5. Массовый, объемный и мольный состав. Молярная масса паров нефти


5. Массовый, объемный и мольный состав

Смесь, состоящая из двух и более компонентов, характеризуется свойствами и содержанием этих компонентов. Состав смеси может быть задан массой, объемом, количеством (числом молей или килограмм-молей) отдельных компонентов, а также значениями их концентраций. Концентрацию компонента в смеси можно выразить в весовых, мольных и объемных долях или процентах, а также в других единицах.

Массовая доля i какого-либо компонента определяется отношением массы mi данного компонента к массе всей смеси mсм:

Учитывая, что суммарная масса смеси равна сумме масс отдельных компонентов, т.е.

можно написать:

или сокращенно:

Пример 4. Смесь состоит из двух компонентов: m1 = 500 кг, m2 = 1500 кг. Определить массовую долю каждого компонента в смеси.

Решение. Массовая доля первого компонента:

mсм= m1 + m2 = 500 + 1500 = 2000 кг

Массовая доля второго компонента:

Массовую долю второго компонента можно определить также, используя равенство:

1 + 2 = 1

2 = 1 – 1 = 1 – 0,25 = 0,75

Объемная доля i компонента в смеси равна отношению объема Vi данного компонента к объему всей смеси V:

Учитывая, что:

можно написать:

Пример 5. Газ состоит из двух компонентов: V1 = 15,2 м3 метана и V2 = 9,8 м3 этана. Подсчитать объемный состав смеси.

Решение. Общий объем смеси равен:

V = V1 + V2 = 15,2 + 9,8 = 25 м3

Объемная доля в смеси:

метана

этана v2 = 1 – v1 = 1 – 0,60 = 0,40

Мольная доля ni какого-либо компонента смеси определяется как отношение числа киломолей Ni данного компонента к общему числу киломолей N смеси:

Учитывая, что:

получим:

Пересчет мольных долей в массовые можно проводить по формуле:

Пример 6. Смесь состоит из 500 кг бензола и 250 кг толуола. Определить мольный состав смеси.

Решение. Молекулярный вес бензола (С6Н6) равен 78, толуола (С7Н8) – 92. Число килограмм-молей равно:

бензола

толуола

общее число килограмм-молей:

N = N1 + N2 = 6,41 + 2,72 = 9,13

Мольная доля бензола равна:

Для толуола мольная доля может быть найдена из равенства:

n1 + n2 = 1

откуда: n2= 1 –n1= 1 – 0,70 = 0,30

Среднюю молекулярную массу смеси можно определить, зная мольную долю и молекулярную массу каждого компонента смеси:

(21)

где ni— содержание компонентов в смеси, мол. доли; Mi — молекулярная масса компонента смеси.

Молекулярную массу смеси нескольких нефтяных фракций можно определить по формуле

(22)

или

(23)

где m1, m2,…, mn — масса компонентов смеси, кг; M1, М2,....,.Мп - молекулярная масса компонентов смеси; - % масс. компонента.

Молекулярную массу нефтепродукта можно определить также по формуле Крэга

(24)

Пример 7. Определить среднюю молекулярную массу смеси бензола с изооктаном, если мольная доля бензола составляет 0,51, изооктана 0,49.

Решение. Молекулярная масса бензола 78, изооктана 114. Подставляя эти значения в формулу (21), получаем

Мср = 0,51  78 + 0,48114 = 95,7

Пример 8. Смесь состоит из 1500кг бензола и 2500кг н-октана. Определить среднюю молекулярную массу смеси.

Решение. Используем формулу (22)

Объемный молярный состав пересчитывают в массовый следующим образом. Данный объемный (молярный) состав в процентах принимают за 100 молей. Тогда концентрация каждого компонента в процентах будет выражать число его молей. Затем число молей каждого компонента умножают на его молекулярную массу и получают массу каждого компонента в смеси. Разделив массу каждого компонента на общую массу, получают его массовую концентрацию.

Массовый состав пересчитывают в объемный (молярный) следующим образом. Принимают, что смеси взято 100 (г, кг, т) (если массовый состав выражен в процентах), массу каждого компонента делят на его молекулярную массу. Получают число молей. Делением числа молей каждого компонента на их общее число получают объемные (молярные) концентрации каждого компонента.

