【石油天然气行业标准(SY)】 原油电脱水设计规范

ICS75.180.20
备案号：24271—2008
中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T 0045—2008
代替SY/T00451999
原油电脱水设计规范
Design specification of crude oil electric dehydration2008-06-16发布
国家发展和改革委员会
2008-12-01实施
SY/T0045—2008
本标准修订并代替SY/T0045—1999《原油电脱水设计规范》。本标准与SY/T0045一1999相比，本次修订从内容到编排均进行了较大改动，主要变化如下：一一增加了根据油品的脱水难易程度，对原油电脱水器的进口原油含水、处理能力进行了调整；增加了对冲砂水源的要求；
增加了电脱水器的压力控制要求；对变压整流器输出端充油防爆系统的设计压力进行了规定；一对原油电脱水器内部绝缘材料的检修更换周期等进行了规定；对章节和条文说明进行了充实和重新编排，内容更加全面、合理。本标准的附录A和附录B均为资料性附录。本标准由石油工程建设专业标准化委员会提出并归口。本标准负责起草单位：胜利油田胜利工程设计咨询有限责任公司。本标准参加起草单位：大庆油田工程有限公司、中油辽河工程有限公司、中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司。
本标准主要起草人：赵忠杰、王凤巢、李清方、刘慧英、张建、刘军、刘增、冯玉琦、罗敬义曹苏军、金淑祥。
本标准所代替标准的历次版本发布情况为：SYJ45—1991;
-SY/T0045—1999。
1范围
原油电脱水设计规范
SY/T0045—2008
本标准规定了原油电脱水器的设计参数、原油电脱水器的系列与结构、原油电脱水器的工艺安装设计、原油电脱水器电力装置安装设计、破乳剂的选择与应用等方面的原则要求。本标准适用于陆上原油电脱水新建、扩建与改建工程。原油电脱水设计除应符合本标准外，尚应符合国家现行的有关强制性标准及规范的规定。2规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。GB3836.2一2000爆炸性气体环境用电气设备第2部分：隔爆型“d”GB3836.6一2004爆炸性气体环境用电气设备第6部分：油浸型“o”GB/T8175设备及管道保温设计导则GB50058—1992爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范SY0007钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范SY7513-1988出矿原油技术条件
3术语和定义
下列术语和定义适用于本标准
原油电脱水crudeoilelectricdehydration3.2
乳化原油在电脱水器内，在电场力作用下经过破乳、聚结、沉降使原油与水分离的过程。轻质原油lightcrudeoil
在20℃时，密度小于或等于0.8650g/cm的原油。中质原油
middlecrudeoil
在20℃时，密度为0.8651g/cm20.9160g/cm2的原油。重质原油
heavycrude oil
在20℃时，密度大于或等于0.9161g/cm的原油。脱水原油demulsified crudeoil经脱除游离和（或）乳化状态的水后，水含量符合产品标准的原油。交流电场ACfield
在电脱水器内，电极间及电极与壳体间所形成的、强度和方向随电源频率周期变化的电场。1
SY/T0045—2008
直流电场DCfield
在电脱水器内，电极间及电极与壳体间所形成的、强度和方向不随电源频率周期变化的电场。3.8
交直流双重电场AC&DCfield
在电脱水器内，同时存在直流和交流两种电场。3.9
高频电场highfrequencyfield
