Esercizi di simulazione: frazionamento del greggio nei tagli della colonna a Patm.

INTRODUZIONE

Il frazionamento del greggio è un caso particolare di distillazione applicato al greggio, che già in precedenza ha subito diversi trattamenti. Essenzialmente si basa sull’utilizzo di una colonna di distillazione senza ribollitore che sfrutta essenzialmente il calore proveniente da una alimentazione fatta passare in una fornace; l’assenza del ribollitore è per non avere problemi di coking alle pareti di scambio termico; la fornace ha un particolare design: la buona progettazione e la regolazione di flussi permettono di riscaldare il feed in modo tale da non dare tempo alle reazioni che portano al coking di prendere luogo in modo consistente. Possono essere fatti prelievi su molti piatti intermedi: si definisce in che range di composizioni prelevare (ergo piatto) e le modalità di prelievo (portata) in relazione a richieste, prezzi di mercato e qualità del greggio. Le correnti in uscita dai prelievi sono dette tagli del greggio ed hanno determinati range di ebollizione associati a curve di distillazione; queste subiscono lo strippaggio della parte più leggera in stripper che si affiancano alla colonna (non fisicamente in altezza) alimentati con steam. Lo stesso steam è inviato in fondo alla colonna per aumentare la movimentazione e velocizzare gli scambi di materia che, soprattutto nella zona inferiore, sono rallentati per una viscosità relativamente alta (non è quella corrispondente alla API del greggio poiché si trova a temperature maggiori). La colonna simulata è tuttavia solo una parte del frazionamento poiché corrisponde alla colonna a P atmosferica, dopo questa per recuperare tagli più altobollenti si procede con una colonna sotto vuoto.

IL SOTTOSCRITTO NON POSSIEDE ALCUN DIRITTO SUL TESTO DELL’ESERCIZIO.

ESERCIZIO

Un greggio viene inviato alla colonna di distillazione atmosferica schematizzata in figura. L’analisi chimica del greggio è riportata nelle tab.1-3. L’assenza dei componenti C1-C3 nella composizione della fase leggera del greggio (tab.1) è dovuta al fatto che il greggio ha subito un primo trattamento in una colonna di pre-flash che ha provveduto ad allontanare la frazione più volatile.

Figura 1. Schema della colonna di distillazione atmosferica.

DATI

Tab. 1 Composizione fase leggera del greggio

Componente	Frazione volumica standard (60 F)
Acqua	0.00025
Isobutano	0.00031
n-butano	0.00049
2-metil-butano	0.00051
n-pentano	0.0022

Tab. 2 Curva di distillazione del greggio (ASTM D86)

% distillato	T(°C)
5	163
10	194
30	265
50	346
70	431
90	587
95	660
100	733

Tab. 3 Curva della densità istantanea del greggio

% distillato	densità API
5	46.5
10	41.7
30	35.4
50	28.8
70	20.6
90	11.7
95	7.3
100	2.5
densità media	27.1

La colonna è costituita da 25 stadi, un condensatore totale ed è priva di ribollitore. E’ altresì attrezzata con due pumparound che provvedono a realizzare due ulteriori riflussi sulla colonna. Il sistema è completato da tre side-stripper che consentono il frazionamento del greggio nei vari tagli petroliferi.

Il vapore inviato sul fondo della colonna e dei side-stripper è vapore surriscaldato alla temperatura di 200°C ed alla pressione di 4 bar.

L’alimentazione è inviata alla fornace ad una pressione di 3 bar ed una temperatura di 230 °C.

Tab. 4 Portate delle correnti idrocarburiche

Corrente	Portata volumica standard (bbl/day)
FEED	80000
NAFTA	10800
KEROSENE	9800
DIESEL	13800
OLIO-LEG	7000

Tab. 5 Portate delle correnti di vapore

Corrente	Portata massica (kg/h)
VAPORE	5440
VAP1	1500
VAP2	450
VAP3	360

Dati colonna

N° stadi: 25.

Feed: è alimentata alla fornace che, a sua volta invia il flusso allo stadio n° 22.

Vapore: è alimentato sullo stadio n° 25.

Pressione al condensatore: 1.08 bar

Pressione allo stadio n° 2: 1.43 bar

Pressione in coda alla colonna: 1.70 bar

Dati fornace

La fornace opera un semplice flash senza riflusso di liquido.

Pressione operativa: 1.67 bar

Temperatura operativa: 370 °C

Dati pumparounds

1)    preleva (parzialmente) una portata di liquido (41000 bbl/day) dallo stadio n°8 della colonna e lo invia allo stadio n° 6 dopo un raffreddamento di 10.1·10⁶ kcal/h.

2)    preleva (parzialmente) una portata di liquido (9200 bbl/day) dallo stadio n°14 della colonna e lo invia allo stadio n° 13 dopo un raffreddamento di 3.8·10⁶ kcal/h.

Dati side-strippers

1)    è costituito da n° 4 stadi, preleva del liquido dallo stadio n°6 della colonna ed invia del vapore allo stadio n° 5.

2)    è costituito da n° 3 stadi, preleva del liquido dallo stadio n°13 della colonna ed invia del vapore allo stadio n° 12.

3)    è costituito da n° 2 stadi, preleva del liquido dallo stadio n°18 della colonna ed invia del vapore allo stadio n° 17.

Richieste:

-simulare la colonna con i dati sopra riportati tracciando le curve di distillazione (ASTM D86) di ciascun taglio petrolifero;

-valutare l’andamento della densità API di ciascun taglio petrolifero al variare della portata di NAFTA, KEROSENE, DIESEL, OLIO-LEG (±20% su base StdVol);

-  valutare l’andamento della curva di distillazionedi ciascun taglio petrolifero (monitorare T_min e T_max relativamente alla metodo D86) al variare della portata di NAFTA, KEROSENE, DIESEL, OLIO-LEG (±20% su base StdVol);

-  valutare la portata di NAFTA ottimale per garantire una sovrapposizione delle curve di distillazione di nafta e kerosene inferiore ai 15 °C (relativamente alla metodo D86).

