7.17 Задачи сейсмостойкого проектирования ТЭЦ
Возникающие во время землетрясения хаотичные перемещения грунтов основания вызывают в конструкциях зданий и фундаментах под оборудованием низкочастотные затухающие колебания.

Колебания этих сооружений и их элементов, действуя на установленное на них оборудование и аппараты, в свою очередь вызывают в них свои колебания, возможно в другом диапазоне частот. Благодаря резонансным явлениям, колебания отдельных элементов зданий, конструкций, оборудования усиливаются, особенно при большой высоте вибрирующих объектов и на верхних отметках зданий, и могут достигать разрушительной силы.

Во время сейсмического воздействия обычное оборудование получает дополнительные инерционные нагрузки, на которые оно при конструировании не рассчитывалось.

Во время сейсмического толчка оборудование может подвергнуться механическому повреждению, может опрокинуться и сместиться. Повреждение сварных соединений, потеря теплоносителя, реагентов на химводоочистке, повреждение патрубков насосов или паропроводов парогенераторов, смещение крупных узлов оборудования, повреждение подшипников и лопаток турбоагрегатов, механическое повреждение, поломка, опрокидывание, выход из строя электрического оборудования – все эти явления недостаточно исследованы и поэтому не всегда могут быть правильно учтены при проектировании. Тем не менее, они должны в определенной степени быть учтены для обеспечения безопасной и надежной работы электростанции во время землетрясения.

Решение проблем сейсмостойкости ТЭЦ для обеспечения надежной ее эксплуатации, должны рассматриваться с учетом технико-экономических факторов, т.е. основываться на разумном сочетании требований надежности и экономики.

Основными задачами сейсмостойкого проектирования при разработке технологических частей проекта для ТЭЦ, строящихся в сейсмических условиях, является обеспечение:

безопасности обслуживающего персонала;

сохранности дорогостоящего оборудования;

надежности работы ТЭЦ.

Предложения по разработке сейсмических мероприятий.

Все оборудование, коммуникации и системы, отнесенные к источникам повышенной опасности, должны быть проверены и раскреплены с учетом дополнительных сейсмических нагрузок соответствующих девяти бальному землетрясению.

Паровые котлы Барнаульского котельного завода, в соответствии с данным проектом, изготовляются в сейсмическом исполнении.

Трубопроводы высокого давления, сетевой воды, трубопроводы оборудования пожаротушения рассчитываются и законструированы только с учетом высокой бальности сейсмического воздействия. Однако указанные мероприятия не могут полностью гарантировать исключения аварии. Предлагается рассмотреть вопрос автоматического отключения теплофикационной системы, а так же сброс пара в атмосферу, чтобы уменьшить возможные последствия при аварии паропроводов.

Резервуары большой емкости необходимо законструировать в соответствии с “Рекомендациями по расчету резервуаров и газгольдеров на сейсмические воздействия”.

Схема останова ТЭЦ при сейсмических толчках более 4 баллов должна обеспечивать автоматический останов без вмешательства обслуживающего персонала. Оборудование и приборы, действующие в останове, должны быть сейсмоустойчивы.
8. Бизнес-план
8.1 Резюме
В проекте предполагается использование ингибитора СК – 110 для коррекционной обработки воды с целью предупреждения образования накипи на поверхностях нагрева в пиковых бойлерах станции, внутренних поверхностях стенок трубопроводов и оборудования в системах теплоснабжения и ГВС.

Средства на реализацию проекта ЗАО АПК может изыскать за счет собственных средств.
8.2 Цели и задачи
Бизнес-план составлен для оценки перспективы использования реагента СК – 110 для повышения температуры сетевой воды до 145⁰С с целью уменьшения её догрева на Западном тепловом комплексе (ЗТК) и экономии затрат на топливо в целом по АПК путём сокращения расхода мазута.
8.3 Продукт (услуга)
Изменение водно-химического режима (ВХР) на АТЭЦ – 2 позволит повысить температуру сетевой воды не допуская отложений на стенках поверхностей нагрева

С технической точки зрения реализация проекта не представляет трудностей, т.к. не производится монтаж и установка дополнительного оборудования, нет реконструкции существующей схемы, работа осуществляется без привлечения дополнительного персонала.