在电脱水器内，电极间及电极与壳体间所形成的高频脉冲电场。3.10
恒流源constantcurrent source能自动跟踪负载的工况变化，抑制过电流，保持电流稳定的供电电源装置。3.11
破乳剂demulsifier
能破坏乳状液的油水界面膜，促使水滴聚结和沉降的表面活性剂。3.12
原油水含量watercontentofcrudeoil原油中水占总液量的质量分数（%）。3.13
乳化原油emulsifiedcrudeoil
与水一起形成水/油或油/水型式乳状液的原油。3.14
电场强度electricfield intensity电脱水器内的电场强度为电极与电极间、电极与壳体间及电极与油水界面间单位距离的电位差。4基本规定
4.1进入电脱水器的原油水含量不宜大于30%（质量分数）；对于乳化严重、导电性强、击穿电压小于0.6kV/cm的原油水含量不宜大于10%（质量分数）。4.2脱水原油的水含量标准应符合SY7513一1988的规定，按轻质原油、中质原油和重质原油分等级如下：
a）轻质原油的脱水原油，其水含量指标应小于或等于0.5%（质量分数）。b）中质原油的脱水原油，其水含量指标应小于或等于1.0%（质量分数）。c）重质原油的脱水原油，其水含量指标应小于或等于2.0%（质量分数）。4.3从电脱水器脱出的污水中，油含量不宜大于5000mg/L；输往污水处理站的污水中，油含量应不大于1000mg/L。
5原油电脱水设计参数
5.1原油电脱水器操作温度应根据原油的粘温特性确定，宜使原油在其运动粘度低于50mm2/s的温度条件下进行脱水。
5.2原油电脱水器的操作压力应满足生产工艺要求，并比最高操作温度下的原油饱和蒸气压至少高0.10MPa。
5.3原油电脱水器的处理能力，应由乳化原油处理的难易程度、在电脱水器内的停留时间和电脱水器的容积确定。停留时间：轻质原油宜为30min～40min，中质原油不宜超过60min，重质原油宜为2
80min～90min。单台电脱水器的处理能力按式（1）计算：qu=V/t
式中：
qv—·单台电脱水器处理的含水原油体积流量，单位为立方米每小时（m2/h）V-一电脱水器容积，单位为立方米（m）；1一—乳化原油在电脱水器内的停留时间，单位为小时（h）。5.4原油电脱水器的台数应按下列原则确定。a）运行台数按式（2）计算：
n=q/qm
式中：
电脱水器台数，单位为台；
\一原油电脱水器处理的含水原油体积流量，单位为立方米每小时（m/h)；qv
vi-一单台电脱水器处理的含水原油体积流量，单位为立方米每小时（m2/h)。SY/T0045—2008
b）当一台电脱水器检修，其余电脱水器负荷不大于设计处理能力（额定处理能力）的120%时，可不设备用；若大于120%，可设一台备用。c）电脱水器台数的设置不宜少于2台，不宜多于6台。5.5电脱水器内强电场部分的电场强度设计值，宜为0.8kV/cm4.0kV/cm；弱电场部分的电场强度设计值，宜为0.3kV/cm~0.5kV/cm。6原油电脱水器系列与结构
6.1电脱水器系列
6.1.1电脱水器按供电方式可分为交流电脱水器、直流电脱水器、交直流双重电场脱水器和高频电脱水器。
6.1.2电脱水器外形结构应采用卧式、椭圆形封头、双鞍式支座支承型式。电脱水器筒体公称直径、长度系列及容积见表1。6.1.3
表1筒体公称直径、长度系列及容积公称直径
长度，mm
容积，m
6.1.4电脱水器设计压力应为0.4MPa，0.6MPa，1.0MPa三个等级。6.1.5电脱水器的设计温度不应高于150℃。6.2电脱水器的结构要点
6.2.1电脱水器内进油分配管的设计，应使油流在电极下方分配均匀，管内无砂粒和其他杂质聚积。6.2.2电脱水器内顶部出油汇管的设计，应使油流均匀地流人出油汇管。6.2.3电脱水器底部出水汇管的设计，应设计防涡流结构，使污水均匀地流入出水汇管。3
SY/T0045—2008