ANALISI E SIMULAZIONE

Le proprietà del greggio non sono valutate a partire dalla composizione come di consueto ma anche in Aspen si fa un po’ la cosa opposta: si valutano delle proprietà termo-fisiche (cosa più semplice e economica rispetto all’analisi dei componenti) e si cerca, a partire da queste, di approssimare il comportamento della miscela attraverso degli pseudo-componenti (fittizi) che hanno la particolarità di essere in concentrazioni e di avere temperature di ebollizione tali da approssimare la curva di distillazione del greggio e l’andamento della densità puntuale. L’accuratezza del metodo ASTM D86 non ci permette l’analisi della frazione più leggera e per questa si effettua una ulteriore analisi, questa volta al fine di determinare i componenti e la loro percentuale nella miscela. Attraverso una iniziale “analisi dei dati forniti dai saggi” precedentemente citati, in Aspen è possibile introdurre la miscela “oil”. Partita tale simulazione è possibile notare, oltre alle componenti volatili introdotte manualmente, i vari pseudo-componenti che andranno ad occupare delle fasce della curva di distillazione proporzionali alle loro quantità (che dipendono dalla curva di distillazione originaria) e con temperature di ebollizione scartate di 14°C. Per valutare la bontà dell’approssimazione si analizza la curva di distillazione iniziale e quella valutata.

Figura 1

Si noti come inizialmente l’approssimazione sia esatta e verso la fine, dove le variazioni sono maggiori, si ha una leggera divergenza delle curve. Ciò dipende essenzialmente dal metodo di approssimazione.

Passando alla fase di simulazione, inseriti componenti, parametri operativi e flowsheet si fa partire la simulazione. 

In prima battuta sembra che il sistema sia giunto semplicemente a convergenza. In seconda analisi nel pannello di controllo figura il warning:

WARNING IN PHYSICAL PROPERTY SYSTEM DURING FINAL PROCESSING FOR ASSAY

      PARAGRAPHS                

      THE FOLLOWING CONVENTIONAL COMPONENTS WERE NOT IN A DATA BANK.

      CHECK DATA BANK NAMES FOR SPELLING.

      CID       DATA BANK NAME

        WATER     H2O

        ISOBUTAN  C4H10-2

        N-BUTAN   C4H10-1

        2-METBUT  C5H12-2

        N-PENTAN  C5H12-1.

 In effetti è possibile notare qualcosa di piuttosto anomalo nella corrente di alimentazione:

Le frazioni volumiche dei componenti più leggeri non solo non sono quelle in input ma son dell’ordine di 10^-40, cioè nulle.

Per risolvere tale problema è stato sufficiente inserire nei databank dei componenti “PURE24” il quale contiene tali composti; come risultato il quadro rientra nei valori assegnati:

Proseguendo nell’analisi dei dati è possibile vedere gli effetti termici e massici di prelievi e pump-around, pressioni e portate entranti nella torre.
Innanzitutto si è impostata una pressione al condensatore pari a 1.08 bar, al primo piatto dall’alto di 1.43 bar ed all’ultimo 1.70 bar; la caduta di pressione imposta dal basso verso l’alto è giustificata dal fatto che il vapore ha bisogno di una certa energia manometrica (che si tradurrà in perdite) per vincere le resistenze al passaggio attraverso i fori dei piatti ed i vari battenti di liquido connessi. Probabilmente al fine di regolare il flusso al condensatore vi è una valvola di regolazione tra colonna e condensatore; la pompa del fluido condensato riflussato oltre ad avere l’obiettivo di portare il liquido in testa alla colonna dovrà pressurizzarlo leggermente. Si può notare inoltre che avendo fornito dei valori di estremità, il programma linearizza la pressione negli stadi intermedi ai due piatti a pressione fissata.

 Sorge spontanea una domanda: perché si lavora a pressione più alta di quella atmosferica e perché si impone la caduta al condensatore?
L’innalzamento della pressione serve per garantire, in caso di oscillazioni della pressione, un gradiente di pressione netto verso l’esterno; in effetti se la tenuta non fosse perfetta e la pressione interna dovesse oscillare al di sotto di quella atmosferica, come conseguenza ci sarebbe infiltrazione di aria dall’esterno all’interno della colonna: ciò potrebbe essere un problema di sicurezza e di corretto funzionamento. Il salto di pressione è giustificato da una caduta alla valvola di regolazione utile per regolare il flusso da piatto 1 a condensatore.
Osserviamo l’andamento nella colonna di alcuni parametri.

TEMPERATURE 

Si noti che allo stadio 13 si ha il prelievo di un grosso quantitativo di liquido che uscirà come taglio diesel; ciò riduce il discendente, mentre l’ascendente proviene da piatti in cui salgono i vapori caldi del feed “flashato” in portata molto maggiore; risultato: l’equilibrio stabilito tra le due correnti negli stadi successivi al prelievo ha andamento spostato verso temperature maggiori mentre nelle zone dove vi è ancora l’intera portata del discendente è leggermente più in basso con le temperature(rispetto alla tendenza dei punti). Il calore è fornito dalla corrente feed in ingresso ed in effetti allo stadio del suo ingresso si ha il picco di temperatura; è attraverso questa quindi che si gestisce la temperatura massima in colonna entro i valori opportuni per evitare fenomeni indesiderati.

PORTATE

Si può notare da questo grafico l’effetto dei prelievi, dei pump-around e dell’immissioni di vapore da stripper. Un effetto dovuto ai pump-around è una diminuzione del discendente liquido agli stadi successivi a quelli a cui è stato impostato il prelievo (è eseguito dopo il piatto): il pump-around prende questa portata la raffredda a temperature inferiori a quelle di saturazione previste per il piatto di arrivo e la immette in un piatto più in alto al fine di limitare il forte abbassamento massico del discendente dovuto ai prelievi. Il liquido per raggiungere la sua saturazione preleva calore dal vapore più caldo inducendone condensazione fino al raggiungimento di un equilibrio (posto si raggiunga per come è stata fatta la simulazione); in effetti nel piatto di arrivo è osservabile una diminuzione dell’ascendente vapore che corrisponde a ulteriore aumento della portata di liquido. È possibile notare come il punto di arrivo dei pump-around sia quello di prelievo per i tagli kerosene e diesel, quindi appare ovvio il loro obiettivo.

L’effetto preponderante dei prelievi è invece una forte diminuzione del discendente liquido. Si può notare come l’immissione del vapore dagli stripper non abbia effetti molto rilevanti sui flussi poiché le portate di vapori agli stripper sono contenute rispetto a quelle circolanti in colonna ed inoltre diminuiscono dallo stripper più in alto verso quello più in basso (vi sono anche piccoli salti termici osservabili confrontando gli stadi 1 degli stripper con il piatto d’arrivo, il vapore si scalda dal basso verso l’alto).


Si passi adesso alle curve di distillazione dei tagli ottenuti.

Figura 2

Si valutano adesso le sovrapposizioni tra le curve a 0% taglio  “più alto bollente” e 100% taglio inferiore e quelle a 5%-95%; inoltre si calcoleranno le temperature medie di ebollizione, si riporteranno le densità e si calcoleranno i K_UOP.