8.4 Анализ рынка
Основными потребителями тепловой энергии АПК ТЭЦ – 2 в настоящее время являются:

комунально-бытовой сектор города

организации и предприятия

Дополнительный отпуск тепла за счёт увеличения температуры сетевой воды ведёт к снижению затрат в целом по АПК за счёт снижения расхода более дорогостоящего мазута по сравнению с углем.

В настоящее время реагент СК – 110 доставляется автотранспортом. В дальнейшем при увеличении поставок и доставкой его ж.д. транспортом в цистернах произойдёт снижение затрат на него.
8.5 План маркетинга
Потребность региона в тепловой энергии стабильна и в ближайшем будущем намечается увеличение её потребления. Производство и отпуск рассчитаны на внутренний рынок.
8.6 План производства
Изменение водно-химического режима (ВХР) производится на пиковых бойлерах в турбинном цехе (ТЦ) по существующей схеме узла дозирования ИОМСа.

Непосредственные участники проекта

АПК ТЭЦ-2

«АИЭС»

Экологический фонд «Вода Евразии» г. Екатеринбург
8.7 Персонал
Работа выполняется без привлечения дополнительного персонала, оперативным персоналом турбинного цеха.
8.8 Финансовый план
Экономические расчёты, выполненные в проекте, позволяют найти оптимальные решения технических вопросов, а технико-экономические показатели оценить проект, установить его соответствие современным задачам.

Исходные данные

с = 1 ккал/кг*К – теплоёмкость воды;

G = 3804 т/час – расход сетевой воды за отопительный период 2001-2002 г. (по данным ТЭЦ – 2);

t₁ = 128⁰C – фактическая температура сетевой воды до испытаний;

t₂ = 135⁰C – температура сетевой воды в 1-й период испытаний;

t₃ = 145⁰C – температура сетевой воды в 1-й период испытаний;

ккал/кг – низшая рабочая теплота сгорания для Карагандинского угля; ккал/кг – низшая рабочая теплота сгорания для мазута (М – 100);

Определение отпуска тепла от ТЭЦ при повышении температуры сетевой воды до:

а) 135⁰С: (без изменения водно-химического режима)
;

Гкал/час;

Гкал/от.с.
182 – количество дней в отопительном сезоне;

24 – количество часов в сутках;

Q – удельный расход тепла за 1 час;

б) 145⁰С: (с применением реагента СК – 110)
;

Гкал/час;

Гкал/от.с.
182 – количество дней в отопительном сезоне;

24 – количество часов в сутках;

Q – удельный расход тепла за 1 час;

Определение экономического эффекта от увеличения температуры сетевой воды до:

а) 135⁰С:

Дополнительный расход угля на ТЭЦ при 1-м этапе испытаний:
тонн.
Стоимость угля включая ж/д тариф:
с_угл. = G_угл.* Ц = 26899 * 1290 = 34700000 тенге.
Ц = 1290 тнг. – цена 1 тонны угля;

Экономия мазута на Западном тепловом комплексе при 1-м этапе испытаний:
тонн.
Стоимость мазута включая ж/д тариф:
с_маз. = G_маз.* Ц = 11654,4 * 11796 = 137475302,4 тенге.
Ц = 11796 тнг. – цена 1 тонны мазута;

Экономический эффект составит:
Э = с_маз. – с_угл. = 137475302,4 – 34700000 = 102775302,4 тенге 663066,5 $
б) 145⁰С:

ккал/кг – низшая рабочая теплота сгорания для Карагандинского угля; ккал/кг – низшая рабочая теплота сгорания для мазута (М – 100);

Дополнительный расход угля на ТЭЦ при 2-м этапе испытаний:
тонн.
Стоимость угля включая ж/д тариф:
с_угл. = G_угл.* Ц = 65326 * 1290 = 84270540 тенге.
Ц = 1290 тнг. – цена 1 тонны угля;

