.

.

.

.

.

.

.

ДОПУСТИМЫЕ

СКОРОСТИ

ДВИЖЕНИЯ

ЖИДКОСТЕЙ ПО

ТРУБОПРОВОДАМ 
И ИСТЕЧЕНИЯ

В ЕМКОСТИ 
(АППАРАТЫ,

РЕЗЕРВУАРЫ)

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

Настоящий руководящий технический материал (РТМ) разработан в соответствии с “Правилами защиты от статического электричества в производствах химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности” и устанавливает основные правила, приемы и методы определения допустимых скоростей движения жидкости по трубопроводам и истечения их в емкости (аппараты, резервуары).

Руководящий технический материал (РТМ) распространяется на случаи транспортировки органических жидкостей по заземленным технологическим трубопроводам с внутренним диаметром от 40 до 600 мм в заземленные металлические аппараты и резервуары.

Требования РТМ не распространяются на случаи транспортировки двухфазных смесей, эмульсий, коллоидных растворов, а также на случаи транспортировки любых жидких продуктов по неметаллическим или футерованным неметаллическими материалами трубопроводам.

СОДЕРЖАНИЕ.

.

1. Общие положения.

2. Методика расчета предельно допустимого значения плотности заряда.

3. Методика расчета максимальных безопасных скоростей транспортировки Vd жидкостей по трубопроводам.

4. Методика расчета допустимых скоростей истечения жидкостей Vg в емкости (аппараты, резервуары).

Приложение 1.

Приложение 2.

Приложение 3.

.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ.

.

1.1. Возможность интенсивной электризации жидкостей при транспортировании их по трубопроводам определяется главным образом скоростью и удельным объемным электрическим сопротивлением.

В связи с тем, что удельное объемное электрическое сопротивление жидкости сильно зависит от содержания и состава растворенных в них примесей (т.е. от технологии их получения, способа и степени очистки), при оценке возможности электризации их в каком–либо производстве желательно ориентироваться на значение этого параметра, полученное при измерениях, проведенных с пробами, отобранными из аппаратов и магистралей этого производства. При использовании данных, приведенных в приложении 1, или заимствованных из литературных источников, следует пользоваться наибольшим из приводимых значений.

1.2. Жидкости с удельным объемным электрическим сопротивлением менее 105 Ом  м практически не электризуются, и их транспортировка со скоростями до 10 м/с заведомо безопасна.

Электризация, способная привести к возникновению искровых разрядов, для жидкостей с удельным объемным электрическим сопротивлением до 109 Ом  м исключена при транспортировке их по трубопроводам со скоростями до 5 м/с.

Для жидкостей, имеющих удельное объемное электрическое сопротивление более 109 Ом  м, максимальные безопасные скорости транспортировки по трубопроводам и допустимые скорости истечения в аппараты и резервуары различных форм и размеров из различных загрузочных патрубков могут быть определены по настоящему–РТМ. При этом ограничение скорости транспортировки максимальным безопасным значением исключает возникновение опасных разрядов в любом заполняемом аппарате (резервуаре) при любом способе подачи жидкости, исключающем разбрызгивание.

Ограничение значения скорости потока в трубопроводе допустимой скоростью истечения исключает опасные разряды только при данном способе подачи жидкости в аппарат (резервуар) данных форм и размеров.

1.3. Максимальная безопасная скорость транспортировки жидкости по трубопроводу определяется исходя из необходимости ограничить предельно допустимым значением плотность заряда в потоке, движущемся по данному трубопроводу.

1.4. Допустимая скорость истечения жидкости в аппарат (резервуар) определяется исходя из необходимости ограничить предельно допустимым значением максимально возможную плотность заряда в приповерхностном слое жидкости, находящейся в заполняемом аппарате (резервуаре), при данном способе загрузки.

1.5. Предельно допустимое значение плотности заряда определяется как плотность заряда в объеме жидкости, при которой вероятность возникновения разряда с энергией, равной 0,25 минимальной энергии зажигания смеси паров этой жидкости с воздухом, не превосходит 10–3.

Если над поверхностью жидкости в заполняемом аппарате (резервуаре) возможно присутствие других горючих паров и газов, в качестве предельно допустимого принимается такое значение плотности заряда, при котором вероятность возникновения разряда с энергией, равной 0,25 наименьшей из минимальных энергий зажигания смесей этих паров и газов с воздухом, не превышает 10–3.

2. МЕТОДИКА РАСЧЕТА ПРЕДЕЛЬНО ДОПУСТИМОГО ЗНАЧЕНИЯ ПЛОТНОСТИ ЗАРЯДА

.

2.1. В качестве исходных данных для расчета предельно допустимого значения плотности заряда используются следующие величины:

W min – минимальная энергия зажигания среды над поверхностью жидкости, Дж;

 – эмпирический параметр.

При расчете должно использоваться значение W min, приведенное в приложении 2 для паров данной жидкости при температуре, реализуемой в аппарате (резервуаре), в который поступает жидкость из трубопровода.

