Химия и технология нефти и газа. Расчет установки АВТ мощностью 2 млн. тонн в год на примере Васюганской нефти

Данная курсовая была защищена в 2013 году в АУ "МРТК" (г. Мирный) с оценкой "отлично". ...

СОДЕРЖАНИЕ:

ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………………2
1. НАЗВАНИЕ КУРСОВОЙ РАБОТЫ………………………………………... 4
1.1 Выбор и обоснование метода производства…………………………...4
1.2 Физико-химические основы процесса………………………………….9
1.3 Технологическая схема…………………………………………………13
1.4 Характеристика сырья готовой продукции и вспомогательных материалов……………………………………………………………………….17
2. РАСЧЕТ АТМОСФЕРНО-ВАКУУМНОЙ УСТАНОВКИ………………....23
2.1 Материальный баланс…………………………………………………..23
2.2 Тепловой баланс………………………………………………………...27
2.3 Конструктивный расчет……………………………………………….. 31
2.4 Механический расчет………………………………………………….. 36
3. ОХРАНА ТРУДА И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ…………………………....38
3.1 Охрана труда…………………………………………………………….38
3.2 Охрана окружающей среды………………………………………….....39
ЗАКЛЮЧЕНИЕ………………………………………………………………….40
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ………………………………...41

ВВЕДЕНИЕ
Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) является ключевой отраслью Российской экономики. Он обеспечивает жизнедеятельность всех других отраслей Российской Федерации, и ее состояние очень сильно влияет на характер и темпы развития нашей страны. При этом одной из самых важных составляющих ТЭК является нефтегазовый комплекс. Практически 80% всех энергоресурсов у нас производится с использованием газа и нефти. Таким образом, НГК является фундаментом всей Российской экономики.
Широкое развитие транспорта, в особенности трубопроводного, сделало экономически целесообразной передачу нефти на большие расстояния. Как показал технико-экономический анализ, транспорт нефти более рентабелен, чем перевозка готовых нефтепродуктов с заводов, расположенных вблизи нефтепромыслов, к месту их потребле ния. Нефтеперерабатывающие заводы начали строить в районах, где совершенно отсутствуют нефтяные месторождения, но очень велика потребность в нефтепродуктах. Потребностью экономического района в нефтепродуктах того или иного ассортимента определяется в основном и выбор направления переработки нефти на заводе. Качество сырья при этом уже не имеет такого значения, как это было раньше, поскольку разработаны процессы, позволяющие получать большинство нефтепродуктов, в том числе и высокого качества, из любых нефтей.
По своему профилю нефтеперерабатывающие заводы делятся на топливные, топливно-масляные, заводы с нефтехимическими производствами. Принято также характеризовать заводы по глубине переработки нефти — уровню отбора светлых нефтепродуктов.

В промышленности применяют колпачковые, ситчатые, насадочные, пленочные трубчатые колонны и центробежные пленочные ректификаторы. Они различаются в основном конструкцией внутреннего устройства аппарата, назначение которого – обеспечить взаимодействие жидкости и пара. Это взаимодействие происходит при барботаже пара через слой жидкости на тарелках либо при поверхностном контакте пара и жидкости на насадке или поверхности жидкости, стекающей тонкой пленкой.Рассмотрим некоторые конструкции ректификационных колонн.Колонны с колпачковыми тарелками применяют наиболее часто. Однако следует отметить, что, кроме колпачковых, применяют также клапанные, желобчатые, S-образные, чешуйчатые, провальные и другие конструкции тарелок. В расчетах необходимо учитывать особенности конструкций тарелок.Изм№ докум.Лист Подп.