Выбор конструкции и расчет объема электродегидратора
Министерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего образования
«Уфимский государственный нефтяной технический университет»
в г.Стерлитамаке
Кафедра общей химической технологии
Примеры и задачи по дисциплине
«Основные технологии и технологические комплексы нефтегазового производства»
Учебное пособие
для обучающихся по направлению подготовки: 15.03.02 Технологические машины и оборудование
Профиль: Оборудование нефтегазопереработки
Стерлитамак 2017
Учебное пособие предназначено для обучающихся по направлению подготовки: 15.03.02 «Технологические машины и оборудование»
профиль: «Оборудование нефтегазопереработки». В пособии представлены примеры расчетов основного оборудования технологических процессов переработки нефти, приведены варианты задач для самостоятельного выполнения.
Составитель: Лузина М.С., ст. преподаватель кафедры
«Общая химическая технология»
ФГБОУ ВО УГНТУ в г. Стерлитамаке
Рецензенты: Асфандиярова Л.Р., канд. техн. наук, доцент
кафедры «Общая химическая технология»
ФГБОУ ВО УГНТУ в г. Стерлитамаке
Исламутдинова А.А., канд. техн. наук, доцент
кафедры «Общая химическая технология»
ФГБОУ ВО УГНТУ в г. Стерлитамаке
© Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2017
|
|
|
Практическая работа №1
Выбор конструкции и расчет объема электродегидратора
Общие сведения о процессе обессоливания нефти
Нефть, извлекаемая из скважин, всегда содержит попутный газ, механические примеси и пластовую воду, в которой растворены различные соли.
Присутствие в нефти пластовой воды существенно удорожает её транспортировку по трубопроводам и переработку. С увеличением содержания воды в нефти возрастают энергозатраты на её испарение и конденсацию (в 8 раз больше по сравнению с бензином). Возрастание транспортных расходов обуславливается не только перекачкой балластной воды, но и увеличением вязкости нефти, образующей с пластовой водой эмульсию.
Механические примеси нефти, состоящие из взвешенных в ней высокодисперсных частиц песка, глины, известняка и других пород, адсорбируясь на поверхности глобул воды, способствуют стабилизации нефтяных эмульсий. Образование устойчивых эмульсий приводит к увеличению эксплуатационных затрат на обезвоживание и обессоливание промысловой нефти, а также оказывает вредное воздействие на окружающую среду. При большом содержании механических примесей усиливается износ труб и образование отложений в нефте- и теплоаппаратах, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи и производительности установок.
|
|
|
Значительное негативное воздействие оказывают на работу установок подготовки и переработки нефти хлористые соли, содержащиеся в нефти. Хлориды, в особенности кальция и магния, гидролизуются с образованием соляной кислоты даже при низких температурах. Под действием соляной кислоты происходит разрушение (коррозия) металла аппаратуры технологических установок. Особенно интенсивно разъедаются продуктами гидролиза хлоридов конденсационно-холодильная аппаратура перегонных установок. Соли, накапливаясь в остаточных нефтепродуктах - мазуте, гудроне и коксе, ухудшают их качество.
При переработке сернистых соединений, образуется сероводород, который в сочетании с хлористым водородом является причиной наиболее сильной коррозии нефтеаппаратуры.
Хлористое железо переходит в раствор (FeCl2), а выделяющийся сероводород вновь реагирует с железом
Fe + Н2S → FeS + Н2
FeS+2HCl →FeCl2+H2S
Таким образом, при совместном присутствии в нефтях хлоридов металлов и сероводорода во влажной среде происходит взаимно инициируемая цепная реакция разъедания металла. При отсутствии или малом содержании в нефтях хлористых солей интенсивность коррозии значительно ниже, поскольку образующаяся защитная плёнка из сульфида железа частично предохраняет металл от дальнейшей коррозии.
|
|
|
Глубокое обессоливание нефти обеспечивает снижение коррозии и уменьшение отложений в аппаратуре, увеличение межремонтных пробегов установок (особенно АВТ, висбрекинга, термического крекинга и коксования), улучшение качества сырья для каталитических процессов, а также товарных продуктов — топлив, битума и электродного кокса. С внедрением мощных комбинированных установок возрастают требования к надежности работы оборудования и, следовательно, необходимость более глубокой очистки нефти становится весьма актуальной.
Содержание солей в нефти Сс.н (г/м3) определяется по формуле
, (1.1)
где 
- содержание воды в нефти, м3/м3;
- содержание солей в пластовой воде, г/м3.
