Организация и технология работ по строительству вертикального стального резервуара для хранения нефтепродуктов

А. В. Федорян 

Организация и технология работ 
по строительству вертикального 
стального резервуара  
для хранения нефтепродуктов 

Учебник 

Москва 
2023 

УДК 621.64(075) 
ББК  38.747я723 
Ф33 

Рецензент: 
Сукало Г. М., кандидат технических наук,  
профессор кафедры ТБиНД НИМИ Донской ГАУ 

Федорян, А. В. 
Ф33  
Организация и технология работ по строительству вертикального 
стального резервуара для хранения нефтепродуктов : учебник / 
А. В. Федорян. — Москва : Директ-Медиа, 2023. — 136 с. 

ISBN 978-5-4499-3363-8 

В учебном издании рассмотрено строительство вертикального стального резервуара со стационарной крышей в составе резервуарного парка. 
Учебник предназначен для освоения теоретической части предмета 
студентами среднего профессионального образования по специальности 
«Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ». 

УДК 621.64(075) 
ББК  38.747я723 

ISBN 978-5-4499-3363-8
© Федорян А. В., текст, 2023
© Издательство «Директ-Медиа», оформление, 2023

Оглавление 

Введение ....................................................................................................................................................... 5 

Глава 1. Объем хранилищ нефти и нефтепродуктов ........................................................... 7 
1.1. Определение объема резервуарных парков в системе 
магистральных нефтепроводов ................................................................................................ 7 
1.2. Определение объема резервуарных парков магистральных 
нефтепродуктопроводов ............................................................................................................... 8 
1.3. Определение вместимости резервуарных парков нефтебаз ............................ 9 
1.4. Примеры расчетов по определению объемов резервуарных парков ....... 11 

Глава 2. Планировка резервуарного парка. Геометрические параметры 
резервуара ................................................................................................................................................ 16 

Глава 3. Характеристика района объекта и климатических условий 
строительства ......................................................................................................................................... 24 
3.1. Характеристика основных климатических элементов ..................................... 24 
3.2. Пример описания естественно-исторических условий района 
строительства резервуарной группы ................................................................................. 24 
3.2.1. Пример описания местоположения объекта ................................................ 25 
3.2.2. Рельеф территории расположения объекта ................................................. 26 
3.2.3. Климатические условия ........................................................................................... 26 
3.2.4. Геологические условия территории ................................................................. 28 

Глава 4. Нормативно-техническая документация ............................................................. 29 

Глава 5. Организация строительства вертикального стального резервуара ....... 31 
5.1. Оперативно-диспетчерская связь на период строительства ........................ 31 
5.2. Обеспечение материально-техническими ресурсами ....................................... 31 
5.3. Строительный (операционный) контроль качества .......................................... 31 
5.4. Мероприятия по охране объектов в период производства работ .............. 37 

Глава 6. Организация и технология производства работ по строительству 
вертикального стального резервуара ....................................................................................... 40 
6.1. Общая часть ............................................................................................................................... 40 
6.2. Подготовительные работы .............................................................................................. 47 
6.2.1. Геодезические работы ............................................................................................... 47 
6.2.2. Погрузочно-разгрузочные работы ..................................................................... 48 
6.2.3. Входной контроль ........................................................................................................ 49 
6.3. Работы основного периода ............................................................................................... 50 
6.3.1. Технология строительства кольцевого железобетонного 
фундамента под вертикальный стальной резервуар .......................................... 51 
6.3.2. Разметка основания под резервуар ................................................................... 62 
6.3.3. Монтаж листов окрайки днища ........................................................................... 62 

3 

6.3.4. Монтаж центральной части днища .................................................................... 66 
6.3.5. Монтаж первого пояса стенки резервуара ..................................................... 74 
6.3.6. Монтаж центрального кольца и монтажной стойки ................................ 83 
6.3.7. Монтаж второго и последующих поясов ......................................................... 88 
6.3.8. Монтаж опорного кольца ........................................................................................ 93 
6.3.9. Монтаж радиальной подкладной пластины ................................................. 94 
6.3.10. Монтаж начального, промежуточных, замыкающего 
щитов крыши ............................................................................................................................. 95 
6.3.11. Уторный шов и окончание сварки днища ................................................ 100 
6.3.12. Монтаж усиливающих листов, накладных пластин, 
патрубков, штуцеров, люков на стене и крыше ................................................... 101 
6.3.13. Монтаж шахтной лестницы, площадок обслуживания, 
ограждения ............................................................................................................................... 109 
6.3.14. Монтаж молниезащиты и защиты от статического 
электричества ......................................................................................................................... 112 

