Проект установки ЕЛОУ-АВТ [ виправити ] текст може містити помилки, будь ласка перевіряйте перш ніж використовувати. скачати МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ Державна освітня установа вищої НАУКИ САМАРСЬКИЙ ДЕРЖАВНИЙ ТЕХНІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ Кафедра «Хімічна технологія переробки нафти і газу» Курсовий проект Проект установки ЕЛОУ-АВТ Студент 4-ФДО-921 Степанов А.С. Викладач Пильщиків В.А. Самара 2008 ЗМІСТ Введення 1. Характеристика нафти і фракцій з неї 2. Обгрунтування асортименту одержуваних фракцій 3. Вибір і обгрунтування схеми ЕЛОУ-АВТ 3.1 Вибір схеми блоку ЕЛОУ 3.2 Вибір схеми блоку атмосферної перегонки 3.3 Стабілізація та вторинна перегонка бензинової фракції 3.4 Вакуумна перегонка мазуту 4. Принципова технологічна схема установки та її короткий опис 5. Основне обладнання установки та основні умови її експлуатації 5.1 електродегідратори 5.2 Колони 5.3 Теплообмінні апарати 5.4 Печі 6. Технологічний розрахунок 6.1 Матеріальний баланс блоку ЕЛОУ, блоку АВТ і атмосферних колон К-1 і К-2 6.2 Технологічний розрахунок колони К-2 6.2.1 Матеріальний баланс колони К-2 6.2.2 Вибір числа і типу тарілок в колоні 6.2.3 Розрахунок тиску по висоті колони 6.2.4 Розрахунок витрати водяної пари 6.2.5 Розрахунок витрати флегми по висоті колони 6.2.6 Визначення температури сировини на вході в колону 6.2.7 Визначення температури в низу колони 6.2.8 Розрахунок парціальних тисків фракцій 6.2.9 Визначення температури виведення бічних погонів і температури у верху колони 6.3 Тепловий баланс колони 6.4 Вибір числа і витрати циркуляційних зрошень 6.5 Визначення основних розмірів колони К-2 6.5.1 Розрахунок навантаження на пари і рідини в різних перерізах 6.5.2 Розрахунок діаметра основної колони 6.5.3 Розрахунок висоти колони Бібліографічний список ВСТУП Серед корисних копалин (крім нафтовий газ) нафта відома як пальне з найвищою теплотою згоряння, тому що в ній міститься найбільша кількість водню. З компонентів горючих копалин водень має найвищу теплотою згоряння. З нафти виробляється широкий спектр різноманітних нафтопродуктів: палив, масел і різних хімічних речовин. В основі методів переробки нафти і газу та застосування товарних нафтопродуктів в різних галузях промисловості і народного господарства лежать фізико-хімічні процеси. Управління цими процесами вимагає глибокого знання фізичних та фізико-хімічних властивостей газу, нафти, нафтових фракцій. Розрізняють первинні і вторинні методи переробки нафти. До первинних відносять процеси розділення нафти на фракції, коли використовуються її потенційні можливості по асортименту, кількості і якості одержуваних продуктів і напівпродуктів. На даному етапі нафтопереробки трубчасті установки входять до складу всіх нафтопереробних заводів і служать постачальниками як товарних нафтопродуктів, так і сировини для вторинних процесів. Нафта готується до переробки, піддаючись очищення від небажаних домішок, і розганяється на вузькі фракції, придатні для подальшого використання на установках вторинної переробки. Вакуумні трубчасті установки зазвичай споруджують у єдиному комплексі з атмосферним щаблем перегонки нафти. Комбінування процесів атмосферної і вакуумної перегонки на одній установці має такі переваги: ​​скорочення комунікаційних ліній, менше число проміжних ємностей, компактність, зручність обслуговування, можливість більш повного використання тепла дистилятів і залишків, скорочення витрати металу та експлуатаційних витрат, велика продуктивність праці. Установка ЕЛОУ-АВТ є комбінованої установкою. Блок ЕЛОУ забезпечує зневоднення і знесолювання нафти, а блок АВТ - атмосферну і вакуумну перегонку. Асортимент фракцій, одержуваних на АВТ визначається в першу чергу властивостями нафти і її окремих фракцій. У курсовому проекті зроблено вибір і обгрунтування схеми установки ЕЛОУ-АВТ продуктивністю 5,8 млн. т / рік, призначеної для переробки Родинське нафти. 1. ХАРАКТЕРИСТИКА НАФТИ І ФРАКЦІЙ З НЕЇ У завданні вказані вихідні дані: 1) нафта - Родинська (верейську горизонт); 2) фракції нафти - газ, нк-62, 62-85, 85-120, 120-180, 180-230, 230-280, 280-350, 350-500, вище 500 0С. За фізико-хімічними властивостями Родинське нафту можна віднести до середніх сірчистим. Показники, що характеризують дану нафту та її фракції, представлені у вигляді таблиць: - Загальна фізико-хімічна характеристика нафти (табл.1.1); - Склад газів, розчинених в нафті (табл. 1.2); - Характеристика фракцій, що википають до 200 0С (табл. 1.3); - Груповий вуглецевий складу фракцій, що википають до 200 0С (табл. 1.4); - Характеристика фракцій, службовців сировиною для каталітичного риформінгу (Табл. 1.5); - Характеристика легких гасових фракцій (табл. 1.6); - Характеристика дизельних палив та їх компонентів (табл. 1.7); - Характеристика сировини для каталітичного крекінгу (табл. 1.8); - Характеристика базових дистилятних і залишкових масел (табл. 1.9). Таблиця 1.1 Загальна фізико-хімічна характеристика нафти r 420 М n 20, мм2 / с n 50, мм2 / с Температура, о С ДНП, мм рт. ст. Вміст,% мас. Парафіни	Кислотність, мг КОН на 100 мл нафти	Зольність,% мас.	Коксівність,% мас.	Вихід фракцій, % Мас.
				спалаху в закритому тиглі	застигання з обробкою	при 380С	при 500С	сірки	азоту	смол сірчанокислотних	смол сілікагелевих	асфальтенів	зміст,% мас.	температура плавлення, 0С				до 2000С	до 3500С
0,8678	295	29,03	11,29	-27	-56	263	352	1,68	0,12	36,0	20,0	6,0	3,8	51	0,07	0,016	6,98	24,0	44,8

