Что обуславливает более рациональное использование материалов и его несущей способности и, следовательно, более экономичныйрасход [27]. Определение напряженияпо цилиндрической оболочкипроводится по формуле:(84)А величина толщины стенки:(85)Используем запись не в напряжениях, получив:
гдеNp- расчетное усилие в оболочке, Nпр
— предельное усилие в оболочке, Расшифруем значения усилий: величина давления р представляет собой совокупность параметров гидростатического давления и параметр избыточного давления для газового пространства резервуара. Таким образом, с учетом коэффициентов перегрузкир = n1x r x g x (H — x)+ n2x pизб (86)где p изб — избыточное давление. Расчетное усилие: Np =[n1 x r x (H-x)+n2 x p изб ] x r (87)где r
— радиус резервуара. Величина предельного (или предельно допустимого) усилияN пр = m x R x d i (88)где m
— коэффициент условий работы (для стенки резервуара m = 0,8);R — расчетное сопротивление материала стенки;di— толщина рассчитываемого пояса. Данные для расчета: H = 15 400, d = 43 000 мм;материал стенки 09Г2С;расчетное сопротивление стали R =290 МПа;коэффициент условий работы m = 0,8;стенка состоит из восьми поясов, высота пояса 2250 мм, r = 0,0009 кг/см3, r изб = 0. Поскольку нижний край стенки упруго защемлен (сварен) с днищем, то для первого пояса x = 30 см, а не 0, как можно было предположить. Подставим данные для первого пояса в формулу. Величину g принимаем равной 10. d = [1,1´9´102 ´10(18,00−0,30)+1,2´2´103 ]´30,35/0,8´290´106 =0,0232 м или d = 2,32 см.
Аналогично этому подсчитываем толщину остальных поясов. Результаты расчета стенки для всех поясов сведены в таблицу, в которой принимаемые величины толщин поясов получены округлением результатов расчета. Толщины поясов имеют завышенную величину для обеспечения запаса устойчивости. Таблица 5Результаты расчета стенки резервуара по поясам.
ПоясаВысота, мм.
Толщина стенки, мм.
Кольцевое усилие N1, H/см.
Радиальное перемещение ∆ r, ммрасчетнаяпринятаяI1770023,228 145 607,7II1575020,7 241 636 010,0III1350017,8 201 572 511,6IV1125014,9 181 447 311,8V900012,18 115 479,5Расчет нижнего узла резервуара объемом 30 000 м3Исходные данные: толщина первого пояса стенки =28 мм;толщина окрайков днища окр =16 мм; масса стенки G ст = 506,421 т; плотность нефтепродукта =9×10−4 кг/см3 .Нагрузка на единицу длину окружности стенки:
Гидростатическое давление на днище:
Основные характеристики стенки: цилиндрическая жесткость:
условный коэффициент постели:
коэффициент деформации (89)Определение перемещения стенки:
Во всех результатах для последующего сокращения здесь выделено значение 10−4 .Основные характеристики днища:
цилиндрическая жесткостькоэффициент плотностиоснованиянаходится в пределах 3−20кг/см3 (принимаем К = 5,0кг/см = 5*104Н/м3).Тогда коэффициент деформации.