Вода с растворенными в ней солями находится в извлеченной из пласта нефти в виде мелких капель размером от 1,6 до 250 мкм. Капли соленой воды сорбируют на поверхности естественные эмульгаторы, содержащиеся в нефти, — нефтяные кислоты, асфальтено-смолистые вещества, микрокристаллы парафинов, механические примеси. А это затрудняет слияние и укрупнение капель. В настоящее время подготовка нефтей к переработке проводится в два этапа: на промысле и непосредственно на нефтеперерабатывающем предприятии.
|
|
|
В соответствии с ГОСТ, поставляемые с промыслов на НПЗ нефти, по содержанию хлористых солей и воды делятся на 3 группы (таблица 1.1).
Таблица 1.1 - Характеристика нефтей, поступающих с промыслов на НПЗ
| Примеси | Группа нефти | ||
| I | II | III | |
| Хлориды, мг/л, не более Вода, % (масс), не более Механические примеси, % (масс), не более | 100 0,5 0,05 | 300 1,0 0,05 | 1800 1,0 0,05 |
На нефтеперерабатывающих заводах в результате подготовки нефти содержание в ней воды снижается до 0,1% (масс.) и содержание солей до 3—5 мг/л. При содержании воды 0,1% (масс.) и ниже в нефти остаются только мельчайшие капли воды размером менее 4,3*10-4 см. Время осаждения таких капель велико, скорость осаждения их составляет ≈1,06*10-7м/с. Из-за низкой концентрации капель частота их столкновения и вероятность укрупнения весьма невелики. Указанное обстоятельство заставляет ограничиваться остаточным содержанием воды около 0,1% (масс).
В случае, если на завод поступает нефть I группы — содержание солей 100 мг/л, воды 0,5% (масс), — только обезвоживание до 0,1% (масс.) позволит снизить содержание солей лишь в пять раз — до 20 мг/л. Таким образом, для достижения концентрации солей в нефти менее 5 мг/л необходимо уменьшить также соленость воды примерно в пять раз за счет разбавления ее пресной водой.
Если допустить идеальное смешение воды, содержащейся в нефти, с добавляемой пресной водой, содержание солей в нефти после электрообессоливания Сн (мг/л) будет равно
= 
, (1.2)
где 
, 
— содержание воды в нефти, поступающей и уходящей с ЭЛОУ, % (масс.) на нефть;
— расход пресной воды, добавляемой для промывки, % (масс.) на нефть;
, 
— содержание солей в пластовой и пресной воде, подаваемой на промывку, мг/л.
Параметры процесса ЭЛОУ
Типовая схема установки электрообессоливания (ЭЛОУ), используемой на НПЗ, представлена на рисунке 1. Сырая нефть прокачивается через теплообменники 2, и с температурой 80—120 СС поступает в электродегидратор первой ступени 6. Перед насосом 1 в нефть вводится деэмульгатор, а после теплообменников— раствор щелочи, чтобы довести рН дренажной воды до 7,0—7,5. Подача раствора щелочи необходима для подавления сероводородной коррозии и нейтрализации неорганических кислот, попадающих в нефть при обработке скважин кислотными растворами. Расход щелочи для повышения рН дренажной воды на единицу составляет 10 г/т. Насосом 8 подается свежая вода на первую и вторую ступени электрообессоливания. В инжекторном смесителе 3 нефть перемешивается с раствором щелочи и водой, и смесь подается в низ электродегидратора 6 через трубчатый распределитель с перфорированными горизонтальными отводами.
Обессоленная нефть выводится из электродегидратора сверху через коллектор, конструкция которого аналогична конструкции распределителя. Благодаря такому расположению устройств ввода и вывода нефти обеспечивается равномерность потока по всему сечению аппарата. Отстоявшаяся вода отводится через дренажные коллекторы в канализацию или отстойник 13 (из отстойника вода возвращается в процесс). Из электродегидратора 6 сверху нефть, не полностью обезвоженная, поступает под давлением в электродегидратор второй ступени 11. Перед этим электродегидратором нефть смешивается со свежей водой в диафрагмовом смесителе 10. Вода для промывки предварительно подогревается до 65—70°С. Обессоленная и обезвоженная нефть с верха электродегидратора 11 отводится с установки.