Таблиця 1.2

Склад газів, розчинених в нафті

Таблиця 1.3

Характеристика фракцій, що википають до 2000С

Таблиця 1.4

Груповий вуглеводневий склад фракцій, що википають до 2000С

Температура відбору, 0С	Вихід на нафту,% мас.	r 420	nD20	Вміст вуглеводнів,% мас.
				ароматичних	нафтенових	парафінових
28-60	2,7	0,6280	1,3650	0	0	100
60-95	4,2	0,6874	1,3910	4,0	25,0	71,0
95-122	3,8	0,7280	1,4060	7,0	27,0	66,0
122-150	3,8	0,7480	1,4170	10,0	28,0	62,0
150-200	7,6	0,7770	1,4330	16,0	29,0	55,0
28-200	22,1	0,7720	1,4130	9,0	24,0	67,0

Таблиця 1.5

Характеристика фракцій, службовців сировиною для каталітичного риформінгу

Температура відбору, 0С	Вихід на нафту,% мас.	r 420	Вміст сірки,% мас.	Вміст вуглеводнів,% мас.
				ароматичних	нафтенових	парафінових
62-85	2,7	0,6800	0	4	25	71
62-105	5,5	0,7020	0	5	26	69
85-105	2,8	0,7170	0	6	26	68
85-120	4,6	0,7240	0	6	26	68
85-180	13,4	0,7450	сліди	10	28	62
105-120	1,8	0,7330	-	8	27	65
105-140	4,4	0,7390	-	9	27	64
120-140	2,6	0,7420	-	9	28	63
140-180	6,2	0,7440	0,03	14	29	57

Таблиця 1.6

Характеристика легких гасових дистилятів

Температура відбору, 0С	Вихід на нафту,% мас.	r 420	Фракційний склад, 0С					n 20, мм2 / с	n -40, мм2 / с	Температура, 0С		Теплота згоряння (нижча), кДж / кг	Висота некоптящего полум'я, мм	Вміст ароматичних вуглеводнів,% мас.	Вміст сірки,% мас.		Кислотність, мг КОН на 100 мл дистиляту	Иодной число, мг йоду на 100 г дистиляту
			М.К.	10%	50%	90%	98%			початку кристалізації	спалаху в закритому тиглі
													загальної	меркаптанової
120 - 240	17,8	0,7810	142	153	178	223	240	1,36	4,71	Нижче -60	35	40360	22	-	0,10	0,0011	2,35	7,2

Таблиця 1.7

Характеристика дизельних палив та їх компонентів

Температура відбору,% мас.	Вихід на нафту,% мас.	Цетанове число	Дизельний індекс	Фракційний склад, 0С				r 420	n 20, мм2 / с	n 50, мм2 / с	Температура, 0С			Вміст сірки,% мас.	Кислотність, мг КОН на 100 мл палива	Анілінова точка, 0С
				10%	50%	90%	96%				застигання	помутніння	спалаху
150-350	28,4	52	61,0	194	252	317	322	0,8250	3,3	1,8	-32	-20	85	0,42	5,09	-
180-350	23,8	52	59,1	216	263	318	322	0,8370	4,1	2,2	-26	-17	100	0,51	5,90	-
200-350	20,8	53	58,2	238	274	320	323	0,8420	4,6	2,5	-21	-14	-	0,62	6,66	-
240-320	10,8	53	54,3	260	275	304	310	0,8440	5,0	2,7	-20	-13	122	0,70	7,05	-
240-350	14,8	55	53,1	265	288	326	330	0,8520	5,9	3,1	-12	-6	118	0,82	8,62	-

Таблиця 1.8

Характеристика сировини для каталітичного крекінгу

Температура відбору, 0С	Вихід на нафту,% мас.	r 420	M	n 50, мм2 / с	n 100, мм2 / с	Температура застигання, 0С	Вміст,% мас.			Коксівність,% мас.	Зміст парафіно-нафтенових углеводoродов,% мас.	Зміст смолистих речовин,% мас.
							сірки	смол сірчано-кислотних	ванадію
350-480	20,2	0,8960	340	10,6	4,2	17	1,7	8	-	0,17	52	3,0

Таблиця 1.9

Потенційне зміст базових дистилятних і залишкових масел

Температура відбору, 0С	Вихід дистиллятной фракції або залишку на нафту,% мас.	Характеристика базових масел
		r 420	n 50, мм2 / с	n 100, мм2 / с	n 50 / n 100	ІВ	ВВК	Температура застигання, 0С	Вихід базових масел,% мас.
									на фракцій дистилятів або залишок	на нафту
350-450	12,3	0,9080	15,8	4,29	-	97	-	-24	82,6	12,3
450-480	5,4	0,9095	37,3	7,20	-	85	-	-22	73,8	4,0
Залишок вище 480	35,0	0,9090	222,0	26,27	8,40
85	0,8350	-18	23,4	8,2

2. ОБГРУНТУВАННЯ АСОРТИМЕНТУ ОТРИМУВАНИХ ФРАКЦІЙ

Асортимент нафтопродуктів, одержуваних на установці АВТ обумовлений складом і властивостями нафти і її фракцій, а також потребами в тих чи інших нафтопродуктах. Відповідно до завдання при первинній перегонці Родинське нафти планується отримати наступні продукти:

Газ. Гази, розчинені в нафті в кількості 1,9% мас. на нафту, і отримані при первинній перегонці нафти, складаються в основному з пропану і бутанів (див. табл. 1.2). Вони є сировиною газофракционирующую установок і можуть служити в якості палива (побутовий зріджений газ).

Фракції н.к.-62 і 62-85оС мають невелике октанове число, тому направляється на установку ізомеризації для підвищення октанового числа.

Фракція 85-120оС служить в якості сировини каталітичного риформінгу для отримання бензолу і толуолу, а також для одержання компонентів високооктанового бензину.

Фракції 85-120 і 120-180оС служать в якості сировини каталітичного риформінгу для одержання компонентів високооктанового бензину, а також може використовуватися для отримання компонента реактивного палива.

Фракція 180-230оС. Дана фракція є компонентом реактивного і дизельного палив.

Фракції 230-280оС і 280-350оС є фракціями дизельного палива. Цетанове кількість об'єднаної фракції 240 - 350оС одно 55 (див. табл. 1.7). Температура застигання-12оС. Фракції можуть використовуватися як компонент літнього дизельного палива. Для отримання зимового дизельного палива об'єднана фракція 230 - 350оС повинна бути піддана депарафінізації.