Расстояние от наружной поверхности стенки до края днища с = 67 мм. Аргумент β = 0,035*6,7 = 0,23По таблице функции находим:
Определяем перемещения днища:
Решаем канонические уравнения:
Отсюда Мо = 6,9 кНм/м; Q о = -30,8 кН/м.Напряжение в стенке (90)Место соединения стенки резервуара и днища характеризуется возникновением изгибающего момента Мо и поперечной силы Qo, распространяющиеся вдоль образующей и затухающие достаточно быстро. Поскольку жесткость днища относительно не высока классификация соединенийне классифицируется как жесткое защемление, но, как правило, считают, что защемление нижнего края стенки в днище упругим. То есть, когда резервуар заполнен, деформируется как стенка, так и днище. С учетом неразъемностисопряжения, то значение суммы деформаций стенки и днища не должно превышать 0. При вычислении значений Мои Qoпользуются одним из методов строительной механики по решению и описанию статически неопределимой стержневой системы [34]. Для определения неизвестных напишем канонические уравнения метода сил, представляющие собой по сути уравнения неразрывности деформаций в узле:(91)где —единичные перемещения от действия;
Мо = 1;
— единичные перемещения от действия Qo = 1l;
— перемещения от действия внешней нагрузки. Каждое перемещение слагается из перемещений стенки и перемещения днища, т. е.(92)Отличительным свойством днища является значительная жесткость в горизонтальной плоскости, что практически исключает любую деформацию на растяжение, что подтверждается опытным путем и многочисленной практикой реализации. Исходя из данного свойства становится возможным исключение коэффициентов системы:
Поэтому система (56) принимает вид: В дальнейшем решении задача сводится к отысканию единичных перемещений, являющихся коэффициентами системы уравнений (4), и решению последней. Определение перемещений стенки.
Для определения перемещений стенки напишем решение левой части дифференциального уравнения (решение однородного уравнения):(93)Так как на стенку резервуара действует гидростатическое давление, изменяющееся в соответствии с законом треугольника, то естественным является предположение, о равенстве нулю перемещений стенки на бесконечном удалении от днища. Величина второго слагаемого в приводимом решенииверно в случае при стремится к нулю из-за отрицательной степени при экспоненте. Величина первого слагаемогобудет равна нулю только еслик нулю будут приравнены произвольные постоянные C1 иC2. То есть [26]: или для простоты вычислений (94)Выразим неизвестные произвольные постоянные С3 и С4 через неизвестные, но вполне определенные Мо и Qo (этот способ носит название метода начальных параметров). Для этого примем следующие граничные условия:
при х =0(95)Взяв от выражения (58) вторую и третью производные и подставив в них граничные условия (59), получим:(96)где k
— величина, аналогичная коэффициенту упругости в балках на упругого основании,(97)(98)Уравнение углов поворота (99)Уравнение изгибающих моментов (100)Уравнение поперечных сил (101)После отыскания М0 и Q0 по этим уравнениям можно построить эпюры перемещения, моментов и поперечных сил. Перейдем непосредственно к отысканию перемещений. По существующему в методе сил правилу знаков и являются главными перемещениями, и если их направление совпадает с направлением действия силы (момента), то они имеют знак «плюс». Поэтому в уравнении (101) знак «минус» можно опустить. Для определения введем в уравнение (20) х = 0, Q о = 0 и М0 = 1, тогда получим:(102)Или (103).
так как (104)Подставив в уравнение (67) х = 0, Мо = 0 и Qo= l, получим:(105)Такой же результат можно получить из уравнения (60), подставив в него х = 0, Qo = 0, Mo= 1 (по теореме о взаимности перемещений).Подставим в уравнение (7) х = 0, Мо = 0 и Qo = l, получим:
Для определения грузовых членов и найдем частное решение для правой части уравнения.
Тогда при х = 0где Н —высота стенки резервуара. Таблица 6Результаты расчета перемещения стенки резервуара по поясам.
ПоясаВысота, мм.
Ускорение свободного падения g, м/с2Плотность, т/м3Коэффициент упругости, кг*с/мм2Перемещение стенки, ∆ r, ммI177009,82,78 210 004,1II157505,3III135007,8IV112508,2V90006,0Потери нефтепродуктов из емкостей от «малых и больших дыханий» могут быть сокращены при использовании тепловой защиты резервуаров, специальной конструкции емкостей, газовой обвязки и правильной организации технологических операций. Тепловая защита уменьшает колебания температуры газового пространства резервуара и поверхностного слоя нефтепродукта. Она достигается при окраске крыш и боковых стенок резервуаров лучеотражающими красками, тепловой изоляции, непосредственно наложенной на крышу, на крышу и стенку резервуара, или тепловой изоляции экраном, при водяном орошении резервуара, применении железобетонных резервуаров. Для защиты от нагревания солнечными лучами резервуары окрашиваются в светлые тона. Это наиболее простой и доступный способ борьбы с потерями от «малых дыханий», не требующий больших капитальных затрат и применимый в любых условиях. Эффективность окраски для борьбы с потерями тем выше, чем больше суточные колебания температуры. С повышением лучеотражающей способности резервуара колебания температуры газового пространства и поверхности нефтепродукта уменьшаются. Например, бензин, находящийся в одинаковых условиях хранения в наземных атмосферных резервуарах, нагревался при испытаниях в зависимости от цвета окраски до следующих температур [14]: Таблица 7Влияние окрашивающих материалов на качество резервуара.