Глава 7. Программа гидравлического испытания резервуара ................................. 114 
7.1. Общие сведения о проведении гидравлических испытаний 
резервуара ....................................................................................................................................... 114 
7.2. Геодезический контроль ................................................................................................ 120 

Глава 8. Потребность в материально-технических ресурсах ..................................... 125 

Литература ............................................................................................................................................ 129 

Приложение .......................................................................................................................................... 131 

Введение 

Резервуарные парки являются одними из основных технологических сооружений нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств. Они являются важнейшими звеньями трубопроводной системы. 
Техническое состояние резервуаров, суммарная полезная емкость их 
парков и групп гарантирует устойчивое бесперебойное транспортирование 
нефтепродуктов участникам рынка. Резервуарные парки позволяют проводить запланированную организацию остановок систем магистральных нефтепроводов на участках с целью проведения ремонтных и диагностических 
работ, реконструкции на эксплуатационных участках. 

Рис. Новые группы вертикальных стальных резервуаров 

Например, в настоящее время в нефтетранспортной системе ПАО «Транснефть» находится 868 резервуаров суммарной емкостью 12,7 млн м3. 
По конструкции основная часть из них это — вертикальные стальные резервуары (РВС), преимущественно вместимостью 5, 10, 20 и 50 тыс. м3. Данные 
приведены без учета резервуарных мощностей предприятий нефтепереработки, 
морских терминалов. 
Расположены они на головных нефтеперекачивающих станциях. Нормативные сроки эксплуатации 60 % резервуаров превышены. При том, что срок 
их эксплуатации составляет 20–30 и более лет. 
Следует отметить, что в свое время массовое строительство резервуаров 
совпало с преимущественным использованием нового способа — рулонированного возведения. Этот способ на первый взгляд экономически более целесообразен, т. к. резервуар, построенный листовым способом, на 200 % дороже. 
Но опыт эксплуатации показал, что для резервуаров объемом свыше 50 тыс. м3 
характерно наличие ряда конструктивных недостатков. 

5 

Поэтому в данном учебном издании подробно рассмотрен именно полистовой метод изготовления вертикальных стальных резервуаров. Такой резервуар будет обладать необходимой надежностью при условии, что на стадии 
строительства (изготовления) проводится контроль за соответствием исходной 
проектной документации, выбираются и обосновываются технологии и материалы, проводится дефектоскопический контроль и устанавливается входной 
контроль состояния несущих элементов. 

Глава 1
Объем хранилищ нефти и нефтепродуктов

Резервуарные парки в системе магистральных нефте- и нефтепродук
топроводов, а также нефтебаз играют очень важную роль. Основное их 
назначение — выполнение роли буфера между поставщиком и получателем, 
компенсирующего неравномерности поставок и потребления нефти и нефтепродуктов. К числу других функций резервуарных парков относятся: создание 
запасов на случай возникновении сбоев в транспортной цепи, доведение качества нефти и нефтепродуктов до требуемого уровня, их замер и учет. 

1.1. Определение объема резервуарных парков 

в системе магистральных нефтепроводов 

На магистральных нефтепроводах резервуарные парки размещаются: 
• на головной насосной станции;
• на границах эксплуатационных участков;
• в местах подкачки нефти с близлежащих месторождений или сброса

нефти попутным потребителям. 

Полезный суммарный объем резервуарных парков нефтепроводов зави
сит от диаметра и протяженности последних (табл. 1.1) [1]. 

Таблица 1.1 

Рекомендуемые суммарные полезные объемы резервуарных парков  
нефтепроводов (единица измерения — суточный объем перекачки) 

Протяженность 
нефтепровода, км

Диаметр, мм

630 и менее
720, 820
1020
1220

До 200
Свыше 200 до 400
Свыше 400 до 600 
Свыше 600 до 800
Свыше 800 до 1000

1,5
2
2,5 
3

3/3,5

2
2,5

2,5/3 
3/3,5
3/4

2
2,5

2,5/3 
3/4

3,5/4,5

2
2,5

2,5/3 
3,5/4
3,5/5

Величины, приведенные в числителе, следует применять при обычных 

условиях прокладки, а в знаменателе — когда не менее 30 % от протяженности 
трубопровода проходит в сложных условиях (заболоченные и горные участки). 

