ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТИ

где п1 — коэффициент перегрузки для гидростатического давления жидкости; n3 — коэффициент перегрузки для избыточного давления газов и вакуума; r — радиус резервуара.

Перемножив расчетное сопротивление RCB сварного шва на коэффициент условий работы, получим величину напряженного состояния в сварных швах

(6.7)

где RCB — расчетное сопротивление сварного шва. Толщина листов от пояса к поясу (от нижнего к верхнему) уменьшается, поэтому эпюра толщин корпуса резервуара имеет ступенчатый вид (см. расчетную схему резервуара).

Пример 6.1. Рассчитать корпус стального вертикального резервуара объемом 5000 м3 с соединением поясов встык (рис. 6.21). Радиус резервуара г =

140

Рис. 6.21. Схема стенки резервуара (а) и эпюра статического давления (б)

Из табл. 6.5 можно сделать'вывод, что принятые толщины листов обеспечат достаточную прочность корпуса резервуара. У всех поясов расчетная толщина меньше принятой и для каждого пояса условие н е р а в е н с ю д а е т с я . Из соображений технологии сварки и устойчивости минимальная толщина листов принимается равной 4 мм.

141

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таблица6.5

Расчетные данные резервуара

1 В наиболее напряженном сечении пояса—-на высоте — 300 мм от сварного шва.

Определение оптимальных размеров резервуаров

По заданному объему У резервуар можно спроектировать в нескольких вариантах, изменяя его радиус г и высоту Н.

Методика определения оптимальных размеров резервуара была предложена акад. В. Г. Шуховым, исходя из условия минимального расхода стали на сооружение резервуара. При определении оптимальных размеров резервуара учитывают следующее.

Стальные резервуары по форме представляют тела вращения и для них справедливо уравнение Лапласа

(6.8)

где Тх — кольцевое усилие на единицу длины окружности (см. расчетную схему резервуара рис. 6.20); г — радиус резервуара; К — избыточное газовое давление; hK — высота столба жидкости в рассматриваемом сечении резервуара.

При совместном рашении (6.8) и (6.9) толщина стенки корпуса определится из выражения

(6.10)

или, выражая через объем резервуара,

(6.11)

где

(6.15)

Объем неработающего металла

(6.16)

где е — разность толщин соседних поясов; п — число поясов; h — высота пояса.

Из подобия треугольников ABC и ОКТ (см. эпюру переменной толщины стенки на расчетной схеме резервуара) имеем:

(6.17)

или

Подставив формулу (6.17) в формулу (6.16) и заменив значение толщины стенки по формуле (6.11), получим объем неработающего металла:

(6.18)

Таким образом, объем металла

(6.19)

Формула для определения оптимальной высоты резервуара (получаемая путем подстановки значения гоп в формулу объема цилиндра) имеет вид:

Путем подстановки значения гоп в формулу, определяющую общую массу стали (6.19), получают минимальный объем стали, необходимый для сооружения резервуара заданного объема:

Оптимальная высота резервуара

Минимальный объем металла, необходимый для сооружения резервуара объемом 5000 м3:

Таким образом,

Действительные размеры резервуаров принимаются с учетом ширины листов, использования полной их длины и других конструктивных соображений.

§ 4. Неметаллические резервуары

Неметаллическими называются такие резервуары, у которых в отличие от металлических (стальных) резервуаров несущие конструкции выполнены из неметаллических материалов. К неметалли-

ческим резервуарам в основном относятся железобетонные и резервуары из резинотканевых или синтетических материалов, применяемых преимущественно в качестве передвижных емкостей. К неметаллическим резервуарам относят также и подводные резервуары.

Ж е л е з о б е т о н н ы е р е з е р в у а р ы по виду хранимого нефтепродукта подразделяются на резервуары для: мазута, нефти, масел и светлых нефтепродуктов. Поскольку нефть и мазут практически не оказывают химического воздействия на бетон и обладают способностью за счет своих тяжелых фракций и смол тампонировать (кальматировать) мелкопористые материалы, уменьшая со временем их просачиваемость и проницаемость, при их хранении в железобетонных резервуарах не требуется специальная защита стенок, днищ и покрытия резервуаров. При хранении смазочных масел во избежание их загрязнения внутренние поверхности резервуаров защищают различными покрытиями или облицовками. То же относится и к резервуарам для светлых легкоиспаряющихся нефтепродуктов, которые, обладая незначительной вязкостью, легко фильтруются через бетон; кроме того, покрытие в данном случае должно обладать повышенной герметичностью (газонепроницаемостью) с целью уменьшения потерь от испарения.