Экономия мазута на Западном тепловом комплексе при 2-м этапе испытаний:
тонн.
Стоимость мазута включая ж/д тариф:
с_маз. = G_маз.* Ц = 28305,6 * 11796 = 333869142,7 тенге.
Экономический эффект составит:
Э = с_маз. – с_угл. = 333869142,7 – 84270540 = 249598602,7 тенге 1610313,6 $
При повышении температуры сетевой воды до 135⁰С используется водно-химический режим только с подкислением ИОМСом, а при дальнейшем увеличении температуры (135 – 145⁰С) раствор реагента смешивается в процентном соотношении с комплексоном СК – 110 (см. ниже «содержание раствора в %»).

Концентрация раствора в сетевой воде составляет – 0,8 мг/л;

Содержание раствора:

ИОМС (70 %) = 0,56 г/м³

СК – 110 (30 %) = 0,24 г/м³

Стоимость реагентов с учётом доставки:

ИОМС = 480 тыс.тенге/тонну

СК – 110 = 730 тыс.тенге/тонну

Для определения количественного расхода реагентов, затрат на их приобретение и использование при прохождении разных температурных режимов находим расход сетевой воды за отопительный период по формуле:
G = 3804 * 24 * 182 = 16616 тыс.м³
где 3804 – расход сетевой воды (м³/ч)

24 – число часов в сутках

182 – число дней за отопительный период

Затраты на реагент ИОМС без применения СК – 110 (подогрев сетевой воды до 135⁰С):
З₁ = G * С * Ц = 16616 * 0,8 * 0,48 = 6380 тыс.тенге
где G - расход сетевой воды за отопительный период;

С – концентрация раствора (мг/л)

Ц – стоимость ИОМСа (тенге/грамм)

Затраты на реагенты с применением комбинированного раствора (ИОМС + СК – 110) (подогрев сетевой воды производится от 135⁰С до 145⁰С):
З₂ = G * (С₁ * Ц₁ + С₂ * Ц₂) = 16616 * (0,24 * 0,73 + 0,56 * 0,48) =

= 7377 тыс.тенге
где G - расход сетевой воды за отопительный период;

С₁ - концентрация раствора ИОМСа г/м³

Ц₁ - стоимость ИОМСа (тенге/грамм)

С₂ - концентрация раствора СК – 110 г/м³

Ц₂ - стоимость СК – 110 (тенге/грамм)

Расчёт увеличения затрат на хим.реагенты при использовании комбинированного раствора (ИОМС + СК –110):
З_х.р. = З₂ – З₁ = 7377 – 6380 = 997 тыс.тенге.
Чистая прибыль получаемая АПК от внедрения проекта:
П = Э – З_х.р. = 249598 – 997 = 248601тыс.тенге  1603877$
где Э – экономический эффект от внедрения проекта без учёта стоимости реагента СК – 110
8.9 Расчёт точки безубыточности проекта
Определение затрат на тепловую энергию за отопительный период:
З_т/э = Q_т * С_т/э = 2243143 * 628,5 = 1409815 тыс.тенге
628,5 – себестоимость тепловой энергии (тенге/Гкал)

Переменные затраты составят:
З_пер. = 192,1* 2243,143 * 2127 = 916541 тыс.тенге
где 192,1 – удельный расход условного топлива на отпуск тепловой энергии (кг/Гкал)

2127 – цена 1-й тонны условного топлива (тенге)

Постоянные затраты составят:
З_пост. = З_т/э - З_пер. = 1409815 – 916541 = 493274 тыс.тенге
Прибыль:

Пр = 248601 тыс.тенге

Выручка от реализации:
В.р. = З_пер. + З_пост. + Пр = 248601 + 493274 + 916541 = 1673038 тыс.тенге.
Сумма покрытия:
S_покр. = В.р. - З_пер. = 1673038 – 916541 = 756497 тыс.тенге
Коэффициент покрытия:
К =
Пороговая выручка:
R’ = З_пост. / К = 493274 / 0,45 = 1096164 тыс.тенге
Запас прочности:
St =
Значение запаса прочности показывает , что если в силу изменения диспетчерского задания по отпуску тепла более чем на 34% , станция будет работать по невыгодному режиму с убытком.