Coppie di tagli	sovrapposizione a 100-0% [Δ°C]	sovrapposizione a 95-5% [Δ°C]
Nafta-Kerosene	23,4	no sovrapposizione
Kerosene-Diesel	44,2	8,1
Diesel-Oil-leg	76,0	23,5

Taglio	Tmeb= (T10%+T30%+T50%+T70%+T90%)/5 [°C]	Tmeb[°R]	densitàSt.[kg/L]	Kuop=(Tebm°R^1/3)/dst60°F
NAFTA	159,6	778,9	0,796	11,56
KEROSENE	233,0	911,1	0,837	11,58
DIESEL	285,3	1005,2	0,855	11,72
OIL-LEG	341,4	1106,2	0,88	11,75
RESIDUE	488,7	1371,3	0,948	11,72

Da questi dati si evince che il greggio è di natura mista seguendo la scala dei Kuop:
aromatico < 10.5 < naftenico < 11.5 < misto < 12.5 < paraffinico.
Inoltre si può notare che la nafta ha la componente volumetrica maggiore in nafta pesante ( 125°C<Teb<200°C).
Le sovrapposizioni tra i tagli sono importanti e giocando sulle portate e soprattutto sul riflusso in nafta sarà possibile migliorare tale condizione (soprattutto sulla nafta, taglio a maggior valore economico).
Ora si può passare all’analisi delle variazioni delle densità e curve di distillazione con il variare delle SINGOLE portate dei tagli.
Si inizi con l’andamento delle densità. 

Figura 3

Si faccia attenzione: visto l’ampio range di valori (anche perché i gradi API ampliano il range di valori numerici delle densità) le curve risultano appiattite quindi analizzeremo un grafico senza il residuo (ed abbiamo eliminato la parte più pesante) e con la nafta in ASSE SECONDARIO (leggere i valori sulla destra). 

Cambiando le portate di liquido che sottraiamo alla colonna andiamo a variare la forza spingente della colonna legata alla parte discendente e quindi a variare gli equilibri a cui si tende nei piatti.
Si è preferito usare delle spezzate perché in ascisse abbiamo condizioni diverse e quindi è normale avere discontinuità nel comportamento (con le curve continue si sarebbe ottenuto un andamento fittizio).
Analizziamo la nafta.
Si può benissimo osservare che cambiamenti sulle portate dei tagli più altobollenti non influiscono sensibilmente sulla nafta che “non si accorge” delle variazioni a valle dei primi stage; il motivo di questo è essenzialmente che la qualità del distillato dipende da quanto riflussiamo in alto alla colonna e non di quanti tagli pesanti togliamo più in basso.
Generalizzando un po’: togliendo i tagli in alto influenziamo quelli più in basso e non viceversa.
Il motivo è da riscontrarsi in ciò che avviene, quando togliamo i tagli più bassobollenti, nella parte della colonna a temperatura maggiore; se si toglie una corrente liquida da piatti più alti significa che meno discendente sarà presente nei piatti successivi, il discendente verso il basso si arricchirà ovviamente dei composti meno volatili del vapore ascendente dai piatti inferiori(il liquido provenendo dai piatti superiori è più ricco di composti meno altobollenti); se il vapore ascendente incontra meno liquido a temperature maggiori, si ha che il liquido potrà accogliere meno componenti altobollenti in quantità e il vapore con cui entra a contatto subisce meno sottrazioni di altobollenti; il risultato è che la corrente vapore è più ricca di altobollenti e di conseguenza anche quella liquida lo sarà (supponendo di lavorare in condizioni che si avvicinano all’equilibrio di piatto e che la massa si conservi è facilmente comprensibile il motivo). Ma a questo punto ci si può chiedere perché ai piatti superiori ai prelievi non cambi nulla in modo sensibile: la risposta sta nel fatto che il vapore dopo aver passato lo stadio di ”prelievo variato” incontra nuovamente quella grossa parte della portata che abbiamo decurtato dalla colonna pronta ad accogliere nuovamente le parti più altobollenti. Cosa opposta avviene quando invece diminuiamo il prelievo per la parte posta più in basso della colonna, mantenendo comunque uguale il discorso che si fa passando sopra il piatto di prelievo. Si noti che imponendo la portata di feed, nafta, kerosene, diesel, olio leggero e varie correnti di vapore, l’unica portata variabile risulta quella del residuo (liquido), trascurando la corrente di acqua al condensatore che contiene essenzialmente sempre l’acqua immessa attraverso le correnti di steam.
Detto questo le variazioni di densità sono massime per la nafta ma comunque contenute 2.9 °API.
Quindi deduciamo ora meglio dalla tabella di valori quanto detto:

densità °API	originario	-20%nafta	-20%ker	-20%diesel	-20%lightoil	+20%nafta	+20%ker	+20%diesel	+20%lightoil
nafta	46,2	47,8	46,2	46,2	46,2	44,9	46,2	46,2	46,2
kerosene	37,7	38,4	37,9	37,7	37,7	37,0	37,4	37,6	37,6
diesel	34,0	34,8	34,7	34,5	34,0	33,1	33,2	33,4	33,9
light oil	29,3	30,4	30,3	30,7	29,6	28,2	28,3	28,0	29,0
residuo	17,7	18,2	18,2	18,3	18,0	17,2	17,2	17,0	17,3

Per quanto detto associando a componenti più altobollenti, ergo alle correnti più ricche in altobollenti, densità maggiori abbiamo il risultato in tabella. Con in termine densità nella proposizione precedente si è inteso la normale definizione massa su volume, in realtà la densità API ha andamento opposto alla densità vera e propria.
Quindi riflussando più nafta ottengo nafta a densità minore ma anche in quantità minore; anche per gli altri tagli questo avviene la nafta riflussata andrà a rimpiazzare parte dei tagli più altobollenti a parità di portata del prelievo successivo e così via.
In testa alle colonne con il termine + o –numero%taglio si intende l’aumento o riduzione della portata uscente dal processo e quindi il suo corrispondente opposto sottratto/aggiunto al discendente.
Si noti che, fatte tutte le considerazioni dovute, le densità API della parte sinistra della tabella sono più alte di quelle della parte destra.
Il fenomeno descritto spiega essenzialmente tutti i risultati anche se bisogna tener conto che nella colonna vi sono anche dei pump-around che essenzialmente oltre agli effetti voluti ributtano in alto correnti liquide più ricche di altobollenti; in effetti anche per questo non si preleva oltre 1-2 stadi dalla zona di immissione e quindi si limita un poco questo aspetto perturbativo.
Passando adesso a valutare le curve di distillazione ci aspettiamo di vedere T(100%dist) aumentare laddove preleviamo di più per ciascun componente con le stesse modalità esposte in precedenza.
Le curve in cui sono riportati i tagli tutti alle stesse condizioni verranno posti in fondo all’elaborato ora si vuole piuttosto analizzare le variazioni per il singolo taglio a diverse condizioni di lavoro. 

