Окончательно основание и фундамент под резервуар выбираются на основе технико-экономических показателей, включая мероприятия по водоотводу, прокладке коммуникаций, планировке площадки вокруг резервуара и т.д. При строительстве резервуаров на вечномерзлых грунтах следует предусматривать защиту вечномерзлого грунта от оттаивания в теплое время года или от теплого нефтепродукта в резервуаре.
1.1.25. Работы по устройству оснований и фундаментов для размещения резервуаров должны производиться в соответствии с требованиями СНиП 3.02.01-83 (часть II, прил.1, п.32).
1.1.26. Основание резервуара следует защищать от размыва атмосферными водами, для чего необходимо обеспечить беспрепятственный отвод с площадки резервуарного парка или отдельно стоящего резервуара к канализационным устройствам. Недопустимо погружение нижней части резервуара в грунт и скопление дождевой воды по контуру резервуара.
1.1.27. Откос основания должен быть покрыт несгораемым материалом. При хранении в резервуаре этилированного бензина откос необходимо выполнить из сборных или монолитных бетонных плит; по периметру откоса устраивается бетонный лоток, соединенный с канализацией этилированных стоков. В условиях Крайнего Севера откос основания выполняется по индивидуальному проекту.
1.2. Материалы для резервуарных конструкций
1.2.1. При строительстве и ремонте резервуаров должны использоваться металлы, обладающие гарантированными механическими характеристиками и химическим составом, высокой сопротивляемостью хрупкому разрушению при низких температурах и возможностью рулонирования заготовок, повышенной коррозионной стойкости.
1.2.2. Для сооружения резервуара применяется листовая сталь. Качество и марка стали должны соответствовать указаниям проекта и требованиям соответствующих строительных норм и правил, стандартов, технических условий и удостоверяться сертификатами заводов-поставщиков либо данными лабораторных испытаний.
1.2.3. По состоянию поверхности листовая сталь должна соответствовать техническим требованиям ГОСТ 14637-79 и ГОСТ 19282-73 (часть II, прил.1, пп.4, 5).
1.2.4. Химический состав, механические свойства марок стали и предельные отклонения по толщине листов металла должны соответствовать требованиям стандартов и приведены в табл.1.2.1, 1.2.2.
Источник
Неисправности и способы ремонта резервуарных емкостей для светлых нефтепродуктов
Автор: М.С. Юхим (ФГБУ НИИПХ Росрезерва).
Опубликовано в журнале Химическая техника №10/2015
Анализ основных неисправностей емкостей (резервуаров) для светлых нефтепродуктов
В последнее десятилетие выход резервуарных емкостей нефтепродуктообеспечения из строя значительно опережает темпы их ремонта. Основные неисправности (виды дефектов) стальных резервуаров следующие [1, 2]:
- коррозионный износ элементов конструкций резервуаров (днищ, стенок, крыш);
- деформации геометрической формы резервуаров (хлопуны днищ, вмятины и выпучины корпусов, осадка оснований);
- дефекты сварных швов (отпотины, свищи, трещины, непровары).
Эти виды дефектов по своему объему составляют соответственно 55; 25 и 20% [2].
Дефекты стационарных стальных резервуаров используемых для хранения светлых нефтепродуктов можно разделить на две группы:
- дефекты, допущенные при изготовлении и монтаже резервуаров (непровары сварных соединений, поры, шлаковые включения и т.п.);
- дефекты, появляющиеся в процессе эксплуатации (коррозионный износ основного металла и сварных швов, трещины и деформации конструкций; неравномерная осадка оснований).
Дефекты первой группы обусловлены недостаточным качеством работ при изготовлении и монтаже резервуаров, низким уровнем контроля при сооружении и приеме резервуаров в эксплуатацию. Особенно это характерно для резервуаров, сооруженных до 1960-х годов, со сварными соединениями, выполненными внахлест, как правило, ручной сваркой внутренних соединений с прерывистым швом и автоматической сваркой наружных соединений со сплошным швом.