Фракція 350-500оС - вакуумний газойль. Фракція може використовуватися як сировина процесів каталітичного крекінгу і гідрокрекінгу для отримання високооктанового бензину.

Фракція, що википає при температурах вище 500оС - гудрон. Фракція використовується як сировина установок термічного крекінгу, вісбрекінгу, коксування, виробництва бітуму.

У табл. 2.1. порівнюється з показниками якості деяких бензинів (ГОСТ 2084) бензинова фракція 28-180 оС. Цю фракцію зазвичай піддають вторинній перегонці. Октанові числа бензинів підвищують за допомогою антидетонаторов.

У табл 2.2. порівнюються фракція 120-240 оС і показники якості реактивних палив (ГОСТ 10227).

У табл. 2.3. проведено порівняння фізико-хімічних властивостей фракції 240 - 350оС з показниками якості деяких товарних дизельних палив (ГОСТ 305). Зменшення кінематичної в'язкості можливо за рахунок додавання більш легкої фракції. І по всіх фракціях необхідно проводити гідроочищення.

Таблиця 2.1

Порівняльна характеристика бензинів і фракції 28-180 º С

Таблиця 2.2.

Порівняльна характеристика реактивних палив і фракції 120-240 ° С

Таблиця 2.3.

Порівняльна характеристика дизельних палив і фракції 240-350 ° С

3.Вибор І ОБСНОВАНІЕ СХЕМИ УСТАНОВКИ ЕЛОУ-АВТ

Зазвичай установка складається з блоку ЕЛОУ, блоку АТ, блоку ВТ, блоку стабілізації і блоку вторинної розгонки бензинових фракцій. Блок ЕЛОУ призначений для підготовки нафти до переробки шляхом видалення з неї води і солей. Блок АТ призначений для розгону світлих нафтопродуктів на вузькі фракції. Блок ВТ призначений для розгону мазуту (> 3500С) на фракції. Блок стабілізації призначений для видалення з бензину газоподібних компонентів, в тому числі корозійно-активного сірководню та вуглеводневих газів. Блок вторинної розгонки бензинових фракцій призначений для поділу бензину на фракції.

3.1 ВИБІР І ОБГРУНТУВАННЯ СХЕМИ БЛОКУ ЕЛОУ

Нафта, що надходить з промислів на нафтопереробні заводи і відповідає вимогам ГОСТ Р 51858-2002, піддається додат-котельної обробці на НПЗ.

Підготовка нафт до переробки, здійснюється на блоці ЕЛОУ, є найважливішою умовою забезпечення роботи установки первинної переробки нафти й одержання якісних фракцій для подальшої їх переробки.

Електрознесолення і зневоднення нафти здійснюється в спеціальних апаратах - електродегідратори. При цьому нафта нагрівається в системі теплообмінників (у два потоки), в неї додають деемульгатор, так як вода з нафтою утворює емульсію, яка зазвичай має високу стійкість і вимагає спеціальних методів руйнування. На блоці ЕЛОУ передбачається встановити два ступені електродегідратори, між якими в потік нафти буде виробляється введення свіжої води, яка служить для вилучення солі. Найбільш поширені і високопродуктивні горизонтальні електродегідратори мають продуктивність 240-480 м3 / ч. Потужність проектованої установки становить 6,6 млн. т / рік. Щільність нафти дорівнює 0,8678 г/см3 (табл.1.1). Таким чином, об'ємна продуктивність установки по нафті становить:

5800000 / 0,8695 = 6683568 м3/рік;

Число робочих днів на рік приймаємо рівним 340. Тоді годинна об'ємна продуктивність установки складе:

6683568 / (340 ∙ 24) = 819 м3 / ч.

Кількість електродегідратори, які слід встановити на одному щаблі знесолення, складе:

N = 819/480 = 1,7 шт.

Таким чином, приймаємо число електродегідратори на одному щаблі рівним двом. Схема блоку ЕЛОУ наведена рис.3.1.

Температуру в електродегідратори приймаємо рівної 100-1600С. Для запобігання газовиділення в електродегідратори підтримується підвищений тиск, що дорівнює 1,8 МПа.

3.2 ВИБІР І ОБГРУНТУВАННЯ СХЕМИ БЛОКУ атмосферна перегонка

У нафтопереробці прийнято три основні схеми атмосферної переробки нафти. Це двохколонним схема з двократним випаровуванням та дворазовою ректифікацією, двохколонним схема з двократним випаровуванням і одноразової ректифікацією (перша колона є в цій схемі пустотілою випарником) і одноколонная схема з одноразовим випаром і одноразової ректифікацією. Схеми блоку перегонки нафти при атмосферному тиску залежать від природи нафти (змісту бензинових фракцій, що википають до 200 º С і в цілому світлих, википають до 350 º С, розчинених газів і загальної сірки). Дана нафту, містить 1,9% газу (табл. 1.2), 24,0% бензинових фракцій, що википають до 2000С (табл. 1.1) і 44,8% світлих нафтопродуктів, що википають до 3500С (табл. 1.1). Вміст у нафти сірки становить 1,68% (табл.1.1). Для переробки такої нафти найбільш краща схема перегонки нафти в двох ректифікаційних колонах (перегонка нафти з двократним випаровуванням та дворазовою ректифікацією), з яких перша - отбензінівающая колона, а друга - основна ректифікаційна колона, застосовується для ректифікації високопотенційного сірчистих і високосірчистих нафт (зміст бензинових фракцій 20% мас. і вище, вміст розчинених газів до 3% мас. і вище).

На установці, що працює за такою схемою (див. рис.3.2), нафта попередньо підігрівається в теплообмінниках до температури (зазвичай 220-250 ^о С), що забезпечує випаровування легкої частини бензинової фракції, і вступає до отбензінівающую колону. Додаткове тепло в низ колони повідомляється гарячим струменем полуотбензіненной нафти. Частково отбензіненная нафту нагрівається в печі і з температурою 340-370оС надходить в основну атмосферну ректифікаційної колони, де відбувається відбір світлих - бензинових і середніх дистилятів. З низу колони відбирають мазут.

До переваг установки, в якій нафту переганяється за даною схемою слід віднести наступні:

-Можливість переробки будь-яких нафт, в тому числі високопотенціаль-них і високосірчистих;

-Можливість переробки нафт, недостатньо добре знесоленої і зневоднених.