-Nafta 

nafta	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]
D86CRV     %dist[vol]	originario	+20%nafta	-20%nafta	+20%kerosene	-20%kerosene	+20%diesel	-20%diesel	+20%oileg	-20%oileg
0%	56,2	63,4	49,5	56,2	56,2	56,2	56,2	56,2	56,2
5%	95,5	101,0	90,9	95,5	95,5	95,5	95,5	95,5	95,5
10%	113,5	118,0	110,0	113,5	113,5	113,5	113,5	113,5	113,5
30%	142,8	153,5	131,0	142,8	142,8	142,8	142,8	142,8	142,8
50%	164,3	175,6	150,7	164,3	164,3	164,4	164,3	164,3	164,3
70%	180,5	192,1	166,0	180,5	180,4	180,5	180,4	180,5	180,5
90%	196,8	208,1	182,6	197,0	196,5	196,9	196,7	196,8	196,8
95%	208,7	219,7	194,6	209,1	208,1	208,8	208,6	208,7	208,7
100%	220,6	231,3	206,7	221,2	219,7	220,7	220,5	220,7	220,6
Tmin	56,2	63,4	49,5	56,2	56,2	56,2	56,2	56,2	56,2
Tmax	220,6	231,3	206,7	221,2	219,7	220,7	220,5	220,7	220,6
Tmax-Tmin	164,4	167,9	157,2	165,0	163,5	164,5	164,3	164,5	164,4
T(90%)-T(10%)	83,3	90,1	72,5	83,5	82,9	83,4	83,1	83,3	83,2

-Kerosene

kerosene	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]
D86CRV     %dist[vol]	originario	+20%nafta	-20%nafta	+20%kerosene	-20%kerosene	+20%diesel	-20%diesel	+20%oileg	-20%oileg
0%	197,2	205,1	190,5	198,8	195,9	197,3	197,2	197,2	197,3
5%	212,6	221,0	203,1	214,4	210,7	212,7	212,5	212,6	212,6
10%	218,9	227,5	208,2	220,9	216,8	219,0	218,8	218,9	218,9
30%	226,5	235,4	216,7	229,5	223,7	226,7	226,4	226,6	226,5
50%	232,6	241,2	223,3	236,2	228,9	232,8	232,4	232,7	232,5
70%	239,0	247,9	230,1	243,5	234,9	239,2	238,7	239,1	238,9
90%	248,1	258,8	239,9	255,6	244,2	248,5	247,7	248,2	248,1
95%	258,9	269,9	250,8	267,3	254,6	259,5	258,5	259,0	258,9
100%	269,7	281,0	261,8	278,9	265,1	270,4	269,3	269,8	269,7
Tmin	197,2	205,1	190,5	198,8	195,9	197,3	197,2	197,2	197,3
Tmax	269,7	281,0	261,8	278,9	265,1	270,4	269,3	269,8	269,7
Tmax-Tmin	72,5	75,9	71,3	80,2	69,2	73,0	72,1	72,6	72,4
T(90%)-T(10%)	29,3	31,2	31,6	34,7	27,5	29,5	28,9	29,3	29,2

-Diesel

diesel	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]
D86CRV     %dist[vol]	originario	+20%nafta	-20%nafta	+20%kerosene	-20%kerosene	+20%diesel	-20%diesel	+20%oileg	-20%oileg
0%	225,6	231,9	219,4	231,1	220,1	227,4	223,9	225,6	225,5
5%	250,8	259,5	242,5	258,5	243,4	253,6	247,9	250,9	250,7
10%	261,4	271,1	252,1	270,0	253,1	264,6	257,9	261,5	261,2
30%	273,9	285,0	263,3	283,9	264,3	279,0	268,6	274,2	273,7
50%	284,0	295,3	272,9	294,3	273,9	290,9	277,1	284,3	283,7
70%	295,4	307,1	284,0	306,0	285,1	304,8	286,5	295,8	295,0
90%	311,8	324,6	299,7	323,5	300,7	325,0	299,7	312,4	311,1
95%	323,3	336,2	312,1	337,0	313,3	337,0	311,0	324,1	323,2
100%	334,9	347,8	324,5	350,4	326,0	349,1	322,3	335,8	335,3
Tmin	225,6	231,9	219,4	231,1	220,1	227,4	223,9	225,6	225,5
Tmax	334,9	347,8	324,5	350,4	326,0	349,1	322,3	335,8	335,3
Tmax-Tmin	109,3	115,8	105,0	119,3	105,9	121,7	98,4	110,2	109,8
T(90%)-T(10%)	50,4	53,5	47,6	53,5	47,6	60,4	41,9	50,9	49,9

-Oil-leg

oil-leg	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]
D86CRV     %dist[vol]	originario	+20%nafta	-20%nafta	+20%kerosene	-20%kerosene	+20%diesel	-20%diesel	+20%oileg	-20%oileg
0%	258,8	264,4	253,1	263,9	253,6	265,7	251,6	258,2	260,0
5%	299,8	308,3	290,7	307,6	291,6	310,4	288,1	300,7	299,1
10%	317,6	327,5	306,9	326,7	308,0	330,0	303,7	319,2	315,9
30%	332,7	344,2	320,7	343,2	321,9	347,4	317,5	335,4	330,1
50%	341,4	353,2	329,0	352,2	330,2	356,4	325,5	344,8	338,0
70%	350,8	362,0	338,3	360,9	339,5	365,0	334,6	354,7	346,7
90%	364,7	375,5	353,8	374,7	354,8	378,1	350,8	369,4	361,1
95%	378,4	389,2	366,1	387,9	367,2	392,9	363,3	382,7	373,6
100%	392,1	403,0	378,5	401,1	379,6	407,8	375,8	396,0	386,2
Tmin	258,8	264,4	253,1	263,9	253,6	265,7	251,6	258,2	260,0
Tmax	392,1	403,0	378,5	401,1	379,6	407,8	375,8	396,0	386,2
Tmax-Tmin	133,3	138,6	125,4	137,2	126,0	142,1	124,2	137,9	126,2
T(90%)-T(10%)	47,1	48,0	46,8	48,1	46,8	48,1	47,0	50,1	45,1

