Определение молекулярной массы паров жидкостей

Молекулярная масса паров нефтей и нефтепродуктов принимается в зависимости от температуры начала их кипения по приложению 5.

Молекулярная масса однокомпонентных веществ нефтепереработки принимается по данным приложения 2, а для других продуктов - по справочным данным или расчетам, исходя из структурной формулы вещества.

Атомные массы некоторых элементов представлены в приложении 6.

5.1.6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПЫТНЫХ ЗНАЧЕНИЙ КОЭФФИЦИЕНТОВ

- опытный коэффициент для пересчета значений концентраций насыщенных паров в резервуарах при температуре 38°С к фактической температуре.

(5.1.4)

где: - плотность паров жидкости при фактической температуре, кг/м ;

- то же, при температуре 38°С, кг/м .

Значения коэффициента и принимаются в зависимости от максимальной (max) и минимальной (min) температуры жидкости при закачке ее в резервуар по приложению 7.

5.1.7. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПЫТНЫХ ЗНАЧЕНИЙ КОЭФФИЦИЕНТОВ

- опытный коэффициент, характеризующий эксплуатационные особенности резервуара.

(5.1.5)

где: - фактическая концентрация паров жидкости, г/м ;

- концентрация насыщенных паров жидкости, г/м ;

и определяются при одной и той же температуре.

Все эксплуатируемые на предприятии резервуары определяются по следующим признакам:

наименование жидкости;

индивидуальный резервуар или группа одноцелевых резервуаров;

объем;

наземный или заглубленный;

вертикальное или горизонтальное расположение;

режим эксплуатации (мерник или буферная емкость);

оснащенность техническими средствами сокращения выбросов (ССВ):

понтон, плавающая крыша (ПК), газовая обвязка резервуаров (ГОР);

количество групп одноцелевых резервуаров.

Примечание 1. Режим эксплуатации "буферная емкость" характеризуется совпадением объемов закачки и откачки жидкости из одного и того же резервуара.

Значения принимаются по данным приложения 8, кроме ГОР.

При этом в Приложении 8:

подразделяются, в зависимости от разности температур закачиваемой жидкости и температуры атмосферного воздуха в наиболее холодный период года, на три группы:

Группа А. Нефть из магистрального трубопровода и другие нефтепродукты при температуре закачиваемой жидкости, близкой к температуре воздуха.

Группа Б. Нефть после электрообессоливающей установки (ЭЛОУ), бензины товарные, бензины широкой фракции (прямогонные, катализаты, рафинаты, крекинг-бензины и т.д.) и другие продукты при температуре закачиваемой жидкости, не превышающей 30°С по сравнению с температурой воздуха.

Группа В. Узкие бензиновые фракции, ароматические углеводороды, керосин, топлива, масла и другие жидкости при температуре, превышающей 30°С по сравнению с температурой воздуха.

Значения коэффициента для газовой обвязки группы одноцелевых резервуаров определяются в зависимости от одновременности закачки и откачки жидкости из резервуаров:

(5.1.6)

где: - абсолютная средняя разность объемов закачиваемой и откачиваемой из резервуаров жидкости.

Примечание 2. Для группы одноцелевых резервуаров с имеющимися техническими средствами сокращения выбросов (ССВ) и при их отсутствии (ОТС) определяются средние значения коэффициента по формуле:

(5.1.7)

где: - объем резервуара, м ;

- количество резервуаров, шт.

5.1.8. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗНАЧЕНИЙ КОЭФФИЦИЕНТОВ

Коэффициент рассчитывается на основе формулы Черникина (ф-ла 1), [13] в зависимости от значения давления насыщенных паров над жидкостью.

При 540 мм.рт.ст. =1, а при больших значениях принимается по данным приложения 9.

5.1.9. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПЫТНЫХ ЗНАЧЕНИЙ КОЭФФИЦИЕНТОВ

Значение коэффициента принимается в зависимости от годовой оборачиваемости резервуаров ():

(5.1.8)

где: - объем одноцелевого резервуара, м .

Значения опытного коэффициента принимаются по приложению 10.