Дата РТК.240404.02 /ПНиГ – 09 / З-2 ЛистКлапанные тарелки показали высокую эффективность при значительных интервалах нагрузок благодаря возможности саморегулирования. В зависимости от нагрузки клапан перемещается вертикально, изменяя площадь живого сечения для прохода пара, причем максимальное сечение определяется высотой устройства, ограничивающего подъем. Площадь живого сечения отверстий для пара составляет 10—15% площади сечения колонны. Скорость пара достигает 1,2 м/с. Клапаны изготовляют в виде пластин круглого или прямоугольного сечения с верхним или нижним ограничителем подъема.Все ректификационные установки, независимо от типа и конструкции колонн, классифицируют на установки периодического и непрерывного действия.В ректификационных установках периодического действия начальную смесь заливают в перегонный куб, где поддерживается непрерывное кипение с образованием паров. Пар поступает на укрепление в колонну, орошаемую частью дистиллята. Другая часть дистиллята из дефлегматора или концевого холодильника, охлажденная до определенной температуры, через контрольный фонарь поступает в сборник готового продукта. В колоннах периодического действия ректификацию проводят до тех пор, пока жидкость в кубе не достигает заданного состава. Затем обогрев куба прекращают, остаток сливают в сборник, а в куб вновь загружают на перегонку начальную смесь. Установки периодической ректификации успешно применяют для разделения небольших количеств смесей. Большим недостатком таких ректификационных установок является ухудшение качества готового продукта (дистиллята) по мере протекания процесса, а также потери тепла при периодической разгрузке и загрузке куба. Эти недостатки устраняются в процессе непрерывной ректификации.Изм№ докум.Лист Подп.ДатаРТК.240404.02 /ПНиГ – 09 / З-2 ЛистКолонны непрерывного действия состоят из нижней (исчерпывающей) части, в которой происходит удаление легколетучего компонента из стекающей вниз жидкости, и верхней (укрепляющей) части, назначение которой обогащение поднимающихся паров легколетучего компонента. Схема установки непрерывной ректификация отличается от периодической тем, что питание колонны начальной смесью определенного состава происходит непрерывно с постоянной скоростью. Готовый продукт постоянного качества также непрерывно отводится.При ректификации смесей, состоящих более чем из двух компонентов, схема установки значительно усложняется. При этом для каждого добавочного компонента требуется колонна с дефлегматором.1.3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМАНа рис.1 приводится технологическая схема атмосферно-вакуумной установки производительностью 2 млн. т. нефти в год, рассчитанной на переработку восточных сернистых нефтей и эксплуатирующейся на многих нефтеперерабатывающих заводахИзм№ докум.Лист Подп.ДатаРТК.240404.02 /ПНиГ – 09 / З-2 Лист. (рис.1)-1181101461135Нефть из резервуаров промежуточного парка забирают насосом Н-1 и пропускают двумя потоками через сырьевые теплообменники. Для предотвращения коррозии оборудования к нефти добавляют раствор щелочи. Первый поток нефти подогревается в Т-1 – фракцией 180-240 оС, в Т-2 – первым погоном вакуумной колонны, в Т-3 – фракцией 240-300 оС, в Т-4 – фракцией 300 – 350 оС, в Т-7 – третьим погоном вакуумной колонны, в Т-8 – гудроном.Второй поток нефти проходит через теплообменники циркуляционного орошения атмосферной колонны Т-5, среднего циркуляционного орошения вакуумной колонны Т-6 и гудрона Т-9. После теплообменников нефть объединяется в один поток и поступает с температурой 220о С в первую, отбензинивающую колонну К-1. Верхний продукт колонны К-1 – пары бензиновой фракции с концом кипения 120-150 оС конденсируются в конденсаторе-холодильнике погружного типа ХК-1 и поступают в рефлюксную емкость Е-1, откуда часть верхнего продукта насосом Н-3 возвращается в К-1 в качестве орошения (флегмы), а балансовое количество насосом Н-5 подают на стабилизацию в стабилизатор бензина К-4 или выводят с установки.