ОкраскаТемпература, °САлюминиевая11,5Серая14,6Суриковая16,6Зеленая22,0Черная30,0 3.
2. Экономическое обоснование предложенного мероприятия.
Перечень оборудования, необходимого для строительства резервуара, и его стоимость представлены в таблице 8. Таблица 8Стоимость материалов и оборудования.
НаименованиеНеобходимое кол-во единиц.
Стоимость единицы, тыс. руб. Сумма затрат, тыс. руб. Переходники, изоляционные материалы (уплотнительные переходники на крышку резервуара) Комплект37,60 037,600Фасонные части.
Комплект50,50 050,500Расходные материалы (состав для антикоррозионного покрытия резервуара, герметичные составы для швов) Комплект25,70 025,700Резервуар для хранения нефтепродуктов (листы для формирования боковых стенок, днище и крыша резервуара, балки для опоры крыши).
11 360,001360,00Итого: 1473,80 В стоимость материалов и оборудования включены расходы на доставку. В расчет капитальных вложений входят также затраты на монтаж оборудования, которые составляют 17% от стоимости оборудования.Зм.о. = 1473,80 * 0,17 = 250,550 тыс. руб.
где Зм.о. — затраты на монтаж оборудования. Капитальные вложения (КВ) составят КВ = КЗ + З м.о. (106)КВ = 1473,80 + 250,550 = 1724,350 тыс. руб.
где КЗ — величина капитальных затарат;
КВ — величина капитальных вложений.
Расчет годовых текущих затрат на содержание дополнительных резервуаров:
Годовые текущие (эксплуатационные) затраты включают в себя [16]: стоимость материалов для покрытия;
заработную плату рабочих, обслуживающих резервуар;
отчисления на социальные нужды;
амортизацию;затраты на ремонт и техническое обслуживание. Расчет стоимости материалов для покрытия:
Покрытие каждого резервуара проводится 2 раза в год, поскольку климат в районе расположения — морской, что определяет повышенную влажность. На 1 квадратный метр поверхности требуется краска белого цвета стоимостью 6500 руб., следовательно, для покрытия всего резервуара требуется:
6500*118*2= 1534,0 тыс. руб. Расчет заработной платы рабочего, обслуживающего резервуарный парк:
Для обслуживания резервуара требуется один инженер-оператор, постоянно работающий на резервуаре. За один рабочий день к основной заработной плате ему начисляется доплата в размере 100 руб. Годовая заработная плата инженера-оператора составит:
ЗП = ОЗП + ДЗП (107).
где ОЗП — основная заработная плита, руб;ДЗП — дополнительная заработная плата, равная 1,15% от ОЗП, руб. ОЗП = 200. 300 = 60,000 тыс. руб. ДЗП = 60,000. 0,0115 = 0,690 тыс. руб. ЗП = 60,000 + 0,690 = 60,690 тыс. руб. Отчисления на социальные нужды составляют 26% от заработной платы рабочего:
О с.н. = 60,690. 0,26 = 15,779 тыс. руб. Отчисления на обязательное социальное страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний составляют 0,7% (т.к. предприятие относится к VI классу профессионального риска) от заработной платы рабочего:
Острах= 60,690. 0,007 = 0,425 тыс. руб. Амортизация определяется как: А = Nа. КВ, где Nа — норма амортизации, равная для резервура10% (согласно постановлению Правительства РФ от 01.
