Резервуар вертикальный стальной

Материал из Википедии — свободной энциклопедии
Перейти к навигации Перейти к поиску
Современный резервуарный парк из цилиндрических РВС.

Резервуар вертикальный стальной (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).

Применение[править | править код]

РВС предназначены для следующих условий эксплуатации[1][4]:

  • 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 условии обеспечения санитарно-гигиенических норм), 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.

Классификация[править | править код]

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

По методам изготовления и монтажа листовых металлоконструкций[5]
  • 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 или 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 товарной нефти (обезвоженной и обессоленной).
По способу изготовления поясов
  • свариваются пояса ступенчато;
  • привариваются встык;
  • изготавливаются телескопически.
Класс опасности[6]
  • 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 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 достигнет предельного состояния с вероятностью γ при выполнении необходимого регламента обслуживания и ремонтов;
  • Расчётный срок службы резервуара — срок безопасной эксплуатации до очередного диагностирования или ремонта, в течение которого резервуар не достигнет 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[6]
  • резервуар со стационарной крышей
    • с понтоном;
    • без понтона;
  • резервуар с плавающей крышей.

Понтон или плавающая крыша — это плавающее покрытие, находящееся внутри резервуара на поверхности жидкости, предназначенное для уменьшения потерь продуктов от испарений[7], 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[6]:

  • 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 менее 26,6 кПа, а также температурой вспышки свыше 61 °С (мазут, дизельное топливо, бытовой керосин, битум, гудрон, масла, пластовая вода) применяются резервуары со стационарной крышей без ГО.

Материалы[править | править код]

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

Конструкции резервуара[править | править код]

Основные конструкции резервуара:

Окрайки днища резервуара — это утолщённые, по сравнению с центральной частью, листы, располагаемые по его периметру в зоне опирания стенки.

Пояс стенки резервуара — это цилиндрический участок стенки, состоящий из листов одной толщины, при этом высота пояса равна ширине одного листа.

Конструкция днища[править | править код]

Толщина днища резервуара не рассчитывается и назначается конструктивной для приварки стенок, поскольку гидростатическое давление жидкости воспринимается фундаментной плитой[8].

Конструкция стенок[править | править код]

Стенки резервуара, состоящие из стальных листов одной толщины называются поясами, которые располагают ступенчато, телескопически и встык[8].

Конструкция крыши[править | править код]

В практике резервуаростроения крыши изготавливают по различным 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).

Конструкции стационарных крыш подразделяются на следующие основные типы[9]:

Крыши устанавливаются на стропильных перекрытиях (фермах), которые упираются на центральную стойку внутри резервуара или на стенки[8], также крыша может удерживаться лишь по периметру опиранием на стенку резервуара или опорное кольцо. Минимальная толщина настила, а также любого компонента внутренних и внешних элементов каркаса крыш составляет 4 мм, исключая припуск на коррозию.

В XX веке обычно крыша резервуара изготавливалась из стальных листов толщиной до 2,5 мм[8].

На крышу резервуара действуют нагрузки[8]:

  • 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, несущая способность которой обеспечивается конической оболочкой настила.

Стационарная самонесущая сферическая крыша

Самонесущая сферическая крыша, несущая способность которой обеспечивается вальцованными элементами настила, образующими поверхность сферической оболочки.

Стационарная каркасная коническая крыша

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

Стационарная купольная крыша

Купольная крыша, поверхность которой близка к сферической и образуется изогнутыми по радиусу сферической поверхности элементами каркаса и радиальными или иным образом раскроенными листами настила.

Плавающая крыша

Конструкции плавающих крыш применяются если[10]:

  • 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 конструктивных узлов и приспособлений, а также конструктивных элементов, находящихся на стенке и днище резервуара[10].

В опорожнённом резервуаре крыша находится на стойках, опёртых на днище резервуара. В рабочем положении плавающая крыша полностью контактирует с поверхностью хранимого продукта. Применение плавающих крыш на поплавках, не контактного типа, не допускается.

Кольца жёсткости[править | править код]

Для обеспечения прочности и устойчивости резервуаров, при эксплуатации, а также получения требуемой геометрической формы в процессе монтажа, на стенках резервуаров устанавливаются кольца жёсткости (КЖ)[11]. Типы КЖ[11]:

  • верхнее ветровое кольцо — для резервуаров с открытым верхом (без стационарной крыши) или для резервуаров со стационарными крышами специальных типов, имеющих 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. Установка элементов колец на отдельных участках, в том числе в зоне монтажных стыков стенки рулонируемых резервуаров, нормами не допускается[11].

Соединение колец допускается на накладках[11]. Монтажные стыки КЖ выполняют от вертикальных швов стенки минимум на 150 мм[11]. КЖ располагают на расстоянии не менее 150 мм от горизонтальных швов стенки[11]. КЖ, ширина которых в 16 и более раз превышает толщину горизонтального элемента кольца, имеют опоры, выполняемые в виде рёбер или подкосов. Расстояние между опорами устанавливается не более чем 20 размеров высоты внешней вертикальной полки кольца[11].

При наличии на резервуаре систем пожарного орошения (устройства охлаждения) КЖ, устанавливаемые на наружной поверхности стенки, выполняются конструкцией, не препятствующей орошению стенки ниже уровня кольца[11]. Кольца конструкции, способной собирать воду, снабжаются сточными отверстиями[11].