Основные причины возникновения дефектов [2, 3]: деформация резервуаров и коррозионное воздействие хранимого в них нефтепродукта.
Деформация элементов конструкций резервуаров (стенок, днищ, крыш), как правило, вызвана следующими основными факторами:
- неравномерной осадкой резервуаров;
- гидростатическим давлением хранимого нефтепродукта;
- колебаниями температуры окружающей среды;
- нарушениями правил технической эксплуатации резервуаров.
Дефекты резервуаров, возникающие в процессе длительной эксплуатации, – это следствие коррозионного износа, неравномерной осадки искусственного основания в результате проникновения в казематы грунтовых и поверхностных вод, а также давления грунтов, превышающего расчетную величину. Имеют место случаи деформаций и разрушений днищ и корпусов из-за пучения мерзлых грунтов при поступлении грунтовых вод и термоградиентной миграции вод.
Наиболее распространенный дефект, появляющийся в результате длительной эксплуатации резервуаров, – коррозионные повреждения элементов конструкций.
Практика эксплуатации резервуаров показывает, что степень коррозионных повреждений элементов конструкций неодинакова. Так, более интенсивно повреждаются внутренние поверхности днищ, нижних поясов и уторных уголков резервуаров. Это обусловлено, прежде всего, контактом элементов их конструкций с подтоварными водами, а также коррозионной активностью и качеством хранимых в резервуарах нефтепродуктов.
Однако процесс коррозии этих элементов носит неравномерный характер и проявляется в виде пятен, язв, очагов или прерывистых полос.
Распределение отказов резервуаров в процессе эксплуатации
В процессе эксплуатации коррозионные повреждения прогрессируют, возникают сквозные отверстия, происходит утонение листов металла элементов конструкций. Уменьшение толщины листов резервуара приводит к его разупрочнению и соответственно требует восстановления. Одним из браковочных параметров резервуара в целом или отдельных элементов его конструкции служит предельно допустимый износ крыш, стенок, днищ, несущих конструкций резервуара, величина которых определена в соответствующей нормативной документации.
Результаты исследований [2, 4] показывают, что после длительной эксплуатации резервуаров (15–20 и более лет) наступает период изнашивания основных элементов их конструкции (см. рисунок). Основной причиной этого является следующее: в результате постепенного коррозионного изнашивания основного металла днища, стенок и кровли резервуары теряют свою устойчивость, возникают дефекты, не позволяющие продолжать хранение в них нефтепродуктов.
Анализ способов ремонта емкостей для хранения светлых нефтепродуктов
Анализ различных литературных источников отечественных и зарубежных исследователей показывает, что существует достаточно много способов и средств технологического оснащения ремонта емкостей для светлых нефтепродуктов, в том числе с использованием последних достижений науки и техники. Выбор способа ремонта емкостей зависит от характера и размеров дефектов.
Наиболее традиционным и распространенным способом ремонта емкостей для светлых нефтепродуктов служит электросварка [5]. С ее помощью устраняют трещины и сквозные отверстия практически любого размера постановкой металлических заплат, наплавкой и заваркой. Этот способ обеспечивает высокую надежность ремонта, но обладает рядом существенных недостатков, ограничивающих возможность его применения в практике экспресс-ремонта технических средств нефтепродуктообеспечения. Так, подготовка емкостей к ремонту с применением электросварки является сложной и трудоемкой технологической операцией, включающей обязательный перечень необходимых работ [4, 6]: освобождение емкости от нефтепродукта; удаление из нее остатков нефтепродукта; отключение емкости от технологических трубопроводов; зачистка от грязи, ржавчины и примесей; удаление паров нефтепродукта до взрывобезопасной концентрации. Продолжительность выполнения всех этих операций составляет от нескольких часов до нескольких суток. Кроме того, электросварочные работы имеет право выполнять только специалист, обладающий соответствующей квалификацией, которая должна быть оформлена допуском к выполнению этих работ, а процесс подготовки и ремонта электросваркой требует достаточно громоздкого оборудования. Все это значительно усложняет применение электросварочных работ для экспресс-ремонта емкостей.