Однак, для даної установки характерні і недоліки:

-Деяке погіршення технологічних умов роботи основної атмосферної колони через відсутність легких вуглеводнів;

-Збільшення витрат палива в печі, що служить для нагрівання сировини колони, тому що потрібно виробляти нагрів нафти до більш високої температури, ніж при нагріванні неотбензіненной нафти;

-Великі капітальні та експлуатаційні витрати на установці.

3.3 СТАБІЛІЗАЦІЯ І ВТОРИННА ПЕРЕГОНКА Бензинова фракція

Схема стабілізації і вторинної перегонки бензинової фракції представлена ​​на рис. 3.3.

Стабілізаційна колона К-3 на АВТ призначена для звільнення бензинової фракції від розчинених газів і від розчиненого сірководню. Зверху колони відбирається газ, який поділяється в ємності Е-3 на метан-етанового і пропан-бутанову фракції (рефлюкс). Так як в звичайних умовах рефлюкс є газом, для отримання зрошення в колоні підтримується підвищений тиск. Блок вторинної ректифікації бензинів на АВТ призначений для отримання вузьких бензинових фракцій. У даній роботі отримуємо фракції 28-62 ° С, 62-120 ° С. Для розділення бензинової фракції 62-120 ° С на дві більш вузькі потрібна додаткова колона К-5.

3.4 вакуумної перегонки мазуту

Перегонка мазуту здійснюється у вакуумній частини установки, так як перегонка мазуту без пониження тиску викликає крекінг вуглеводнів, що входять до його складу. Відповідно до завдання мазут розганяється по паливному варіанту з отриманням вакуумного газойлю, гудрону і обважнює дизельного палива у вигляді бічного погона.

Мазут, який виводиться з низу колони К-2 нагрівається в печі П-3 і з температурою 400-420 ° С надходить у вакуумну колону К-6. У цій колоні пропонується розмістити 16 клапанних тарілок. З верху колони пари відводяться до вакуумсоздающей апаратурі. З верхньої тарілки відводимо обтяжені дизельне паливо, частина якого повертаємо в колону в якості зрошення. Боковим погоном з колони К-6 виводимо вакуумний газойль (350-490 ° С). Його відбір проводиться з 10 тарілки. Вакуумний газойль надходить в стріппінг-колону К-6 / 1, в низ якої подається водяна пара. З низу колони виводимо гудрон (залишок, википає при температурі вище 490 ° С). У нижню частину колони подаємо водяна пара для зниження парціального тиску вуглеводнів. Надлишок тепла в колоні знімаємо циркуляційним зрошенням.

Схема вакуумної перегонки мазуту наведена на рис. 3.4

4. Принципова ТЕХНОЛОГІЧНА СХЕМА УСТАНОВКИ ЕЛОУ-АВТ І ЇЇ КОРОТКИЙ ОПИС

Нафта, деемульгатор і луг сировинним насосом Н-1 подається двома потоками в теплообмінники Т-1 / 1 - Т-1 / 5 і Т-2 / 1 - Т-2 / 5. У теплообмінниках Т-1 / 1 і Т-2 / 1 нафту нагрівається за рахунок тепла циркуляційного зрошення ЦО1, відведеного з тарілки відбору фракції 180 - 230 ° С. У теплообмінниках Т-1 / 2 і Т-2 / 2 нафту нагрівається за рахунок тепла циркуляційного зрошення ЦО2, відведеного з тарілки відбору фракції 230 - 280 ° С; в теплообмінниках Т-1 / 3 і Т-2 / 3 нафту нагрівається за рахунок тепла циркуляційного зрошення ЦО3, відведеного з тарілки відбору фракції 280 - 350 ° С; в теплообмінниках Т-1 / 4 і Т-2 / 4 нагрів нафти здійснюється за рахунок тепла фракції 230-280 ° С; в теплообмінниках Т-1 / 5 і Т-2 / 5 нагрів нафти здійснюється за рахунок тепла фракції 280 - 350 ° С. На виході з теплообмінників обидва потоки об'єднуються, до них додається вода з другої сходинки ЕЛОУ. Потім потік розділяється на 2 потоку і надходять у електродегідратори першого ступеня. З першого ступеня відводиться вода на очищення. Після першої сходинки до об'єднаним потокам додається свіжа вода для екстрагування залишку солей нафти. Потім нафта надходить на другий ступінь ЕЛОУ, на другому ступені також відводиться вода, яка подається на першу сходинку.

Обезсолена і зневоднена нафту об'єднується на виході з електродегідратори в один потік і, попередньо розділившись на два потоки, по трубопроводах надходить в теплообмінники Т-1 / 6 - Т-1 / 9 і Т-2 / 6 - Т-2 / 9. У теплообмінниках нагрів нафти здійснюється наступним чином: в Т-1 / 6 і Т-2 / 6 - за рахунок тепла фракції 180-230 ° С, в Т-1 / 7 і Т-2 / 7 - за рахунок тепла циркуляційного зрошення, відведеного з тарілки відбору вакуумного газойлю, в Т-1 / 8 і Т-2 / 8 - за рахунок тепла вакуумного газойлю, в Т-1 / 9 і Т-2 / 9-за рахунок тепла гудрону.

Виходячи з теплообмінників, нафту об'єднується в один потік і по трубопроводу надходить у отбензінівающую колону К-1.

З верху колони К-1 відводяться пари бензинової фракції (н.к. - 120 ° С) і гази. Конденсація парів бензину відбувається в апараті повітряного охолодження АВО-1 і конденсаторі-холодильнику КХ-1. У ємності Е-1 відбувається поділ бензину і газів. Легка бензинова фракція насосом Н-2 подається на зрошення верху колони, а її балансове кількість направляється в теплообмінник Т-3, де нагрівається разом з важкої бензинової фракцією за рахунок тепла відведеного з рібойлера Т-4 стабільного бензину.

З низу колони К-1 частково отбензіненная нафту насосом Н-3 направляється до печей П-1 та П-2. Частина нафти направляється в піч П-1 для створення гарячої струменя, що подається в низ колони К-1, решта нафту нагрівається в печі П-2 і по трубопроводу надходить в основну колону К-2.

З верху колони К-2 відводяться пари бензину бензинової фракції 120 - 180 ° С, конденсація їх відбувається в апараті повітряного охолодження АВО-2 і конденсаторі-холодильнику КХ-2. У ємності Е-2 бензин відокремлюється від газів і води. Далі бензин насосом Н-4 подається на зрошення верху колони, а надлишок виводиться з установки через апарат повітряного охолодження АВО-12.