9. Спецвопрос
9.1 Введение
Использование природных вод в качестве теплоносителя, особенно при повышенных температурах и давлениях, приводит к выделению на теплонесущих поверхностях или “поверхностях контакта” различных отложений, содержащихся в этой воде, которые могут привести к снижению температуры сетевой воды, увеличению расхода топлива, аварийному или преждевременному останову оборудования и снижению его производительности. Во избежание всего этого, требуется ограничить или полностью исключить накипеобразования на теплообменных поверхностях.

В последнее время для этих целей широко используется метод коррекционной обработки воды с помощью ингибиторов отложений (ИОМСа). Влияние ИОМСа и его композиций на кристаллизацию труднорастворимых соединений, экспериментальные исследования и их результаты рассматриваются в этом разделе.

Также в нём приведены расчёт и описание установки на которой производились исследования по повышению температуры сетевой воды в пиковых бойлерах до температуры 140 - 145 С, путём изменения водно-химического режима, проведены испытания по нахождению оптимального соотношения между комплексонами ИОМС и СК - 110; результаты расчетного эксперимента, на основании которых построены графики зависимости; экспериментальное исследование влияния качественного и количественного состава композиций на интенсивность накипеобразования, а также анализ полученных результатов.
9.2 Описание и расчёт экспериментальной установки
Исследования проводились на экспериментальной установке. Схема установки показана на рис.1. На первой ступени теплообменника происходит нагрев исходной воды от 15⁰С до 120 ⁰С, на второй ступени – от 120 ⁰С до 150⁰С. Рабочее давление Первая и вторая ступени представляют собой одноходовые кожухо-трубчатые теплообменники типа "труба в трубе". Нагреваемая вода проходит по внутренней трубке, а греющий пар подается в кожух теплообменника. Теплоотдача от пара к стенке трубки происходит за счет пленочной конденсации на ее поверхности.

Принцип работы установки. В бак исходной воды дозируется реагент, который тщательного перемешивается при помощи насоса по линии рециркуляции. Затем исходная вода с определенным содержанием растворенного в ней реагента подается под давлением при помощи насоса на первую ступень теплообменника, на которой возможность подогрева воды достигает 120⁰С, далее вода поступает во вторую ступень теплообменника, где она нагревается до 150 ^оС. Для контроля тепловых параметров установка оборудована соответствующими контрольно-измерительными приборами. Контроль параметров водно-химического режима осуществляется с помощью пробоотборников установки.

Конструкция теплообменной установки позволяет снимать и производить замену внутренней трубки, что даёт возможность подробно изучить накипь на стенках трубки и сделать вывод об эффективности того или иного реагента.

Для контроля за водно-химическим режимом необходимо фиксировать текущий тепловой и гидравлический режим работы установки, анализировать водно-химический режим путем отбора проб на выходе с установки. Основные параметры водно-химического режима, подлежащие определению, – общая жесткость, общая щелочность.








9.3 Обследование проектной и фактически существующей схемы теплосети АПК ТЭЦ-2. Анализ существующего водно-химического режима оборудования
Выбор проектной схемы подготовки подпиточной воды для открытой системы теплоснабжения ТЭЦ-2 был сделан с учетом качества исходной воды, характеристик установленного теплофикационного оборудования и параметров работы. Особенностью работы АТЭЦ-2 является использование однотрубной системы теплоснабжения, выполняющей функции подпиточной линии системы теплоснабжения г. Алматы. В большинстве случаев величина подпитки, то есть производительность системы подготовки подпиточной воды составляет незначительный объем от общего объема теплосети. При незначительном превышении концентраций основных накипеобразующих компонентов в подпиточной воде над концентрацией этих же компонентов в сетевой воде, этот фактор не окажет существенного влияния на качество сетевой воды, вследствие существенного разбавления. При работе по однотрубной системе, когда транзитная линия выполняет функции подпиточной линии тепловых сетей, превышение нормируемых показателей оказывает существенное влияние на интенсивность накипеобразования, поэтому при работе по однотрубной системе необходима организация водно-химического режима полностью исключающего процессы накипеобразования.