Железобетонные резервуары, кроме экономии металла, обладают еще рядом технологических преимуществ. При хранении в них подогреваемых вязких нефтей и нефтепродуктов медленнее происходит их остывание за счет малых теплопотерь, а при хранении легкоиспаряющихся светлых нефтепродуктов уменьшаются потери от испарения, так как резервуары при подземной установке менее подвержены солнечному облучению. Резервуары этого типа по форме в плане сооружают круглыми (вертикальные и цилиндрические) и прямоугольными. Наиболее экономичны резервуары круглой формы, однако резервуары прямоугольной формы более просты в изготовлении.

Для резервуаров одинакового объема площадь поверхности и расход материалов в круглых резервуарах меньше, чем в прямоугольных; расход металла в резервуарах прямоугольной формы в среднем на 10% больше, чем в цилиндрических. Цилиндрические резервуары более удобны для предварительного напряжения арматуры стенок, лучше работают на температурные воздействия и позволяют применять большие, чем в прямоугольных резервуарах, высоты.

При выборе резервуаров стремятся использовать возможно большие объемы, так как с их увеличением уменьшается удельный расход материалов, что дает существенное снижение стоимости строительства.

На рис. 6.22 показан сборный резервуар, стенка которого состоит из предварительно напряженных железобетонных панелей; швы между стеновыми панелями замоноличивают бетоном. Кольцевую арматуру на стенку резервуара навивают при помощи арматурно-на- вивочной машины. Покрытие резервуара выполняется из сборных железобетонных предварительно напряженных ребристых плит, опирающихся на кольцевые балки.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

В резервуарах, предназначенных для светлых нефтепродуктов (бензина, керосина, дизельного топлива), а также для различных масел, внутреннюю поверхность стен и днища офактуривают тонким стальным листом, например, путем предварительного офактуривания панелей в заводских условиях. Цилиндрические резервуары

а также в тех случаях, когда по условиям строительной площадки затруднено строительство заглубленных резервуаров. Железобетонные резервуары оснащены приемо-раздаточными и зачистными устройствами, дыхательно-предохранительной аппаратурой, а также приборами контроля и автоматики. На рис. 6.23 показано размещение оборудования на цилиндрическом резервуаре для нефти.

Рис. 6.22. Сборный железобетонный резервуар

сооружают объемом 100—30 000 м3, а в отдельных случаях и более крупные резервуары объемом до 100 000 м3. Резервуары рассчитаны на внутреннее давление в газовом пространстве *=*2000 Па (0,02 кгс/см2) и вакуум «Л000 Па (0,01 кгс/см2). В табл. 6.6 приведена характеристика типовых цилиндрических предварительно напряженных железобетонных резервуаров.

В отдельных случаях железобетонные резервуары сооружают наземными, когда по эксплуатационным и технологическим условиям более целесообразно иметь наземный резервуарный парк.

Таблица 6.6

Основные данные заглубленных железобетонных резервуаров для нефти

Рис. 6.23. Расположение оборудования на цилиндрическом железобетонном резервуаре:

1 — газонепроницаемый водяной экран высотой 100 мм; 2 — приемо-раздаточное устройство; S — патрубок; 4 — погружной насос; 5 — люки для установки приборов автоматики; 6 — вамерный люк; 7 — труба, ведущая в газоуравнительную систему; 8 — огневой предохранитель; 9 — предохранительный клапан; 10 — люки световые и люки-лазы

Комплект приемо-раздаточного устройства (рис. 6.24) состоит из приемо-раздаточного патрубка (ввод в резервуар), запорного

и подтоварной воды на люке в покрытии резервуара устанавливают погружной насос подачей 50—150 м3/ч в зависимости от объема резервуара.