-Residuo

residuo	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]
D86CRV     %dist[vol]	originario	+20%nafta	-20%nafta	+20%kerosene	-20%kerosene	+20%diesel	-20%diesel	+20%oileg	-20%oileg
0%	327,6	331,8	323,1	331,5	323,5	332,7	321,9	330,3	324,8
5%	358,8	364,3	353,0	363,9	353,6	365,6	351,3	362,3	355,3
10%	371,9	378,0	365,5	377,5	366,2	379,4	363,5	375,8	368,1
30%	404,6	414,5	396,3	413,5	397,0	417,3	394,2	410,9	399,0
50%	457,7	465,2	450,5	464,5	451,1	467,4	448,5	462,5	453,0
70%	537,7	546,3	529,7	545,5	530,4	548,7	527,6	543,2	532,5
90%	671,5	677,3	665,9	676,8	666,4	678,9	664,4	675,3	667,9
95%	705,3	709,5	701,3	709,1	701,7	710,7	700,2	708,0	702,7
100%	739,1	741,7	736,7	741,4	736,9	742,4	736,1	740,8	737,6
Tmin	327,6	331,8	323,1	331,5	323,5	332,7	321,9	330,3	324,8
Tmax	739,1	741,7	736,7	741,4	736,9	742,4	736,1	740,8	737,6
Tmax-Tmin	411,5	409,9	413,6	410,0	413,5	409,7	414,2	410,4	412,7
T(90%)-T(10%)	299,7	299,3	300,4	299,3	300,3	299,5	300,9	299,5	299,8

Nel kerosene le variazioni maggiori si hanno nelle condizioni di variazioni della portata di nafta in quanto se questa si aumenta le parti leggere del kerosene andranno maggiormente insieme alla nafta, mentre se si diminuisce questa ne sarà più ricca(ergo la curva di distillazione si abbassa per -20%nafta), così come anche la densità si abbassa; inoltre si hanno variazioni anche se si cambia la portata di kerosene per gli stessi motivi, ma non si gioca in questo caso su quel range di componenti così bassobollenti e ciò deve essere associato anche all’effetto del pump-around che preleva dal basso ed immette nello stadio di prelievo grandi quantità di liquido: la conseguenza è che la curva di distillazione si sposta meno in questo caso; i casi in cui si varia la portata di oil-leg o di diesel sono praticamente sovrapposti a quello originale.

3) Per il diesel le variazioni su nafta e kerosene hanno lo stesso effetto, il perché sarà chiarito una volta per tutte nel punto successivo ed inoltre non bisogna trascurare il fatto di avere un pump-around allo stadio di prelievo. Le altre considerazioni sono analoghe ai casi precedenti. Si noti inoltre che il variare la portata dello stesso diesel abbia effetti rilevanti sulla sua parte più altobollente(Tmax).

4) Per l’oil-leg abbiamo l’influenza di tutte le portate ma siccome si tratta un taglio più bassobollente rispetto agli altri vi è medesima influenza delle variazioni di kerosene e nafta per una sorta di smorzamento degli effetti in quanto se diminuiamo la nafta, le curve di distillazione di nafta, kerosene e diesel si abbassano, così avviene per kerosene e diesel se diminuiamo il kerosene, mentre la nafta non subisce variazioni sensibili: l’effetto di diminuzione di kerosene e nafta è in pratica la stessa cosa per la parte bassa della colonna in quanto la parte “più bassobollente del solito” che arriva giù è, più o meno, sempre quella; idem per l’aumento di tali portate e l’arrivo di una parte “più altobollente del solito”. Si noti l’influenza maggiore del diesel il quale contiene componenti con caratteristiche più prossime e che quindi potrebbero rientrare nel taglio oil-leg per variazioni di portata. La tendenza è però sempre quella illustrata fin dal primo momento.

5) Il residuo contiene la parte più alto bollente; per questo sono piccole le variazioni che subisce essendo che conterrà in qualsiasi caso il grosso della parte fortemente pesante.

Alcune osservazioni:

- Nel grafico della nafta si ha leggera divergenza verso Tmax: i tagli più leggeri continuano in ogni caso a finire nella nafta essenzialmente;

- Il comportamento delle curve a variazioni opposte ha simmetrie rispetto alla condizione di partenza;

- Bisogna stare attenti ai numeri in ordinata perché i grafici sono stati adattati ai range di valori il che va bene per avere una idea di quanto sono le variazioni rispetto alle massime escursioni della curva di distillazione;

Si vedano adesso come varino le sovrapposizioni nei vari casi.

Coppie di tagli	sovrapposizione a 100-0% [Δ°C]	sovrapposizione a 95-5% [Δ°C]
originario
Nafta-Kerosene	23,4	no sovrapposizione
Kerosene-Diesel	44,2	8,1
Diesel-Oil-leg	76,0	23,5
+20%nafta
Nafta-Kerosene	26,2	no sovrapposizione
Kerosene-Diesel	49,1	10,4
Diesel-Oil-leg	83,4	27,8
-20%nafta
Nafta-Kerosene	16,2	no sovrapposizione
Kerosene-Diesel	42,3	8,3
Diesel-Oil-leg	71,4	21,3
+20%kerosene
Nafta-Kerosene	22,4	no sovrapposizione
Kerosene-Diesel	47,8	8,7
Diesel-Oil-leg	86,5	29,4
-20%kerosene
Nafta-Kerosene	23,8	no sovrapposizione
Kerosene-Diesel	44,9	11,2
Diesel-Oil-leg	72,4	21,7
+20%diesel
Nafta-Kerosene	23,4	no sovrapposizione
Kerosene-Diesel	43,0	5,8
Diesel-Oil-leg	83,4	26,6
-20%diesel
Nafta-Kerosene	23,3	no sovrapposizione
Kerosene-Diesel	45,5	10,6
Diesel-Oil-leg	70,7	22,9
+20%oileg
Nafta-Kerosene	23,5	no sovrapposizione
Kerosene-Diesel	44,2	8,1
Diesel-Oil-leg	77,6	23,3
-20%oileg
Nafta-Kerosene	23,3	no sovrapposizione
Kerosene-Diesel	44,2	8,2
Diesel-Oil-leg	75,4	24,1

Si può notare la medesima cosa dei casi precedenti: se modifichiamo portate di tagli “più in basso” rispetto a quelli considerati le variazioni sono trascurabili.

