Резервуар вертикальный стальной

Эта статья описывает ситуацию применительно лишь к одному региону (СССР/Россия), возможно, нарушая при этом правило о взвешенности изложения. Вы можете помочь Википедии, добавив информацию для других стран и регионов. (18 июля 2016)

Резервуа́р вертика́льный стально́й (РВС) — вертикальная ёмкость, наземное объёмное строительное сооружение, предназначенное для приёма, хранения, подготовки, учёта (количественного и качественного) и выдачи жидких продуктов.

Вертикальные стальные резервуары изготавливают внутренним объёмом 100—120 000 м³^[1], при необходимости их объединяют в группу резервуаров, сосредоточенных в одном месте, — «резервуарный парк»^[2], включающий в себя: резервуары, технологические трубопроводы, насосное оборудование, средства контроля качества товарной продукции, узел учёта отгружаемой продукции, средства пожаротушения и защиты окружающей среды^[3].

Вертикальный стальной резервуар на высокой платформе представляет собой водонапорную башню и может использоваться в небольших населённых пунктах для водоснабжения (питьевой воды или поливной на дачах, огородах и теплицах).

Вертикальные цилиндрические металлические клепаные резервуары, устанавливаемые на грунт, начали применяться в США для хранения нефти на нефтяных месторождениях в штате Пенсильвания с середины 1860 годов.^[4]

Инициатором внедрения их в России был Л. Э. Нобель. В июле 1876 года Людвиг Нобель составляет записку для Императорского технического общества под названием «Взгляд на Бакинскую нефтяную промышленность и ее будущность». Он предлагает начать строительство трубопроводов, резервуаров для хранения нефти, перейти к наливной перевозке по морю и по железной дороге, создать сеть распределительных керосиновых складов по всей территории России. Первые резервуары строились по американскому образцу.^[5]

Первый распределительный склад керосина «Товарищества братьев Нобель» был построен в Царицыне в 1879 году инженером Э. Ф. Альтфатером. Первоначально склад состоял из 9 железных клепаных резервуаров в 90 000 пудов (1 470 тонн) каждый, общей емкостью 810 000 пудов (13 267 тонн). В период 1879—1883 годов завод Альтфатера построил весь объем резервуаров распределительных складов Нобелей в Царицыне, Домнино (под Орлом) и Саратове суммарной емкостью 6,160 млн пудов (100 900 тонн). Центральный склад в Домнино состоял из 32 резервуаров общей емкостью 4 млн пудов. В 1882-83 годах Альтфатер строит в Саратове и Астрахани гигантские по тем временам резервуары на 360 000 (5900 тонн) и 300 000 пудов (4 900 тонн).^[6] «Товарищество братьев Нобель» к 1883 году владело также и большим количеством железных резервуаров суммарной емкостью 2,26 млн пудов на главных железнодорожных станциях страны.^[7]

Контора инженера А. В. Бари, в которой В. Г. Шухов служил «помощником по инженерной части», приступила к строительству резервуаров в 1881 году.^[8] В 1883 году В. Г. Шухов написал статью «Механические сооружения нефтяной промышленности», которая была опубликована в журнале «Инженер»^[9]. В статье рассматривалось рациональное устройство РВС для хранения жидкостей^[9]. Миф о том, что до этого использовались зарубежные якобы кубические резервуары, имеющие большие габариты и вес^[9] был создан в советский период популяризаторами творчества инженера Шухова.

В начале 1880-х годов XIX века в России построено более 130 РВС, а к 1917 году — 3,24 тыс. РВС, к 1939 году в СССР было уже около 10 тыс. РВС^[9].

В 1931 году при участии Шухова был разработан первый общесоюзный стандарт ОСТ 5125 на клёпаные стальные резервуары ёмкостью до 10,55 тыс. м³, что вывело отечественное резервуаростроение на совершенно новый уровень^[10].