В резервуарах для мазута дополнительно устанавливают подогреватели, а также вентиляционные патрубки (вместо дыхательных

Для хранения и транспортировки автомобильного бензина, реактивного топлива, керосина, дизельного топлива и масел. Резервуары в конструктивном отношении представляют собой замкнутую

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

оболочку в виде подушки с вмонтированной в нее арматурой. Оболочка резервуаров состоит из внутреннего маслобензоводостойкого резинового слоя, полиамидной противодиффузионной пленки, капронового силового слоя и наружного атмосферостойкого резинового слоя. Резинотканевые резервуары обладают рядом преимуществ по сравне-

нию с металлическими. Однако в отличие от металлических они требуют более бережного обращения и соблюдения определенных правил при их эксплуатации.

кости, погруженные в воду. Принцип подводного хранения нефти и нефтепродуктов основан на том, что плотность нефти и нефтепродуктов меньше плотности воды и они практически не смешиваются с ней. Исходя из этого, многие конструкции резервуаров запроектированы без днища в виде колокола. Продукт в таких емкостях хранится па водяной подушке. По мере откачивания продукта резервуар заполняется водой. В подводный резервуар нефтепродукт

закачивают под давлением насосами, а забирают его под давлением столба воды, находящейся над резервуаром. По степени погружения в воду подводные резервуары делятся на донные — стационарные и резервуары плавающие — переменной плавучести. Существует еще много разновидностей подводных хранилищ, однако все они основаны на принципе вытеснения нефтепродукта из резервуаров гидростатическим давлением воды.

Рис. 6.25. Подводный резервуар переменной плавучести:

1 — патрубок для отвода воздуха; г — трубопровод для залива нефтепродуктов; з — насос; 4 — шланг для подачи сжатого воздуха; 5 — насосная; 6 — нефтепродуктопровод; 7 — плавающая кровля; 8 — крыша; 9 — обечайка; 10 — нефтепродукт; и — водяная подушка; 12 — защитный бон

Подводные резервуары бывают железобетонные, из эластичных синтетических или резинотканевых материалов. Известны и металлические подводные резервуары, однако в этих условиях стальная обечайка выполняет роль изоляционной, разделительной перегородки между водой и продуктом. Одним из наиболее экономичных типов подводных хранилищ являются эластичные емкости различной формы — цилиндрические со сферическим дном или в виде подушки. При расположении емкостей на дне водоемов их закрепляют при помощи якорей. Заполнение емкости производится насосом, а опорожнение под действием гидростатического давления воды на оболочку, которое вытесняет нефть по гибким трубопроводам наверх. При полном • опорожнении резервуара эластичная оболочка сплющивается. На поверхности воды плавает буй, с которым связаны гибкими приемо-раздаточными трубопроводами подводная емкость

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

и бункеровочное судно. Во время рабочих операций трубопроводы, связывающие танкер и буй, плавают на поверхности воды, а по окончании этих операций их погружают в воду. Регулирование положения трубопроводов осуществляется при помощи подачи и откачки сжатого воздуха в проложенные параллельно рабочим трубопроводам шланги-понтоны. Объем отдельных емкостей достигает 400 м3. Имеются проекты более крупных подводных емкостей с отдельными конструктивными разновидностями, в том числе железобетонные и металлические. Известны конструкции стационарных подводных металлических резервуаров, объем которых достигает 82 000 м3.

Металлический резервуар с переменной плавучестью показан на рис. 6.25. Резервуар представляет собой вертикальную цилиндрическую емкость без дна с кровлей (крышей) 7 (8), которая жестко связана с обечайкой резервуара 9 и является одновременно поплавком, поддерживающим резервуар в плавающем состоянии; при заполнении нефтепродуктом 10 резервуар всплывает над поверхностью воды на высоту, величина которой определяется в зависимости от соотношения плотности воды в море (водоеме) и нефтепродукта, а также от степени заполнения емкости. На крыше каждого резервуара устанавливают насос 3, обеспечивающий все необходимые технологические операции. Объем резервуаров этого типа достигает 10 000 м3.

Подводные резервуары являются перспективными конструкциями для применения на морских нефтебазах в тех случаях, когда по местным условиям они могут оказаться более эффективными по сравнению с наземными или подземными береговыми резервуарами, а также на морских нефтепромыслах.