01.02 г. «О классификации средств, включенных в амортизационные группы»).А = 0,1*1768,56 = 172,435 тыс. руб. Затраты на текущий ремонт:
Текущие расходы на ремонт оборудования составляют (5 — 10, %)для расчётов принимаем — 7% от капитальных вложений. ТР = 1724,350*0,07 = 120,71 тыс. руб. Результаты расчетов годовых текущих затрат на содержание оборудования приведены в таблице 9. Таблица 9Годовые текущие затраты на содержание оборудования.
Показатели текущих годовых затрат.
Расходы, тыс. руб.
1. Стоимость покрытий1534,02. Заработная плата за тех. обслуживание60,6903.
Отчисления на социальные нужды16,2044.
Отчисления на обязательное социальное страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний 0,4255.
Амортизация оборудования172,4356.
Текущий ремонт120,71Итого 1904,464Расчет предотвращенного ущерба от внедрения резервуара заключается в определении прибыли предприятия за счет увеличения объемов, транспортируемых нефтепродуктов. В настоящее время оборот станции составляет 4,7 млн. тонн/год. При внедрении нового резервуара оборот поднимется до 4,75 млн. тонн/год. При стоимости нефти 23 425,7 руб. прибыль составит: P = 0,05 * 23 425,7 = 1171,30 млн руб. Где Р — прибыль. Определение чистого интегрального эффекта проектных мероприятий:
Чистый интегральный эффект — Эинт — это сумма текущих эффектов за расчетный период, приведенная к начальному шагу путем дисконтирования:
Эинт = ΣТt=0 (ΔJt — Сt) · 1/(1+Е)t — КΔJt — предотвращенный ущерб, достигаемый на t-ом шаге расчета.
Сt — эксплутационные затраты на t-ом шаге расчетаt — номер шага расчета (t = 0, 1, 2… Т)Т — горизонт расчета (равен номеру шага окончания расчетного периода, который принимается равным сроку эксплуатации системы защиты). Т = 3 года (ΔJt — Сt) = Эt — текущий эффект на t-ом шаге1/(1 + Е) t = αt — коэффициент дисконтирования.
Е — норма дисконта (Е = 10% или 0,1)К — капитальные затраты (долгосрочные инвестиции) в систему защиты.
Значения коэффициента дисконта представлены в таблице 10Таблица 10Значение коэффициента дисконта за 3 года реализации инвестиционного проекта.
Год реализации проекта, t01,0010,9120,8330,75Эинт = 516,8 тыс. руб. Т. к. Эинт> 0, то проектные мероприятия эффективны. Определение индекса эффективности проектных мероприятий:
Индекс эффективности (ИЭ) определяется как соотношение суммы приведенных (дисконтированных) эффектов к величине капитальных вложений:
ИЭ = 1/К · ΣТt=0 (ΔJt — Сt) · 1/(1+Е)tК — капитальные вложения.
ИЭ = 3,2 Т.к. ИЭ > 1, то проектируемые мероприятия эффективны. Определение срока окупаемости капитальных вложений.
Срок окупаемости капитальных вложений (Ток) с применением дисконтирования определяется как минимальный период времени, начиная с которого чистый интегральный эффект становится и остается положительным. Ток = 1,0 года.
Сводные показатели экономической эффективности представлены в таблице 11Таблица 11Показатели эколого-экономической эффективности мероприятий в формировочном отделении№ п/пПоказатели эффективности.
Единицы измерения.
Значения показателей1Капитальные вложения.
Тыс. руб.
1473,802Годовые текущие затраты на содержание и эксплуатацию системы.
Тыс. руб/год1904,4643.
Прибыль предприятиямлн.
руб/год1171,304Чистый интегральный эффект проектных мероприятий.
Т = 3 года, Е = 10%Тыс. руб.
516,85Индекс эффективности-1,26Срок окупаемости.
Год1,0Заключение.