Средняя плотность газа определяется по формуле:

кг/м3; г/см3

или, исходя из объемного состава:

,

или, исходя из массового состава смеси:

.

Относительную плотность определяют по формуле:

Пример 9.Пересчитать массовый состав газа в объемный и определить его молекулярную массу, его плотность и относительную плотность.

Компоненты

М

г/моль

массовый состав,

% масс.

mi

Число молей

Объемный состав

доли единицы

% об.

Метан

16

40

40

40:16=2,50

0,669

66,9

Этан

30

10

10

10:30=0,33

0,088

8,8

Пропан

44

15

15

15:44=0,34

0,091

9,1

Бутан

58

25

25

25:58=0,43

0,115

11,5

Пентан + высшие

72

10

10

10:72=0,14

0,037

3,7

100

100

3,74

1,000

100,0

Для простоты расчета примем массу смеси за 100 г, тогда масса каждого компонента будет численно совпадать с процентным составом. Найдем число молей ni каждого компонента. Для этого массу каждого компонента mi разделим на мольную массу:

Находим объемный состав смеси в долях единицы

i(Ch5) = 2,50 : 3,74 = 0,669; (C2H6) = 0,33 : 3,74 = 0,088;

(C5H8) = 0,34 : 3,74 = 0,091; (C4h20) = 0,43 : 3,74 = 0,115;

(C5h22) = 0,14 : 3,74 = 0,037.

Находим объемный состав смеси в процентах, умножив данные в долях единицы на 100%. Все полученные данные заносим в таблицу.

Рассчитываем среднюю массу смеси.

Мср = 100 : 3,74 = 26,8 г/моль

Находим плотность смеси

Находим относительную плотность:

Пример 10.Пересчитать объемный состав в массовый и определить его молекулярную массу, его плотность и относительную плотность.

Компоненты

М

г/моль

Объемный состав,

% об.

число молей ni

Масса компонента

г.

Весовой состав

доли единицы

% масс.

Метан

16

30

30

3016=480

0,117

11,7

Этан

30

15

15

15·30=450

0,109

10,9

Пропан

44

20

20

20·44=880

0,214

21,4

Бутан

58

15

15

15·58=870

0,211

21,1

Пентан + высшие

72

20

20

20·72=1440

0,349

34,9

100

100

4120

1,000

100,0

(Ch5) = 480 : 4120 = 0,117; (C2H6) = 450 : 4120 = 0,109;

(C3H8) = 880 : 4120 = 0,214; (C4h20) = 870 : 4120 = 0,211;

(C5h22) = 1440 : 4120 = 0,349.

Мср = 4120 : 100 = 41,2 г/моль.

г/л

Задача 15. Смесь состоит из пяти компонентов. Определить массовую, объемную и мольную долю каждого компонента в смеси, среднюю молекулярную массу смеси.

Компоненты смеси

Вариант

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

mi (г)

mi (кг)

mi (т)

метан

5

30

55

80

100

75

50

25

5

30

этан

10

35

60

85

95

70

45

20

10

35

пропан

15

40

65

90

90

65

40

15

15

40

н-бутан

20

45

70

95

85

60

35

10

20

45

изобутан

25

50

75

100

80

55

30

5

25

50

Задача 16.Пересчитать массовый состав газа в объемный и определить его молекулярную массу, плотность и относительную плотность по воздуху.

Компоненты смеси

ω% массовый состав газа

Варианты

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

метан

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

этан

50

45

40

35

30

25

20

15

10

5

пропан

5

10

20

10

5

10

15

20

25

30

бутан

10

10

20

15

30

25

20

15

10

5

пентан

30

25

5

20

10

20

10

10

10

10

Задача 17. Пересчитать объемный состав газа в массовый и определить его молекулярную массу, плотность и относительную плотность по воздуху.