При протяженности нефтепровода более 1000 км к размеру емкости по 

табл. 1.1 добавляется объем резервуарного парка, соответствующего длине 
остатка. 

Суммарный полезный объем резервуарных парков нефтепровода ориен
тировочно распределяется следующим образом: 

• головная насосная станция
2–3; 

• НПС на границе эксплуатационных участков
0,3–0,5; 

• то же при проведении приемно-сдаточных операций
1–1,5. 

Таблица 1.2 

Рекомендуемые величины ηp 

Емкость резервуара
Величина ηp для резервуаров

без понтона
с понтоном
с плавающей крышей

До 5000 м3 включительно
От 10 000 до 30 000 м3

0,85
0,88

0,81
0,84

0,80
0,83

7 

 

Для определения необходимого общего объема резервуарных парков ве
личину их полезного объема надо поделить на коэффициент пользования 
емкости ηр, определяемый по табл. 1.2 [1]. 

В соответствии с нормами технологического проектирования (табл. 1.1) 

суммарный объем резервуарных парков в системе магистрального нефтепровода равен: 

(
)(
)
(
) (
)
1 0,3...0,5
1...1,5
2...3
,


=
−
−
+
+


р
сут
э
у
у
V
V
n
n
n
 
(1.1) 

где 
Vcyт — суточный объем перекачки нефти по трубопроводу;  
nэ — число эксплуатационных участков протяженностью 400–600 км;  
nу — число насосных станций на границе эксплуатационных участков 

(где выполняются приемо-сдаточные операции). 

1.2. Определение объема резервуарных парков  

магистральных нефтепродуктопроводов 

Необходимая вместимость резервуарного парка головной насосной станции ГНС вычисляется по формуле: 

1
1
,

m
н
м
год i
i
ГНС
p i
i
i

К К
V
q
V
Ц
η
Q
=



=
⋅
−




∑
 
(1.2) 

где 
Кн — коэффициент неравномерности поступления нефтепродуктов в 

резервуары ГНС, Кн = 1,3;  

Км — коэффициент неравномерности работы трубопровода, Км = 1,1; 
Ц — число циклов последовательной перекачки;  
Vгод i — годовой объем перекачки i-гo нефтепродукта;  
Qi, qi — расходы соответственно поступления i-го нефтепродукта на ГНС 

и его закачки в трубопровод;  

m — количество наименований последовательно перекачиваемых нефте
продуктов. 

Необходимая вместимость резервуарного парка на конечном пункте определяется по формуле: 

1
1
,

к
m
к
м
р
год i
i
кп
к
р i
max i
i

V
К К
q
V
Ц
η
q
=



=
⋅
−






∑
 
(1.3) 

где 
Кр — коэффициент неравномерности реализации нефтепродуктов, Кр = 1,5; 

,
к
к
i
год i
V
q  — соответственно годовой объем и средний расход i-гo нефте
продукта, поступающего на конечный пункт; 

к
max i
q
 — максимальный расход реализации i-гo нефтепродукта на конеч
ном пункте. 

Найденная величина VГНС не должна быть меньше трехсуточного объема 

перекачки нефтепродуктов по трубопроводу. 

При подборе резервуаров необходимо учитывать следующие требования: 
• под каждый нефтепродукт должно быть не меньше двух резервуаров; 
• резервуары должны быть возможно большей однотипности и единич
ной вместимости. 

8 

 

1.3. Определение вместимости  
резервуарных парков нефтебаз 

Наиболее точно вместимость резервуарного парка нефтебазы определя
ется по графикам поступления и отгрузки нефтепродуктов, составленным на 
основании фактических данных за 2–3 года, с учетом страхового запаса. Для 
каждого сорта нефтепродукта необходимый объем резервуаров находится как 

(
)
Δ
Δ
Δ
,
100
=
⋅
−
+

год
i
ст
i
max i
mini
i
Q
V
V
V
V
 
(1.4) 

где 
год
iQ
 — годовая реализация i-гo нефтепродукта, м3; 

ΔVmax i, ΔVmin i — соответственно максимальный и минимальный суммар
ные остатки i-гo нефтепродукта, наблюдавшиеся за год, %; 

ΔVi — величина страхового запаса i-гo нефтепродукта, %. 
Рекомендуемые нормы страхового запаса для распределительных нефте
баз в зависимости от географического положения и надежности транспортных 
связей следует принимать в процентах от среднемесячной потребности нефтепродуктов (табл. 1.3) [1]. Для трубопроводных нефтебаз и нефтебаз с реализацией менее 1 тыс. т/год страховой запас не устанавливается. 