Если в приложении 2 отсутствуют необходимые данные о минимальной энергии зажигания, их необходимо определить экспериментально по разработанным методикам. При отсутствии возможности экспериментального определения энергии зажигания, а также в случае, если над поверхностью жидкости, кроме ее собственных паров, присутствуют другие горючие пары и газы, минимальная энергия зажигания может быть приближенно определена в соответствии с “Методами расчета минимальных энергий зажигания бинарных и многокомпонентных смесей органических веществ в воздухе при нормальной и повышенных температурах”.

Параметр  для жидких индивидуальных углеводородов и их смесей (в т. ч. светлых нефтепродуктов) может быть определен по формуле:

Значения  и f, используемые для расчета, могут быть заимствованы из справочной литературы. В частности, из “Справочника по теплофизическим свойствам газов и жидкостей” или сборника “Физико–химические свойства индивидуальных углеводородов”. При этом необходимо использовать значения, соответствующие температуре, реально существующей в аппарате (резервуаре).

Значение рv должно определяться экспериментально (согласно ГОСТ) также при температуре, реализуемой в аппарате (резервуаре), в который поступает жидкость. В случае отсутствия возможности выполнения таких измерений, могут быть использованы данные из приложения 1, причем следует принимать наименьшее из приведенных значений.

2.2. Предельно допустимое значение плотности заряда в Кл/м3 рассчитывается по формуле:

.

.

3. МЕТОДИКА РАСЧЕТА МАКСИМАЛЬНЫХ БЕЗОПАСНЫХ СКОРОСТЕЙ ТРАНСПОРТИРОВКИ V ЖИДКОСТЕЙ ПО ТРУБОПРОВОДАМ.

.

3.1. В качестве исходных данных для расчета максимальной безопасной скорости транспортировки жидкостей по трубопроводу используются следующие величины:

Радиус трубопровода r0 определяется как половина условного прохода dу. Кинематическая вязкость жидкости и диэлектрическая проницаемость  могут заимствоваться из справочной литературы или непосредственно измеряться при температуре, равной температуре жидкости в трубопроводе.

Значение коэффициента  определяется по графику рис. 1. Если содержание механических примесей заведомо невелико, но точно неизвестно, принимают  = 1,1 для жидких углеводородов и 1,2 для светлых нефтепродуктов.

Предельно допустимое значение плотности заряда определяется согласно разд. 2.

3.2. Максимальная безопасная скорость транспортировки жидкости по трубопроводу V (м/с) может быть рассчитана аналитически по формуле:

3.3. Расчет максимальной безопасной скорости транспортировки жидкости по трубопроводу может быть также осуществлен графоаналитическим методом.

Для этого предварительно рассчитывается значение параметра:

Рис. 1

Величину множителя 5/8 можно определить по графику рис. 2, пользуясь значением  в сантистоксах, заимствованным из справочной литературы или непосредственно измеренным при температуре, соответствующей температуре жидкости в трубопроводе. Затем полученное значение z откладывается на оси ординат графика рис. 3 и проводится горизонталь до пересечения с кривой, соответствующей внутреннему диаметру (условному проходу) трубопровода. Опустив затем перпендикуляр из точки пересечения на ось абцисс, получаем значение максимальной безопасной скорости транспортировки жидкости по этому трубопроводу.

Рис. 2

Рис. 3

Если необходимо определить максимальную безопасную скорость V транспортировки жидкости по трубопроводу, имеющему внутренний диаметр (условный проход) , для которого на рис. 3кривая отсутствует, то описанным методом находят максимальную безопасную скорость транспортировки этой жидкости по трубопроводу, имеющему ближайший к требуемому сверху диаметр , для которого имеется кривая на рис. 3, и максимальную безопасную скорость  транспортировки этой жидкости по трубопроводу, имеющему ближайший к требуемому снизу диаметр , для которого также имеется кривая на рис. 3.

После этого  находится из соотношения:

т.е. путем линейной интерполяции.

4. МЕТОДИКА РАСЧЕТА ДОПУСТИМЫХ СКОРОСТЕЙ ИСТЕЧЕНИЯ ЖИДКОСТЕЙ V g В ЕМКОСТИ (АППАРАТЫ, РЕЗЕРВУАРЫ).

.

4.1. В качестве исходных данных для расчета допустимой скорости истечения жидкости из трубопровода в аппарат или резервуар (загрузочный патрубок вертикальный, расстояние от его конца до дна не более 200 мм) используются следующие величины:

Кинематическая вязкость жидкости , диэлектрическая проницаемость жидкости , коэффициент  и предельно допустимое значение плотности заряда в жидкости qn. g. определяются, как указано в разд. 3.

Удельное объемное электрическое сопротивление жидкости  должно определяться путем непосредственных измерений согласно ГОСТ с пробами, отобранными из данного аппарата (резервуара). В случае невозможности осуществления таких измерений для расчета, может быть использовано наибольшее из приводимых в приложении 1 значений.