Per quanto riguarda nafta-kerosene la variazione della portata di nafta ha una forte ricaduta sulla sovrapposizione: se diminuiamo la portata di nafta la sovrapposizione risulta essere minore; ciò è sempre legato al riflusso visto che, come detto, il taglio nafta si arricchirà maggiormente dei tagli leggeri(Tmax nafta diminuisce); contemporaneamente la portata di nafta è stata ridotta; la parte più pesante che prima finiva nella nafta finisce nel cherosene; anche la curva di distillazione del kerosene si abbassa.

Si vede comunque prevalere l’abbassamento della curva di distillazione della nafta rispetto a quello della curva del kerosene, perché prevale la “purezza in parte leggera” della nafta. Il discorso è opposto nel caso di aumento di nafta. Variando invece la portata di cherosene, la nafta non subisce variazioni sensibili, il cherosene varia curva di distillazione in modo minore rispetto al caso precedente, il contributo alla variazione della sovrapposizione è unilaterale e più piccolo (il fatto di essere unilaterale dovrebbe incrementare la sovrapposizione o ridurla maggiormente ma il fatto è che la curva del kerosene subisce variazioni inferiori).

La sovrapposizione kerosene-diesel è influenzata in via maggiore dalle variazioni di portata dei tagli più leggeri; nel caso della nafta si ha il massimo innalzamento-abbassamento delle curve di distillazione, nel caso del kerosene invece lo stesso subisce variazioni inferiori mentre il diesel si comporta allo stesso modo che per la nafta e quindi viene ridotto l’effetto della variazione di sovrapposizione; ad esempio se diminuiamo la portata di kerosene, il kerosene abbassa la sua curva di distillazione in modo meno incisivo del caso precedente mentre il diesel lo fa come prima. Cambiando la portata di diesel l’effetto è molto simile perché il kerosene rimane invariato mentre il diesel subirà spostamenti della curva di distillazione.

La sovrapposizione diesel-light oil trovandosi “in basso” subisce variazioni per ogni variazione di prelievo.

Non è facile tener conto di tutti i fattori che potrebbero influenzare questi andamenti, tra pump-around che reimmettono altobollenti, strippers che trattano grossi prelievi, reimmissioni di vapore, effetti termici, non risulta semplice la valutazione dei risultati perché tutto ciò si interconnette in modo “non proprio lineare”.

Per quanto riguarda le T(0%dist) e T(100%dist) si hanno gli andamenti che ci si aspettava dalla descrizione fisica: sono minori laddove si preleva di meno, cioè si provocano riduzioni minori del discendente. L’unica coppia anomala è quella evidenziata dell’olio leggero il qual subisce variazioni della Tmin in modo diverso ma i valori sono molto vicini.

Nafta	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]
nafta	originario	+20%nafta	-20%nafta	+20%kerosene	-20%kerosene	+20%diesel	-20%diesel	+20%oileg	-20%oileg
Tmin	56,2	63,4	49,5	56,2	56,2	56,2	56,2	56,2	56,2
Tmax	220,6	231,3	206,7	221,2	219,7	220,7	220,5	220,7	220,6
kerosene	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]
kerosene	originario	+20%nafta	-20%nafta	+20%kerosene	-20%kerosene	+20%diesel	-20%diesel	+20%oileg	-20%oileg
Tmin	197,2	205,1	190,5	198,8	195,9	197,3	197,2	197,2	197,3
Tmax	269,7	281,0	261,8	278,9	265,1	270,4	269,3	269,8	269,7
diesel	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]
diesel	originario	+20%nafta	-20%nafta	+20%kerosene	-20%kerosene	+20%diesel	-20%diesel	+20%oileg	-20%oileg
Tmin	225,6	231,9	219,4	231,1	220,1	227,4	223,9	225,6	225,5
Tmax	334,9	347,8	324,5	350,4	326,0	349,1	322,3	335,8	335,3
oil-leg	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]
oil-leg	originario	+20%nafta	-20%nafta	+20%kerosene	-20%kerosene	+20%diesel	-20%diesel	+20%oileg	-20%oileg
Tmin	258,8	264,4	253,1	263,9	253,6	265,7	251,6	258,2	260,0
Tmax	392,1	403,0	378,5	401,1	379,6	407,8	375,8	396,0	386,2

Per capire quale portata di nafta ci consente di ottenere una sovrapposizione inferiore a 15°C riprendiamo dei valori precedenti e rianalizziamoli.

	+20%nafta	-20%nafta
	T[°C]	T[°C]
nafta
Tmin	63,4	49,5
Tmax	231,3	206,7
kerosene
Tmin	205,1	190,5
Tmax	281,0	261,8
sovrapposizione a 100-0% [Δ°C]	26,2	16,2

Si può notare che più riflusso e più netta è la separazione dei due tagli perché l’effetto è quello di aumentare la forza spingente tra i flussi incrocianti, cioè il vapore dai piatti inferiori e il liquido, che è in maggiori quantità, dai piatti superiori hanno composizioni più lontane dall’equilibrio ed in particolare il liquido al top della torre risulta più ricco di componenti bassobollenti così che il vapore raggiungerà una percentuale più spinta di tali componenti rispetto al caso di riflusso minore (le due composizioni saranno uguali al condensatore totale ovviamente). Le parti più leggere andranno a finire in modo più spinto in testa e meno altrove, nel cherosene andranno i composti subito più pesanti di questi, anche la sua Tmax e Tmin diminuiranno;il cherosene sarà “più carente” della parte che bolle a T maggiore della nafta, quindi si otterranno sovrapposizioni minori. Contemporaneamente a separazione migliore ottengo però portate minori di nafta in uscita dal processo: è tutto un compromesso economico.

Per questo la sovrapposizione risulta minore a riflussi maggiori.

Quindi la portata di distillato liquido nafta, per quanto detto, sarà inferiore a 0.8*10800 st.bll/d (8640 st.bll/d) per ottenere una sovrapposizione di 15°C (cioè inferiore a distillato nafta originale meno 20% di questo, essendo la sovrapposizione in questo caso di 16.2°C).

Provando con 8400 st.bll/d si ottiene:

Tmax nafta ≈204.5°C

Tmin ker ≈189.3°C

Sovrapposizione ≈15.2°C

Ci si potrebbe fermare ma proseguiamo (avendo già approssimato alcune cose sarebbe inutile avere gradi di precisione ulteriore).