До перехода на комплексонный водно-химический режим подготовка подпиточной воды осуществлялось по схеме Na-катионирования с подкислением. Причем в летний период осуществлялось только подкисление. Для подкисления до необходимой остаточной щелочности использовалась серная кислота. С появлением ингибитора отложений минеральных солей (ИОМС) был введен комплексонный водно-химический режим тепловых сетей. Данная технология позволила существенно снизить эксплуатационные затраты и значительно упростить схему подготовки сетевой воды. Однако применение ИОМСа не позволило работать в безнакипном режиме при температурах свыше

110-120

---

⁰С поскольку ингибирующие способности ИОМСа ограниченны как по качеству исходной воды, так и по предельной температуре не воды, а стенки теплообменного аппарата. В связи с этим было принято решение о переходе на комбинированный режим: ввод ИОМСа при предварительном подкислении исходной воды серной кислотой. Данная схема обработки подпиточной воды применяется и в настоящее время. Дозирование ИОМСа производится насосом-дозатором, а кислоты эжекторами.




После изменения в 2000 г. последовательности ввода ИОМСа и серной кислоты, с учетом необходимого расстояния для равномерного распределения концентрационного поля, температура подогрева сетевой воды была повышена до 125 ⁰С при температуре стенки не выше 140 ⁰С. Показатели водно-химического режима составляли: остаточная щелочность Що = 0,7 мг-экв/л, ИОМС = 0,8  0,1 мг/л. Повышение температуры подогрева сетевой воды при исключении накипеобразования возможно за счет изменения состава антинакипина Базовой частью композиции должен быть ИОМС, а составляющей – бесфосфорный реагент, обладающий не меньшими ингибирующими свойствами, чем ИОМС. Это позволит исключить образование фосфатных отложений даже при повышении температуры сетевой воды и концентрации фосфатов в исходном ИОМСе.

Для определения предельных технологических параметров работы оборудования и выбора композиции была спроектирована экспериментальная установка и проведены натурные эксперименты по выбору композиции, величины подкисления, дозы композиции и оптимального водно-химического режима.

---

9.4 Экспериментальные испытания по выбору оптимального водно-химического режима
В качестве бесфосфорного реагента в составе композиции предлагается использование СК-110, имеющий санитарно-эпидемиологическое разрешение на применение в тепловых сетях города, технологический регламент на технологию применения реагентов в системах теплоснабжения и горячего водоснабжения и технические условия применения.

Реагент СК-110 предназначен для коррекционной обработки воды в системах теплоснабжения и горячего водоснабжения с целью предупреждения образования накипи на поверхностях нагрева в водогрейных котлах и бойлерах, а также для снижения загрязненности внутренних поверхностей стенок трубопроводов и оборудования в системах теплоснабжения и горячего водоснабжения.

ИОМС (ингибитор отложений минеральных солей) содержит до 90% нитрилотриметилфосфоновой кислоты и около 10% фосфолированных полиаминов. Обработка воды ИОМСом практически не увеличивает ее минерализации, не усиливает ее коррозионно-агрессивные свойства, не оказывает влияния на биологические обрастания или насосные отложения. Механизм стабилизирующего действия заключается в адсорбции комплексона на микро-зародышах кристаллизирующейся соли, что препятствует дальнейшему росту кристаллов и образованию отложений и обеспечивает стабильность пересыщенных растворов.
9.5 Конструктивный и тепловой расчет экспериментальной установки для нагрева воды с 15 до 150 ⁰С
Конструктивный и тепловой расчет пилотной установки производится последовательно для первой, а затем второй ступени теплообменника. Задача расчета состоит в определении при номинальном режиме и заданной тепловой производительности геометрических размеров теплообменника.