6.2.4电脱水器内电极的设置应符合下列规定：a）宜采用平挂电极，电极层数宜为2层、3层和4层三种。当电极垂直悬挂比乎挂有更好的脱水效果时，电极亦可垂直悬挂。b）电极宜采用组合式，电极的长度、宽度和电极距离应满足电场强度设计值的要求c）平挂电极宜采用钢板网结构，钢板网应贴于电极骨架上点焊牢固。一片电极使用两张以上钢板网时，应在电极骨架处对接，两张钢板网各自点焊于骨架上。6.2.5处理含砂原油的电脱水器，其底部宜设有水力冲砂管和排砂口。6.2.6电脱水器内顶部应设有防爆液位控制器，其安装高度应高于脱水器内净化油出口收集管的顶部200mm。
6.3电脱水器的保温与防腐
6.3.1电脱水器的保温应符合现行国家标准GB/T8175的规定。6.3.2电脱水器内、外防腐应符合国家现行标准SY0007的规定。7原油电脱水器工艺安装设计
7.1电脱水器前的脱水泵类型应根据原油物性等选择，宜采用对原油搅拌乳化影响小的泵。7.2安装设计应满足单台电脱水器投产、停产、排空与排污的要求。需要安装排砂设施时，冲砂水源宜采用具有一定温度的站内含油污水。7.3电脱水器的进油汇管末端和出油汇管之间应安装连通阀。7.4电脱水器进口管线上宜装流量计，在流量计前后的管线上应装截断阀和流量计旁通管线。7.5在电脱水器进口与出口管线上的适当位置应分别设置取样口和温度监测点。7.6电脱水器出口阀的上游管线上，应装扫线接头和压力表。7.7电脱水器应安装观察油水界面和污水排放情况的玻璃看窗或视镜。7.8电脱水器的放水管线截断阀前，应装封闭式安全阀和取样阀。安全阀泄放液体应进入系统，不应就地排放。
7.9电脱水器的污水排放分为有压放水和自流放水。有压放水进入回掺流程或进入污水处理站，自流放水排入低位回收池或低位罐。7.10电脱水器顶部应设有放气阀。在电脱水器项部开口时，其开口接管的顶部应设有放气阀。7.11电脱水器的油水界面宜采用自动控制，油水界面检测一次表宜采用射频导纳界面仪。7.12电脱水器出油汇管上应装设压力调节阀，在流程上应设置旁通，当调节阀检修时能够实现手动控制。
7.13两台或两台以上的电脱水器联合操作平台，其两边均应设梯子。8原油电脱水器电力装置安装设计8.1原油电脱水器的供电方式，应优先采用交直流双重电场，亦可采用直流电场或交流电场或高频脉冲电场。
8.2电脱水器的供电装置一般由调压、变压和整流三部分组成。a）调压部分宜采用具有电流闭环调节系统的可控硅自动调压装置，亦可采用恒流源供电装置。b）变压部分可采用单相50kV·A或100kV·A的升压变压器，阻抗电压为10%～20%，一次电压380V，二次电压的选择应根据选用的电场强度和电极的布置统一考虑。c）整流部分的高压整流硅堆设计应具有足够的电压储备系数和电流储备系数。d）变压部分和整流部分宜采用--体化防爆结构。8.3电脱水器区及脱水操作间属于爆炸危险场所，在脱水器上安装的变压整流装置应采用防爆结构，变压整流器的输出端与脱水器绝缘棒之间的连接部分应采用充油结构，应符合现行国家标准GB4
SY/T0045—2008
3836.2一2000及GB3836.6一2004的规定。在该场所内安装的照明及仪表设施应符合现行国家标准GB50058一1992的规定。充油防爆系统的设计压力应不小于电脱水器的设计压力。8.4电脱水器配电值班室长度大于7m时，应有两个向外开的门；电脱水器配电值班室的门、窗、孔洞与电脱水器操作间的门、窗、孔洞之间的净距离应不小于3m。当电脱水操作间与配电值班室毗邻时，其共用的隔墙应是非燃烧的实体墙，并应抹灰。隔墙上不宜开窗，如必须开窗，则窗应是密封的；配电值班室内配电盘、仪表盘与控制盘的布置应符合国家现行的有关强制性规范的规定。8.5电脱水器上的防爆液位控制器，其接点应控制电脱水器的送电回路。8.6电脱水器外壳、脱水变压器的接地端子及电气设备外露可导电部分均应接地，接地电阻应不大于102。
8.7电脱水器顶部操作平台，应装设带有安全联锁开关的安全门。当安全门开启时，自动切断电脱水器的供电电源。