§ 5. Определение объема резервуарных парков, выбор типа резервуаров

Объем резервуарного парка нефтебазы определяют в зависимости от ее грузооборота, при этом учитывают характер основных операций и назначение нефтебазы, а также ее территориальное (географическое) расположение. В основу расчета емкости принимают годовой грузооборот и годовые планы (графики) завоза, вывоза и местной реализации нефтепродуктов по месяцам с учетом перспективных изменений, очередности и сроков строительства. Кроме того, учитывается грузоподъемность железнодорожных маршрутов и нефтеналивных судов. Расчет емкости производится путем построения совмещенных графиков завоза и вывоза нефтепродуктов или аналитически — по месячным разницам между завозом и вывозом.

На рис. 6.26 показан графический метод определения объема перевалочной нефтебазы; графики поступления (а) и отгрузки (б) нефтепродукта характеризуют интенсивность работы нефтебазы в течение года. При наложении этих графиков получают график (в), на котором площади, обозначенные плюсом и минусом, показывают соответственно превышение завоза над вывозом и вывоза над завозом. Если завоз равен вывозу, то сумма положительных площадей равна

150

отрицательной площади. Точки пересечения кривых завоза и вывоза определяют периоды слабого и интенсивного отпуска нефтепродуктов. Кривая оаb на графике (г) характеризует превышение завоза над вывозом, когда заполняют резервуарные емкости, причем наибольший их объем потребуется в конце периода слабого отпуска (ордината Vm a x ). По достижении максимума (точка b) кривая изменения емкости будет понижаться (участок bed) до конца периода интенсивного отпуска. Затем вновь начинается период слабого отпуска

1 Д Ш Ш 7 Ш7Л ШП X Л Ш i п ш ш v и шшшх и т

Рис. 6.26. Графическое определение объема нефтебазы

и кривая снова начинает повышаться (dc), т. е. завоз будет превы-

определяют обычно по объему месячного завоза и вывоза нефтепродуктов в процентах от годового оборота или в абсолютных цифрах. Иногда пользуются данными за неделю или декаду. В качестве примера в табл. 6.7 приведен расчет объема нефтебазы в процентах от годового оборота, где знаком (—) обозначено превышение вывоза над завозом и знаком (+) превышение завоза над вывозом, получаемые как разность показателей первой и второй строк и записанная в третьей строке. В четвертой строке показано изменение объема резервуарного парка по месяцам, получаемое как сумма помесячных остатков нефтепродуктов. В данном примере объем резервуар-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таблица 6.7

Определение объема резервуарного парка нефтебазы по грузообороту (в %)

При отсутствии графиков завоза — вывоза (выборки) объем резервуара на нефтебазах определяется для каждого сорта нефтепродуктов следующим образом:

1) для железнодорожных распределительных нефтебаз по формуле

(0.24)

где V — расчетный объем, м3; Qcp — средняя месячная реализация нефтепродуктов, т; р — плотность нефтепродукта, т/м3; — коэффициент использования резервуаров; к — коэффициент неравномерности поступления и реализации нефтепродуктов, ориентировочно принимаемый по табл. 6.8;

2) для водных распределительных нефтебаз, расположенных на замерзающих водных путях, по формуле

(6.25)

где Q — реализация, определяемая условиями завоза, т (при завозе один раз в год — годовая реализация; при завозе в течение всей навигации — реализация межнавигационного периода; при завозе в течение двух навигационных периодов — реализация в больший из межнавигационных периодов); q — переходящий двухнедельный

3)для водных распределительных нефтебаз, расположенных на незамерзающих водных путях, — аналогично железнодорожным распределительным нефтебазам с учетом грузоподъемности (разового завоза) и неравномерности прибытия судов. Для водных перевалочных нефтебаз, расположенных на замерзающих путях, — переходящим запасом, обеспечивающим разницу между завозом и вывозом

вначале и конце навигации;

4)для перевалочно-распределительных нефтебаз объем определяется раздельно для перевалочных и распределительных операций по указанной выше методике. Суммарный объем при этом кор-

ректируется умножением величины меньшего расчетного объема |на коэффициент 1,0—0,5, учитывающий несовпадение максимумов [перевалочных и распределительных операций.