Для заделки трещин длиной до 20 мм без полного опорожнения емкости может быть применена новая безогневая комплексная ремонтная технология [4, 6].
Процесс ремонта по данной технологии основан на применении низкотемпературной пайки с использованием безогневого индукционного нагревателя. Для осуществления технологического процесса пайки разработаны низкотемпературные припои, которые представляют собой многокомпонентные сплавы. Однако данная технология требует от специалистов соответствующей квалификации, специального технологического оборудования, поэтому ее применение в полевых условиях представляет определенные трудности.
Большой интерес представляют способы ремонта емкостей с помощью разнообразных приспособлений.
В частности, для заделки трещин и сквозных отверстий может быть использовано приспособление, включающее металлические пластины нескольких типоразмеров, нефтепродуктостойкие прокладки и специальные стяжные болты с шайбами и гайками [4]. Металлические пластины с прокладками устанавливают на предварительно подготовленное место повреждения и в зависимости от размера повреждения стягивают одним или несколькими болтами. Возможность применения этого способа для экспресс-ремонта ограничено тем, что его реализация также требует выполнение следующих подготовительных работ: полного или частичного опорожнения ремонтируемой емкости, подготовки места повреждения, просверливания отверстий для стяжных болтов.
Для устранения сквозных отверстий небольшого диаметра (до 25 мм) могут быть применены заклепки различных конструкций и пробки из эластичных материалов.
При ремонте стенок емкостей со сквозными отверстиями также используют ремонтные пробки из свинца [4], с помощью которых устраняют утечки нефтепродуктов из емкостей деформацией корпуса пробки затяжкой специального болта.
Известна конструкция так называемой «термозаклепки» [4], стержень которой выполнен из материала с термической памятью формы (например, сплав нитинол- Ni-Ti) и покрытый упругим термоизоляционным материалом – теплотермической резиной. Головка заклепки имеет специальную камеру, которая заполнена твердым горючим веществом, например составом, применяемым для покрытия головок запальных спичек. После установки термозаклепки с прокладкой и шайбой в герметизируемое отверстие горючее вещество в специальной камере поджигают через запальный канал. Выделяющееся при этом тепло передается через головку термозаклепки на ее стержневую часть, которая сокращает свою длину и принимает первоначальную форму с образованием изнутри трубопровода второй головки и с одновременным уплотнением сквозного отверстия за счет плотного прижатия шайбы с прокладкой к внешней поверхности стенки емкости.
При ремонте емкостей возможно применение гидравлической заклепки [4], выполненной в виде заполненного рабочей жидкостью цилиндра с фланцевой головкой из пластичного материала, уплотняющей прокладки, и герметично закрытой пробкой-поршнем. После установки заклепки в сквозное отверстие и удара по поршню происходит прижатие уплотняющей прокладки головки с внешней стороны оболочки. Фиксация положения гидрозаклепки в отверстии выполняется расширением головки заклепки опресcовкой. Процесс применения данного способа прост, максимально быстр и не требует использования какого-либо специального оборудования.
Применение пробок и заклепок и некоторых других конструкций для ремонта емкостей не требует от персонала, выполняющего эти ремонтные работы, высокой квалификации, навыков и умений, что значительно сокращает продолжительность и трудоемкость ремонта.
Известен способ устранения течи в емкостях тампонированием места утечки ферромагнитной суспензией [7].
Этот способ основан на эффекте поведения магнитных жидкостей в градиентном магнитном поле, согласно которому магнитная жидкость, втягиваясь областью сильного магнитного поля, уплотняется и удерживается в этом состоянии, пока на нее действует это поле. Очевидно, что основным недостатком описанного метода является то, что образованный ферромагнитной жидкостью уплотнительный тампон сохраняет свои свойства лишь при условии постоянного воздействия на него магнитного поля.