РВС предназначены для следующих условий эксплуатации^[1][11]:

• приём, хранение, выдача и учёт (количественный и качественный) нефтесодержащих стоков, нефти и нефтепродуктов;
• хранение и отстой пластовой воды и механических примесей;
• хранение пожарной или питьевой воды;
• хранение жидких пищевых (при обеспечении санитарно-гигиенических норм, см СанПиН), агрессивных химических продуктов, минеральных удобрений;
• смешение нефти и нефтепродуктов;

и другие технологические процессы добычи, транспорта и хранения.

Также используются РВС изотермические для хранения сжиженных газов; баки-аккумуляторы — для горячей воды.

РВС могут быть: цилиндрические, изотермические и баки-аккумуляторы; они различаются: назначением, расположением, материалом изготовления.

По методам изготовления и монтажа листовых металлоконструкций^[12]

• в рулонном исполнении — резервуары рулонной сборки, для которых листовые конструкции стенки, днища, понтона и крыш (стационарной, плавающей) изготовляются и монтируются в виде рулонируемых полотнищ;
• полистовом исполнении — резервуары полистовой сборки, изготовление и монтаж всех листовых конструкций которых ведётся из отдельных листов;
• комбинированном исполнении — резервуары комбинированной сборки, стенки которых изготавливаются и монтируются из отдельных листов, а листовые конструкции днища, стационарной крыши, плавающей крыши либо понтона (все или некоторые из них) — в виде рулонируемых полотнищ.

Резервуары I-го и II-го класса опасности нормами не допускается изготавливать и монтировать методом рулонной сборки.

По назначению

• сырьевые резервуары — для хранения сырой нефти;
• технологические резервуары — для сброса пластовой воды, отстоя и подрезки нефти;
• товарные РВС — для хранения нефти.

По способу изготовления поясов

• свариваются пояса ступенчато;
• привариваются встык;
• изготавливаются телескопически.

Класс опасности^[13]

• класс I — резервуары объёмом более 50 000 м³;
• класс II — резервуары объёмом 20 000 — 50 000 м³ включительно, также резервуары объёмом 10 000 — 50 000 м³ включительно, расположенные непосредственно по берегам рек, крупных водоёмов и в черте городской застройки;
• класс III — резервуары объёмом 1 000 — менее 20 000 м³;
• класс IV — резервуары объёмом менее 1 000 м³.

Класс опасности (учитывается при назначении):

• специальных требований к материалам, методам изготовления, объёмам контроля качества;
• коэффициентов надёжности по ответственности.

Технические параметры^[1]

• Уровень ответственности сооружения;
• Класс опасности резервуара — степень опасности, возникающая при достижении предельного состояния конструкции резервуара, для здоровья и жизни граждан, имущества физических или юридических лиц, экологической безопасности окружающей среды;
• Общий срок службы резервуара — назначенный срок безопасной эксплуатации, в течение которого резервуар не должен достигнуть предельного состояния с вероятностью γ при выполнении регламента обслуживания и ремонта;
• Расчётный срок службы резервуара — срок безопасной эксплуатации до очередной диагностики или ремонта, в течение которого резервуар не должен достигнуть предельного состояния с вероятностью γ.

Согласно ГОСТ 27751, резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов относятся к I (повышенному) уровню ответственности.

Типы резервуаров по конструктивным особенностям^[13]

• резервуар со стационарной крышей с понтоном (РВСП) и без понтона (РВС);
• резервуар с плавающей крышей (РВСПК).

Понтон или плавающая крыша — это плавающее покрытие, находящееся внутри резервуара на поверхности жидкости, предназначенное для уменьшения потерь продуктов от испарений^[14], улучшения экологической и пожарной безопасности при хранении.

Тип резервуара зависит от классификации нефти и нефтепродуктов (см. ГОСТ 1510) по температуре вспышки и давлению насыщенных паров при температуре хранения^[13]:

• с температурой вспышки не более 61 °С с давлением насыщенных паров 26,6 кПа (200 мм рт. ст.) — 93,3 кПа (700 мм рт. ст.) (нефть, бензины, авиакеросин, реактивное топливо) применяют:
  • резервуары со стационарной крышей и понтоном или с плавающей крышей;
  • резервуары со стационарной крышей без понтона, оборудованные ГО и УФЛ;
• с давлением насыщенных паров не более 26,6 кПа, а также температурой вспышки свыше 61 °С (мазут, дизельное топливо, керосин, битум, гудрон, масла, пластовая вода) применяются резервуары со стационарной крышей без ГО.