Отношение годового оборота нефтебазы к установленному объему называют коэффициентом оборачиваемости резервуарного парка. Этот коэффициент характеризует степень его использования и в зависимости от типа нефтебазы колеблется в пределах 1—30 и выше. Наибольшую оборачиваемость имеют железнодорожные нефтебазы, наименьшую — нефтебазы на замерзающих водных путях. При известном значении коэффициента оборачиваемости &и числе дней в расчетном периоде т определяется продолжительность (запас) хранения нефтепродуктов по формуле

(G.26)

Тип резервуаров и их число определяют с учетом обеспечения необходимой оперативности нефтебазы при заданных условиях эксплуатации и возможности своевременного ремонта резервуаров, а также требования о минимальном расходе металла и других материалов на сооружение резервуаров нефтебазы. Резервуары выбирают по возможности однотипными по конструкции, однако с обязательным условием, чтобы обеспечивалось хранение в них нефтепродуктов при минимальных потерях от испарения. Обычно для одного сорта нефти или нефтепродукта предусматривают не менее двух резервуаров из соображений отстоя воды и проведения работ по зачистке резервуаров, а также на случай совмещения операций по приему

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

и откачке нефтепродуктов из резервуаров. Однако минимальный объем резервуара для каждого сорта нефтепродуктов принимается: для масел — не менее 75 м3, для светлых нефтепродуктов — не менее 100 м3.

При выборе типа резервуара для хранения нефтей и нефтепродуктов рассматривают металлические, железобетонные резервуары, а также подземные резервуары-хранилища в зависимости от сорта и объема хранения. Металлические резервуары применяют для всех видов нефтей и светлых нефтепродуктов; допускается хранение в них темных нефтепродуктов (мазута), когда для этих целей не целесообразно применять другие резервуары. Железобетонные резервуары используют главным образом для темных нефтепродуктов и нефтей. В подземных резервуарах-хранилищах хранят нефть и нефтепродукты в больших количествах (при благоприятных геологических условиях), когда применять металлические резервуары неэкономично как по стоимости, так и по расходу металла. Заглубленные железобетонные резервуары и подземные хранилища отличаются относительно постоянным температурным режимом, что обеспечивает хранение светлых нефтепродуктов при минимальных потерях от испарения, а при хранении темных, подогреваемых нефтепродуктов (в железобетонных резервуарах) тепловые потери в окружающую среду сводятся к минимуму.

{Пример 6.3. Определить ориентировочный потребный объем резервуарного парка нефтебазы и средний коэффициент оборачиваемости емкости.

Исходные данные: хранению подлежат светлые и темные нефтепродукты с объемом реализации (грузооборотом) соответственно 60 000 и 36 000 т. Средняя

: 12 = 3000 т. Коэффициент неравномерности поступления и реализации нефтепродуктов по табл. 6.8: для светлых нефтепродуктов составляет 1,1, для темных нефтепродуктов — 1,65. Отсюда расчетный объем резервуарных парков для светлых нефтепродуктов:

для темных нефтепродуктов

Общий объем резервуарного парка

Коэффициент оборачиваемости резервуаров для светлых несЬтеттоттлгктов для темных нефтепродуктов

Средний коэффициент оборачиваемости

Продолжительность хранения, принимаемая за расчетный период года,

Аналогичный расчет может быть выполнен более подробно для каждого сорта нефтепродукта при условии, если в задании приводится номенклатура Л объем их реализации.

i § 6. Подземные хранилища нефти и нефтепродуктов

Подземные хранилища нефти и нефтепродуктов сооружают в различных естественных и искусственных емкостях (горных выработках). Подземное хранение основано на неизменяемости химического состава нефти и нефтепродуктов при прямом контакте с горными

Выбор типа хранилища зависит от геологической характеристики пластов, географического месторасположения и комплекса эксплуатационных показателей,"учитываемых при технико-эконо- мических расчетах.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

соли через буровые скважины. Размыв каменной соли осуществляют двумя основными способами — циркуляционным и струйным. Циркуляционный метод (рис. 6.27) заключается в том, что размыв производится путем закачки пресной воды по одной колонне труб с выдавливанием рассола по другой. С этой целью скважина оборудуется тремя колоннами труб. В водоподающую колонну труб по-

нефтью). Объем рассолохранилищ принимают равным объему хранилища. Минимальную глубину залегания подземных емкостей определяют, исходя из геологических условий, физических свойств нефти или нефтепродуктов (сжиженных газов), упругости их паров. Так, учитывая, что 0,1 МПа (1 кгс/см2) рабочего давления в емкости уравновешивается давлением толщи пород (над емкостью) мощностью не менее 6 м, заглубление хранилища для сжиженного бутана принимают не менее 40—60 м, а для сжиженного пропана 80—100 м.