Исходные данные для проектирования[править | править код]

Заказчиком в составе задания на проектирование предоставляются исходные данные для проектирования металлоконструкций 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[6]:

  • 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;
  • максимальная и минимальная 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[6].

При проектных нагрузках, превышающих приведённые в действующих нормативных документах значения, а также при номинальном объёме резервуара более 120 000 м3 расчёт и проектирование выполняются по специальным техническим условиям (СТУ)[6].

Техническое задание на разработку резервуара определяет необходимые требования на всех этапах создания резервуара (проектирование, изготовление, транспортировка, монтаж, контроль, испытания и приёмка). Состав технического задания на проектирование следует принимать в форме «Бланка Заказа» в соответствии с нормами[12].

Качество. Надёжность. Эксплуатация[править | править код]

Надёжность[править | править код]

Надёжность резервуара — свойство его конструкции выполнять назначение приёма, хранения и отбора из него продуктов при заданных технической документацией на резервуар параметрах; критерии надёжности: работоспособность, безотказность работы, долговечность резервуаров и его элементов, ремонтопригодность элементов резервуаров[7].

Основные параметры, обеспечивающие надёжность РВС[6]:

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

Работоспособность резервуара — состояние, при котором резервуар способен выполнять свои назначения по заданному (поставленному) 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 и его элементов — 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[править | править код]

Срок службы резервуаров назначается Заказчиком или определяется при проектировании по технико-экономическим показателям, согласованным с Заказчиком[13]. 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[13].

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 не менее 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 fi (п. 5 таблицы 12 ГОСТ 31385-2008) вертикальных сварных швов стенки.

Для резервуаров II и III классов опасности (объёмом 5 000 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:

  • fi/ti ≤ 0,33 — для 1-4-х поясов;
  • fi/ti ≤ 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 fi/ti 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 нормативных документов по регламенту обслуживания и ремонта, включающего в себя диагностирование металлоконструкций, основания, фундамента и всех видов оборудования, обеспечивающего его безопасную эксплуатацию.

Эксплуатация[править | править код]

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.[14]

Эксплуатация резервуаров осуществляется в соответствии с инструкцией по надзору и обслуживанию, утверждённой руководителем эксплуатирующего предприятия[13].

Диагностика[править | править код]

Общий срок службы резервуара должен обеспечиваться проведением регулярного двухуровневого диагностирования с оценкой технического состояния и проведением ремонтов (при необходимости)[13]. Периодичность частичного или полного диагностирования зависит от особенностей конструкции и конкретных условий эксплуатации резервуара[13]. Полное техническое диагностирование резервуаров проводится с интервалом не более 10 лет; конкретные сроки назначаются экспертной организацией[13].

Двухуровневое диагностирование резервуаров включает в себя[13]:

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

Первое частичное диагностирование проводится[13]:

  • 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.

Оборудование резервуаров[править | править код]

Конструкция и состав РВС.

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)[15]. Оборудование должно обеспечивать надёжную эксплуатацию резервуара и снижение потерь нефти и нефтепродуктов.

Резервуары, в зависимости от назначения и степени автоматизации, с учётом сорта хранимых нефти и нефтепродуктов или других жидких сред оснащаются[15][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.

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[15].

При отсутствии дистанционных сигнализаторов верхнего уровня предусматриваются переливные устройства, соединённые с резервной ёмкостью или сливным трубопроводом, исключающие превышение уровня залива продукта сверх проектного[15].

Вопросы освобождения резервуаров от хранимых жидкостей в аварийных ситуациях решается схемой технологической обвязки в соответствии с требованиями и нормами технологического проектирования соответствующих предприятий[15].

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[14].

Резервуары, заполняемые зимой нефтью и нефтепродуктами с температурой выше 0 °С, оснащаются дыхательными клапанами[14]. Установка дыхательных клапанов для горизонтальных резервуаров на вертикальные запрещена[14].

См. также[править | править код]

Примечания[править | править код]

  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. 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. СН РК 3.05-24-2004, п. 1.
  5. СН РК 3.05-24-2004, п. 6.
  6. 1 2 3 4 5 6 7 ГОСТ 31385-2008, п. 4.
  7. 1 2 СН РК 3.05-24-2004, п. 3 «Термины и определения».
  8. 1 2 3 4 5 Лутошкин Г. С. «Нефтепромысловые резервуары», 1979, с. 251.
  9. СН РК 3.05-24-2004, п. 8.6. «Стационарные крыши».
  10. 1 2 СН РК 3.05-24-2004, п. 8.8. «Плавающие крыши».
  11. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 СН РК 3.05-24-2004, п. 8.4. «Кольца жёсткости на стенке».
  12. СН РК 3.05-24-2004, Обязательное Приложение 1.
  13. 1 2 3 4 5 6 7 8 ГОСТ 31385-2008, п. 9.
  14. 1 2 3 4 «Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту», ч. I, п. 1 «Общая часть».
  15. 1 2 3 4 5 СН РК 3.05-24-2004, п. 12. «Оборудование резервуаров».

Литература[править | править код]

Нормативная литература[править | править код]

  • «Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту». Утверждены Госкомнефтепродуктом СССР 26 декабря 1986 года.
  • РД 39-015-02 «Правила технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов».
  • РД 16.01-60.30.00-КТН-026-1-04 «Нормы проектирования стальных вертикальных резервуаров для хранения нефти объемом 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.

Техническая литература[править | править код]

  • «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; Российский государственный архив научно-технической документации (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.