РВС изготавливаются из стали разных марок, вертикальные резервуары также изготавливаются из железобетона.

Основные конструкции резервуара:

• несущие: стенка, включая врезки патрубков и люков, окрайка днища, бескаркасная крыша, каркас и опорное кольцо каркасной крыши, анкерное крепление стенки, кольца жёсткости;
• ограждающие: центральная часть днища, настил стационарной крыши, плавающая крыша, понтон.

Окрайки днища резервуара — утолщённые (в сравнении с центральной частью), листы, которые располагаются по периметру днища в зоне опирания стенки.

Пояс стенки резервуара — цилиндрический участок стенки, который состоит из листов одинаковой толщины с высотой пояса равной ширине одного листа.

Толщина днища резервуара не рассчитывается и назначается конструктивной для приварки стенок, поскольку гидростатическое давление жидкости воспринимается фундаментной плитой^[15].

Стенки резервуара, состоящие из стальных листов одной толщины называются поясами, которые располагают ступенчато, телескопически и встык^[15].

В практике резервуаростроения крыши изготавливают по разным стандартам и нормам. Крыша может быть: плоской, каркасной конической, купольной, самонесущей сферической, с понтоном (РВСП) или без, стационарной или плавающей (РВСПК); плавающая крыша может быть однодечной (ПК) и двудечной (ПДК).

Типы конструкций стационарных крыш^[16]:

• самонесущая коническая крыша;
• самонесущая сферическая крыша;
• каркасная коническая крыша;
• купольная крыша.

Крыши устанавливаются на стропильных перекрытиях (фермах), которые упираются на центральную стойку внутри резервуара или на стенки^[15], также крыша может опираться лишь по периметру на стенку резервуара или опорное кольцо. Минимальная толщина настила, а также любого компонента внутренних и внешних элементов каркаса крыш составляет 4 мм без припуска на коррозию.

В XX веке обычно крыша резервуара изготавливалась из стальных листов толщиной до 2,5 мм^[15].

На крышу резервуара действуют нагрузки^[15]:

• от снега,
• от вакуума в пределах 245 Па (25 кг/м²),
• от избыточного давления парового пространства (200 кг/м²).

Стационарная самонесущая коническая крыша

Самонесущая коническая крыша резервуара — стальная конструкция, у которой несущая способность обеспечивается конической оболочкой настила.

Стационарная самонесущая сферическая крыша

Самонесущая сферическая крыша резервуара — стальная конструкция, у которой несущая способность обеспечивается вальцованными элементами настила, образующими поверхность сферической оболочки.

Стационарная каркасная коническая крыша

Каркасная коническая крыша резервуара — близкая к поверхности пологого конуса стальная конструкция, состоящая из элементов каркаса и настила.

Стационарная купольная крыша

Купольная крыша резервуара — стальная конструкция, у которой поверхность близка к сферической и образуется изогнутыми по радиусу элементами каркаса и радиальными или другим образом раскроенными стальными листами настила.

Плавающая крыша

Конструкции плавающих крыш применяются, если^[17]:

• объём резервуара 5000 м³ и выше;
• допускаемое соотношение диаметра (D) и высоты (Н) резервуара D/Н ≥ 1,5;
• максимальная нормативная снеговая нагрузка:
  • 1,0 кПа для резервуаров диаметром до 30 м;
  • 1,5 кПа для резервуаров диаметром свыше 30 м до 60 м;
  • свыше 1,5 кПа для резервуаров диаметром свыше 60 м.

Плавающие крыши проектируются так, чтобы при наполнении или опорожнении резервуара не происходило потопление крыши или повреждение её приспособлений, конструктивных узлов и элементов, находящихся на стенке и днище резервуара^[17].