Таблица 1.3 

Нормы страхового запаса нефтепродуктов 

Тип нефтебаз
Ее местоположение
Норма запаса, %

Железнодорожные, водные 
(речные)

Южнее 60° северной широты 
в европейской части страны

Севернее 60° северной широты 
в европейской части страны, 
в Сибири, на Урале и Дальнем Востоке

до 20

до 50

Водные (речные) с поступлением 
нефтепродуктов только в навигационный период

–
до 50*

Примечание: * вычисляется от среднемесячной потребности в межнавигационный период. 

При отсутствии графиков поступления и отгрузки нефтепродуктов необ
ходимый полезный объем резервуарного парка для каждого из них может 
быть вычислен по следующим формулам [1]: 

• для распределительных железнодорожных нефтебаз 

Δ
1
;
30
100

ст
i
ц
нз
нв
i
i
Q T К К
V
V


=
⋅
+





 
(1.5) 

• для водных (речных) перевалочных и распределительных нефтебаз 

Δ
1,15
1
;
100


=
+





ст
i
i
i
нв
V
V
Q К
 
(1.6) 

• для водных (речных) нефтебаз с поступлением нефтепродуктов только 
в навигационный период 

Δ
1,15
1
;
100


=
+





ст
i
мп
i
i
V
V
Q
 
(1.7) 

9 

 
• для трубопроводных нефтебаз 

1,1
1
,
8760

от
от
нв
i
i
i
ш
max
Q
К
Q
V
N
q


=
−


⋅



 
(1.8) 

где 
Qj — среднемесячное потребление i-гo нефтепродукта, м3; 
Тц — продолжительность транспортного цикла поставок нефтепродукта, 

сутки (табл. 1.4);  

Кнз — коэффициент неравномерности подачи цистерн с нефтепродуктом, 

Кнз = 1,1…1,3;  

Кнв — коэффициент неравномерности потребления нефтепродуктов 

(табл. 1.5);  

мп
iQ
 — межнавигационная потребность в i-м нефтепродукте (при завозе 

1 раз в год — годовая потребность);  

от
iQ
 — объем i-го нефтепродукта, отбираемого по отводу, м3/год;  

Ni — годовое число циклов, с которым работает отвод; 
qmax — максимальный из возможных расходов нефтепродукта в отводе, 

м3/час. 

Таблица 1.4 

Зависимость продолжительности  

транспортного цикла от удаленности поставщика 

Расстояние до поставщика, км
400
600
800
1000
1200
1600
2000
2600

Тц, сутки
7
9
11
13
14
15
17
20

Таблица 1.5 

Величины коэффициента  

неравномерности потребления нефтепродуктов 

Характеристика 

районов потребления

Кнв

Все виды топлива
Масла, смазки

Промышленные города
Промышленные районы:
Промышленность потребляет 70 %
Промышленность потребляет 30 %
Сельскохозяйственные районы

1,0
1,1
1,2
1,5
1,7

1,3
1,5
1,8
2,0
2,5

Полезная вместимость резервуарного парка морской перевалочной нефтебазы при отсутствии графиков поступления и отгрузки определяется по формуле [1]: 

1,25
,

год
сут
i
i
с
сн
мн
спр
Д
i
р
Q
V
К
К К
К
m Q
П


=
+





 
(1.9) 

где 
Кс — коэффициент сортности, при одной марке нефтепродукта Кс = 1, при 
двух и трех — Кс = 1,05; 
Пр — норматив, учитывающий занятость причальных сооружений в течение года 

365
,
р
п
зан
П
n К
=
⋅
 
(1.10) 

где 
nп — количество причалов; 
Кзан — коэффициент занятости причала, Кзан = 0,45…0,5;  

10 

 

Ксн — коэффициент неравномерности суточной отгрузки вызываемой 

нерегулярностью подхода танкеров (табл. 1.6); 

Кмн — коэффициент месячной неравномерности прибытия судов (табл. 1.6); 
Кспр — коэффициент спроса внешней торговли (табл. 1.6);  
тД — количество нерабочих дней по метеоусловиям (табл. 1.6);  

сут
i
Q
 — среднесуточный объем отгрузки i-гo нефтепродукта. 