4.2. Расчет допустимой скорости истечения жидкости V g из трубопроводов, имеющих условный проход от 40 до 200 мм, в емкость (аппарат, резервуар) со сферическим, эллиптическим или коническим днищем (при условии, что загрузочный патрубок вертикален, расстояние от его конца до дна не превосходит 200 мм) осуществляется графоаналитическим методом.

Предварительно рассчитывается значение параметра:

.

При этом величина множителя 5/8 может быть определена по графику рис. 2 с использованием значения  в сантистоксах, заимствованного из справочной литературы или непосредственно измеренного при температуре, соответствующей температуре жидкости в трубопроводе.

Затем в зависимости от положения емкости (аппарата, резервуара) – горизонтального или вертикального (рис. 4), ее диаметра Д, расстояния загрузочного патрубка от стенки в и условного прохода трубопровода dy, выбирается один из графиков приложения 3. При выборе графика следует учитывать, что если в случае, для которого ведется расчет, расстояние загрузочного патрубка от стенки в не равно ни одному из приведенных на графике, то выбирается график с ближайшим к требуемому меньшим значением в.

Рассчитанное значение параметра Z откладывается на оси ординат выбранного графика. Из полученной точки проводится горизонтальная прямая до пересечения с кривой, соответствующей заданным значениям dy и . Перпендикуляр, опущенный из точки пересечения на ось абцисс, пересекает эту ось в точке, соответствующей искомому значению допустимой скорости истечения Vg.

Если на графике отсутствует кривая, соответствующая значению , равному времени релаксации заряда в данной жидкости, для расчета используется кривая, соответствующая ближайшему большему значению .

Допустимые скорости истечения из трубопроводов, имеющих внутренний диаметр (условный проход), для которого на графиках приложения 3 отсутствуют кривые, определяются путем линейной интерполяции (см. раздел 3) по значениям допустимых скоростей истечения той же жидкости из трубопроводов ближайших большего и меньшего диаметров.

4.3. Допустимые скорости истечения жидкостей Vg из трубопроводов, имеющих условный проход от 250 до 600 мм, мало отличаются от максимальных безопасных скоростей транспортировки жидкостей по этим трубопроводам.

Рис. 4. Схема ввода загрузочного патрубка в цилиндрическую емкость:

а) вертикальную;

б) горизонтальную

Пример 1. Определить максимальную безопасную скорость транспортировки параксилола (технического) по трубопроводу диаметром 80 мм и допустимую скорость истечения его из этого трубопровода в вертикальный цилиндрический аппарат диаметром 2,5 м через вертикальный загрузочный патрубок, отстоящий от стенки на расстоянии 0,8 м. Температура 50 С. Многократными измерениями установлено, что удельное объемное электрическое сопротивление параксилола в данном производстве может иметь величину от 2,3  109 Ом  м до 1,9  1010 Ом  м. Содержание механических примесей невелико, но точно не определялось.

Определяем предельно допустимую плотность заряда.

Согласно приложению 2 для параксилола при 50 С W min = 0,404 мДж = 4,04  10–4 Дж.

В сборнике “Физико–химические свойства индивидуальных углеводородов” на стр. 375 и 394 находим, что для параксилола при 50 С  = 2,319; f = 0,02504 кг/с2. Значение  берем наименьшее из приведенного диапазона, т.е.  = 2,3 109 Ом  м, что соответствует  = 0,047 с.

Тогда:

,

.

Для расчета максимальной безопасной скорости транспортировки и допустимой скорости истечения воспользуемся графоаналитическим методом.

Значение коэффициента  принимается равным 1,1, Т = 323 К;  = 2,319.

В сборнике “Физико–химические свойства индивидуальных углеводородов” на стр. 118 находим для параксилола при 50 С  = 0,556 сСт; согласно рис. 2 5/8 = 1,27  10–4.

Тогда:

.

Найдя на оси ординат рис. 3 точку, соответствующую Z = 0,1295  10–11, проводим из нее горизонтальную прямую до пересечения с кривой, соответствующей внутреннему диаметру трубопровода 80 мм. Из точки пересечения опускаем перпендикуляр на ось абсцисс и получаем искомое значение безопасной скорости транспортировки 0,62 м/с.

Для определения допустимой скорости истечения выбираем в приложении 3 график, соответствующий вертикальной емкости Д = 1,8 – 2,5 м, в = 0,3 Д (ближайшее к заданному значению снизу), и выполняем на нем те же операции, используя кривую, соответствующую dy = 80 мм и  = 0,4 с (максимальное время релаксации заряда, определенное исходя из  = 1,9  1010 Ом  м, равно 0,392 с). Получаем искомое значение допустимой скорости истечения – 2,2 м/с, что в 3,5 раза выше безопасной скорости транспортировки.

Пример 2. Определить максимальные безопасные скорости транспортировки нефтяного бензола по трубопроводам диаметром 100 мм и 200 мм и допустимые скорости истечения его из этих трубопроводов в горизонтальный цилиндрический резервуар диаметром 2 м. Температура 50 С. Возможности экспериментального определения исходных параметров отсутствуют.