Рассмотрев, характеристику деятельности предприятия и ознакомившись с недостатками технологического обеспечения было выявлено, что значительный процент потерь нефтепродуктов приходится на резервуары, в связи с чем было принято решение о модернизации резервуарного парка. Экономический анализ мероприятия позволил судить об эффективности мероприятия, а также высокой скорости его окупаемости, что позволит предприятию развиваться и в последствие выйти на новый уровень по качеству и быстроте обслуживания клиентов, что в современных условиях существования предприятия в своём сегменте рынка — очень важно. Таким образом, подобное мероприятие является технически и экономически выгодным. В целом, согласно статистическим данным резервуарный парк — наиболее слабый компонент нефтетранспортирующего предприятия, который требует постоянного обслуживания и ремонта вследствие специфики объекта работы с неньютоновской жидкостью. Разработки резервуаров постоянно совершенствуются, что полностью соответствует мировым стандартам качества, однако, в отечественном опыте это пока не столь распространено. Согласно расчетам экономической эффективности мероприятия можно сделать вывод о повышенной степени актуальности установки резервуара, поскольку увеличение прибыли компании весьма значительно измениться, что позволит произвести постепенную замену всех резервуаров или провести установку новых. Расширение резервуарного парка требует серьезных материальных и временных затрат, однако позволяет получить значительные результаты в повышении эффективности. Список использованной литературы.
Справочные издания и инструкции:
Инструкция по диагностике и оценке остаточного ресурса сварных вертикальных резервуаров. Приложение № 4 к приказу ОАО НК «Роснефть» от 28.
01.04. № 9 М.: ОАО НК «Роснефть», 2004. — 45 с. Основные термины и определения нефтепродуктообеспечения. Библиотека журнала «Автозаправочный комплекс», М.: 2002 г. Правила технического диагностирования, ремонта и реконструкции вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов.
Госгортехнадзор России, 2002.
Правила антикоррозионной защиты резервуаров: РД 413 160−01−129 785 802. М.: ОАО АК"Транснефть", 2002. — 117 с. Методические указания по организации и проведению наблюдений за осадками фундаментов и деформациями здании и сооружении строящихся и эксплуатируемых тепловых электростанций СО 15 334.
21.322−2003. ЦПТИЭ и ТО ОРГРЭСМосква, 2005.
Монографии:
Алешин В. В. Повышение безопасности промышленных трубопроводных систем с использованием методов численного прочностного анализа. // Дисс. на соиск. уч. ст. канд. техн. наук. Саров, 2003.
Бахмат.
Г. В. Транспорт и хранение нефти и газа: экологические проблемы и решения /Старикова Г. В. // Тюмень: Тюм.
ГНГУ, 2002. — 411 с. Белобородов A.B. Совершенствование методики проектирования запорной арматуры с использованием численных методов. // Дисс. на соиск. уч. ст. канд. техн. наук. Тюмень.
Будыльский И.С. Экспериментально-теоретическое изучение несущей способности многогранного купола из шестиугольных трехслойных панелей. // Дисс. на соиск. уч. ст. канд. техн. наук. Ростов на Дону.
Денисова А. П. Конструкции плавающих крыш для вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для хране-ния нефти и нефтепродуктов: Тематический обзор. / Муртазин М. Р., Землянский A.A.// Саратов: Сарат. гос.
техн. ун-т, 2001, 58 с. Землянский A.A. Принципы конструирования и экспериментально-теоретические исследования крупногабаритных резервуаров нового поколения. // Дисс. на соиск. уч. ст. докт. техн. наук. Саратов, 2005.
Иванов В. А. Применение резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов / Кочурова В. В., Новоселов В. В. // Тюмень: Тюм.
ГНГУ, 2004. 161с. Ковальчук O.A. Особенности динамических откликов панельных зданий повышенной этажности, подвергающихся воздействию вибраций вызванных движением поездов метрополитена. // Автореф. дисс. на соиск. уч. ст. канд. техн. наук. М., 2004.