1, 7, 8, 9, 14 — насосы; 2 —теплообменники; 3 — инжекторный смеситель; 4 — электроды; 5, 12— клапаны автоматического сброса соленой воды; 6, 11—электродегидраторы; 10 — диафрагмовый смеситель; 13 — отстойник;
I — сырая нефть; II— деэмульгатор; III — раствор щелочи; IV— вода; V —обессоленная нефть;
А, Б, В, Г — зоны обессоливания
Рисунок 1.1 - Принципиальная схема ЭЛОУ
В блоке электрообессоливания необходимо выделить четыре зоны обессоливания. В зоне А нефть смешивается с промывной водой и деэмульгатором. Интенсивность смешения должна быть таковой, чтобы промывная вода диспергировалась до такого же распределения капель, как и пластовая. При недостаточном диспергировании промывная вода будет осаждаться в первую очередь и эффект разбавления пластовой воды не будет достигнут. Обычно при расчетах принимают, что в этой зоне происходит полное смешение пластовой и промывной вод и концентрация хлоридов в каплях вновь образовавшейся эмульсии выравнивается согласно уравнению (1.2). Наибольшее распространение на установках ЭЛОУ получили смесители двух типов: инжектор и смесительный клапан. В качестве промывной воды используется речная вода или технологические конденсаты; содержание солей в промывной воде не должно быть более 300 мг/л.
В зоне Б происходит отстой наиболее крупных капель вновь образовавшейся эмульсии, а в зоне В под действием электрического поля интенсифицируется столкновение и слияние мелких капель. Укрупненные в этой зоне капли опускаются в зону Б. В зоне Г происходит дополнительный отстой капель, выведенных из зоны В поднимающимся потоком нефти. Следует отметить, что в зонах Б и Г крупные капли, опускающиеся вниз, сталкиваются с мелкими каплями, которые поднимаются с потоком нефти, и сливаются с ними.
Основными параметрами, расчет и оптимизация которых требуется при проектировании ЭЛОУ, являются следующие: температура, давление, тип и расход деэмульгатора, число ступеней, расход промывной воды и ее распределение между ступенями, конструкция и размер электродегидратора. Параметры электрообессоливания должны быть выбраны такими, чтобы максимально интенсифицировать три основные стадии процесса — столкновение, слияние (укрупнение) и осаждение капель воды. Рассмотрим основные параметры и их влияние на процесс электрообессоливания более подробно.
Температура. С повышением температуры уменьшается вязкость нефти, что ускоряет как столкновение и слияние, так и осаждение капель воды. Стабильность пленки, защищающей каплю, также снижается при повышении температуры, во-первых, за счет увеличения растворения и скорости диффузии естественных эмульгаторов в нефти и, во-вторых, за счет снижения вязкости и когезии, т. е. сцепления пленки. С увеличением температуры снижается и расход деэмульгатора.
Обычно температуру повышают до достижения вязкости 2— 4 мм2/с. В справочниках приведены вязкости нефтей при двух температурах, как правило, при 20 и 50 °С. Пользуясь номограммой Семенидо, можно определить температуру, при которой вязкость нефти будет в пределах 2—4 мм2/с.
Давление. В процессе обессоливания давление в электродегидраторах определяется давлением насыщенных паров нефти, перепадом давлений на каждой ступени ЭЛОУ и гидравлическим сопротивлением участков технологической схемы после блока ЭЛОУ. Оно не должно превышать давления, на которое рассчитаны электродегидраторы.
Расчетное давление 
определяют из условия начала однократного испарения нефти при принятой температуре
= 
= 1. (1.3)
Фактическое давление в электродегидраторе равно
. (1.4)
Деэмульгаторы.По сравнению с эмульгаторами деэмульгаторы обладают большей поверхностной активностью и вытесняют их из поверхностного слоя капель воды, образуя гидрофильный адсорбционный слой без структурно-механической прочности. На установках электрообессоливания применяют деэмульгаторы как водорастворимые, так и нефтерастворимые. Последние предпочтительнее, так как они в меньшей степени вымываются водой и не загрязняют сточные воды. Кроме того, нефтерастворимые деэмульгаторы легче попадают на поверхность раздела фаз разрушаемой эмульсии и в силу этого являются более эффективными.
Обычно деэмульгаторы подают в нефть только на первую ступень, на прием сырьевого насоса. При применении водорастворимых деэмульгаторов такая схема подачи не является оптимальной, так как деэмульгатор на каждой ступени частично растворяется в дренажной воде, и его содержание в нефти может оказаться недостаточным для разрушения эмульсии. В связи с этим для обеспечения нормальной работы всех ступеней деэмульгатор подают с большим избытком, что увеличивает затраты на обессоливание.