В рефлюксной емкости Е-1 происходит также выделение газа, который поступает на установки атмосферной перегонки вместе с нефтью. Вследствие наличия газа давление в рефлюксной емкости и отбензинивающей колонне повышенное, оно составляет 3-4 ат.Отбензиненную нефть – нижний продукт К-1 – забирают насосом Н-2 и направляют в трубчатую печь П-1, полезная тепловая нагрузка которой составляет 16 млн.ккал/ч. Часть выходящего из печи потока возвращается в К-1, внося дополнительное количество тепла, необходимое для ректификации.Остальная часть нагретой полуотбензиненной нефти поступает в основную атмосферную колонну К-2, где разделяется на несколько фракций. Температура нефти на входе в К-2 по проекту составляет 320 оС, а на практике поддерживается более высокой – до 350 оС.Изм№ докум.Лист Подп.ДатаРТК.240404.02 /ПНиГ – 09 / З-2 ЛистДля снижения температуры низа колонны и более полного извлечения из мазута светлых нефтепродуктов ректификацию в К-2 проводят в присутствии водяного пара. Пар подается в нижнюю часть колонны в количестве 1,5—2% в расчете на остаток. С верха колонны К-2 уходят пары бензиновой фракции с концом кипения 180 °С, а также водяной пар. Пары поступают в конденсатор-холодильник ХК-2, после конденсации продукт попадает в емкость-водоотделитель Е-2. Отстоявшийся от воды тяжелый бензин забирают насосом Н-6 и подают совместно с верхним погоном К-1 в К-4. Часть бензина из Е-2 возвращается в К-2 в качестве острого орошения.Изм№ докум.Лист Подп.ДатаРТК.240404.02 /ПНиГ – 09 / З-2 ЛистИз колонны К-2 выводятся также три боковых погона — фракции 180—240 °С, 240—300 °С и 300—350 °С. Эти погоны поступают первоначально в самостоятельные секции отпарной колонны К-3, где из боковых погонов в присутствии водяного пара удаляются легкие фракции. Освобожденные от легких фракций целевые продукты в жидком виде выводятся с установки, а пары легких фракций возвращаются в К-2. Расход водяного пара составляет 1,5—2,0% в расчете на целевой продукт.Фракция 180—240 °С выводится с установки через теплообменник Т-1 и холодильник Х-2. Фракции 240—300 и 300—350 °С также отдают в соответствующих теплообменниках избыточное тепло поступающей на установку нефти, охлаждаются в концевых холодильниках и выводятся с установки.Для улучшения условий работы колонны К-2 и съема избыточного тепла в колонне предусмотрен вывод циркулирующего орошения. Это орошение забирается с 20-й тарелки, проходит через теплообменник Т-5 и возвращается в К-2 на 24-ю тарелку.Остаток из атмосферной колонны — мазут — забирают насосом Н-4 и подают в трубчатую печь П-2, имеющую полезную тепловую мощность 8 млн. ккал/ч. Мазут, нагретый в печи до 420 °С, поступает в вакуумную колонну К-5.В колонне К-5 поддерживается остаточное давление 60 ммрт. ст.у температура низа колонны — 385 °С. Для снижения температуры низа и облегчения условий испарения из гудрона легких компонентов в низ К-5 вводят водяной пар. С верха К-5 выводят водяные пары, газы разложения, воздух и некоторое количество легких нефтепродуктов, которые поступают в барометрический конденсатор А-1, где охлаждаются водой и частично конденсируются. Несконденсированные газы отсасываются двухступенчатыми эжекторами.Изм№ докум.Лист Подп.