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 К_t

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

(5.1.4)

где: r_t - плотность паров жидкости при фактической температуре, кг/м³;

r₃₈ - то же, при температуре 38˚С, кг/м³.

Значения коэффициента k_t^max и k_t^min 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 К_p

К_р - опытный коэффициент, характеризующий эксплуатационные особенности резервуара.

(5.1.5)

где: С_ф - фактическая концентрация паров жидкости, г/м³;

С_н - концентрация насыщенных паров жидкости, г/м³.

С_ф и С_н 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 К_р принимаются по данным приложения 8, кроме ГОР.

При этом в приложении 8:

К_р 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, рафинады, 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 К_р^гор для газовой обвязки группы одноцелевых резерваров определяются в зависимости от одновременности закачки и откачки жидкости из резервуаров:

(5.1.6)

где: (q_зак-Q_отк) - 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 К_р^ср по формуле:

(5.1.7)

где: V_p - объем резервуара, м³;

N_p - количество резервуаров, шт.

5.1.8. определение значений коэффициентов К_в

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

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

5.1.9. Определение опытных значений коэффициентов K_об

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

(5.1.8)

где: V_p - объем одноцелевого резервуара, м³.

Значения опытного коэффициента К_об принимаются по приложению 10.