З 31 тарілки колони К-2 відводиться фракція 180-230 ° С і надходить на верхню тарілку стріппінг-колони К-2 / 1. Пари з колони К-2 / 1 повертаються під 32 тарілку колони К-2, а фракція 180-230 ° С забирається насосом Н-11, прокачується через теплообмінники Т-1 / 6 і Т-2 / 6, де віддає тепло нафти, потім через апарат повітряного охолодження АВО-11 і виводиться з установки.

З 21 тарілки колони К-2 відводиться фракція 230-280 ° С і надходить на верхню тарілку стріппінг-колони К-2 / 2. Пари з колони К-2 / 2 повертаються під 22 тарілку колони К-2, а фракція 230-280 ° С забирається насосом Н-10, прокачується через теплообмінники Т-1 / 4 і Т-2 / 4, де віддає тепло нафти, потім через апарат повітряного охолодження АВО-10 і виводиться з установки.

З 11 тарілки колони К-2 виводиться фракція 280-350 ° С і надходить на верхню тарілку стріппінг-колони К-2 / 3. Пари з колони До-2 / 3 повертаються під 12 тарілку колони К-2, а фракція 280-350 ° С забирається насосом Н-9, прокачується через теплообмінники Т-1 / 5 і Т-2 / 5, де віддає тепло нафти, після цього направляється в АВО-9 і виводиться з установки.

З низу колони К-2 мазут направляється у вакуумну колону К-6 насосом Н-8.

Надлишок кількості тепла колони К-2 знімається циркуляційними зрошеннями:

- Перше циркуляційний зрошення забирається з кишені 29 тарілки колони К-2 насосом Н-5, прокачується через теплообмінники Т-1 / 1, Т-2 / 1 і повертається в колону на 30 тарілку;

- Друге циркуляційний зрошення забирається з кишені 19 тарілки колони К-2 насосом Н-6, прокачується через теплообмінники Т-1 / 2, Т-2 / 2 і повертається в колону на 20 тарілку;

- Третє циркуляційний зрошення забирається з кишені 9 тарілки колони К-2 насосом Н-8, прокачується через Т-1 / 3, Т-2 / 3 і повертається в колону К-2 на 10 тарілку;

Бензинова фракція, нагріта в теплообміннику Т-3, надходить у колону стабілізації К-3, що працює під тиском. У ній відбувається звільнення бензину від розчинених газів і сірководню. З верху колони К-3 виводиться газ, проходить через АВО-3 і КГ-3, де частково конденсується. З рефлюксной ємності Е-3 зверху йде газ, а знизу - рефлюкс, який насосом Н-13 подається на зрошення верху колони К-3, а надлишок виводиться з установки.

З низу колони К-3 виводиться стабільний бензин, який по трубопроводу надходить у пароподогреватель Т-4, де нагрівається і частково випаровується. Пари направляються в низ колони К-3 для створення парового потоку, а рідина насосом Н-12 прокачується через Т-3, де віддає своє тепло вихідної бензинової фракції і направляється по трубопроводу в колону вторинної ректифікації бензину К-4, перед цим нагріваючись в Т -5. У теплообміннику Т-5 бензин нагрівається за рахунок тепла фракції 62-120 ° С.

З верху колони К-4 відводяться пари фракції 28-62 ° С, які, проходячи через АВО-4 і КГ-4, конденсуються і надходять в ємність Е-4. Несконденсировавшиеся пари йдуть з верху ємності, а рідка частина фракції 28-62 ° С виводиться знизу і насосом Н-15 подається на зрошення верху колони К-4, а надлишок відводиться з установки.

З низу колони К-4 відводиться фракція 62-120 ° С, яка направляється в рібойлер Т-6, де нагрівається і частково випаровується. Пари направляються в низ колони К-4 для створення парового потоку, а рідина насосом Н-14 подається в теплообмінник Т-7, перед цим віддавши тепло в Т-5.

У теплообміннику Т-7 бензин отримує тепло від фракції 62-120 ° С. Після Т-7 бензин надходить у колону К-5. з верху колони К-5 відводяться пари фракції 62-85 ° С, які, проходячи через АВО-5 і КХ-5, конденсуються і надходять в ємність Е-5. Несконденсировавшиеся пари йдуть з верху ємності, а рідка частина фракції 62-85 ° С виводиться знизу і насосом Н-17 подається на зрошення верху колони К-5, а надлишок відводиться з установки через АВО-13.

З низу колони К-5 відводиться фракція 85-120 ° С, яка направляється в рібойлер Т-8, де нагрівається і частково випаровується. Пари направляються в низ колони К-5 для створення парового потоку, а рідина насосом Н-16 через Т-7, АВО-12 і виводиться з установки.

Мазут з низу колони К-2 насосом Н-8 направляється по трубопроводу в вакуумну піч П-3, де він нагрівається до температури не вище 420 ° С і направляють у вакуумну колону К-6.

З кишені 17 тарілки колони К-6 відбирається обтяжені дизельне паливо, яке насосом Н-21 прокачується через АВО-7, де охолоджується і по трубопроводу направляється на зрошення верху колони К-6, а балансове кількість утяжеленного дизельного палива виводиться з установки.

З 14 тарілки колони К-6 виводиться вакуумний газойль і спрямовується на верхню тарілку вакуумної стріппінг-колони К-6 / 1. Пари з колони К-6 / 1 повертаються під 15 тарілку колони К-6, а вакуумний газойль (350-490 ° С) забирається насосом Н-20, прокачується через теплообмінники Т-1 / 8, Т-2 / 8, потім через АВО-8, де охолоджується і виводиться з установки.

Надлишок тепла в колоні К-6 знімається циркуляційним зрошенням, яке забирається з кишені 12 тарілки насосом Н-18, прокачується через Т-1 / 7, Т-2 / 7, де охолоджується і повертається в колону К-6 на 13 тарілку.

З низу К-6 виводиться гудрон, який насосом Н-19 прокачується по трубному простору теплообмінників Т-1 / 9 і Т-2 / 9, охолоджується в АВО-6 і виводиться з установки.