ДатаРТК.240404.02 /ПНиГ – 09 / З-2 ЛистВ вакуумной колонне предусмотрен отбор четырех боковых погонов: с 16, 12, 8 и 5-й тарелок. Эти погоны отбираются непосредственно с тарелок. Часть первых трех погонов после охлаждения возвращается в колонну в качестве циркулирующего орошения, предназначенного для съема избыточного тепла и улучшения условий ректификации.Остаток вакуумной колонны — гудрон откачивается насосом через теплообменники Т-8 и Т-9 и концевые холодильники с установки.На АВТ мощностью 2 млн. т в год имеются также колонна вторичной перегонки К-6, предназначенная для разделения бензина на узкие фракции, и стабилизатор К-4. Назначение стабилизатора — удалить из бензина легкие углеводороды (пропан и бутан). Колонна вторичной перегонки предназначена для разделения бензина на фракции н. к. — 85 °С и 85—180 °С.Изм№ докум.Лист Подп.ДатаРТК.240404.02 /ПНиГ – 09 / З-2 Лист1.4 ХАРАКТЕРИСТИКА СЫРЬЯ, ГОТОВОЙ ПРОДУКЦИИ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ МАТЕРИАЛОВ.Сырьем установки является Васюганская нефть, характеристика которой приведена в таблице 1.1Данные о Васюганской нефти взяты в справочной литературе. Таблица 1.1НаименованиеЗначение показателяЕдиница измерения1.Плотность834,4Кг/м32.Вязкость при 20 °С Вязкость при 50оС10,903,95мм2/с3.Тем-ра застыванияот -53 до 47 оС4.Содержание парафина4,9%(масс.)5.Коксуемость2,09%6.Зольность-%7.Содержание хлористых солей74Мг/дм38.Смольность12,42%9. Содержание серы1,12%10. Давление насыщенных паров при t0 380C49,8кПа11. Содержание воды0,63%12. Выход фракцийдо 200 °Сдо 360 °С28,053,2%%Изм№ докум.Лист Подп.ДатаРТК.240404.02 /ПНиГ – 09 / З-2 ЛистВасюганская нефть с массовой долей серы 1,12 % (класс 2, сернистая), плотностью при 20оС 837,4 (тип 1, легкая), концентрации хлористых солей 74 мг/дм3, массовой долей воды 0,63 % (группа 1), массовой долей сероводорода 17 ррm (вид 1) обозначается «2.1.1.1. ГОСТ Р 51858-2002». Данная нефть соответствует «ГОСТ Р 51858-2002.Нефть. Общие технические условия.» По своим характеристикам данная нефть подходит для экспорта.ХАРАКТЕРИСТИКА ГОТОВОЙ ПРОДУКЦИИХарактеристики всех фракций нефти составлена по данным справочника и приводятся в виде таблиц.Таблица 1.2 – Состав и выход газов на нефтьКомпонентыВыход на нефть, % масс.Метан1,0∙0,0197=0,0197Этан1,0∙0,0614=0,0614Пропан1,0∙0,3652=0,3652Бутан1,0∙0,4668=0,4668Изобутан1,0∙0,0869=0,0869Итого:3,29Изм№ докум.Лист Подп.ДатаРТК.240404.02 /ПНиГ – 09 / З-2 ЛистТаблица 1.3 – Характеристика бензиновых фракций, выкипающих до 180°СТемпература отбора, СоВыход (на нефть), %Фракционный состав, °ССодержание серы, %Октановое число в чистом видеСодержание углеводородов, %н.к.10%50%90%ароматическихнафтеновыхпарафиновыхВасюганская нефтьн.к.-706,70,6511293852640,09610178370-1207,10,69497180931130,17546177770-14010,50,721372831051340,224381676140-1806,80,76281411491611730,3335181666н.к.-18024,10,726343651221700,2739101674В таблице 1.3 представлены характеристики всех бензиновых фракций, которые получают на современных установках АВТ. В настоящее время при первичной перегонке нефти не выделяют узкие бензиновые фракции, служившие ранее сырьем для производства индивидуальных ароматических углеводородов в процессе каталитического риформинга. На современных установках каталитического риформинга применяются высокоактивные катализаторы при пониженном давлении в реакторах, что обеспечивает высокий выход ароматики (55-65 % на катализат) при работе на сырье широкого фракционного состава, выкипающем в пределах 70-180°С. На установке АВТ в основном получают бензиновые фракции 70-120°С (при выработке реактивного топлива) или 70-180°С (если реактивное топливо не вырабатывают), которые направляют на риформинг для повышения их октанового числа. Фракцию нк-70°С целесообразно использовать для процесса изомеризации и далее как компонент бензина. Фракцию 70-140°С для получения ароматики на установке каталитического риформинга или в смеси с фракцией 140-180°С, для производства высокооктанового Изм№ докум.