Содержание механических примесей не превосходит 30 г/м3.

Согласно приложению 1 удельное объемное электрическое сопротивление нефтяного бензола может иметь величину от 4,0  1011 до 1,0  1012 Ом  м, т.е. значительно более 109 Ом  м.

Необходимо вначале рассчитать предельно допустимую плотность заряда. Согласно приложению 2 для бензола при 50 С – W min = 0,166 мДж.

В сборнике “Физико–химические свойства индивидуальных углеводородов” на стр. 374 и 392 находим, что для бензола при 50 С  = 2,344; f = 0,02476 кг/с2. Значение  берем наименьшее, из приведенного в приложении 1 диапазона, т.е.  = 4,0  1011 Ом  м; следовательно  = 8,3 с.

Тогда:

Для расчета максимальной безопасной скорости транспортировки и допустимой скорости истечения воспользуемся графоаналитическим методом.

Значение коэффициента , согласно рис. 1, равно 1; Т = 323 К,  = 2,344.

В сборнике “Физико–химические свойства индивидуальных углеводородов” на стр. 116 находим для бензола при 50 С  = 0,513 сСт; согласно рис. 2 5/8 = 1,17  10–4.

Тогда:

.

Найдя на оси ординат рис. 3 точку, соответствующую Z = 0,16  10–11, проводим из нее горизонтальную прямую до пересечения с кривой, соответствующей внутреннему диаметру трубопровода 100 мм. Из точки пересечения опускаем перпендикуляр на ось абцисс и получаем искомое значение безопасной скорости транспортировки по трубопроводу, имеющему dy = 100 мм – 1,02 м/с. Продолжив горизонтальную прямую до пересечения с кривой, соответствующей dy = 200 мм, и опустив из точки пересечения перпендикуляр, находим для этого трубопровода V = 2,45 м/с.

Для определения допустимой скорости истечения выбираем в приложении 3 график, соответствующий горизонтальной емкости Д = 1,8 – 2,5 м, и выполняем на нем те же операции, используя кривые, соответствующие dy = 100 мм и dy = 200 мм при  = 1000 с (ближайшее сверху значение к максимальному значению  для нефтяного бензола 20 с). Так как положение этих кривых в точности соответствует положению кривых для dy = 100 мм и dy = 200 мм на рис. 3, результаты получаются те же.

.

.

Утверждено Учредителем Компании «ГазТрансНефть» С.И.Шабулдаев

.

Приложение 1

УДЕЛЬНОЕ ОБЪЕМНОЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ СОПРОТИВЛЕНИЕ ОРГАНИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ (Ом  м)

.