Поподько Д. В. Оценка безопасной эксплуатации оболочек с «канавочным износом» методом конечных элементов. // Дисс. на соиск. уч. ст. канд. техн. наук. Уфа, 2004. 118 с. Смоленцев В. М. Прогнозирование потерь нефти в резервуарных парках нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепроводов: автореферат, Тюмень 2003.
Учебные пособия:
Диагностика повреждений и утечек при трубопроводном транспорте многофазных углеводородов. Антипьев В. Н., Земенков Ю. Д., Шабаров А. Б. и др. Тюмень: «Вектор Бук», 2002. — 432 с. Еременко Н. А. Справочник по геологии нефти и газа: учебн.
пособие/ Н. А Еременко. — М.: Недра, 2002 — С.
321.Коршак А. М. Основы нефтегазового дела: учебн.
пособие/ А. М. Коршак. — М.: Дизайн Полиграф Сервис, 2005 — 528с. Теплотехника: Учеб.
для вузов / В. Н. Луканин, М. Г. Шатров, Г. М. Камфер и др.; Под ред. В. Н. Луканина. 2-е изд., перераб.
— М.: Высш. шк., 2000.
— 671 с. Саяпова А. Р., Шамуратов Н. М., Гусельникова Е. А., Лакман И. А. Математические методы прогнозирования экономических показателей. Учебное пособие. Уфа: Баш.
ГУ, 2000.
Пестриков В.М., Механика разрушения твердых тел: курс лекций / Морозов Е. М. //СПб.:Профессия, 2002. — 320 с. Публикации:
Бабичев Д. А. Резервуар для хранения нефти под повышенным давлением / Трясцин Р. А., Земеков Ю. Д. //Тезисы докл. Интерстроймех-2005:
29. Материалы международной научнотехнической конференции / Отв. редакторШ.М. Мерданов. Тюмень: Тюм.
ГНГУ, 2005, с. 49−51.Барзилович Д. В. Совершенствование диагностики и прогнозирование надежности резервуаров / Радыш Ю. В., Киреев A.C. // Монтажные и специальные работы в строительстве.-2001. № 1. с.23−26.Бахтизин Р. Н. Планирование сроков обследований технического состояния стальных горизонтальных резервуаров / Буренин В. А., Дмитриев E.H. //Транспорт и хранение нефтепродуктов.-2001. № 3.-С.9−14.Бояров А. Н. Моделирование процесса проницаемости при использовании антикоррозионных покрытий / Сумарченкова И. А. // Состояние биосферы и здоровье шодей. Сб. статей VIII Международной научн.
практ. конф.
Пенза, 2008. С. 14−16. Ввод в эксплуатацию резервуаров после ремонта //Трубопроводный транспорт нефти.- 2000. № 12. с. 31−33.Вихман А. Г. О некоторых вопросах оценки остаточного ресурса вертикальных цилиндрических резервуаров / Корнеев Б. Ф., Солдатов АЛ., Лебедев А. Н., Соколов В. Л. //Транспорт и хранение нефтепродуктов.-2001.-№ 5.-с. 7−9.Востров В. К. Оптимизация высот поясов стенки резервуара / Василькин A.A. // Монтажные и специальные работы в строительстве. 2005, -№ 11. с. 37−40.Востров В. К. Вопросы расчета вертикальных цилиндрических стальных резервуаров при проектировании и техническом диагностировании // Монтажные и специальные работы в строительстве. 2006. № 7. с.9−16.Востров В. К. Расчет напряжений и перемещений в уторном узле и окрайках днища резервуара / Катанов A.A.// Монтажные и специальные работы в строительстве.-2005. № 8, — с.22−26.Долговечность строительных материалов и конструкций // Материалы науч.
практ. конф. Саранск: Изд-во Мордов. ун-та, 2005 — 144 с. Дорошенко Ф. Е. Остаточные напряжения и пути повышения надежности и долговечности вертикальных цилиндрических резервуаров / Фуфаев C.B., Василькин A.A. // Монтажные и специальные работы в строительстве.