В опорожнённом резервуаре крыша находится на стойках, опёртых на днище резервуара. В рабочем положении плавающая крыша полностью контактирует с поверхностью хранимого продукта. Плавающие крыши на поплавках, не контактного типа, не применяются.

Для обеспечения прочности и устойчивости резервуаров при эксплуатации, а также для получения необходимой геометрической формы в процессе монтажа, на стенки резервуаров устанавливаются кольца жёсткости (КЖ)^[18]. Типы КЖ^[18]:

• верхнее ветровое кольцо — для резервуаров с открытым верхом (без стационарной крыши), либо для резервуаров со стационарными крышами специальных типов, которые имеют повышенную деформативность в плоскости их основания;
• верхнее опорное кольцо — для резервуаров со стационарными крышами;
• промежуточные ветровые и сейсмические кольца — для резервуаров всех типов;
• промежуточные формообразующие кольца — для резервуаров, сооружаемых методом рулонирования.

Кольца жёсткости имеют неразрезное сечение по всему периметру стенки и соединяются встык с полным проплавлением (проваром). Установка элементов колец на отдельных участках, в том числе в зоне монтажных стыков стенки рулонируемых резервуаров, нормами не допускается^[18].

Соединение колец допускается на накладках^[18]. Монтажные стыки КЖ выполняются от вертикальных швов стенки не ближе 150 мм^[18]. КЖ располагают на расстоянии не ближе 150 мм от горизонтальных швов стенки^[18]. КЖ, ширина которых 16t и более, где t — толщина горизонтального элемента кольца, имеют опоры, выполняемые в виде рёбер или подкосов. Расстояние между опорами устанавливается не более 20h, где h — высота внешней вертикальной полки кольца^[18].

При наличии на резервуаре системы пожарного орошения (устройства охлаждения), которая устанавливается снаружи стенки, КЖ выполняются конструкцией, не препятствующей орошению стенки ниже уровня КЖ^[18]. Кольца конструкции, способной собирать воду, снабжаются сточными отверстиями^[18].

Заказчиком в составе технического задания на проектирование (ТЗ) предоставляются исходные данные для проектирования металлических конструкций и фундамента резервуара, также Заказчик участвует в контроле за их изготовлением, монтажом и при испытаниях и приёмке резервуара через уполномоченных представителей.

Исходные данные для проектирования, предоставляемые Заказчиком проектировщику^[13]:

• район (площадка) строительства;
• срок службы резервуара;
• годовое число циклов заполнений/опорожнений резервуара;
• геометрические параметры или объём резервуара;
• тип резервуара;
• наименование хранимого продукта с указанием наличия коррозионно-активных примесей в продукте;
• плотность продукта;
• минимальная и максимальная температуры продукта;
• избыточное давление и относительное разряжение;
• нагрузка от теплоизоляции;
• среднегодовой коэффициент оборачиваемости резервуара;
• припуск на коррозию для элементов резервуара;
• данные инженерно-геологических изысканий площадки строительства.

При непредоставлении полного задания от Заказчика условия эксплуатации принимаются Проектировщиком с учётом положений и требований стандартов, строительных норм и правил и согласовываются с Заказчиком в техническом задании на проектирование^[13].

При проектных нагрузках, превышающих приведённые в нормативных документах значения, а также при номинальном объёме резервуара более 120 000 м³ расчёт и проектирование выполняются по СТУ^[13].

ТЗ на разработку резервуара определяет требования на всех этапах создания резервуара (проектирование, изготовление, транспортировка, монтаж, контроль, испытание и приёмка). Состав ТЗ на проектирование принимается в форме «Бланка Заказа» в соответствии с нормами^[19].

Надёжность резервуара — свойство конструкций резервуара выполнять назначение приёма, хранения и отбора из него продуктов при заданных технической документацией на резервуар параметрах; критерии надёжности: работоспособность, безотказность работы, долговечность резервуара и его элементов, ремонтопригодность элементов резервуаров^[14].

