В парах различных нефтепродуктов

Значения молекулярной массы нефтепродуктов в зависимости от средней температуры кипения оС

	Мж		Мж		Мж		Мж		Мж		Мж
	66,4 66,75 67,1 67,4 67,8 68,1 68,5 68,8 69,2 69,5 69,9 70,3 70,6 71,0 71,4 71,7 72,1 72,5 72,8 73,2 73,6 74,0 74,4 74,7 75,1 75,5 75,9 76,3 76,8 77,1		77,5 77,9 78,3 78,7 79,1 79,5 79,9 80,4 80,8 81,2 81,6 82,0 82,4 82,9 83,3 83,7 84,1 84,5 85,0 85,5 85,9 86,3 86,8 87,2 87,7 88,1 88,6 89,0 89,4 89,9		90,4 90,9 91,3 91,8 92,2 92,7 93,2 93,7 94,1 94,6 95,1 95,6 96,0 96,5 97,0 97,5 98,0 98,5 99,0 99,5 100,0 101,0 102,0 103,0 104,0 105,1 106,1 107,3 108,3 109,3		110,4 111,5 112,6 113,7 114,8 115,9 117,0 118,2 119,3 120,4 121,6 122,8 123,9 125,1 126,3 127,5 128,7 129,9 131,1 132,3 133,0 134,8 136,0 137,4 138,6 139,9 141,0 142,0 143,0 144,5		146,0 147,0 148,0 149,5 151,0 152,5 153,5 155,0 156,0 157,5 159,0 160,0 161,5 162,5 164,0 165,5 167,0 169,0 172,5 176,0 180,0 184,0 187,5 191,5 195,0 199,0 203,5 207,0 211,5 215,0		220,0 224,0 228,5 237,5 238,0 234,0 247,0 254,0 257,5 263,0 268,0 273,0 278,5 284,0 298,5 300,0 312,5 324,5 337,5 350,0 364,0 378,0 392,0 407,0 422,0 438,5 455,0 474,0 491,0 510,0

Таблица 4.4.

Концентрация загрязняющих веществ (% по массе)

Наименование нефтепродукта	Углеводороды	Сероводо-род
предель-ные	аромати-ческие	непре-дельные	в том числе
бензол	толуол	ксилол
Сырая нефть Прямогонные бензиновые фракции 62 – 105 85 – 105 85 – 120 85 – 180 105 – 140 120 – 140 140 – 180 НК – 180 Стабильный катализат Бензин-рафинад Крекинг-бензин Ловушечный продукт Керосин Дизельное топливо Мазут	99,94 99,05   99,90 98,64 97,61 99,25 95,04 95,90 99,57 99,45 92,84 98,88 74,03 98,31 99,84 99,57 99,31	- 0,95   6,10 1,36 2,39 0,75 4,96 4,10 1,43 0,55 7,16 1,12 0,97 1,56 0,10 0,15 0,21	- -   - - - - - - - - - - 25,00 - - - -	- 0,55   5,89 0,24 0,05 0,15 - - - 0,27 2,52 0,44 0,58 - - - -	- 0,40   0,21 1,12 2,34 0,35 3,81 2,09 - 0,18 2,76 0,42 0,27 - - - -	- -   - - - 0,25 1,15 2,01 0,43 0,10 1,88 0,26 0,12 - - - -	0,06 - - - - - - - - - - - - - 0,13 0,06 0,28 0,48

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА К₅

Для расчета температуры газового пространства емкостей необходимо иметь замеренные значения средних температур нефти и нефтепродуктов, находящихся в соответствующих емкостях, за шесть наиболее холодных и шесть наиболее теплых месяцев года.

Для наземных металлургических необогреваемых и подземных железобетонных резервуаров температура за шесть наиболее холодных месяцев определяется по формуле:

(П.1.1)

а за шесть наиболее теплых месяцев по формуле:

(П.1.2)

где t_ах и t_ат – средние арифметические значения температуры атмосферного воздуха соответственно за шесть наиболее холодных и шесть наиболее теплых месяцев года (^оС); К_1т, холодных месяцев, принимаемые по табл. П.1.1; К₄ для подземных резервуаров равен единице, а для наземных металлических необогреваемых резервуаров принимается по табл. П.1.2. в зависимости от окраски поверхности резервуара и климатической зоны (условное разделение территории СССР на климатические зоны представлено в табл. П.1.1); - средние температуры нефтепродуктов в шесть теплых и шесть холодных месяцев.

Средняя температура газового пространства обогреваемых резервуаров принимается равной температуре жидкости в резервуаре.

При наливе жидкостей в железнодорожные цистерны и нефтеналивные суда температура газового пространства составит:

, (П.1.3)

, (П.1.4)

где К₄ принимается по табл. П.1.2; для нефтеналивных судов К₄ = 1; t_жх, t_жт – средние арифметические значения температуры жидкости в резервуаре соответственно за шесть холодных и шесть теплых месяцев года (^оС).

При сливе жидкости из железнодорожных цистерн и наливных судов средняя температура газового пространства этих емкостей принимается равной средней температуре атмосферного воздуха за соответствующий период:

… (П.1.5)

… (П.1.6)

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА К₆

Значение коэффициента К₆ принимается по табл. П.2.1. – П.2.3. в зависимости от размещения предприятий в той или иной климатической зоне, от давления насыщенных паров Р_s(38) и от годовой оборачиваемости резервуара n:

, (П.2.1)

где V_ж – объем жидкости, поступающей в резервуар в течение года (м³/год); V_р – объем резервуара (м³).

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА К₇

Значение коэффициента К₇ принимается по табл. П.3.1. в зависимости от оснащенности резервуара техническими средствами сокращения потерь и режима эксплуатации.

ПРИЛОЖЕНИЕ 4

ОПРЕДЕЛЕНИЕ Р_S(38)

Значение давления насыщенных паров Р_S(38) для многокомпонентных жидкостей (нефти и нефтепродуктов) принимается по табл. П.4.1. в зависимости от значений эквивалентной температуры начала кипения жидкости (t_экв ^оС), определяется по формуле:

, (П.4.1)

где t_нк и t_кк – температура соответственно начала и конца кипения многокомпонентной жидкости (^оС).

Для однокомпонентных жидкостей значения P_S(38) (гПа) рассчитываются по формулам:

, (П.4.2)

, (П.4.3)

где А, В, С – константы зависящие от природы вещества (см. «Справочник химика» т. 1, Л., Химия, 1967).

Для многокомпонентных жидкостей (нефтепродуктов) средняя молекулярная масса паров принимается по табл. 5.2. (см. раздел 5) в зависимости от температуры начала кипения смеси веществ.

Для паров нефти в зависимости от количества растворенных в ней углеводородных газов С₁ – С₄ молекулярная масса имеет следующие значения:

Массовое содержание в нефти

углеводородов С₁ – С₂, %……. >2,5 1,5 – 2,5 <1,5

Молекулярная масса паров

нефти………………………….. 50 55 60

Значения коэффициента К_5Х и К_5Т принимаются по таблицам приложения 1 в зависимости от давления насыщенных паров Р_S(38) и соответственно средних температур газового пространства резервуара t _гх и t _гт.

Таблица П.1.1.

Дата добавления: 2017-01-14