"Методические рекомендации по определению технологических потерь нефти (нефтепродуктов), транспортируемой(ых) магистральным трубопроводным транспортом" (утв. Минэнерго России 26.09.2022)

5.2.4. Определение молярной массы паров жидкостей

5.2.4. Определение молярной массы паров жидкостей.

Молярная масса паров нефти (нефтепродуктов) принимается в зависимости от температуры начала их кипения (tнк, °C) по Таблице 4.

Таблица 4

Значения молярной массы паров (m) нефти (нефтепродуктов)

tнк, °C

m

tнк, °C

m

tнк, °C

m

tнк, °C

m

tнк, °C

m

tнк, °C

m

Пары нефтей

11

51,6

21

57,6

31

63,6

41

69,6

51

75,6

65

84

12

52,2

22

58,2

32

64,2

42

70,2

52

76,2

70

87

13

53,4

23

58,1

33

64,1

43

70,8

53

76,8

75

90

14

53,4

24

59,4

34

65,4

44

71,4

54

77,4

80

93

15

54,0

25

60,0

35

66,0

45

72,0

55

78,0

85

96

16

54,6

26

60,6

36

66,6

46

72,6

56

78,6

90

99

17

55,2

27

61,2

37

67,2

47

73,2

57

79,2

95

102

18

55,8

28

61,8

38

67,8

48

73,8

58

79,8

100

105

19

56,4

29

62,4

39

68,4

49

74,4

59

80,4

110

111

20

57,0

30

63,0

40

69,0

50

75,0

60

81

Средняя молярная масса углеводородных паров нефти (нефтепродуктов) определялась по формуле:

m = 0,0043 * (212 + tнк)1,7, (5.2)

5.2.3. Определение температуры жидкости 5.2.5. Определение опытных значений коэффициентов Kt