Интерес вызывает использование для ремонта резервуарных емкостей различных полимерных клеевых композиций. Они, как правило, не требуют больших капитальных затрат на их внедрение, технологичны, и обладают ценными свойствами [8, 9]. С помощью клеев могут быть устранены такие дефекты, как коррозионные раковины, трещины, задиры, и сквозные отверстия разных размеров и другие повреждения. В настоящее время при ремонте емкостей используют две группы клеевых полимерных композиций: эпоксидные – на основе низкомолекулярных эпоксидных смол марок ЭД-20 и ЭД16, и полиэфирные, на основе ненасыщенных полиэфирных смол марок ПН-1 и ПН-609-21М [8, 10].
Среди отечественных клеевых композиций применяют также клеи типа «Спрут-9М» [11]. Это связано с тем, что клеи этого типа обладают высокой адгезионной способностью, которая достигается за счет введения в его состав поверхностно-активных веществ. Они обладают достаточной прочностью на отрыв (до 15 МПа), имеют большой температурный интервал склеивания (от –20 до + 60°С) и эксплуатации (от –40 до +100°С). Эти клеи способны восстанавливать ремонтируемые поверхности без тщательной их предварительной очистки от продуктов коррозии и загрязнений. Они отверждаются не только на воздухе, но и под водой. Основные недостатки этих клеевых композиций: длительный процесс отверждения (от 6 ч до 1 суток [11, 12]) и необходимость подготовки поверхностей и многократного последовательного нанесения на поврежденную поверхность ремонтных пластырей. Кроме того, применение клеевых соединений существенно ограничивает отсутствие методик расчета прочности и исследований влияния на нее технологических факторов изготовления.
В связи с этим для ремонта емкостей со сквозными отверстиями, трещинами и прочими повреждениями представляет интерес использование высокоэффективного полимерного материала – жесткого напыляемого пенополиуретана [13, 14]. Он характерен хорошей механической прочностью, высокой адгезией к разнородным материалам, водомаслобензостойкостью и быстротой отверждения (до 20 мин.). После ликвидации течи с помощью специальных ограждающе-армирующих приспособлений ремонт емкостей выполняют созданием на предварительно зачищенных поврежденных участках наружной поверхности стенок пенополиуретановых наформовок толщиной 10…15 мм. Этот способ позволяет осуществлять ремонт емкостей без их предварительного опорожнения при широком диапазоне размеров повреждений. Однако реализация метода требует использования достаточно громоздкого технологического оборудования, включающего: установки малой производительности для напыления пенополиуретана, воздушного компрессора, аккумулятора, технологических рукавов с напылительным пистолетом.
Перечисленные способы ремонта емкостей при помощи разнообразных полимерных композиций в целом выгодно отличаются от более традиционных способов, в частности электросварки, за счет простоты, существенного сокращения продолжительности выполнения подготовительных работ, а также невысоких требований к квалификации обслуживающего персонала. Тем не менее, применение данных способов все же предполагает выполнение подготовительных работ: обязательное понижение уровня нефтепродукта в ремонтируемой емкости до 250…300 мм ниже места повреждения либо предварительное устранение течи с использованием специальных конструкций ограждающе-армирующего типа, что значительно увеличивает продолжительность и трудоемкость ремонта.
В настоящее время в ремонтно-восстановительных работах в различных отраслях промышленности (автои судоремонте, ремонте сельскохозяйственных машин, энергетике и химической промышленности, коммунальном хозяйстве и др.) используют композиционные материалы – металлополимеры (МП) [15, 16].
Прочностные характеристики МП позволяют их использовать при выполнении аналогичных видов ремонтных работ [17] (герметизации сварных швов; восстановлении посадочных мест под подшипники, полумуфты, рабочих колес, шестерен; заделки раковин, сквозных отверстий и трещин; восстановление резьбовых и фланцевых соединений и т.д.) с достаточной степенью надежности, обеспечивающей успешную эксплуатацию отремонтированного технологического оборудования различных изделий.
В работе [18] приведены результаты экспериментальных исследований МП с целью их применения при ремонте емкостей для светлых нефтепродуктов и других технических средств нефтепродуктообеспечения.
Источник