Водорастворимые деэмульгаторы применяют в виде 1—2%-х водных растворов. Нерастворимые в воде деэмульгаторы применяют в товарном виде и подают в нефть без разбавления. Поскольку при промывке нефти реагент частично переходит в воду, его концентрация в нефти уменьшается от первой к последующим ступеням. Степень «вымывания» реагента зависит от его природы, состава нефти, минерализации и содержания воды, режима обессоливания, но мало зависит от расхода деэмульгатора и можно принять, что коэффициент распределения реагента в эмульсии постоянен, независимо от его концентрации. Если расход деэмульгатора перед первой ступенью будет составлять GД при коэффициенте пропорциональности k (k — число меньше единицы), характеризующем степень сохранения деэмульгатора в нефти после каждой ступени, то содержание деэмульгатора в нефти после I ступени, а следовательно, и в нефти, поступающей на II ступень, будет равно kGД. Аналогично расход деэмульгатора в нефти после II ступени составит k2GД, после ступени п—knGД. Отсюда выражения, определяющие количество деэмульгатора, оставшегося в нефти после каждой ступени, образуют геометрическую прогрессию.
При обессоливании, например, пашинской нефти с применением дисольвана 4411 степень вымывания деэмульгатора в каждой ступени составляет около 20%, а минимальное содержание реагента для стабильной работы последней ступени Gмин = 8 г/т. Коэффициент k определяется как
k = 
. (1.5)
Общий расход реагента при подаче его перед каждой ступенью по сравнению с подачей всего реагента перед I ступенью меньше на количество, необходимое для пополнения вымытого водой деэмульгатора. Например, для трех ступеней обессоливания при Gмин = 8 г/т, k = 0,8 и подаче деэмульгатора только перед I ступенью потребуется 12,5 г/т реагента: на I ступень поступает 12,5, на II ступень (12,5—12,5*0,8) = 10, на III ступень (10—10*0,8) = 8 г/т деэмульгатора. При подаче реагента по ступеням потребуется: на I ступень 8, на II ступень (8—8*0,8) = 1,6, на III ступень (8—8*0,8) = 1,6 г/т, т. е. всего необходимо (8 + 1,6 +1,6) = 11,2 г/т.
В случае повторного использования дренажной воды для подачи в предыдущую ступень расход деэмульгатора будет равен Gмин. Из этого количества следует подавать перед I ступенью kGмин и перед последней (1—k) Gмин, что применительно к приведенному выше примеру составит 6,4 и 1,6 г/т соответственно Предполагается, что для большинства нефтей оптимальный расход деэмульгатора находится в пределах 5—10 г/т.
Выбор конструкции и расчет объема электродегидратора
В настоящее время наибольшее применение на установках электрообессоливания получили горизонтальные электродегидраторы. Преимущества их по сравнению с использовавшимися ранее вертикальными и шаровыми электродегидраторами следующие:
1) высокая удельная производительность;
2) более благоприятные условия осаждения, которые можно оценить отношением S/V (где S — средняя площадь горизонтального сечения, м2; V — объем электродегидратора, м3); чем больше S/V, тем лучше условия осаждения, так как снижается линейная скорость вертикального движения нефти и водяным каплям легче осаждаться;
3) меньшая стоимость за счет сравнительно небольшого диаметра электродегидраторов, способных работать при повышенных давлениях и температурах;
4) меньшее количество электрооборудования и более простая электрическая схема
Характеристика отечественных электродегидраторов, применяемых на ЭЛОУ нефтеперерабатывающих предприятий, приведена в таблице 1.2. Поперечный разрез горизонтального электродегидратора 1ЭГ160 изображен на рисунке 1.2.