Жидкость	Ом  м
1	2
Азотистоамиловый эфир	105
Азотно–амиловый эфир	3  104
Азотно–метиловый эфир	2  103
Акриловая кислота “ч”	2,9  106 (20 С)
Акролеин “ч”, стабилизированный гидрохиноном	9,3  104 (35 С)
Аллилметакрилат “ч”	(3,8–5,3)  106 (25 С)
Аллиловый спирт (техн.)	1,4  103 (25 С)
Аллилпропионат “ч”	(3,8–4,0)  105 (25 C)
Амилацетат (техн.)	5,6  106
Амиловый спирт (техн.)	1,4  103 (25 С)
Амиловый спирт “ч”	(1,0–3,0)  105
Аммиак жидкий	8,0  104
Анилин (техн.)	4,2  105 (25 С)
Анилин “ч”	1,0  106 (32 С)
Ацетальдегид	5,9  103 (15 С)
Ацетил–хлорид	2,5  104 (25 С)
Ацетон	7,0  106 (–15 С)
	1,6  105 (0 С)
	1,8  105 (25 С)
Ацетон (техн.)	1,5  103
Ацетон–илацетон	5,0  104
Ацетон–итрил “ч”	2,8  104 (28 С)
Ацето–пропилацетат	менее 105
Ацето–пропиловый спирт	менее 105
Ацето–фенон	1,7  108 (25 С)
Бензаль–дегид	2,5  104 – 2,0  105
Бензиловый спирт “чда“	4,3  104 (25 C)
Бензиловый эфир “ч”	2,5  107
Бензины
А–66	(1,7–2,4)  1011
А–72	3,1  109 – 2,0  1011
А–76	9,5  109 – 2,0  1011
Б–70	(1,4–5,0)  1011
Б–91/115	4,0  109 – 8,7  1010
Б–95/130	5,1  109 – 7,2  1010
Бензин–растворитель для резиновой промышленности (БР–1, “Калоша”)	1010 – 1012
Бензин–растворитель для лакокрасочных материалов (уайт–спирит)	1,0  1010 – 1,6  1012
Бензин экстракционный	0,5  1011 – 1,2  1012 (25 C)
Бензойная кислота	3,0  106
Бензойно–этиловый эфир	107 – 108
Бензол каменноугольный	2,3  1010 – 8,0  1011
Бензол нефтяной чистый	4,0  1011 – 1,0  1012
Бензол (специально очищенный)	2,5  1012 – 2,0  1013
Бензо–нитрил	2,0  105
Бромистый ацетил	4,0  103
Бромистый этил (техн.)	2,5  106
Бром–ксилол	4,5  107
Бутан–диол (1,4–Диоксибутан) “ч”	5,0  105
Бутила–крилат (техн.)	(2,53,0)  107
Бутила–цетат (техн.)	1,4  106 – 1,0  107
Бутила–цетат “ч”	(1,0–2,9)  108 (30 C)
Бутил–бензол (техн.)	1010 – 1011
Бутилен–гликоль “ч”	(2,4–6,2)  104 (20 C)
Бутил–мета–крилат “ч”	1,0  108 (20 С)
Бутиловый спирт (бутанол) “ч”	1,4  105 – 1,1  106
трет–Бутиловый спирт “чда“	(0,88–1,0)  105 (24 С)
Бутил–формиат “ч”	1,2 106 (25 С)
Бутил хлористый третичный “ч”	5,5  106
–Бутиро–лактон “ч”	менее 105
Винилацетат	1,2  106
Винил–бутират “ч”	5,5  106 (25 С)
Винили–денхлорид	(1,0–2,0)  106
п–Винил–пирролидон “ч”	7,5  104
Винил–триэтоксисилан	(0,7–1,1)  106
Газойль	5,9  109
Гексадекан “ч”	(2,0–8,0)  1011
н–Гексан (специально очищенный)	2,5  1015 – 2,85  1016 (18 С)
Гексан (техн.)	(1,5–9,5)  1011
Гексиловый спирт	(1,2–1,3)  106
н–Гептан (технич.)	1011
н–Гептан (специально очищенный)	1,0  1015 – 2,0  1017
Гептилакрилат	(0,7–1,0)  107
Гептиловый спирт “ч”	2,2  105 (25 С)
Гидро–ксиламин–сульфат	менее 105
Гидротормозная жидкость (ГТЖ)	(1,7–2,0)  105
Глицерин дистиллированный	1,5  105
Глицерин “чда“	1,5  105 (25 )
Горчичное масло (техн.) (рафинированное)	4,3  108 1,0  1012
Даутерм	(0,5–0,8)  107
Декалин (специально очищенный)	2,0  1011 – 5,0  1013 (30 С)
Декан (специально очищенный)	8,3  1013 – 2,5  1016 (15 C)
Децил–метакрилат	(1,2–2,5)  107
Дециловый спирт “ч”	(2,0–2,2)  106 (25 C)
Диаллилфталат	1010 – 1014
Дибутил–ацетат (техн.)	9,0  107
Дибутил–ацетат	108
Дибутиловый эфир	(1,5–6,4)  109
Дибутил–себадинат “ч”	1,2  109 (31 C)
Дибутил–тиодивалерианат	1,1  109
Дибутил–тиодипропионат	1,4  108
Дибутил–фталат	2,0  106 – l,5  107
Дизельное топливо	(1,8–8,3)  1010
Ди–изодецила–дипинат	6,7  109
Ди–изопропиловый эфир “ч”	1,9  108 (19 С)
Ди–каприладипинат	(1,0–2,9)  108
Ди–каприлсебацинат	(1,0–1,7)  108
Ди–каприлфталат	2,0  108
Ди–метиладипинат	2,3  105