Лист Подп.ДатаРТК.240404.02 /ПНиГ – 09 / З-2 Листкомпонента автомобильных бензинов. Для всех фракций необходима предварительная гидроочистка. Таблица 1.4 – Характеристика дизельных фракцийТемператураОтбора, СоВыход (на нефть), %Цетановое числоФракционный состав, °С20, мм2/сТемпература, °ССодержание общей серы, %Кислотность, мг КОН на 100 мл топлива50%90%96%застыванияпомутнениявспышкиВасюганская нефть180-35027,9522583293380,83484,87минус 13минус 9720,472,1180-36029,3532633423530,83865,03минус 11минус 6740,492,2230-36019,8552913403510,84776,68минус 8минус 5960,702,8 В таблице 1.4 представлена характеристика дизельных фракций, которые можно вырабатывать на установке АВТ из любой нефти и, в частности, из Васюганской. Однако получение на АВТ той или иной дизельной фракции должно быть обоснованным.Из Васюганской нефти получаем дизельные фракции 180-350°С и 230-360°С. Фракция 180-360°С отвечает требованиям стандарта на летнее дизельное топливо. Фракцию 180-230°С можем использовать как компонент зимнего ДТ. Для всех продуктов требуется гидроочистка для понижения содержания серы. Таблица 1.5 – Характеристика легких керосиновых дистиллятовТемпература отбора, °СВыход (на нефть), %Фракционный состав, °С20, мм2/с-40, мм2/сн.к.10%50%90%98%Васюганская нефть120-24021,30,77981411541852212341,425,91120-23019,80,77631381531782152251,375,32Температура отбора, °СВыход (на нефть) дистиллятной фракции или остатка, %Показатели качества базовых маселСодержание базового масла, %50, мм2/с100, мм2/сИВтемпература застывания, °Сна дистиллятную фракцию или остатокна нефтьВасюганская нефть360-43010,060,840810,723,4494минус 2764,256,46430-5009,340,869437,857,8795минус 2361,765,77500-5609,580,9032105,3415,6192минус 1954,985,27>56014,400,9187186,7923,4293минус 1727,133,91Изм№ докум.Лист Подп.ДатаРТК.240404.02 /ПНиГ – 09 / З-2 ЛистТаблица 1.6 – Характеристика дистиллятных и остаточных базовых маселИзм№ докум.Лист Подп.ДатаРТК.240404.02 /ПНиГ – 09 / З-2 ЛистТаблица 1.7 – Характеристика остатковОстаток выше, °СВыход (на нефть), % масс.ВУ80ВУ100Температура, °ССодержание, % масс.Коксуемость, % масс.застываниявспышкисерыпарафинаВасюганская нефть36043,40,93076,744,63232201,815,64,3350024,00,9689109,6786,89352982,102,17,2556014,40,9810-112,45483322,761,79,58РТК.240404.02 /ПНиГ – 09 / З-2ИзмЛист№ документаПодписьДатаРазраб.Потапов Е.И.РАСЧЕТ УСТАНОВКИ АВТЛитераЛистЛистовПроверилКомарова Н.И.У11Н.контрольЗав.каф.ГЛАВА 2. РАСЧЕТ УСТАНОВКИ АВТ2.1.1 МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНС ОТБЕНЗИНИВАЮЩЕЙКОЛОННЫ К-1Количество рабочих часов: Тэф = 365 - Ттех - Ткап = 365 - 10 - 15 = 340 суток 340суток * 24часа = 8160ч.Производительность установки: 2000000 * 1000/8160 = 245098,04 кг/час На установку приходит 100% сырья. Сверху колонны К-1 отбирается фракция, выкипающая до 150° С. По кривой ИТК находим процентный выход нефти 22% вес.Таблица 2.1- Материальный баланс отбензинивающей колонны К - 1Приход%Кг/чт/гРасход%Кг/чт/гНефть100245098,042000000ПГС до 150оС2253921,56440000Отбензиненная нефть77,9190931,371558000Потери0,1245,092000Итого: 100 245098,04 2000000 100 245098,04 20000002.1.2 МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНС ОСНОВНОЙ АТМОСФЕРНОЙ КОЛОННЫ К-2Таблица 2.2 - Материальный баланс атмосферной колонны К- 2Приход%Кг/чт/гРасход%Кг/чт/гИзм№ докум.Лист Подп.