Компоненты смеси

объемный состав газа ω% объем

Варианты

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

метан

10

5

20

5

20

10

10

35

40

10

этан

45

50

15

20

25

30

10

20

15

5

пропан

10

5

10

20

10

5

25

15

20

30

бутан

10

10

35

40

25

30

10

20

15

5

пентан

15

30

20

15

30

25

45

10

10

50

studfiles.net

Молярная масса узких нефтяных фракций

    Молярная масса М- фундаментальная константа химических веществ, важная как для индивидуальных углеводородов, так и для узких нефтяных фракций. Она легко рассчитывается по их химической формуле и атомным массам элементов, входящих в состав молекул. Применительно к нефтяным системам, представляющим многокомпонентные смеси (растворы) углеводородов, под М подразумевается средняя молярная масса (кг/кмоль), т.е. мольная масса гипотетического углеводорода, имеющего усредненные (например, среднемольные) значения элементного состава, стандартной температуры кипения Г",, и плотности pf. Экспериментальное определение М для нефтяных систем с неизвестной молекулярной структурой основано, как известно, преимущественно на криоскопических методах. [c.44]     Ниже в табл. 3.1 приведены рассчитанные и экспериментальные значения М для трех по содержанию серы типов нефтей. Видно, что предложенная модель для расчетов молярной массы углеводородных смесей применительно к узким нефтяным фракциям характеризуется достаточной для инженерных расчетов адекватностью. [c.46]

    Рассмотрим теперь применимость предлагаемой математической модели для определения углеводородного состава узких нефтяных фракций и распределения их р" по фракциям нефтей. Надо отметить, что по отношению к нефтяным системам, представляющим непрерывные углеводородные смеси, термин идентификация неприменим в буквальном смысле этого понятия. Под этим термином следует понимать установление тождественности по молекулярной структуре узкой нефтяной фракции и гипотетического гибридного углеводорода. Это означает определение степени различия по молекулярной структуре узких нефтяных фракций от соответствующего им по молярной массе н-алканов. [c.50]

    Из обзора зарубежной и отечественной литературы следует вывод о том, что из предложенноро к началу XXI века чрезмерного обилия методов моделирования и расчетов ФХС ни один не удовлетворяет современным и перспективным требованиям информационной технологии по теоретической обоснованности, степени адекватности и универсальности применения. На наш взгляд, основной причиной неудач теоретической и прикладной химии по проблемам моделирования ФХС является игнорирование классической теории химического строения А.М. Бутлерова, которая гласит, что ФХС веществ зависят не только от химического состава, но и от химического строения их молекул. Надо отметить, что для оценки влияния химического строения (конституции) молекул на их ФХС нет количественной меры измерения. Разумеется, одной лишь информации об элементном составе и молярной массе узких нефтяных фракций абсолютно недостаточно для идентификации углеводородов, содержащихся в нефти. Так, по молярной массе нельзя отличить н-алканы от изоалканов или от алкенов, цикланов и аренов, хотя все они состоят только из углерода и водорода. [c.14]

    В соответствии с П. 2 и приняв в качестве аналоговых веществ н. алканы нами вводится удобное для моделирования ФХС Ув. С. новое понятие относительное изомольное свойство (К з) — показатель, численно равный отношению характеристических констант рассматриваемого углеводорода (или узкой нефтяной фракции) и н. алкана с идентичной молярной массой, принятого в качестве эталонного вещества. Из этого определения следует  [c.45]

chem21.info

Способ определения потерь нефти и нефтепродуктов от испарения при малых дыханиях резервуаров

Изобретение относится к области хранения и транспортировки нефти и нефтепродуктов. Способ оценки количественных потерь нефти и нефтепродуктов от испарения при малых дыханиях резервуара, оборудованного дыхательным клапаном, заключается в контроле над изменением избыточного давления в резервуаре и предусматривает регистрацию значения избыточного давления, атмосферного давления, средних значений температуры газового пространства в резервуаре, определение изменений массовой концентрации углеводородов в газовом пространстве резервуара, определение массовых потерь от испарения при вытеснении обогащенной парами углеводородов по определенным формулам. Обеспечивается повышение точности определения массовых потерь. 1 табл., 1 пр.

 

Изобретение относится к области хранения и транспортировки нефти и нефтепродуктов.

Известен способ оценки общих потерь от испарения из резервуаров со стационарной крышей, содержащийся в стандарте Американского института нефти API MPMS 19-1, API MPMS 19-2 [API Manual of Petroleum Measurement Standards, Chapter 19 - Evaporative-loss Measurement, Section 1 - Evaporative Loss from Fixed-Roof Tanks, Third Edition, October, 2012; API Manual of Petroleum Measurement Standards, Chapter 19 - Evaporative-loss Measurement, Section 2 - Evaporative Loss from Floating-roof Tanks, Second Edition, October, 2012]. В способе учитывают особенности конструкции резервуара, используемого на резервуаре оборудования, характеристики хранимого продукта, особенности режима эксплуатации, а также используют эмпирические коэффициенты, индивидуальные для каждого региона.