Ди–метиланилин “ч”	(2,6–5,5)  106 (23 С)
Ди–метилацетамид “хч“	(5,1–9,8)  103 (23 С)
Ди–метилмалонад “ч”	8,5  103 (23 С)
Ди–метилсебацинат	5,5  104
Ди–метил–сульфат	6,0  104 (0 С)
Ди–метил–сульфоксид “хч“	(1,5–2,2)  104 (25 С)
Ди–метил–формамид “ч”	5,4  103 (25 С)
Ди–метил–этаноламин	9,0  104
Ди–нитрил адипиновой кислоты	1,7  105
Ди–оксан “ч”	1,2  109 – 2,0  1011 (20 C)
Ди–октил–капролат	2,1  109
Ди–октил–себцинат (техн.)	5,0  108
Ди–октил–себацинат “ч”	2,6  109 (28 С)
Ди–октил–фталат	(0,9–1,4)  109
Ди–толил–метан “ч”	7,4  109
Ди–тридецил–фталат	2,7  1010
Дихлоруксусная кислота	2,0  104
Дихлорэтан	3,5  105 (25 С)
Дихлор–этилен (ацетил–дихлорид) “ч”	(0,7–2,1)  106 (24 С)
Дициан	107
Диэтанол–амин	менее 109
Диэтил–амин	3,0  106 – 1,5  107
	3,0  106 (–25 С)
Диэтил–бензол (техн.)	2,5  1011 – 1,5  1012
Ди–(2–этилгексил)–адипинат	5,1  109
Ди–(2–этилгексил)–тиодипропионат	1,4  109
Ди–(2–этилгексил)–фенил–фосфат	5,9  107
Ди–(2–этилгексил)–фталат	109
Ди–этилен–гликоль	5,0  104 – 8,2  105
Ди–этиловый эфир	(0,2–4,5)  109
Ди–этил–толуамид (техн.)	104 – 105
Ди–этил–этаноламин	5,0  104
Жирные кислоты (смесь С7–С9)	(3,0–4,0)  108
Жирные спирты (смесь С7–С9)	(2,0–2,5)  106
Изоамиловый спирт “ч”	(3,26,8)  105 (24 C)
Изоамилацетат “ч”	1,58  108 (22 °С)
Изобутиловый спирт “ч”	(1,3–2,5)  105 (24 С)
Изобутиловый спирт (изо–бутанол) “чда“	3,8  106 (28 С)
Изо–пропилацетат “ч”	(1,5–7,9)  106 (23 С)
Изопропилбензол	1,0  1010 – 4,4  1011
Изопропиловый спирт (техн.)	3,0  103 – 8,7  105
Изооктан	1012
Йодистый метил	106
Йонол	2,7  109
Касторовое масло	4,0  108 – 7,0  109
Керосин осветительный	8,0  1010 – 1,7  1011
Керосины	6,0  108 – 7,3  1012
Конденсаторное масло	1012
м–Крезол	1,45  104 – 5,8  105
Кротоновый альдегид	104
мета–Ксилидин	(2,7–3,2)  105 (24 С)
Ксилол каменноугольный “ч”	2,0  108 – 3,0  1011
орто–Ксилол (техн.)	(0,35–1,2)  1010
орто–Ксилол (специально очищенный)	3,3  1012 – 9,1  1013
мета–Ксилол “ч”	5,0  1010 – 4,3  1011
пара–Ксилол (специально очищенный)	2,5  1012 – 6,7  1014
Льняное масло	2,0  108
Льняное масло водорастворимое	менее 103
Масляная кислота “ч”	1,2  108 (20 С)
Мезидин (техн.)	107
Мезитилен (техн.)	7,0  109 – 2,0  1011
Метакриловая кислота	(0,5–3,1)  108
Метакрил–целлозольв	(4,0–4,5)  104
Метила–дипинат	6,8  105
Метила–крилат “ч”	1,4  106
Метила–нилин	(3,0–4,0)  105
Метила–ль “ч”	менее 104 (30 С)
Метиламин	104
Метила–цетат (техн.)	0,3  104
Метила–цетат	3,4  105 – 2,2 106
Метила–цетат (техн.)	2,9  103 (25 С)
Метила–цетат “ч”	2,3  106 (28 С)
Метилметакрилат “ч”	1,3  107 (31 C)
Метиловый спирт (метанол) “хч“	6,2  104 (25 C)
N – Метил–пиперидин	(2,3–2,8)  107 (24 C)
Метил–пирролидон	(1,0–5,0)  105
Альфа – Метилстирол (техн.)	(1,0–5,2)  1010
Метил–салицилат	106 – 107
Метил–трихлор–силан	9,0  104
Метил–форма–мид “ч”	менее 104 (30 С)
Метил–этил–кетон	105
Моно–метакрилат пропилен–гликоля	(1,5–1,7)  105
Моно–метакрилат этиленгликоля	(5,0–5,6)  104
Моно–этанол–амин	менее 103
Муравьиная кислота	0,5  103
Нефть сырая	104 – 108
Нитрил акриловой кислоты	менее 103
Нитробензол “чда“	1,25  106 (31 С)
Нитробензол “ч”	5,0  105 (25 С)
Нитро–метан	2,5  105
Нитротолуол	5,0  104
орто–Нитротолуол “ч”	(1,0–2,1)  105
Нониловый спирт	(3,5–4,0)  106
Ойтисиковое масло	(2,9–3,1)  109
Октан	1,9  1011 – 1,5  1014
Октадециловый спирт	2,8  108
Октил–ацетат	(1,7–1,9)  108 (23 С)
Октиловый спиpт (техн.)	(2,7–8,0)  106
Октил–метакрилат	(1,5–2,5)  107
Октол	3,0  1012 (20 С)
Олеиновая кислота	1012