Таблица 1.6 

Рекомендуемые величины  

коэффициентов Ксн, Кмн, Кспр, тД* [1] 

Порт
Нефтепродукт
Ксн
Кмн
Кспр
m

Москальво
Автобензин
Авиабензин

3,0
3,0

1,4
1,4

1,2
1,2

4
4

Находка
Дизтопливо
Автобензин
Авиабензин

3,0
3,0
3,0

1,4
1,4
1,4

1,2
1,2
1,2

4
4
4

Новороссийск
Мазут
Моторное топливо

2,01
2,01

1,6
1,6

1,15
1,15

7
7

Туапсе
Мазут
Дизтопливо
Автобензин

2,01

2,56/2,7

3,0

1,06

1,6/2,2

1,3

1,15
1,15
1,18

7
7
7

Примечание: * в числителе указаны коэффициенты для экспортных операций, а в знаменателе — для 

каботажных операций. 

Необходимая вместимость резервуаров нефтебаз для i-гo нефтепродукта 
определяется по формуле: 

.
=
i
hi
р

V
V
η
 
(1.11) 

Емкость и число резервуаров в составе резервуарного парка нефтебазы 

должны определяться с учетом: 

• коэффициента использования емкости резервуара; 
• однотипности по конструкции к единичной вмести резервуаров; 
• грузоподъемности железнодорожных маршрутов, отдельных цистерн,  

а также наливных судов, занятых на перевозках нефтепродуктов; 

• необходимой оперативности нефтебазы при заданных условиях экс
плуатации и возможности своевременного ремонта резервуаров. 

Под каждый нефтепродукт должно предусматриваться не менее двух ре
зервуаров за исключением следующих случаев: 

• операции приема и отпуска не совпадают во времени; 
• среднегодовой коэффициент оборачиваемости резервуара менее трех; 
• резервуар используется как промежуточная (буферная) емкость, в ко
торой замер количества нефтепродукта не производится. 

1.4. Примеры расчетов по определению  

объемов резервуарных парков 

Пример 1 [1]. Рассчитать объем резервуарных парков в системе маги
стрального нефтепровода диаметром 720 мм протяженностью 900 км. Доля 
длины нефтепровода, проходящей в сложных условиях, составляет 40 %. На 
границе эксплуатационных участков производятся приемо-сдаточные операции. 

11 

 

Решение: 
1. Находим число эксплуатационных участков: 

.
;
400...600
=
м тр
э
L
n
 

900
2,
400...600
=
=
э
n
 

где 
nэ — число эксплуатационных участков; 
Lм.тр — протяженность магистрального нефтепровода, км. 
2. Так как приемо-сдаточные операции на границе эксплуатационных 

участков производятся, то nу = 1 в формуле (1.1). 

3. Задавая верхние приделы рекомендуемых объемов резервуарных пар
ков, по формуле (1.1) находим: 

(
)
2 1 1 0,5 1 1,5 3
4,5
.


=
− −
⋅
+ ⋅
+
=


р
сут
сут
V
V
V
 

Найденный суммарный объем резервуаров соответствует рекомендациям 

табл. 1.1. 

Суточный объем (производительность) перекачиваемого нефтепродукта 

можно определить по зависимости: 

,
год
сут
год

G
V
t
=
 
(1.12) 

где 
Gгод — годовой объем (производительность) трубопроводной системы, 

млн т/год; 

tгод — количество суток в расчетном периоде. 

Пример 2 [1]. Определить необходимый полезный объем резервуарных 

парков головной насосной станции и конечного пункта магистрального нефтепродуктопровода. Принять расходы поступления нефтепродуктов А-76, ДТЛ  
и ТС-1 на ГНС равными соответственно 500, 450 и 480 м3/час, а максимальные 
расходы их реализации на конечном пункте 360, 400 и 430 м3/час. Дополнительные данные к расчету приведены в приложении и примерах 6.1–6.3 главы 6 [1]. 

Решение: 
1. Годовые объемы перекачки нефтепродуктов: 

,
год i
год
i

G
V
ρ
=
 
(1.13) 

где 
Gгод i, ρi — соответственно годовой план перекачки и расчетная плотность 
i-го нефтепродукта; 

9
3
2,4 10
3215865 м ;
746,3
год А 76
V
⋅
=
=
 

9
3
2,4 10
2827521 м ;
848,8
год ДТЛ
V
⋅
=
=
 

9
3
2,4 10
2946593 м .
814,5
годТС 1
V
⋅
=
=
 

12