Известен способ оценки общих потерь от испарения из резервуаров со стационарной крышей, содержащийся в руководящем документе VDI 3479 «Контроль за выбросами из резервуарных парков в местах переработки нефти» [BMI-DGMK Gemeinschaftsprojekt 4590-01 bis 4590-12 “Messen und Ermittlung von Kohlenwasserstoff-Emissionen bei Lagerung, Umschlag und Transport von Ottokraftstoffen und Prüfen von Verfahren zur Beherrschung dieser Emissionen”, Teil 1: Zusammenfassender Bericht des Gesamtprojekts, Teil 2: Berichte zu den Teilobjekten]. В способе учитывают особенности конструкции резервуара, используемого на резервуаре оборудования, характеристики хранимого продукта, особенности режима эксплуатации, смену времен года, а так же используют эмпирические коэффициенты, индивидуальные для каждого региона.

Недостатками указанных способов являются низкая точность определения потерь от испарения в краткосрочном периоде, а также отсутствие учета аномальных колебаний температуры региона размещения исследуемого резервуара.

В соответствии с РД 153-39-019-97 «Методические указания по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации» рекомендуются к использованию следующие методы: метод определения потерь нефти от испарения по изменению углеводородного состава, метод определения потерь нефти от испарения по изменению давления насыщенных паров.

Метод определения потерь нефти от испарения по изменению углеводородного состава основан на оценке изменения концентрации углеводородов в пробах нефти до и после резервуара посредством проведения газохроматографического исследования. Использование метода предусматривает необходимость лабораторного исследования проб нефти, отобранных до и после резервуара.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является метод определения потерь нефти от испарения по изменению давления насыщенных паров, основан на измерении давления насыщенных паров нефти до и после источника потерь нефти по ГОСТ 1756-52. Использование метода предусматривает проведение лабораторных исследований проб нефти, отобранных до и после источника потерь, причем точность метода в значительной степени зависит от количества исследований.

Недостатком указанных методов является наличие большого числа трудоемких лабораторных исследований, необходимых для обеспечения высокой точности результатов.

Задачей, на решение которой направленно заявленное техническое решение, является разработка способа определения потерь нефти и нефтепродуктов от испарения при малых дыханиях резервуаров.

При осуществлении заявленного решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении точности определения массовых потерь за счет определения изменения концентрации углеводородов в газовом пространстве на основе значений избыточного давления в резервуаре, атмосферного давления, средней температуры газового пространства резервуара.

Указанный технический результат достигается тем, что регистрируют значения избыточного давления Ризб, Па, в резервуаре, оборудованном дыхательным клапаном, атмосферного давления Ратм, Па, средние значения температуры T, K газового пространства резервуара; определяют изменения концентрации углеводородов в газовом пространстве резервуара по зависимости:

,

где Р1, Р2 - значения абсолютного давления в резервуаре, определяемые по зависимости: Р=Ризб+Ра, [Па];

Т1, Т2 - средние значения температуры газового пространства резервуара, K;

ΔРатм - прирост атмосферного давления, определяемый по зависимости:

ΔРатм=Ратм2-Ратм1, [Па];

М - молярная масса паров нефти или нефтепродукта, г/моль.

При этом, при значениях избыточного давления в резервуаре ниже порога срабатывания дыхательного клапана на вакуум, изменение концентрации определяют по зависимости:

,

где n - число срабатываний дыхательного клапана на вакуум,

ΔРвi - прирост давления во время i-срабатывания дыхательного клапана на вакуум, Па;

Твi - среднее значение температуры газового пространства резервуара во время i-срабатывания дыхательного клапана на вакуум, K.

Затем определяют массовые потери от испарения при вытеснении обогащенной парами углеводородов газовой фазы по зависимости:

,

где Р1, P2 - значения абсолютного давления в резервуаре до и после срабатывания дыхательного клапана, Па;

Т1, Т2 - средние значения температуры газового пространства резервуара до и после срабатывания дыхательного клапана, K;

V - объем газового пространства резервуара, м3;

с - концентрация углеводородов в газовом пространстве резервуара на момент открытия дыхательного клапана, определяемая по зависимости:

c=c′+Δc, [кгм3] ,

где c′ - первоначальная концентрация углеводородов в газовом пространстве резервуара, кг/м3.