Олифа натуральная	1,2  108
Пентан	1011
Пиколин (альфа–Метил–пиридин)	2,0  104
Пинен	1011
Пиперидин	5,0  105
Пиридин	1,9  105 (18 С)
Подсолнечное масло	3,l  108 – 8,0  1011
Поливинилбутиловый эфир	5,6  107
Поли–глицерин	1,26  105
Полиорганосилоксановые жидкие диэлектрики
ПЭС–Д	2,57  1011
ПМС–10Д	1,0  1012
ВПСД	(0,5–1,0)  1010
Приборное масло	4,9  108
Пропила–цетат	(1,1–5,0)  104
Пропилен–гликоль	1,9  105
Пропиловый спирт	5,0  105 (25 С)
Пропионовая кислота	(0,15–3,0)  107 (20 С)
Сероуглерод (техн.)	108 – 1010
Сиккатив 63/64	(0,04–2,0)  107
Сильван	(2,0–9,0)  108
Синтетические жирные кислоты С10–С16	(3,0–6,2)  108
Скипидар	107 – 108
Соевое масло	1,8  109
Сольвент нефтяной для лакокрасочной промышленности	1,08  109 – 1,0  1011
Стеариновая кислота	1010
Стирол	(2,3–2,9)  1010
Талловое масло	(2,8–2,9)  109
Тетрагидрофуран “ч”	1,2  106 (33 С)
Тетра–гидро–фуриловый спирт	менее 103
Тиазол	менее 106
Толуидин (техн.)	104 – 106
мета–Толуидин “ч”	1,2  105
Толуол	1,2  109 – 2,9  1011
Толуол (специально очищенный)	1012 – 6,7  1013
Топлива углеводородные для реактивных двигателей:
Т–1 (очищенное прямой перегонкой)	– 1,6  1011 – 1,0  1012
Т–1	(1,7–7,0)  1010
ТС–1 (очищенное прямой перегонкой)	(1–6)  1011
Т–5 (сернокислотная очистка)	1,5 1012
Т–6 (гидрирование)	1,0  1013
Т–7 (гидроочистка)	3,0  1011 – 1,4  1012
Т–8 (гидроочистка)	2,5  1012 – 2,8  1013
Трансформаторное масло	(1,0–8,6)  1010
Три–крезил–фосфат “ч”	(4,0–5,6)  106 (30 C)
	5,0  107 (–33 C)
Трикрезол	2,5  105
Три–хлорбензол “ч”	5,0  108 (24 С)
Трихлоруксусная кислота	3,0  106
Три–хлор–этилен	3,0  108 –1,5  109
Три–этанол–амин	104 – 106
Три–этил–амин	2,5  107 – 8,7  109
Три–этил–амин “ч”	8,7  109 (25 С)
Три–этиленгликоль (техн.)	7,5  104 – 8,4  104
Три–этиленгликоль “ч”	8,5  104 (28 С)
Тунговое масло	3,5  109 – 4,3  109
Турбинное масло	5,5  1011
Тяжелый растворитель	8,7  108 – 1,2  1012
Уайт–спирит	1,0  1010 – 1,6  1012
Уксусная кислота	106 – 107
Уксусный альдегид (ацетальдегид)	5,9 – 103 (15 С)
Уксусный ангидрид	2,1  104
Фенил–трихлор–силан	1,7  106
Фенол каменноугольный жидкий	5,9  105 (25 С)
Формаль–гликоль	менее 103
Форма–мид	2,5  103
Фрикусное масло	1,4  1010
Фурфурилацетат “ч”	(3,6–4,4)  105 (23 С)
Фурфурол	6,6  103 (25 С)
Хинолин	6,0  105
Хлопковое масло	2,0  108 – 5,3  108
Хлор–анилин (технический)	104 – 105
Хлорбензол	1,0  107 – 5,0  108
Хлорекс (ди–хлорэтиловый эфир) “ч”	(2,9–4,6)  103 (24 C)
Хлористый бензил “ч”	9,6  104 (34 C)
Хлористый метилен “ч”	6,0  106 (28 C)
Хлористый сульфурил	3,0  105
Хлороформ	5,0  105
мета–Хлортолуол “ч”	(0,6–1,2)  107 (23 C)
пара–Хлортолуол “ч”	(2,2–5,6)  107 (23 C)
Хлоруксусная кислота	7,0  103
Циклогексан технический	5,0  1011 – 4,5  1012
Цикло–гексан (специально очищенный)	6,25  1012 – 3,3  1014
Цикло–гексанол (техн.)	104 – 106
Цикло–гексанон (техн.)	1,24  105
Цикло–гексаноноксим	1,8  106 (65 С)
Четыреххлористый углерод	1012 – 1014
Эпи–хлор–гид–рин	(2,5–3,1)  105 (25 С)
Этил–амин	2,2  105 (–33 С)
Этилацетат (техн.)	9,25  104 – 3,7  106
Этилацетат “хч“	4,3  106
Этилацетат “чда“	1,0  107 (25 С)
Этилбензол	5,0  1010 – 2,2  1011
Этиленгликоль	(3,3–5,9)  104
Этилен–хлоргидрин “ч”	менее 105 (28 С)
Этиловый спирт (этанол)	7,7  106 (25 С)
	1,5  105 (18 С)
	6,6  104 (0 С)
Этиловый эфир (осушенный)	(0,2–4,5)  109
Этиловый эфир бензойной кислоты	2,8  106
Этилсиликат–40 “ч”	1,5  106
Этил–формиат	менее 106
Этил–целлозольв	1,84  104 – 6,8  105
Эфир петролейный	3,43  1013