Основные параметры, обеспечивающие надёжность РВС^[13]:

• характеристики сечений несущих и ограждающих конструкций, свойства стали;
• качество сварных соединений;
• допуски при изготовлении и монтаже элементов конструкций.

Работоспособность резервуара — состояние, при котором резервуар может выполнять свои назначения по заданному проектом технологическому режиму без отклонений от параметров, установленных технической документацией, выполненной в соответствии с нормами.

Безотказность работы резервуара — свойство резервуара и его элементов сохранять работоспособность без вынужденных перерывов в работе.

Долговечность резервуара — свойство конструкции сохранять работоспособность до предельного состояния с необходимыми перерывами для технического обслуживания и ремонтов.

Ремонтопригодность элементов резервуара — приспособленность элементов к предупреждению и обнаружению неисправности, а также их ремонта в период обслуживания до наступления отказа.

Срок службы резервуаров назначается Заказчиком или определяется при проектировании по технико-экономическим показателям, согласованным с Заказчиком^[20]. Срок службы резервуара включает в себя регламентные работы по обслуживанию и ремонту резервуаров. В конце срока службы резервуара его ремонт невозможен либо нецелесообразен по экономическим причинам.

Общий срок службы резервуаров обеспечивается выбором материала, учётом температурных, силовых и коррозионных воздействий, нормированием дефектов сварных соединений, оптимальных конструктивных решений металлоконструкций, оснований и фундаментов, допусками на изготовление и монтаж конструкций, способов антикоррозионной защиты и назначением регламента обслуживания^[20].

Расчётный срок службы статически нагружаемых резервуаров регламентируется коррозионным износом конструкций.

При наличии антикоррозионной защиты несущих и ограждающих конструкций срок службы резервуара обеспечивается принятой системой защиты от коррозии, имеющей гарантированный срок службы от 10 лет, совпадающий со сроком проведения полного технического диагностирования.

При использовании системы антикоррозионной защиты с гарантированным сроком службы менее 10 лет для элементов резервуара, защищённых от коррозии, а также для незащищённых элементов назначается увеличение их толщины за счёт припуска на коррозию.

Расчетный срок службы циклически нагружаемых резервуаров наряду с коррозионным износом регламентируется зарождением малоцикловых усталостных трещин.

При отсутствии трещиноподобных эксплуатационных дефектов расчётный срок службы резервуаров обусловливается угловатостью f_i (п. 5, табл. 12, ГОСТ 31385-2008) вертикальных сварных швов стенки.

Для резервуаров II и III классов опасности (объёмом 5000 м³ — 50 000 м³) при принятом сроке службы 40 лет и осреднённом годовом числе циклов заполнений-опорожнений резервуара не более 100 (за 10-летний период эксплуатации) усталостная долговечность стенки резервуара будет обеспечена на весь общий срок службы при следующих значениях угловатости:

• f_i/t_i ≤ 0,33 — для 1-4-х поясов;
• f_i/t_i ≤ 0,4 — для остальных поясов.

При режиме нагружения более 100 полных циклов в год для обеспечения усталостной долговечности в течение общего срока службы резервуара определяются расчётом допускаемые значения f_i/t_i по всем поясам стенки резервуара.

Для резервуаров I и IV классов опасности усталостная долговечность стенки определяется расчётом с учётом конкретных (заданных) условий нагружения и фактических отклонений формы стенки по поясам.

На основании результатов испытаний уточняется режим эксплуатационного нагружения (максимальный и минимальный уровни налива продукта, частота нагружения) и срок службы резервуара.

Срок службы резервуара обосновывается выполнением требований, разработанных в нормативных документах по регламенту обслуживания и ремонта, включающего в себя диагностирование металлоконструкций, основания, фундамента и всех видов оборудования, обеспечивающего его безопасную эксплуатацию.