Затем определяют суммарные массовые потери от испарения по зависимости:

M=∑i=1nmi, [кг] .

Сущность изобретения заключается в определении массовых потерь нефти или нефтепродукта от испарения исходя из изменения избыточного давления в резервуаре.

Способ осуществляют следующим образом.

На резервуар, оборудованный дыхательными клапанами, устанавливают жидкостный U-образный манометр или микроманометр с пределом измерения 50 кПа. Технологические отверстия, присутствующие в конструкции резервуара, должны быть герметично закрыты, дыхательные клапаны должны быть исправны.

Определяют объем V, м3, газового пространства резервуара исходя из уровня взлива в резервуаре и его геометрии. Производят регистрацию значений избыточного давления в резервуаре Ризб, Па, атмосферного давления Ра, Па; среднего значения температуры Т, K, газового пространства резервуара. Периодичность регистрации значений может быть определена экспериментально и откорректирована в случае необходимости увеличения или уменьшения точности измерений.

После регистрации значения делятся на группы значений с избыточным давлением Ризб, не превышающим давление срабатывания дыхательного клапана. Момент падения давления в резервуаре вследствие срабатывания дыхательного клапана считать границей между группами значений.

Каждая группа значений со значениями избыточного давления Ризб, не превышающими давление срабатывания дыхательного клапана, рассматривается отдельно. Значения избыточного давления Ризб1, средней температуры газового пространства T1 и атмосферного давления Ратм1 равны первоначальным значениям каждой группы. Значения избыточного давления Ризб2, средней температуры газового пространства Т2 и атмосферного давления Ратм2 равны последним значениям каждой группы.

Определяют изменение концентрации углеводородов с в газовом пространстве резервуара по зависимости:

,

где Р1, Р2 - значения абсолютного давления в резервуаре, определяемые по зависимости: Р=Ризб+Ра, [Па];

T1, T2 - средние значения температуры газового пространства резервуара, K;

ΔРатм - прирост атмосферного давления, определяемый по зависимости:

ΔРатм=Ратм2-Ратм1, [Па];

М - молярная масса паров нефти или нефтепродукта, г/моль.

Молярную массу паров нефти и нефтепродукта определяют посредством газохроматографического исследования или по зависимости [РД-17-86 Методические указания по расчету валовых выбросов вредных веществ в атмосферу для предприятий нефтепереработки и нефтехимии]:

М=45+0,6tH.K.,

где tH.K. - температура начала кипения нефти или нефтепродукта, °C.

Если среди группы значений избыточного давления в резервуаре есть значения ниже порога срабатывания дыхательного клапана на вакуум, то изменение концентрации углеводородов с в газовом пространстве резервуара определяют по зависимости:

,

где n - число срабатываний дыхательного клапана на вакуум,

ΔРвi - прирост давления во время i-срабатывания дыхательного клапана на вакуум, Па;

Tвi - среднее значение температуры газового пространства резервуара во время срабатывания дыхательного клапана на вакуум, K.

В момент падения давления в резервуаре вследствие срабатывания дыхательного клапана происходит выброс обогащенной парами углеводородов газовой фазы в атмосферу, массовые потери от которого определяют по зависимости:

,

где Р1, Р2 - значения абсолютного давления в резервуаре до и после срабатывания дыхательного клапана, Па;

Т1, Т2 - средние значения температуры газового пространства резервуара во время срабатывания дыхательного клапана, K;

V - объем газового пространства резервуара, м3;

с - концентрация углеводородов в газовом пространстве резервуара на момент открытия дыхательного клапана, определяемая по зависимости:

c=c′+Δc, [кгм3] ,

где c′ - первоначальная концентрация углеводородов в газовом пространстве резервуара, кг/м3.

Первоначальную массовую концентрацию углеводородов в газовом пространстве резервуара определяют посредством газохроматографического исследования. При введении резервуара в работу впервые после строительства, реконструкции или иных работ, предусматривающих полное проветривание резервуара, допускается принять значение массовой концентрации углеводородов с в газовом пространстве резервуара равной 0 кг/м3. Первоначальную массовую концентрацию углеводородов в газовом пространстве резервуара для последующих групп значений определяют по зависимости:

.