8.8电脱水器使用的绝缘棒必须逐根做工频交流耐压试验。当工作电压小于或等于20kV时，试验电压为80kV；当工作电压为>20kV～40kV时，试验电压为100kV。做交流耐压试验时，加至标准试验电压后持续时间为1min。
绝缘棒耐温应不低于150℃。
绝缘棒耐密封试验压力应不小于1.0MPa。8.9电脱水器内部的绝缘挂板、绝缘套管和高压绝缘棒应在电脱水器大修时定期更换，更换周期宜为1年～3年。
9破乳剂的选择与应用
9.1原油电脱水使用的破乳剂，应科学地选择其品种、用量、加入点和加入方式。9.2破乳剂的品种选择，根据用量少、出水快、界面清晰、油中含水少、水中含油低的原则，并结合生产特点和要求，经实验室筛选和现场工业试验后，确定最佳品种。国内常用破乳剂品种参见附录A。9.3破乳剂加人浓度按纯油计，轻质、中质原油加药浓度为10mg/L～60mg/L，重质原油加药浓度为40mg/L~180mg/l。
9.4破乳剂加人点应根据乳化油物性和生产工艺等具体情况合理选择，宜选在采油井口、油气分离器进口汇管或脱水泵进口等处。随原油水含量增大，可根据破乳剂的特性和生产的要求适当调整加药点。
9.5破乳剂的加入方式，应采用可调节流量的加药泵定量、连续、均匀地加人生产系统。水溶性破乳剂宜稀释至1%～10%的溶液后，再用泵加入，油溶性破乳剂宜不经稀释直接加人。SY/T0045--2008
国内常用破乳剂品种见表A.1。
一、聚氧烷基醇
二、聚氧烷基多胺
三、聚氧烷基树脂
四、交联加聚物
五、有机硅聚醛
六、复配物
BP7530
BP5921
BP2040
附录A
（资料性附录）
国内常用破乳剂品种
SLD-2131
AE8051
GL-1402
SLD-1921
AE6952
TA1031
AF3111
PFA8311
FI5111
SLD-3105
SLD-3106
SLD-3010
POI2420
API7041
XI-415
SLDE-04
国内常用破乳剂品种
有效成分含量，%
稀释剂
水和甲醇
水和甲醇
水和甲醇
水和甲醇
水和甲醇
水和醇
使用效果
出水快，水较清
出水快
水较清
出水快
出水快
出水快
出水快
出水快
水较清
水较清
出水快
出水快
出水快
出水快
出水快
出水快，水较清
出水快
水较清
出水快
出水快
出水快
出水快
出水快
出水快
出水快
出水快
出水快
稠油破乳剂
破乳温度低，防
蜡低温性能好
出水快，水较清
出水快，水较清
出水快，水较清
出水快
出水快
稠油破乳剂
出水快，水清
B.1范围
附录B
（资料性附录）
条文说明
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本标准既适用于来自陆上原油也适用于来自海上原油的电脱水新工程和已建工程的扩建、改建设计，对于已建工程，本标准适用于扩建和改建部分的设计。有关原油电脱水方面的设计，虽然本标准基本上作了规定，但并非面面俱到，未涉及到的部分尚应符合现行的有关国家标准和规范的规定；此外，尚需执行GB50183一2004，GB50350—2005与SY/T6671—2006等标准的有关部分。B.2术语和定义
本章所列术语，其定义及范围，仅适用于本标准。本章所列术语是原油电脱水方面常用的基本术语。B.3基本规定
B.3.14.1中提出了电脱水器适宜于处理的含水原油水含量的上限值，这是各油田在使用原油电脱水器的生产实践中总结出来的一致结论。正常情况下，当电脱水器处理的含水原油的水含量在30%以下时，均可以平稳运行，产品质量符合要求。而对于乳化严重、导电性强的原油，当水含量在10%以下时，电脱水器可以平稳运行。B.3.24.2中提到的脱水原油的水含量标准，按原油的性质不同有不同的要求。从目前各油田的电脱水情况来看，轻质原油和中质原油的脱水原油，其水含量均能达到本标准所要求的指标；重质原油的脱水原油在现有条件下，经过努力也是可以达到本标准所要求的指标的。美国Petrolite公司对脱水原油的水含量标准按原油的相对密度分等级如下：原油API重度
>30API
20API~30API
10API~20API