— 2007.-№ 6 С.2−7.Евдокимов В. В. Методика расчетной оценки долговечности циклически нагруженных стальных строительных конструкций на стадии проектирования // Промышленное и гражданское строительство. 2005.-№ 5. с. 32−33.Еленицкий Э. Я. Расчет узла сопряжения стенки и днища вертикальных цилиндрических стальных резервуаров // Строительная механика и расчет сооружений. 2007. — № 4, с.
2−7.Землянский A.A. Оценка напряженно-деформированного состояния нефтеналивных резервуаров // Промышленное и гражданское строительство. 2004. -№ 11, с.
56.Каравайченко М. Г. Анализ повреждений и критерии живучести резервуаров с плавающими покрытиями // Транспорт и хранение нефтепродуктов.- 2001. № 8. с. 3−7.Козин И. В. Пути сокращения продолжительности капитального ремонта резервуаров / Газизов И. М., Кулахметьев Р. Р, Гуров А. И. // Трубопроводный транспорт нефти.- 2001. № 6. с. 8−11.Концепция управления Системой неразрушающего контроля и основные направления ее развития// Система неразрушающего контроля. Аттестация лабораторий (сборник документов) Серия 28. Выпуск 1/ Колл.
авт.-М., 2000.-С. 5−16.Кулагин A.B. Прогнозирование и сокращение потерь бензинов от испарения из горизонтальных подземных резервуаров АЗС. Автореферат УГНТУ. Уфа-2003.
Купреишвили С. М. Предотвращение разрушения резервуаров с понтоном и плавающей крышей // Промышленное и гражданское строительство. № 5, 2004, 12−16 с. Малинин В. Р. Техногенная безопасность резервуарного хранения нефти и нефтепродуктов. Вестник СПбИ ГПС МЧС России, № 47., 2004, № 1,2005.
Мусин И. А. Подготовка резервуаров к освидетельствованию и ремонту / Соболева Н. Н., Чушкина З. Ю. // Транспорт и хранение нефтепродуктов.- 2000. № 1. с. 13−15 Нгуен.
ЧьеуНьен Роль солнечной радиации в испарении легких фракций углеводородов в наземных и подводных резервуарах / Гусейнов.
Ч.С. // Нефтяное хозяйство. 2000. — № 4. С. 54−56Новиков А.А. Физико-химические основы процессов транспорта и хранения нефти и газа: учебное пособие / А. А. Новиков, Н. В. Чухарева; Томский политехнический университет. ;
Томск: Изд-во ТПУ, 2005. — 111 с. Причинно-следственный анализ аварий вертикальных стальных резервуаров/Кондрашова О.Г., Назарова О.М.//Нефтегазовое дело 2004. — № 2 С. 21−29. Поляков А. С., Квашнин Б. С., Климантов А. А. Концептуальные основы оптимизации надежности резервуаров для нефтепродуктов с учетом требований промышленной безопасности.
Проблемы управления рисками в техносфере, № 2 6., 2008., СПб У ГПС МЧС РФ. Радыш Ю. В. Допустимый уровень наполнения стальных резервуаров / Киреев A.C. // Монтажные и специальные работы в строительстве.-2001,-№ 2, — с.4−7.Розина М. В. О способах задания нормативных требований к качеству продукции при УЗК в различных отраслях российской промышленности /Трофимова Г. Н.// В мире НК 2010. № 12 — с. 32−36. Соболев Ю. В. Определение напряженно-деформированного состояния стенки с геометрическимидефектами в области монтажного стыка численными методами / Василькин A.A., Колосков А. Д. // Промышленное и гражданское строительство.
2005. № 12. с. 44−45. Шабаров А. Б. Физико-математическая модель процессов движения и испарения нефти в резервуарном парке нефтепровода / Земенков Ю. Д., Смоленцев В. М. // Теплофизика, гидрогазодинамика, теплотехника: Сборник статей. Вып. I. Тюмень: Тюм.
ГУ, 2002 г. — С. 62−70.