Общие потери нефти и нефтепродуктов от испарения представляют собой сумму массовых потерь от испарения от каждого срабатывания дыхательного клапана.

M=∑i=1nmi, [кг] .

Для исключения систематической погрешности, обусловленной погрешностью средств измерений, рекомендуется проводить корректировку значений концентрации углеводородов посредством газохроматографических исследований. Периодичность проведения корректировки значений концентрации углеводородов определяют экспериментально.

Пример. Имеется резервуар для хранения бензина объемом Vpeз=25 м3 объемом газового пространства V=12,43 м3. Молярная масса паров бензина составляет 63 г/моль. Начальная концентрация паров бензина в газовом пространстве резервуара составляет 0,150 кг/м3. Значения избыточного давления, атмосферного давления, средних значений температуры газового пространства резервуара представлены в таблице 1.

Срабатывание дыхательного клапана произошло в 11:00 и 11:26. Таким образом первая группа значений формируется с 0:00 до 11:00, вторая группа - с 11:01 до 11:26, далее следуют значения, относящиеся к третьей группе значений. Срабатывание дыхательного клапана на вакуум произошло в 5:00 и относится к первой группе значений.

Рассмотрим первую группу значений. Изменение концентрации углеводородов с в газовом пространстве резервуара определяется по зависимости:

Концентрация паров бензина в газовом пространстве на момент срабатывания клапана составит

c=c′+Δc=0,15+0,0165=0,1665 (кг/м3).

Массовые потери вследствие срабатывания дыхательного клапана определяются по зависимости:

.

Первоначальная массовая концентрация углеводородов в газовом пространстве резервуара для следующей группы значений определяется по зависимости:

.

Рассмотрим вторую группу значении. Изменение концентрации углеводородов с в газовом пространстве резервуара определяется по зависимости:

Концентрация паров бензина в газовом пространстве на момент срабатывания клапана составит

c=c′+Δc=0,1663+0,0012=0,1675 (кг/м3).

Массовые потери вследствие срабатывания дыхательного клапана определяются по зависимости:

.

Суммарные массовые потери за 12 часов составят

М=m1+m2=0,0023+0,0021=0,0044 (кг).

Таким образом суммарные массовые потери от испарения при малых дыханиях из резервуара для хранения бензина за 12 часов составили 0,0044 кг.

Способ оценки количественных потерь нефти и нефтепродуктов от испарения при малых дыханиях резервуара, оборудованного дыхательным клапаном, заключающийся в контроле над изменением избыточного давления в резервуаре, предусматривающий следующие действия:регистрируют значения избыточного давления в резервуаре, атмосферного давления, средних значений температуры газового пространства резервуара; определяют изменение массовой концентрации углеводородов в газовом пространстве резервуара по зависимости:где Р1, Р2 - значения абсолютного давления в резервуаре, определяемые по зависимости:Р=Ризб+Ра, [Па];Т1, Т2 - средние значения температуры газового пространства резервуара, K;ΔРатм - прирост атмосферного давления, определяемый по зависимости:ΔPатм=Ратм2-Ратм1, [Па];М - молярная масса паров нефти или нефтепродукта, г/моль;или, если среди группы значений избыточного давления в резервуаре есть значения ниже порога срабатывания дыхательного клапана на вакуум, то изменение массовой концентрации углеводородов с в газовом пространстве резервуара определяют по зависимости:где n - число срабатываний дыхательного клапана на вакуум,ΔРвi - прирост давления во время i-срабатывания дыхательного клапана на вакуум, Па;Твi - среднее значение температуры газового пространства резервуара во время срабатывания дыхательного клапана на вакуум, K;затем определяют массовые потери от испарения при вытеснении обогащенной парами углеводородов газовой фазы по зависимости:где с - массовая концентрация углеводородов в газовом пространстве резервуара на момент открытия дыхательного клапана, определяемая по зависимости:где c′ - первоначальная массовая концентрация углеводородов в газовом пространстве резервуара, кг/м3;затем определяют общие массовые потери от испарения по зависимости:

www.findpatent.ru