Приложение 2

МИНИМАЛЬНЫЕ ЭНЕРГИИ ЗАЖИГАНИЯ ПАРО– И ГАЗОВОЗДУШНЫХ СМЕСЕЙ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ ТЕМПЕРАТУРАХ (мДж)

.

Жидкость	25 С		50 С	75 С	100 C			125 С		150 C
1	2		3	4	5			6		7
УГЛЕВОДОРОДЫ
Бензол каменноугольный	0,23	0,204		0,185	0,167			0,154			0,148
Бензол нефтяной	0,176	0,l66		0,157	0,148			0,135			0,123
Бутилен	0,275	0,25		0,242	0,225			0,221			0,208
Винилацетилен	0,054	0,05		0,045	0,0409			0,036			0,0305
Гептан	0,26	0,22		0,159	0,134			0,112			0,082
Диэтилбензол	–	–		0,796	0,181			0,18			0,178
Дивинил	0,188	0,164		0,142	0,123			0,115			0,092
Изобутан	0,376	0,34		0,318	0,295			0,285			0,282
Изобутилен	0,471	0,411		0,356	0,32			0,278			0,246
Изопропилбензол	–	0,965		0,206	0,184			0,158			0,137
п–Ксилол	–	0,404		0,356	0,331			0,301			0,26
Метан	0,3	0,276		0,26	0,239			0,203			0,167
–Метилстирол	–	–		0,156 (70 C) –				–			–
Октан	0,42	0,342		0,308		0,257		0,207			0,17
Пентан	0,273	0,247		0,22		0,195		0,166			0,142
Пропан	0,476	0,442		0,406		0,364		0,32			0,265
Пропилен	0,24	0,232		0,219		0,216		0,2			0,187
Стирол	–	0,283		0,22		0,114		0,068			0,051
Толуол	0,26	0,21		0,208		0,187		0,127			0,106
Циклогексан	0,24	0,2		0,19		0,17		0,15			0,145
Этилбензол	–	0,228		0,2		0,164		0,146			0,114
Этилен	0,121	0,086		0,078		0,075		0,066			0,062
Этан	0,292	0,276		0,231		0,214		0,211			0,208
Скипидар ( смесь углеводородов)	–	–		0,32		0,294		0,266			0,235
СВЕТЛЫЕ НЕФТЕПРОДУКТЫ
Бензин А–72	0,401	0,323		0,252		0,221		0,209			0,196
Бензин А–76	0,358	0,21		0,189		0,166		0,156			0,14
Бензин АИ–93	0,348	0,249		0,205		0,186		0,170			0,153
Бензин Б–70	0,394	0,36		0,307		0,273		0,254			0,216
Бензин Б–91/115	0,56	0,178		0,157		0,138		0,128			0,127
.	.	.		.		.		.			.
Бензин Б–95/130	0,302	0,271		0,220		0,215		0,21			0,185
Бензин “Калоша”	0,234	0,205		0,194		0,16		0,143			0,132
Керосин осветительный	–	–		–		0,275		0,225			0,212
Керосин тракторный	–	–		–		0,285		0,234			0,172
Петро–лейный эфир	0,362	0,281		0,261		0,255		0,211			0,195
Топливо Т–1	–	–		0,202		0,181		0,165			0,154
Уайт–спирит	–	–		0,33		0,233		0,155			0,088
ПРОЧИЕ ВЕЩЕСТВА
Ацетон	0,406	0,28		0,25			0,214		0,203			0,188
Винилацетат	0,309 (15 С) –			–			–		–			–
Водород	0,011	0,0092		0,0086			0,0076		0,007			0,0051
Бутиловый спирт	–	0,276		0,236			0,210		0,181			0,16
Диметиловый эфир	0,345	0,32		0,29			0,274		0246			0,22
Диэтиловый эфир	0,25	0,2		0,16			0,13		0,10			0,089
Разбавители
РДВ	0,238	0,189		0,163			–		–			–
РКБ–1	–	0,86		0,345			0,222		0,171			0,154
РФГ	–	0,356		0,256			–		–			–
РЭ–2	–	0,336		0,236			–		–			–
Раз–жи–житель Р–5	–	0,329		0,278			–		–			–
Растворители
646	–	0,251		0,166			–		–			–
647	–	–		0,246			–		–			–
648	–	0,2		0,154			–		–			–
649	–	0,635		0,236			–		–			–
Р–4	0,340	0,213		0,159			–		–			–
PC–1	–	0,196		0,176			–		–			–
Сольвент каменноугольный	–	–		0,248			–		–			–
Цикло–гексанол	–	–		0,77			0,373		0,346			0,282
Цикло–гексанон	–	1,3		0,412			0,347		0,281			0,192
Этилацетат	0,282	0,252		0,224			0,201		0,179			0,161
Этиловый спирт	0,246	0,217		0,20			0,18		0,16			0,139

Приложение 3. Вертикальный резервуар

Вертикальный резервуар

Вертикальный резервуар

Вертикальный резервуар

.

.

.

.

.