原油相对密度
0.8762~0.9340
0.9340~1.000
原油性质
轻质原油
中质原油
重质原油
脱水原油含水标准
0.05%~0.2%
0.1%~0.4%
0.3%~3.0%
B.3.3对于4.3的规定，油站排至污水处理站的污水，其含油要求与SY/T0006相同。对轻质和中质原油，从电脱水器脱出的污水中油含量应在5000mg/L以下；对重质原油，其污水中油含量可根据具体情况适当放宽。但对有些原油，的确不适合进行电脱水处理的，可选择其他的脱水方式。B.4原油电脱水设计参数
B.4.1对于5.1的规定，温度是电脱水的主要工艺参数之一。温度对乳化原油的稳定性有很大的影响，随温度的增高，乳化原油稳定性下降。其原因为：（1）乳化原油的主要乳化剂，如沥青质、胶质与石蜡等，在原油中的溶解度增加，减弱了由这些乳化剂构成的内相颗粒界面膜的机械强度，使水滴易于在互相碰撞时合并下沉。（2）有助于破乳剂弥散。
（3）可以增加破乳剂的反应能力。（4）内相颗粒体积膨胀，使界面膜变薄，机械强度减弱。7
SY/T0045--2008
（5）加剧了内相颗粒的布朗运动，增加了互相碰撞合并成大颗粒的几率。（6）油水体积膨胀系数不同，原油体积膨胀系数较大，使水和油的密度差增大，水滴易于在油相中下沉。
（7）降低了原油的粘度，水滴易于沉降。由此可知，对乳化原油加热，能使乳化原油稳定性降低，有利于原油脱水。但是加热需要消耗燃料，加热时乳化原油平均体积电导率增加，并增加了电脱水过程中的电耗；加热还使水滴的电分散加剧；加热还使原油蒸汽压增高，进而增加原油集输过程中的原油蒸发损耗。温度对上述诸因素的影响，目前尚无综合的，定量的测试方法或计算方法来确定电脱水的最佳脱水温度。但是实践证明，原油的粘温特性与原油电脱水的效果有密切关系，当原油在粘度为50mm2/s以下进行电脱水时，各种原油基本上均可获得很好的脱水效果。因此电脱水操作温度的确定，以使原油的粘度低于50mm2/s为条件。总之，应本着节能的原则，在满足脱水质量的前提下，尽可能对乳化原油少加热或不加热。
B.4.2对于5.2的规定，电脱水器的操作压力对电脱水过程的诸因素没有直接影响。但是，当操作压力低于操作温度下原油饱和蒸气压时，电脱水器内将产生气体而影响操作。因此，规定操作压力应比操作温度下的原油饱和蒸气压最少高0.10MPaB.4.3对于5.3的规定，确定电脱水器处理能力的方法，各油田不尽相同。大庆油田采用在电脱水器中心线处的水平面积上，以每平方米通过3m2/h5m2/h原油乳化液的方法来计算电脱水器处理量。胜利油田采用乳化原油在电脱水器内的停留时间为30min～60min的方法来计算电脱水器处理能力。用此两种计算方法，算得的最小处理能力和最大处理能力基本一致，现推荐后者。重质原油及三次采油采出液的脱水难度大，乳化原油在电脱水器内的停留时间为30min～60min时，净化油含水难以达到脱水指标，只有停留时间80min～90min方能达到脱水指标。B.4.4对于5.4的规定，确定电脱水器台数的原则与GB50350一2005的要求基本相同。B.4.5对于5.5的规定，电脱水器内电场强度的设计值，现举例见表B.1。表B.1电场强度设计值
大庆油田
胜利油田
炼油厂
Petrolite公司
HowBake公司
强电场强度
弱电场强度
应当指出，表B.1中的电场强度是以交流电压波的有效值计算出的，而由峰值电压确定电脱水器内的最高电场强度。因此，设计采用强电场强度在1kV/cm左右时，对绝大多数原油来说仍有很好的电破乳率效果，并为实践所证明。对于弱电场强度，有关试验表明，当电场强度在0.2kV/cm时，便开始产生水滴的聚结作用。但是当弱电场强度偏低时，电脱水器内弱电场部分的脱水效果较差，会使进入强电场的原油含水量增高，导致强电场电负荷增大和脱水效果变差。所以，弱电场强度设计值取0.3kV/cm0.5kV/cm。
B.5原油电脱水器系列与结构
B.5.1电脱水器系列
B.5.1.1对于6.1.1的规定，随着三次采油技术的发展，采出液的脱水难度不断加大，常规电脱水8