Таблица 1.2 - Характеристика отечественных электродегидраторов
| Тип электродегидратора | V, м3 | D,м | L(H),м |  Мпа
|  СС
| Число элект-родов | G, м3/ч | G/V, м3/( м3*ч) | S/V |
| Вертикальный Шаровой
Горизонтальные 2ЭГ160 1ЭГ160 2ЭГ160/3 2ЭГ160-2 2ЭГ160-2Р | 30 600 | 3,0 10,5 | 5,0 - | 0,4 или 0,6 0,6 или 0,7 | 90 100 | 2 2 | 15-30 300-600 | 0,5-1,0 0,5-1,0 | 0,23 0,13 |
|
| |||||||||
| 160 160 160 160 200 | 3,4 3,4 3,4 3,4 3,4 | 18,6 18,6 18,6 18,6 23,4 | 1,8 1,0 1,8 1,8 1,8 | 160 110 160 160 160 | 2 2 3 3 3 | 240-480 240-480 240-480 240-480 240-480 | 1,5-3,0 1,5-3,0 1,5-3,0 1,5-3,0 1,5-3,0 | 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 | |
Примечание. Зона ввода нефти: для вертикальных и шаровых — между электродами; для горизонтальных 2ЭГ160 - под электродами, 2ЭГ160-3 - между нижним и средним электродами, 2ЭГ160-2 - совместный между нижним и средним электродами и под электродами, 2ЭГ200-2Р - раздельный между нижним и средним электродами и под электродами.
1 — штуцер для ввода сырья; 2 —нижний маточник; 3, 4 — электроды; 5 — верхний маточник; 6 — вывод обессоленной нефти; 7 —проходной изолятор; 8 — подвесной изолятор; 9 — вывод отстоявшейся воды
Рисунок 1.2 - Поперечный разрез горизонтального электродегидратора 1ЭГ160
Характеристика отечественных электродегидраторов, применяемых на ЭЛОУ нефтеперерабатывающих предприятий, приведена в табл. 1.4. Поперечный разрез горизонтального электродегидратора 1ЭГ160 изображен на рис. 1.2.
Для эффективного отстоя должно соблюдаться соотношение
τ ≥ 
(1.6)
где τ - время пребывания нефти в электродегидраторе, ч;
- время, необходимое для осаждения капелек воды, ч.
Время пребывания нефти в электродегидраторе определяется по формуле
τ = 
, (1.7)
где 
- высота слоя эмульсии, м;
- скорость движения нефти при нижней ее подаче, м/ч.
Время, необходимое для осаждения капель воды
= 
= 
, (1.8)
где 
, 
- скорость осаждения капель воды в неподвижной среде и фактическая скорость осаждения капель воды в потоке поднимающейся нефти, м/ч.
Подставив формулы (1.17) и (1.8) в неравенство (1.6), получим
≥ , (1.9)
≥ 
. (1.10)
Таким образом, линейная скорость движения нефти в электродегидраторе должна быть как минимум в два раза меньше рассчитанной скорости осаждения капелек воды. Для гарантированного осаждения можно рекомендовать двухкратный запас, т. е.
≥ 
. (1.11)
Скорость осаждения капелек воды 
в неподвижной среде при ламинарном характере движения (Re от 2 до 10-4) определяется формулой Стокса:
, (1.12)
где d - диаметр наименьших капелек воды, м;
- плотности воды и нефти соответственно при температуре отстоя, кг/м3;
- кинематическая вязкость нефти при температуре отстоя, м2/с.
При использовании этой формулы для определения скорости осаждения капелек воды необходимо проверить значение Re по формуле
Re = d/ 
. (1.13)
Должно соблюдаться условие
10-4 ≤ Re ≤ 0,4÷2,0. (1.14)
При Re>500 осаждаются относительно крупные капли (d>0,1 мм), и скорость осаждения будет равна
. (1.15)
Зная , по уравнению (1.11) определим и необходимое поперечное сечение электродегидратора
S = G/uH. (1.16)
Пример 1.Определить максимальную производительность электродегидратора для обессоливания нефти.
Исходные данные: производительность установки G = 900 м3/ч, температура в отстойнике t=100°C, плотность нефти при 100 °С 
= 800 кг/м3, плотность воды при 100 °С 
= 958 кг/м3, кинематическая вязкость нефти при 100°С = 2,9*10-6 м2/с, диаметр наименьших капель воды, осаждающихся в отстойнике, d=2,2*10-4м.
Решение. Принимаем в качестве электродегидратора стандартный аппарат — горизонтальный цилиндрический отстойник типа 2ЭГ160 следующих размеров (см. табл. 1.2): L = 18 м; D =3,4 м. Максимальная поверхность осаждения в таком аппарате равна: S = 18 * 3,4 = 61,2 м2. Пусть Re<0,4. Тогда скорость осаждения в неподвижной среде (по формуле 1.12) составит
= 0,0018 м/c.
Определяем значение критерия Re по формуле (1.13)
Re = 0,0018*2,2* 
/(2,9* 
) = 0,136,
Т.е. Re<0,4, следовательно, использованные формулы Стокса для определения справедливо.