Категория условий эксплуатации зависит от температуры, влажности воздуха, давления воздуха или газа с учётом высоты над уровнем моря, солнечного излучения, дождя, ветра, смены температуры и т. д.^[21]

Эксплуатация резервуаров осуществляется в соответствии с инструкцией по надзору и обслуживанию, утверждённой руководителем эксплуатирующего предприятия^[20].

Общий срок службы резервуара обеспечивается проведением регулярного двухуровневого диагностирования с оценкой технического состояния и проведением ремонтов (при необходимости)^[20]. Периодичность частичного или полного диагностирования зависит от особенностей конструкции и конкретных условий эксплуатации резервуара^[20]. Полное техническое диагностирование резервуаров проводится с интервалом не более 10 лет; конкретные сроки назначаются экспертной организацией^[20].

Двухуровневое диагностирование резервуаров включает в себя^[20]:

• частичное диагностирование (без выведения из эксплуатации);
• полное диагностирование (с выводом из эксплуатации, очисткой и дегазацией).

Первое частичное диагностирование проводится^[20]:

• через три года после ввода в эксплуатацию — для резервуаров I и II классов опасности;
• через четыре года — для резервуаров III класса опасности;
• через пять лет — для резервуаров IV класса опасности.

1 — клапан дыхательный совмещённый КДС,
2 — клапан дыхательный механический КДМ,
3 — клапан аварийный АК,
4 — совмещённый механический дыхательный клапан СМДК,
5 — клапан дыхательный механический КДМ-50,
6 — патрубок вентиляционный ПВ,
7 — люк замерный ЛЗ,
8 — люк монтажный ЛМ,
9 — люк световой ЛС,
10 — генератор пены средней кратности ГПСС,
11 — пробоотборник плавающий резервуарный ПП,
12 — пробоотборник стационарный резервуарный органного типа ПСР ОТ,
13 — пробоотборник стационарный секционный резервуарный ПСР,
14 — механизм управления хлопушкой боковой МУ-1,
15 — механизм управления хлопушкой верхний МУВ,
16 — хлопушка ХП,
17 — приёмораздаточное устройство ПРУ,
18 — кран сифонный КС,
19 — люк-лаз ЛЛ,
20 — приёмораздаточный патрубок ПРП.

Марка, тип оборудования и аппаратуры, размеры, комплектность должны соответствовать требованиям и указаниям проекта в зависимости от хранимого продукта и скорости наполнения и опорожнения резервуара. Проект «Оборудование резервуара» выполняется специализированной проектной организацией (Генеральным проектировщиком)^[22]. Оборудование должно обеспечивать надёжную эксплуатацию резервуара и снижение потерь нефти и нефтепродуктов.

Резервуары, в зависимости от назначения и степени автоматизации, с учётом хранимых жидких сред оснащаются^[22][3]:

• приёмо-раздаточными устройствами с местным или дистанционным управлением;
• дыхательной аппаратурой;
• приборами контроля и автоматической сигнализацией
  • приборами местного или дистанционного измерения уровня и температуры хранимых жидкостей (уровнемеры, манометры для контроля давления в газовой среде);
  • автоматической сигнализацией верхнего и нижнего предельных уровней (сигнализаторы уровня);
• устройствами отбора проб или средней пробы (сниженные пробоотборники ПСР);
• устройствами для удаления подтоварной воды;
• устройствами для подогрева высоковязких и застывающих нефти и нефтепродуктов;
• устройствами для предотвращения накопления отложений в резервуаре;
• устройствами для зачистки;
• световыми и монтажными люками, люками-лазами и патрубками для установки оборудования;
• устройствами и средствами обнаружения (пожарными извещателями) и тушения пожаров;
• устройствами молниезащиты, заземления и защиты от статического электричества;
• предохранительными клапанами;
• установками пожарной сигнализации и пожаротушения автоматическими.

Обычно местное измерение уровня и температуры не предусматривается для объектов, на которых выполняется комплексная диспетчеризация технологических процессов в резервуарном парке с организацией централизованного контроля из пункта управления^[22].