Provando con 8300 st.bll/d si ottiene:

Tmax nafta ≈203.4°C

Tmin ker ≈188.7°C

Sovrapposizione ≈14.7°C

Provando con 8360 st.bll/d (da (8400-8300)/(naftanew-8300)=0.5/0.3) si ottiene:

Tmax nafta ≈204.0°C

Tmin ker ≈189.0°C

Sovrapposizione ≈15°C

Quindi la portata per garantire una sovrapposizione inferiore ai 15°C dovrà essere inferiore a 8360 st.bll/d.

RISULTATI SIMULAZIONE INIZIALE
Stream results colonna

	NAFTA	KEROSENE	DIESEL	OIL-LEG	RESIDUE
Substream: MIXED	LIQUID	LIQUID	LIQUID	LIQUID	LIQUID
Mole Flow   kmol/hr
WATER	4.380182	1.951076	0.2947987	0.0280855	0.0950825
ISOBUTAN	1.587647	2.03E-07	1.08E-05	1.23E-05	8.53E-09
N-BUTAN	2.605427	6.97E-07	2.53E-05	2.49E-05	2.00E-08
2-METBUT	2.334534	4.34E-06	9.52E-05	6.35E-05	9.38E-08
N-PENTAN	10.17139	3.63E-05	5.18E-04	2.96E-04	4.43E-07
PC74C	28.00295	1.31E-03	6.19E-03	2.08E-03	5.12E-06
PC86C	33.69774	4.07E-03	0.0128265	3.55E-03	1.05E-05
PC100C	34.04711	0.0112525	0.0230688	5.24E-03	1.88E-05
PC114C	34.28258	0.0304306	0.0409694	7.77E-03	3.43E-05
PC128C	35.53451	0.0811363	0.0740284	0.0119711	6.59E-05
PC142C	37.74033	0.2214892	0.1418751	0.0200789	1.47E-04
PC156C	43.62338	0.6440973	0.2907389	0.0364848	3.53E-04
PC170C	50.34747	1.916563	0.5887604	0.0659756	8.24E-04
PC184C	49.26556	5.24946	1.051092	0.1097131	1.87E-03
PC198C	52.46583	18.46883	2.249849	0.220548	5.06E-03
PC212C	31.4438	48.27471	4.307017	0.3935487	0.0127593
PC225C	9.628021	77.86508	8.949034	0.7058994	0.0338408
PC239C	1.683223	79.65525	19.58354	1.141103	0.0814013
PC253C	0.1672462	49.93251	38.77508	1.545382	0.1638652
PC267C	7.80E-03	16.15559	54.79119	1.976299	0.322033
PC281C	2.18E-04	3.352574	59.40974	2.976252	0.7348141
PC295C	4.76E-06	0.5651172	55.10034	4.785951	1.562325
PC309C	8.76E-08	0.0840111	46.79398	8.325172	3.024828
PC322C	1.09E-09	9.63E-03	33.664	15.71225	5.631975
PC336C	7.19E-12	6.75E-04	16.30067	25.84631	10.16551
PC350C	2.75E-14	2.95E-05	4.852043	28.54926	16.78086
PC364C	7.31E-17	9.84E-07	1.11004	24.77041	26.96999
PC378C	1.20E-19	2.13E-08	0.177017	16.34642	38.71342
PC392C	1.03E-22	2.60E-10	0.0177548	7.3758	43.94621
PC406C	4.72E-26	1.88E-12	1.24E-03	2.450156	40.94852
PC420C	1.28E-29	9.07E-15	6.73E-05	0.6723075	34.7739
PC440C	2.22E-34	7.20E-18	1.30E-06	0.1433691	54.01109
PC468C	2.02E-41	1.51E-22	2.40E-09	7.19E-03	49.923
PC496C	9.08E-49	2.40E-27	4.64E-12	3.57E-04	42.46471
PC523C	1.35E-56	1.75E-32	5.41E-15	1.27E-05	31.87846
PC551C	8.14E-65	6.98E-38	4.41E-18	3.72E-07	23.79613
PC579C	2.25E-73	1.66E-43	2.71E-21	9.60E-09	18.38231
PC607C	2.90E-82	2.41E-49	1.26E-24	2.20E-10	14.69084
PC635C	1.79E-91	2.14E-55	4.48E-28	4.46E-12	12.0654
PC676C	1.72E-105	1.71E-64	4.05E-33	2.23E-14	19.62673
PC732C	4.82E-126	5.62E-78	9.16E-41	4.64E-18	17.65411
PC788C	1.11E-147	3.48E-92	7.98E-49	6.18E-22	16.54287
PC825C	1.79E-163	1.01E-102	5.24E-55	3.78E-25	5.482764
Total Flow  kmol/hr	463.0169	304.4749	348.6076	144.2354	530.4881
Temperature C	85.51466	193.9304	263.9345	313.9104	347.6731
Pressure    bar	1.08	1.465217	1.547391	1.606087	1.7

Condenser

Heat Duty=-35.36 MW;

Reflux Ratio=2.84.

Fornace

Heat Duty=+64.36 MW;

Feed flow= 471847,5 kg/hr;

Vapor flow= 248626,9 kg/hr;

Liquid flow= 223220,6 kg/hr.

Pump-around 8-6

Tout=167.4°C<Tstage6

P=1.5bar

Pump-around 14-13

Tout=175.2°C<Tstage13

P=1.57bar

Stripper da top al bottom

S-1

Tdist=216.9°C

P=1.47bar

Distillate= 22287,4 kg/hr

S-2

Tdist=273.3°C

P=1.55bar

Distillate= 13759,7kg/hr

S-3

Tdist=321.2°C

P=1.61bar

Distillate= 7826,8kg/hr

PORTATE MODIFICATE

Corrente	Portata volumica standard (bbl/day) Condizione identificata con “originario”	Portata volumica standard (bbl/day) Condizione identificata con “ +20%nafta ”	Portata volumica standard (bbl/day) Condizione identificata con “ -20%nafta ”	Portata volumica standard (bbl/day) Condizione identificata con “ +20%kerosene ”	Portata volumica standard (bbl/day) Condizione identificata con “ -20%kerosene ”
FEED	80000	80000	80000	80000	80000
NAFTA	10800	12960	8640	10800	10800
KEROSENE	9800	9800	9800	11760	7840
DIESEL	13800	13800	13800	13800	13800
OLIO-LEG	7000	7000	7000	7000	7000

Corrente	Portata volumica standard (bbl/day) Condizione identificata con “ +20%diesel ”		Portata volumica standard (bbl/day) Condizione identificata con “ -20%diesel ”	Portata volumica standard (bbl/day) Condizione identificata con “ +20%oileg ”	Portata volumica standard (bbl/day) Condizione identificata con “ -20%oileg ”
FEED	80000		80000	80000	80000
NAFTA	10800		10800	10800	10800
KEROSENE	9800		9800	9800	9800
DIESEL	16560		11040	13800	13800
OLIO-LEG	7000		7000	8400	5600