Пари з верху колони К-6 надходять в конденсатор-холодильник КХ-6. Пари частково конденсуються холодною водою і спрямовуються у вакуумний приймач Е-6, а вода йде на повторне використання. Чи не конденсуватися пари з конденсаторів-холодильників об'єднуються в один потік і направляються в пароежекціонний вакуум-насос ЕЖ-1, потім в конденсатор-холодильник КХ-7, де частково конденсуються за рахунок холодної води. Чи не сконденсіровавшіся пари надходять на другу сходинку в пароежекціонний вакуум-насос ЕЖ-2 і конденсатор-холодильник КХ-8, а потім на третій щабель у пароежекціонний вакуум-насос ЕЖ-3 і конденсатор-холодильник КХ-9. Чи не сконденсировавшейся пари після третього ступеня направляються до печей. Для роботи пароежекціонних вакуум-насосів ЕЖ-1, ЕЖ-2 і ЕЖ-3 використовується водяна пара. Сконденсировавшейся пари з конденсаторів-холодильників КХ-7, КХ-8, КХ-9 об'єднуються в один потік і направляються в барометричний ящик Е-7.

У вакуумному приймачі Е-6 відбувається поділ парової та рідкої фаз. Пари направляються в основний потік парів, що йдуть в пароежекціонний вакуум-насос ЕЖ-1. Рідка фаза з низу Е-6 виводиться в барометричний ящик, в якому поступово накопичується обтяжені дизельне паливо і періодично виводиться з установки.

5. ОСНОВНЕ ОБЛАДНАННЯ УСТАНОВКИ ТА ОСНОВНІ УМОВИ ЙОГО ЕКСПЛУАТАЦІЇ

5.1 електродегідратори

Електродегідратори використовуються на установці ЕЛОУ для зневоднення та знесолення нафти.

Електродегідратори бувають вертикальні, горизонтальні, сферичні. Найбільшого поширення в нафтопереробці отримали горизонтальні електродегідоратори, які мають більшу продуктивність, ніж вертикальні і вимагають меншої витрати металу, ніж сферичні. Електродегідратори розрізняються за характером введення нафти в апарат: сировина може вводитися в нижню частину або безпосередньо в межелектродное простір. Ефективним виявилося комбінування обох способів подачі, при якому частина сировини подається в нижню (поделектродную) зону, а частина між електродами.

У електродегідратори зневоднення і знесолювання ведеться з додаванням води, деемульгатора та лугу. Нафта з резервуара насосом прокачується через систему теплообмінників в послідовно працюючі електродегідратори. Нагрівання сирої нафти необхідний для досягнення необхідного ступеня очищення. Процес ведеться при температурі 160 ° С і тиску 1,8 МПа.

За ТУ 26-02-400-76 вибираємо електродегідратор 2ЕГ-160.

5.2 КОЛОНИ

Ректифікаційні колони в залежності від кількості одержуваних продуктів при поділі багатокомпонентних сумішей діляться на прості і складні.

У залежності від тиску ректифікаційні колони діляться на колони, що працюють під тиском, атмосферні та вакуумні.

Колони, що працюють під тиском, застосовуються на АВТ в процесах стабілізації бензинової фракції (колона К-1). Атмосферними колонами є основна колона К-1 і колони у блоці вторинної ректифікації бензинів. Вакуумні колони застосовуються при перегонці мазуту (колона До-6).

У даній роботі використовуються тарілчасті колони. Тип тарілок - клапанні дискові (ОСТ 26-02-1401-76). Клапанні тарілки мають ККД понад 70%, гідравлічний опір 4,9-4,8 мм рт. ст.

Число тарілок у колонах наступне:

- 30 штук в колоні К-1;

- 42 штуки в колоні К-2;

- 32 штуки в колоні К-3;

- 60 штук в колоні К-4;

- 60 штук в колоні К-5.

- 18 штук в колоні К-6.

Ректифікаційні колони і тарілки необхідно виготовити з матеріалу, стійкого до сірководневої корозії.

5.3 ТЕПЛООБМІННІ АПАРАТИ

На високопродуктивних АВТ застосовують укрупнені теплообмінники типу «труба в трубі» і «з плаваючою головкою».

Теплообмінники з плаваючою головкою найбільш часто використовуються на АВТ. За рахунок особливостей конструкції (наявність плаваючої головки) у них легко забезпечується компенсація температурних подовжень корпусу і трубного пучка. Трубний пучок легко витягується разом з плаваючою головкою, що полегшує чистку міжтрубного простору. Але ці теплообмінники мають такі недоліки:

- Відносно складна конструкція;

- Велика витрата металу на одиницю поверхні;

- Плаваюча голівка не доступна для огляду.

У стабілізаторі і колонах вторинної перегонки для підведення тепла в низ колони використовуються підігрівачі з паровим простором. Вони дозволяють забезпечити будь-яку поверхню теплообміну шляхом установки необхідної кількості підігрівачів, і малий гідравлічний опір кожного потоку. Це дозволяє обійтися невеликим об'ємом рідини в низу колони і розташовувати обігрівач приблизно на тій же позначці, що і колона. Недоліком їх є малий запас рідини за зливний перегородкою підігрівача.

Конденсатори й холодильники виконують у вигляді змійовиків з гладких або ребристих труб, або у вигляді одно-і багатоходових кожухотрубчасті апаратів.

На АВТ використовують так само апарати повітряного охолодження (АВО), що дозволяють скоротити витрати води на НПЗ. Коефіцієнти теплопередачі для різних кліматичних умов при роботі апаратів в якості конденсаторів і холодильників на АВТ становлять 235-258 Вт / (м2 • К).

АВО мають поверхню охолодження, скомпоновану із секцій оребрених труб, систему подачі повітря та регулюючі пристрої для зміни витрати повітря ..

5.4 ПЕЧІ

У нафтопереробної і нафтохімічної промисловості для нагріву нафти та нафтопродуктів до температур, вищих, ніж ті які можна досягти, наприклад, за допомогою нагрівання водяною парою, використовуються трубчасті печі.

На сучасних АВТ використовують такі основні типи печей. Печі серії Г - узкокамерние, з верхнім відведенням димових газів і горизонтальними трубами змійовика: печі серії Б - узкокамерние з нижнім відведенням димових газів і горизонтальними трубами: печі серії Ц - циліндричні вертикальні трубчасті печі з верхнім відведенням димових газів.