Для определения из формулы (1.7) вычисляем =0,5D - 
. Расстояние от дна электродегидратора до поверхности раздела фаз принимаем равным 1 м; время отстоя τ = 40 мин = 0,67 ч. Тогда
= 1,7— 1,0/0,67 = 1,04 м/ч = 0,0003 м/с.
Фактическая скорость осаждения капелек воды в потоке поднимающейся нефти составит
= 0,0018—0,0003 = 0,0015 м/с.
Производительность аппарата
G = 0,0015*61,2 = 0,092 м3/с = 330 м3/ч.
Число параллельно работающих электродегидраторов
п = 900/330 = 2,72.
Принимаем n = 3 шт.
Задание для самостоятельной работы:
1. Определите необходимое количество электродегидраторов 2ЭГ-160-2З для обессоливания нефти при следующих исходных данных: производительность установки G, температура в отстойнике t, плотность нефти при данной температуре 
, кинематическая вязкость нефти при данной температуре 
, диаметр наименьших капель воды, осаждающихся в отстойнике, d.
Варианты заданий
(выбирается согласно порядковому номеру в списке группы):
| № варианта | G, м3/час | t, 0С | ρн, кг/м3 | υн*106, м2/с | d*104, м |
| 1 | 1000 | 60 | 905 | 3,0 | 3,0 |
| 2 | 1100 | 70 | 876 | 2,9 | 2,9 |
| 3 | 1200 | 80 | 854 | 2,8 | 2,8 |
| 4 | 1300 | 90 | 810 | 2,7 | 2,7 |
| 5 | 1400 | 100 | 798 | 2,6 | 2,6 |
| 6 | 1500 | 90 | 801 | 2,6 | 2,5 |
| 7 | 1600 | 80 | 842 | 2,7 | 2,4 |
| 8 | 1500 | 70 | 870 | 2,9 | 2,3 |
| 9 | 1400 | 60 | 889 | 3,0 | 2,2 |
| 10 | 1300 | 70 | 864 | 2,9 | 2,1 |
| 11 | 1200 | 80 | 836 | 2,8 | 2,0 |
| 12 | 1100 | 90 | 812 | 2,7 | 2,1 |
| 13 | 1000 | 100 | 801 | 2,6 | 2,2 |
| 14 | 1600 | 90 | 824 | 2,7 | 2,3 |
| 15 | 1500 | 80 | 845 | 2,8 | 2,4 |
| 16 | 1400 | 70 | 880 | 2,9 | 2,5 |
| 17 | 1300 | 60 | 900 | 3,0 | 2,6 |
| 18 | 1200 | 70 | 879 | 2,9 | 2,7 |
| 19 | 1100 | 80 | 839 | 2,8 | 2,8 |
| 20 | 1000 | 90 | 811 | 2,7 | 2,9 |
| 21 | 1100 | 100 | 799 | 2,6 | 3,0 |
| 22 | 1200 | 90 | 810 | 2,7 | 2,9 |
| 23 | 1300 | 80 | 856 | 2,8 | 2,8 |
| 24 | 1400 | 70 | 878 | 2,9 | 2,7 |
| 25 | 1500 | 60 | 902 | 3,0 | 2,6 |
| 26 | 1600 | 110 | 784 | 2,6 | 2,5 |
| 27 | 1500 | 100 | 803 | 2,6 | 2,4 |
| 28 | 1400 | 90 | 841 | 2,7 | 2,3 |
| 29 | 1300 | 80 | 875 | 2,8 | 2,2 |
| 30 | 1200 | 70 | 891 | 2,9 | 2,1 |
| 31 | 1100 | 60 | 899 | 3,0 | 2,0 |
| 32 | 1000 | 70 | 883 | 2,9 | 2,1 |
| 33 | 1200 | 90 | 801 | 2,7 | 2,2 |
| 34 | 1400 | 110 | 799 | 2,6 | 2,3 |
| 35 | 1600 | 80 | 865 | 2,8 | 2,4 |
| 36 | 1100 | 100 | 802 | 2,6 | 2,5 |
| 37 | 1300 | 60 | 905 | 3,0 | 2,6 |
| 38 | 1500 | 70 | 888 | 2,9 | 2,7 |
| 39 | 1000 | 80 | 864 | 2,8 | 2,8 |
| 40 | 1600 | 90 | 846 | 2,7 | 2,9 |
Практическая работа №2
Дата добавления: 2018-04-04; просмотров: 4327; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!