ДатаРТК.240404.02 /ПНиГ – 09 / З-2 ЛистОтбензиненая нефть77,9190931,371558000Фр.150-180512254,9100000Фр.180-2401024509,8200000Фр.240-3001126960,78220000Мазут >35051,8126960,781036000Потери0,1245,092000Итого: 77,9 190931,37 1558000 77,9 190931,37 15580002.1.3 МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНС СТАБИЛИЗАЦИОННОЙ КОЛОННЫ К-4Таблица 2.3 - Материальный баланс колонны К-4Приход%Кг/чт/гРасход%Кг/чт/гПГС до 150оС2253921,56440000Газ С1-С20,266819653,965336,38Газ С3-С43,0231817409,7560463,62Стабильный бензин18,6145612,74372200Потери0,1245,092000Итого: 22 53921,56 440000 22 53921,56 4400002.1.4 МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНС ВАКУУМНОЙ КОЛОННЫ К-5Таблица 2.4 - Материальный баланс вакуумной колонны К-5Приход%Кг/чт/гРасход%Кг/чт/гИзм№ докум.Лист Подп.Дата РТК.240404.02 /ПНиГ – 09 / З-2 ЛистМазут 51,8126960,781036000Фр.350-400717156,86140000Фр.400-450614705,88120000Фр.450-490614705,88120000Гудрон>49032,780147,05654000Потери0,1245,092000Итого 51,8 126960,78 1036000 51,8 126960,78 10360002.1.5 МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНС КОЛОННЫ ЧЕТКОЙ РЕКТИФИКАЦИИ К-6Таблица 2.5 - Материальный баланс колонны четкой ректификации К-6Приход%Кг/чт/гРасход%Кг/чт/гСтабильный бензинФр.150-18018,61 545612,7412254,9372200100000Фр. до 851229411,76240000Фр.85-18011,5128210,78230200Потери0,1245,092000Итого: 23,61 57867,64 472200 23,61 57867,64 4722002.1.6 МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНС БЛОКА АТМОСФЕРНО-ВАКУУМНОЙ ПЕРЕГОНКИ НЕФТИ УСТАНОВКИ АВТ-6На основании материальных балансов отдельных колонн составляем материальный баланс установки в целом, представленный в таблице 2.6Таблица 2.6 – Сводный материальный баланс установкиПриход%Кг/чт/гРасход%Кг/чт/гНефть100245098,042000000Газ С1-С20,266819653,965336,38Газ С3-С43,0231817409,7560463,62Фр. до 851229411,76240000Фр.85-18011,5128210,78230200Фр.180-2401024509,8200000Фр.240-3001126960,78220000Фр.350-400717156,86140000Фр.400-450614705,88120000Фр.450-490614705,88120000Гудрон>49032,780147,05654000Потери0,51225,4510000Итого: 100 245098,04 2000000 100 245098,04 2000000Изм№ докум.Лист Подп.ДатаРТК.240404.02 /ПНиГ – 09 / З-2 Лист2.2 ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС ОТБЕНЗИНИВАЮЩЕЙ КОЛОННЫ К-1Изм№ докум.Лист Подп.ДатаРТК.240404.02 /ПНиГ – 09 / З-2 ЛистQпр = QрасхQпр = Qнефти + QорошенияQрасх = Qпгс. + Qотбнез.нефть + Qпотерь2.2.1 Определение количества тепла, поступающего в колонну,где Qнефти – количество тепла, приносимое нефтью, кДж/ч; - количество тепла, приносимое орошением, кДж/ч. Определение количества тепла, приносимого нефтью QНЕФТИ, кДж/чНефть поступает в колонну в парожидкостном состоянии: до 12200С – в парах (35% - доля отгона 0,35) и остальное (>2200С) – в жидком состоянии. , QП – количество тепла, приносимое парами нефти, кДж/ч; QЖ – количество тепла, приносимое жидкой нефтью, кДж/ч. Определение количества тепла, приносимого парами нефти QП, кДж/ч,где GН – количество нефти, поступающее в колонну, кг/ч. По таблице 2.1 GН=245098,04 кг/ч;е – доля отгона, %; е = 0,35% - энтальпия нефтяных паров, кДж/кг. При t = 2200С и = 0,80902 г/см3=773,45 кДж/кг. Определение количества тепла, приносимого жидкой нефтью QН, кДж/ч, где - энтальпия нефтяных жидкостей, кДж/кг. При t = 2200С и =0,80902 г/см3=503,496 кДж/кг Определение количества тепла, приносимое орошением , кДж/чОрошение поступает в колонну в жидком состоянии при t=300С.,где GОР – количество орошения, кг/ч; - энтальпия флегмы, кДж/кг. При t=300С и =0,75795 г /см3 =59,46 кДж/кг Определение количества орошения GОР, кг/ч,где GF – количество дистиллята, кг/ч. По таблице 1 GF=53921,56 кг/ч; R – флегмовое число. R=0,43Изм№ докум.Лист Подп.ДатаРТК.240404.02 /ПНиГ – 09 / З-2 Лист2.2.