技术难以满足脱水需要，而高频脉冲电脱水器能够处理三次采油采出液。SY/T0045--2008
B.5.1.2对于6.1.2的规定，各油田自20世纪70年代初期起，陆续地淘汰了立式电脱水器，改型为卧式电脱水器。目前各油田均采用卧式原油电脱水器。卧式容器应设计成双鞍式支座支承于两个横截面土。因为当支承点多于两个时，各支承平面的微小差异，如容器筒体的直线度和局部不圆度、支承水平度以及容器不同部位抗局部变形的相对刚性等，均会影响支承反力的分布而造成不利的影响。B.5.1.3对于6.1.3的规定，经调查，各油田现用的原油电脱水器直径有2.2m，2.6m，3.0m，3.6m，3.8m和4.0m六种，但直径3m的占绝大多数。其长度为6.6m17.6m，其中9.6m~15.3m占绝大多数。直径4m的长度为14.4m~24.0m。根据上述情况制定的表1所列的筒体直径及长度系列，可以基本上满足各油田原油电脱水器不同处理量的要求。
根据GB713一2008所规定的钢板宽度系列确定的电脱水器筒体长度系列，其任何一种筒体长度，均可用不同宽度或相同宽度的钢板整块排成。CE-NATCO公可的电脱水器基本使用标准尺寸，其标准直径分别为6ft，8ft，10ft和12ft，直径大于12ft的也可以用，但由于制造和运输原因而不常用。电脱水器的长度从10ft～80ft，长度递增量一般为5ft。
关于电脱水器的铁路运输问题，有铁路货物运输“货规”规定的限界。其最大高度从轨面起为5150mm。现估算直径3600mm的电脱水器是否超高：铁路平板车板面距离轨面高1175mm，脱水器底座高300mm，直径3600mm，顶部开口接管高150mm，按上述4项尺寸算得总高度为5225mm，比“货规”规定的限界超高75mm。所以直径3600mm及其以上的电脱水器，已不能交付铁路运输。另外，直径3000mm的电脱水器不存在超宽问题（参见货运技术工人初级技术理论教材《铁路货物运输》（下册），铁道部运输局编）。B.5.1.4对于6.1.4的规定，各油田现用的原油电脱水工作压力为0.11MPa~0.6MPa，其中0.2MPa0.6MPa占绝大多数。随着稠油脱水和原油稳定处理或密闭流程的需要，要求原油电脱水器能承受较高的工作压力，所以在设计压力系列中增加一个1.0MPa的等级。B.5.1.5对于6.1.5的规定，各油田现用的原油电脱水器的操作温度为40℃~85℃，而重质原油需要的电脱水温度应有较大幅度的提高，其脱水温度应达到100℃～120℃，所以将电脱水器设计温度的上限定为150℃。这个温度是电脱水器内所使用的聚四氟乙烯绝缘挂板和绝缘棒所能耐热的最高温度。
B.5.2电脱水器的结构要点
6.2总结了各油田现用原油电脱水器在设计、制造和使用中所积累的经验，提出了使原油电脱水器确保质量、安全适用的结构要点，在设计电脱水器时应满足条文的要求，但尚有很多必需的结构内容未列人条文，例如器内检修走道的设置，人孔、透光孔、放水口及油水界面检测口等的设置和数量，这些均不一一赞述，由设计者根据实际需要进行设计。B,5.2.1对于6.2.1的规定，将电脱水器的进油分配管上的油量分配孔设计在进油分配管的顶部和上侧面，易使原油中的固体杂质和砂粒聚积于管内而堵塞进油管，而将其开在进油分配管底部，则易使固体颗粒和砂子顺利地排出管外。B.5.2.26.2.2中，电脱水器的进油管和出油管应保证油流沿着电脱水器的轴向分配均匀地流入器内和流出器外，以克服偏流现象，提高电脱水器的处理能力和质量。B.5.2.36.2.3中，电脱水器内出水汇管的设计应保证污水均勾地流人出水汇管，以免产生涡流而使污水带走大量的原油。
B.5.2.4对于6.2.4的规定，各油田所用的原油电脱水器内，均采用平挂电极，电极层数有2层、3层、4层与6层等四种。在目前的设计中，已基本上不采用6层电极的结构。9
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