Вышеописанная схема размыва емкостей называется выщелачиванием по методу «снизу — вверх». Применяют также методы выще-

временно обоими методами, т. е. емкость формируют навстречу друг другу: нижнюю часть размывают в восходящем направлении, а верхнюю часть — в нисходящем.

Наиболее распространенный водоструйный метод размыва (рис. 6.28) заключается в том, что размыв производится струями воды, разбрызгиваемыми при атмосферном или повышенном давлении в емкости специальным оросителем. При этом рассол откачи-

Рис. 6.29. Схема эксплуатации подземного хранилища в соляном пласте:

для перекачки рассола; 8 — хранилище рассола; 9 —• подземная емкость; ю — трубопровод жидкой фазы; 11 — трубопровод паровой фазы; 12 — трубопровод для залива рассола; 13 —• задвижка, вентиль, кран

вается из зумпфа размываемой камеры погружным насосом или выдавливается сжатым воздухом (или газом). Ороситель с насадками, размещаемый на водоподающей трубе, медленно вращается под напором воды, а также может перемещаться по высоте емкости. В отдельных случаях применяют систему размывающих насадок по высоте водоподающей колонны труб. Струйный метод, обычно применяемый при сооружении емкостей в твердых отложениях каменной соли на глубинах не более 300—400 м, отличается высокой производительностью.

Определение глубины залегания и мощности соляного пласта, Качества каменной соли, необходимых для выбора метода размыва, осуществляется геофизическими методами и разведочным бурением. Размеры емкости в процессе выщелачивания постоянно контролируются путем определения значений концентрации и количества выдавливаемого рассола. Готовые подземные камеры обмеряют методом ультразвуковой локации с помощью гидролокатора, основанного

157

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

на регистрации посылаемых импульсов от глубинного вибратора до стенок емкости и обратно. Зная время и скорость распространения звуковых волн в рассоле, определяют расстояние и за каждый оборот прочерчивают контур сечения на определенной глубине.

работ и технологического — на период эксплуатации. Для герметизации хранилищ во вскрывающих или подходных выработках возводятся специальные перемычки. Глубина заложения выработок-хра- нилищ определяется глубиной залегания пласта непроницаемых пород. Оптимальная глубина заложения выработок-хранилищ является: для нефти и нефтепродуктов 20—40 м, для сжиженного газа 80—100 м. Подземные газонефтехранилища объемом 100 000— 300 000 м3 можно строить и на значительно большей глубине — 200—300 м.

Об эффективности подземных хранилищ можно судить по сравнительным показателям расхода стали и трудовым затратам по сравнению с наземными металлическими резервуарными парками, приведенными в табл. 6.9.

Кроме указанных типов хранилищ в соляных пластах малой мощности толщиной 10—20 м сооружают емкости галерейного типа, для чего наклонную скважину бурят параллельно простиранию пласта. Выщелачивание в этом случае достигается путем нагнетания воды вдоль пласта, при этом камеры получают форму, вытянутую вдоль пласта.

Известны также отдельные хранилища для нефти, созданные в соляных куполах под морским дном. Для хранения сжиженных газов в небольших количествах применяют подземные вертикальные хранилища, облицованные железобетонной оболочкой.

Учитывая, что подземные хранилища нефти, нефтепродуктов и газа являются экономически выгодными и наиболее перспективным видом хранения, они с каждым годом получают все большее применение.

Хранилища специального типа включают: ледогрунтовые хранилища; хранилища, создаваемые в естественных и искусственных

ных районах страны (в зонах вечной мерзлоты), где требуется создавать большие запасы нефтепродуктов, доставляемых в летнее время. Такие хранилища устраивают в виде траншей в многолетнемерзлом грунте, которые имеют специально намороженное ледяное покрытие сводчатой формы, покрытое сверху теплоизоляциолным слоем (для

159