З метою використання на установці АВТ однотипних печей як для AT, так і для ВТ застосовуються вертикально-факельні печі. Пропонується використовувати на установці печі типу ГС-1, широко поширені на сучасних АВТ - з однорядним настінним екраном і вільним вертикальним смолоскипом. Ці печі мають досить високий ККД, можуть забезпечувати високу теплову потужність. Тривалість перебування нагрівається сировини в зоні високих температур не перевищує декількох хвилин, що зменшує можливість його розкладання і відкладення коксу в трубах, внаслідок чого при необхідності сировину можна нагрівати до більш високої температури.

6.ТЕХНОЛОГІЧЕСКІЙ РОЗРАХУНОК

6.1 МАТЕРІАЛЬНИЙ БАЛАНС БЛОКУ ЕЛОУ, БЛОКУ АВТ І АТМОСФЕРНИХ КОЛОН К-1 І К-2

Матеріальний баланс блоку ЕЛОУ, АВТ і колон К-1 і К-2 представлений табл. 6.1-6.4. Кількість робочих днів на рік приймаємо рівним 340.

Таблиця 6.1

Матеріальний баланс блоку ЕЛОУ

Статті балансу	% Мас.	Тис. т / рік
Взято:
Нафта сира	101,0	5858
Разом	101,0	5858
Отримано:
Нафта зневоднена	100	5800
Вода	0,5	29
Втрати	0,5	29
Разом	101,0	5858

Таблиця 6.2

Матеріальний баланс блоку АВТ

4,6

8,8

7,2

6,7

9,9

23,0

32,2

-

0,99

0,98

0,97

0,96

0,96

0,95

0,86

1,12

-

2,6

4,5

8,5

6,9

6,4

9,4

19,8

36,0

1,0

151

261

493

400

372

545

1148

2088

58

444

768

1450

1176

1092

1604

3377

6141

171

18480

31985

60417

49044

45490

66814

140735

255882

7108

Разом

100,0

-

100,0

5800

17059

710784

Відбір від потенціалу відповідно до даних табл.6.2 знаходиться як відношення суми фактичного відбору світлих фракцій (википають до 350 ° С) до сумарного потенційному змісту світлих фракцій, що містяться в даній нафти.

Відбір від потенціалу = ∙ 100% = 96,3%

Таблиця 6.3

Матеріальний баланс колони К-1

Відбір фракції, одержуваної в колоні К-1, визначаємо по кривій фактичного відбору фракцій, не менше 8% мас., Яка будується за даними «Фактичний відбір,% мас.» Табл 6.2. (Див. рис.6.1).