DATI DI FIGURA 1

%dist[vol]	T[°C]	T[°C]
D86CRV C	valutata	iniziale
5%	163	163
10%	194	194
30%	265	265
50%	346	346
70%	431	431
90%	577	587
95%	641	660
100%	705	733

DATI DI FIGURA 2

	Temperature in °C
%dist[vol]	NAFTA	RESIDUE	DIESEL	KEROSENE	OIL-LEG
0%	56,20657	327,5729	225,5676	197,2424	258,8341
5%	95,53371	358,786	250,8159	212,6245	299,8094
10%	113,5398	371,8554	261,3688	218,8992	317,5522
30%	142,8316	404,6406	273,9187	226,5447	332,6513
50%	164,3288	457,6865	284,0146	232,5974	341,3772
70%	180,4762	537,7151	295,4013	238,9963	350,8343
90%	196,7967	671,5448	311,7527	248,1494	364,6645
95%	208,7107	705,3325	323,3169	258,9475	378,404
100%	220,6248	739,1202	334,881	269,7456	392,1436

DATI DI FIGURA 3

densità API	originario	-20%nafta	-20%ker	-20%diesel	-20%lightoil	+20%nafta	+20%ker	+20%diesel	+20%lightoil
nafta	46,2	47,8	46,2	46,2	46,2	44,9	46,2	46,2	46,2
kerosene	37,7	38,4	37,9	37,7	37,7	37,0	37,4	37,6	37,6
diesel	34,0	34,8	34,7	34,5	34,0	33,1	33,2	33,4	33,9
light oil	29,3	30,4	30,3	30,7	29,6	28,2	28,3	28,0	29,0
residuo	17,7	18,2	18,2	18,3	18,0	17,2	17,2	17,0	17,3

CURVE DI DISTILLAZIONI IN UGUALI CONDIZIONI (DATI CONNESSI  con molte cifre decimali senza senso).

originario	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]
D86CRV     %dist[vol]	FEED	NAFTA	RESIDUE	DIESEL	KEROSENE	OIL-LEG
0%	100,0071	56,20657	327,5729	225,5676	197,2424	258,8341
5%	162,8867	95,53371	358,786	250,8159	212,6245	299,8094
10%	193,5551	113,5398	371,8554	261,3688	218,8992	317,5522
30%	265,1104	142,8316	404,6406	273,9187	226,5447	332,6513
50%	345,9614	164,3288	457,6865	284,0146	232,5974	341,3772
70%	430,9474	180,4762	537,7151	295,4013	238,9963	350,8343
90%	577,1623	196,7967	671,5448	311,7527	248,1494	364,6645
95%	641,3196	208,7107	705,3325	323,3169	258,9475	378,404
100%	705,4768	220,6248	739,1202	334,881	269,7456	392,1436
+20%nafta	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]
D86CRV     %dist[vol]	FEED	NAFTA	RESIDUE	DIESEL	KEROSENE	OIL-LEG
0%	100,0071	63,40313	331,788	231,9364	205,1477	264,3607
5%	162,8867	100,9651	364,3077	259,5048	221,0475	308,334
10%	193,5551	117,989	377,9573	271,089	227,5382	327,4965
30%	265,1104	153,4812	414,4672	285,0275	235,3943	344,2252
50%	345,9614	175,5902	465,2231	295,3374	241,1594	353,201
70%	430,9474	192,1069	546,2723	307,0726	247,8559	361,9643
90%	577,1623	208,0989	677,3069	324,5615	258,777	375,4886
95%	641,3196	219,7065	709,4907	336,1641	269,898	389,2401
100%	705,4768	231,314	741,6745	347,7668	281,019	402,9916

-20%nafta	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]
D86CRV     %dist[vol]	FEED	NAFTA	RESIDUE	DIESEL	KEROSENE	OIL-LEG
0%	100,0071	49,47944	323,0829	219,4475	190,5195	253,098
5%	162,8867	90,86405	353,0174	242,4951	203,1343	290,7499
10%	193,5551	110,0318	365,5219	252,0784	208,2417	306,9352
30%	265,1104	131,0179	396,2739	263,3175	216,6657	320,7044
50%	345,9614	150,7146	450,483	272,8689	223,2627	328,96
70%	430,9474	165,9952	529,7158	284,0101	230,0914	338,3105
90%	577,1623	182,5672	665,9378	299,6607	239,8529	353,7508
95%	641,3196	194,6316	701,3328	312,0569	250,8186	366,1104
100%	705,4768	206,696	736,7278	324,4531	261,7843	378,47
+20%kerosene	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]
D86CRV     %dist[vol]	FEED	NAFTA	RESIDUE	DIESEL	KEROSENE	OIL-LEG
0%	100,0071	56,2086	331,4699	231,1395	198,7609	263,8807
5%	162,8867	95,53534	363,8596	258,5129	214,4483	307,6129
10%	193,5551	113,5412	377,4512	270,0106	220,8524	326,6608
30%	265,1104	142,8325	413,5401	283,94	229,4797	343,2357
50%	345,9614	164,3442	464,5091	294,287	236,2027	352,1603
70%	430,9474	180,5399	545,4658	305,986	243,5168	360,9409
90%	577,1623	197,0389	676,775	323,5201	255,5624	374,7268
95%	641,3196	209,1178	709,106	336,9733	267,2556	387,9056
100%	705,4768	221,1968	741,437	350,4266	278,9488	401,0843
-20%kerosene	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]	T[°C]
D86CRV     %dist[vol]	FEED	NAFTA	RESIDUE	DIESEL	KEROSENE	OIL-LEG
0%	100,0071	56,20509	323,4685	220,1127	195,8576	253,6294
5%	162,8867	95,53282	353,5753	243,4306	210,7105	291,6415
10%	193,5551	113,5393	366,1561	253,1327	216,7608	307,995
30%	265,1104	142,8349	396,9751	264,2743	223,6644	321,8963
50%	345,9614	164,3197	451,1434	273,8873	228,947	330,1539
70%	430,9474	180,4096	530,4308	285,072	234,8784	339,5166
90%	577,1623	196,4712	666,4476	300,6855	244,2332	354,8341
95%	641,3196	208,0787	701,6946	313,3487	254,642	367,2326
100%	705,4768	219,6863	736,9416	326,012	265,0509	379,6311

+