При отсутствии дистанционных сигнализаторов верхнего уровня предусматриваются переливные устройства, соединённые с резервной ёмкостью или сливным трубопроводом, исключающие превышение уровня залива продукта сверх проектного^[22].

Освобождение резервуаров от хранимых жидкостей при авариях решается схемой технологической обвязки в соответствии с требованиями и нормами технологического проектирования соответствующих предприятий^[22].

Для контроля давления в резервуаре на крышке замерного люка устанавливается штуцер с запорным устройством для подключения мановакуумметра, автоматического сигнализатора предельных значений давления и вакуума или других приборов^[21].

Резервуары, заполняемые зимой нефтью и нефтепродуктами с температурой выше 0 °С, оснащаются дыхательными клапанами^[21]. Установка дыхательных клапанов для горизонтальных резервуаров на вертикальные запрещена^[21].

Сноски

Источники

1. ↑ ^{1 2 3} ГОСТ 31385-2008, п. 1.
2. ↑ Лутошкин Г. С. «Нефтепромысловые резервуары», 1979, с. 250.
3. ↑ ^{1 2} Слышенков В. А., Деговцов А. В. Оборудование для сбора и подготовки нефти и газа Архивная копия от 12 июля 2017 на Wayback Machine. Стр. 22. Уч.-метод-е пособие к практ. занятиям по дисциплине «Оборудование для добычи нефти». — М.: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2012. УДК 622.276.
4. ↑ Harold F.Williamson, Arnold R.Daum. The American petroleum industry. The age of illumination 1859-1899. (англ.). — Northwestern University press, 1959.
5. ↑ Памяти Людвига Эммануиловича Нобеля: Торжеств. заседание Имп. рус. техн. о-ва 31 марта 1889 г. К.И. Лисенко. Очерк деятельности Л.Э. Нобеля по нефтяному делу в России. — Санкт-Петербург: тип. бр. Пантелеевых, 1889.
6. ↑ Котельный завод Э.Ф. Альтфатер (Москва). Список резервуаров, построенных с 1879-1892 г. инженером Э.Ф. Альтфатер / Контора Москва и Батум. — Москва, 1893.
7. ↑ Товарищество нефтяного производства братьев Нобель. Отчет за 1883 год. — Санкт-Петербург: Типография и литография А.Пожаровой, 1884.
8. ↑ Список резервуаров для хранения нефтяных продуктов и спирта и наливных баржей, построенных с 1881 по 1894 год конторой инженера А.В. Бари. — С-Пб.: тип. В.С.Балашева и Ко, 1894.
9. ↑ ^{1 2 3 4} Александр Матвейчук. Стальное наследие инженера Шухова  (рус.) (HTML). www.gazprom-neft.ru. Газпром нефть (март 2014). Дата обращения: 5 июля 2023. Архивировано 11 июля 2023 года.
10. ↑ Бобрицкий Н. В, Юфин В. А. История развития и состояние нефтяной промышленности // Основы нефтяной и газовой промышленности. — М.: «YOYO Media», 2013. — С. 15. — 202 с. — (Книжный Ренессанс). — по требованию экз. — ISBN 978-5-458-26652-9.
11. ↑ СН РК 3.05-24-2004, п. 1.
12. ↑ СН РК 3.05-24-2004, п. 6.
13. ↑ ^{1 2 3 4 5 6 7} ГОСТ 31385-2008, п. 4.
14. ↑ ^{1 2} СН РК 3.05-24-2004, п. 3 «Термины и определения».
15. ↑ ^{1 2 3 4 5} Лутошкин Г. С. «Нефтепромысловые резервуары», 1979, с. 251.
16. ↑ СН РК 3.05-24-2004, п. 8.6. «Стационарные крыши».
17. ↑ ^{1 2} СН РК 3.05-24-2004, п. 8.8. «Плавающие крыши».
18. ↑ ^{1 2 3 4 5 6 7 8 9} СН РК 3.05-24-2004, п. 8.4. «Кольца жёсткости на стенке».
19. ↑ СН РК 3.05-24-2004, Приложение 1 (Обязательное).
20. ↑ ^{1 2 3 4 5 6 7 8} ГОСТ 31385-2008, п. 9.
21. ↑ ^{1 2 3 4} «Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту», ч. I, п. 1 «Общая часть».
22. ↑ ^{1 2 3 4 5} СН РК 3.05-24-2004, п. 12. «Оборудование резервуаров».

• Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту. Утверждены Госкомнефтепродуктом СССР 26 декабря 1986 года.
• РД 39-015-02 (отменён) Правила технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов.
• РД 16.01-60.30.00-КТН-026-1-04 Нормы проектирования стальных вертикальных резервуаров для хранения нефти объёмом 1000-50000 м3. М., 2004.
• ГОСТ 31385-2016 Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия.
• СН РК 3.05-24-2004 Инструкция по проектированию, изготовлению и монтажу вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов.
• Типовой проект 704-1-242.88 Резервуар вертикальный без понтона для нефти и нефтепродуктов вместимостью 5000 м3 из крупногабаритных листов проката.
• СТО-СА 03-002-2009 Правила проектирования, изготовления и монтажа вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов. М., 2009.
• МИ 3171-2008 Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика калибровки геометрическим методом с применением лазерных сканирующих координатно-измерительных систем. М., 2008.
• СП 365.1325800.2017 Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для хранения нефтепродуктов. Правила производства и приёмки работ при монтаже.

• «Сбор и подготовка нефти и газа. Технология и оборудование» / Под ред. Хафизов А. Р., Пестрецов Н. В.. — 2002. — 475 с.
• Лутошкин Г. С. «Нефтепромысловые резервуары» // «Сбор и подготовка нефти, газа и воды». — 2-е, перераб. и доп.. — М.: «Недра», 1979. — С. 250—264. — 319 с.
• «Справочник по оборудованию для комплексной подготовки нефти». — «Премиум Инжиниринг», 2011. — С. 776.
• Учебный курс «Добыча нефти». — инструкция ЮКОС.
• Шухов В. Г. «Механические сооружения нефтяной промышленности», «Инженер», том 3, кн. 13, № 1. Стр. 500—507, кн. 14, № 1, стр. 525—533, М., 1883.
• Шухов В. Г. Избранные труды. «Строительная механика». Под ред. А. Ю. Ишлинского, Академия наук СССР, М., 1977, с. 193.
• Шухов В. Г. Избранные труды. Т. 3. «Нефтепереработка. Теплотехника», 102 стр., под ред. А. Е. Шейндлина, Академия наук СССР, М., 1982.
• В. Г. Шухов, Проекты нефтехранилищ (техническая документация): Центральный исторический архив Москвы, фонд № 1209, опись 1, дело № 64; Архив Российской Академии Наук, фонд № 1508, опись 1, дела № 1, 31; РГАНТД. фонд № 166, опись 1, дела № 13, 14, 16, 17, 18, 53.
• Шаммазов А. М. и др.: «История нефтегазового дела России», М., «Химия», 2001, 316 стр., УДК 622.276, ББК 65.304.13, ISBN 5-7245-1176-2.
• «В. Г. Шухов (1853—1939). Искусство конструкции». Райнер Грефе, Оттмар Перчи, Ф. В. Шухов, М. М. Гаппоев и др., 192 стр., «Мир», М., 1994, ISBN 5-03-002917-6.
• «Владимир Григорьевич Шухов. Первый инженер России.», Е. М. Шухова, 368 стр., Изд. МГТУ, М., 2003, ISBN 5-7038-2295-5.
• «В. Г. Шухов — выдающийся инженер и учёный: Труды Объединённой научной сессии Академии наук СССР, посвящённой научному и инженерному творчеству почётного академика В. Г. Шухова». М.: «Наука», 1984, 96 с.
• Rainer Graefe und andere, «Vladimir G. Suchov 1853—1939. Die Kunst der sparsamen Konstruktion», 192 S., Deutsche Verlags-Anstalt, Stuttgart, 1990, ISBN 3-421-02984-9.