Таблиця 6.4

Матеріальний баланс колони К-2

Статті балансу	Вихід на нафту,% мас	Вихід на сировину колони,% мас.	Витрата, кг / год
Взято:
Нафта отбензіненая	88,0	100	710784
Разом	88,0	100	710784 Отримано: 1.Фракція 120-180оС 8,5 9,7 68946 2.Фракція 180-230оС 6,9 7,8 55441 3.Фракція 230-280оС 6,4 7,3 51887 4.Фракція 280-350оС 9,4 10,7 76054 5. Мазут 56,8 64,5 458456 Разом 88,0 100,0 710784 6.2 ТЕХНОЛОГІЧНИЙ РОЗРАХУНОК ОСНОВНОЇ КОЛОНИ К-2 6.2.1 МАТЕРІАЛЬНИЙ БАЛАНС КОЛОНИ К-2 Таблиця 6.5 Матеріальний баланс колони К-2 Статті балансу Витрата, Щільність, Температура (середня) кипіння фракції, оС Молярна маса % Мас. кг / год Взято: Нафта отбензіненная 100,0 710784 - - - Разом 100,0 710784 - - - Отримано: 1.Фракція 120-180оС 9,7 68946 0,757 149 134 2.Фракція 180-230оС 7,8 55441 0,801 207 170 3.Фракція 230-280оС 7,3 51887 0,835 256 203 4.Фракція 280-350оС 10,7 76054 0,860 314 253 5. Мазут 64,5 458456 0,949 516 440 Разом 100,0 710784 - - - 6.2.2 ВИБІР КОНСТРУКЦІЇ ОСНОВНИЙ КОЛОНИ, ЧИСЛА І ТИПУ тарілок Кількість тарілок по висоті колони приймаємо з практичних даних. У нижній отгонной частини монтуємо 4 тарілки (n1 = 4). У зміцнювальної частини колони - від зони харчування до тарілки виведення фракції 280-3500С приймаємо 6 тарілок (з 5 по 10 тарілку, вважаючи знизу), n2 = 6. Від тарілки виведення фракції 280-3500С до тарілки виведення фракції 230-2800С приймаємо 10 тарілок (з 11 по 20), n3 = 10. Від тарілки виведення фракції 230-2800С до тарілки виведення фракції 180-2300С приймаємо 10 тарілок (з 21 по 30), n4 = 10. Від тарілки виведення фракції 180-2300С до верху тарілки приймаємо 12 тарілок (з 31 по 42), n5 = 12. Разом в колоні прийнято 42 тарілки, з яких у зміцнювальної частини 38 шт., А в отгонной - 4 шт. Вибираємо клапанні тарілки. Перепад тиску на одну тарілку становить 5 мм рт. ст. ( Рт = 0,00066 МПа). 6.2.3 РОЗРАХУНОК ТИСКУ ПО ВИСОТІ КОЛОНИ Розрахунок тиску по висоті колони ведемо зверху вниз виходячи з перепаду тиску на тарілках. Тиск в ємності зрошення Р = 0,1 МПа. Приймаються ΔР = 0,04 МПа. Тиск у верху колони: Рверха = РЕ-2 + ΔР = 0,1 +0,04 = 0,140 МПа Тиск на тарілці виведення фракції 180-230 оС: Р180-240 = Рверха + ΔРТ ∙ n6 = 0,140 +0,00066 ∙ 12 = 0,148 МПа Тиск на тарілці виведення фракції 230-280 оС: Р240-280 = Рверха + ΔРТ ∙ (n4 + n5) = 0,140 +0,00066 ∙ (10 +12) = 0,155 МПа Тиск на тарілці виведення фракції 280-350оС: Р280-350 = Рверха + ΔРТ ∙ (n3 + n5 + n4) = 0,140 + 0,00066 ∙ (10 +12 +10) = 0,161 МПа Тиск на вході в колону: Рвхода = Рверха + ΔРТ ∙ (n5 + n4 + n3 + n2) = 0,140 + 0,00066 ∙ (12 +10 +10 +6) = 0,165 МПа Тиск по висоті колони розподіляється наступним чином: Рверха = 0,140 МПа; Р180-230 = 0,148 МПа; Р230-280 = 0,155 МПа; Р280-350 = 0,161 МПа; Рвхода = 0,165 МПа. 6.2.4 РОЗРАХУНОК ВИТРАТ ВОДЯНОГО ПАРА За заводськими даними коливання витрат водяної пари складають 1,6 - 2,3% мас. у розрахунку на сировину основний атмосферної колони, що в середньому становить 2% мас. на що відводиться продукт. Для зручності проведення розрахунків кількість водяної пари і флегми визначаємо на 100 кг сировини. Витрата водяної пари, що подається в нижню частину колони, знайдемо з вираження: Zніза = Gм ∙ 0,02, де Zніза - витрата водяної пари, що подається в нижню частину колони, кг; Gм - витрата мазуту. Для нашого розрахунку Gм = 64,5 кг (див. табл. 6.4); 0,02 - витрата водяної пари, в частках від одиниці. Zніза = Gм ∙ 0,02 = 64,5 ∙ 0,02 = 1,29 кг. Витрата водяної пари, що подається в стріппінг-колону До-2 / 3, що служить для виведення фракції 280-350 оС: Zк-2 / 3 = g280-350 ∙ 0,02 = 10,7 ∙ 0,02 = 0,214 кг. Витрата водяної пари, що подається в стріппінг-колону К-2 / 2 (висновок фракції 230-2800С): Zк-2 / 2 = g 230-280 ∙ 0,02 = 7,3 ∙ 0,02 = 0,146 кг. Витрата водяної пари, що подається в стріппінг-колону К-2 / 1 (висновок фракції 180-2300С): Zк-2 / 1 = g180-230 ∙ 0,02 = 7,8 ∙ 0,02 = 0,156 кг. Визначимо кількість водяної пари по висоті колони. Кількість водяної пари на тарілці відбору фракції 280-3500С: Z280-350 = Zніза = 1,29 кг. Кількість водяної пари на тарілці відбору фракції 230-2800С: Z230-280 = Zніза + Zк-2 / 3 = 1,29 + 0,214 = 1,504 кг. Кількість водяної пари на тарілці відбору фракції 180-2300С: Z180-230 = Zніза + Zк-2 / 3 + ​​Zк-2 / 2 = 1,29 + 0,214 + 0,146 = 1,65 кг. Кількість водяної пари в верху колони: Zверха = Zніза + Zк-2 / 3 + ​​Zк-2 / 2 + Zк-2 / 1 = 1,29 + 0,214 + 0,146 +0,156 = 1,806 кг. 6.2.5 РОЗРАХУНОК ВИТРАТ Флегма ПО ВИСОТІ КОЛОНИ Задаємося флегмового числом і приймаємо умовно, що воно по колоні не змінюється. Приймемо флегмовое число рівним 2. Кількість флегми, що стікає з тарілки виведення фракції 280-3500С gфл 280-350 = g280-350 ∙ 2 = 10,7 ∙ 2 = 21,4 кг. Кількість флегми, що стікає з тарілки виведення фракції 230-2800С: gфл 230-280 = g 230-280 ∙ 2 = 7,3 ∙ 2 = 14,6 кг. Кількість флегми, що стікає з тарілки виведення фракції 180-2300С: gфл 180-230 = g 180-230 ∙ 2 = 7,8 ∙ 2 = 15,6 кг. Кількість флегми у верху колони: gфл 00 = g 120-180 ∙ 2 = 9,7 ∙ 2 = 19,4 кг. 6.2.6 ВИЗНАЧЕННЯ ТЕМПЕРАТУРИ НАГРІВУ СИРОВИНИ НА входом в колонний Теоретична частка відгону (ē т) буде такою: ē т = 0,097 +0,078 +0,073 +0,107 = 0,355. Температура нагріву нафти повинна забезпечити величину фактичної частки відгону рівною або на 0,001-0,003 більше теоретичної. Температура нагріву нафти в печі перед колоною К-2 знаходиться в межах 320-3700С.Для визначення температури нагріву нафти необхідно розрахувати процес одноразового випаровування сировини. Розрахунок процесу одноразового випаровування сировини колони ведемо за умови випаровування в трубах печі. Приймаються тиск на 0,03 МПа вище, ніж у живильному зоні. Рр = Рвхода +0,03 = 0,165 +0,03 = 0,195 МПа. Продовжуємо вести розрахунок на 100 кг сировини. При прийнятому тиску задаємося температурою нагріву нафти і методом підбору з використанням ПЕОМ знаходимо молярну частку (ер), при якій дотримуються рівності: де хi - молярна концентрація компонентів рідкої фази; уi - молярна концентрація компонентів парової фази; a i - молярна концентрація компонентів сировини; ер - молярна частка відгону; Кi - константа фазового рівноваги. Знаючи молярну частку відгону розраховуємо масову частку відгону із співвідношення , де ē р - масова частка відгону (розрахункова); Му - молярна маса парової фази; Мс - молярна маса сировини. У табл.6.6. зазначені результати розрахунку молярної частки. Вихідні дані для розрахунку частки відгону: Компонент сировини колони Молярні концентрації Константи фазового рівноваги 1. фр.120-1670С 0,1722 19,4872 2. фр.167-2140С 0,1389 10,7692 3. фр.214-2610С 0,1149 4,8718 4. фр.261-3080С 0,0977 2,1538
5. фр.308-3550С	0,0781	1,0769
6. фр.355-4020С	0,0693	0,4359
7. фр.402-4490С	0,0688	0,1692
8. фр.449-5000С	0,0709	0,0067
9. фр. вище 5000С	0,1892	0,0077
Сума молярних часток	1,0000	-

РЕЗУЛЬТАТИ РОЗРАХУНКУ НА ПЕОМ

Молярна частка відгону е = 0,5437 при 370 º С і 0,195 МПа.

СКЛАД ФАЗ

Компонент сировини колони	Рідка фаза	Газова фаза
1. фр.120-1670С	0,0156	0,3037
2. фр.167-2140С	0,0220	0,2369
3. фр.214-2610С	0,0370	0,1803
4. фр.261-3080С	0,0600	0,1293
5. фр.308-3550С	0,0750	0,0808
6. фр.355-4020С	0,0999	0,0436
7. фр.402-4490С	0,1255	0,0212
8. фр.449-5000С	0,1541	0,0010
9. фр. вище 5000С	0,4109	0,0032
Сума молярних часток	1,0000	1,0000