Исходными данными являются:

скорость протекания воды W=1,5 м/с;

температура исходной воды t _ж1`=15 ⁰С;

температура воды на выходе из первой ступени теплообменника t_ж1`=120⁰С;

параметры греющего пара Р=0,981 МПа, t=250 ⁰С;

внутренняя трубка теплообменника d=14/12мм, материал медь, латунь;

коэффициент теплопроводности =130 Вт/м⁰С;

теплоемкость воды Ср₁=4,187 кДж/кг⁰С;

расход нагреваемой воды G₁

---

=0,61м³/ч;

Расчет первой ступени теплообменника

1. Количество передаваемой теплоты:
Q= G₁* Ср₁(t _ж1``-t _ж1`) = (120-15)*4,187*610/3600 = 74,4 кВт;
2. Расход пара, при Р=0,981 мПа t_s=250⁰С; i``=2942 кДж/кг; i`= 760кДж/кг;
G<sub>2</sub>= Q/0,98 (i``- i`) = 74,4*10³/0,98 (2942 - 760) = 0,0348 кг/с;
3. Для расчета коэффициента теплоотдачи к внешней поверхности трубки при конденсации пара необходимо знать температуру внешней поверхности t_с2 и высоту трубки Н. Так как значения этих величин неизвестны, то расчет производим методом последовательных приближений. Определяем средне логарифмический температурный напор:
t_л= (t _ж1``- t <sub>ж1</sub>`) / (2,3 * lg(t<sub>s</sub> - t <sub>ж1</sub>`) / ( t<sub>s</sub> - t <sub>ж1</sub>``);

t_л = (120 - 15) / (2,3 lg(250-15) / (250 - 120)) = 178 ⁰С
4. Задаёмся температурой стенки наружной трубы
t_с2  t_s- t_л/2 = 250 - 178/2 = 160 ⁰С
5. Задаёмся высотой трубок Н = 1,5 м

6. Приведенная длина трубки
Z = t₂ Н*А; При t_s=180 ⁰С : В = 13*10^-3 м/Вт; А = 150 1/м*с

Z = ( t_s- t_с2 )*Н*А=(250-160)*1,5*150=20250 >2300
7. Течение пленки конденсата турбулентное по всей длине трубки.
Re = (253+0,069 (Рr/Рr_с)^0,25*Рr^0,5*(Z-2300))^4/3;

Рr 1

Рr_с 1,1

Re = (253+0,069(1/1,1)^0,25*1^0,5(20250-2300)) ^4/3=16600;
8. Коэффициент теплоотдачи (от пара к стенке трубки)
₂=Rе/ t₂*Н*В=16600/90*1,5*13*10^-3=9459 Вт/м^{2 0}С;
9. Среднеарифметическая температура воды:
t_ж1 =0,5*(t_ж1`+ t_ж1``)=0,5*(120+15)=67,5 ⁰С
при этой температуре:
_ж1=0,425*10^-6;

 ж1=66,4*10^-2;

 ж1=974;

Рr ж1=2,64;

10. Rе _ж1=W*d₁/_ж1=1,5*12*10^-3/(0,425*10^-6)=42353;
Течение воды турбулентное.

Перепад температур по толщине стенки оцениваем примерно в 1⁰ С, тогда
t_с1 t_с2-1=160-1=159 ⁰С;

Nu_ж1 = 0,021 * Rе _ж1^0,8 * Рr _ж1^0,43 * (Рr _ж1 / Рr_с1)^0,25 = 0,021 * 42353^0,8 * 2,64^0,43 * *(2,64 / 1,1)^0,25= 200;
11. Коэффициент теплоотдачи (от стенки трубки к воде):
₁= Nu_ж1*( _ж1/d₁) = 200*0,66/(12*10^-3) = 11000 Вт/( м²

---

⁰С);
12. Коэффициент теплопередачи:
К=1/(1/₁+/+1/₂) = 1/(1/11000+0,001/130+1/9459) = 4894 Вт/(м^{2 0}С);
13. Средняя плотность теплового потока:
q = К*t_л = 4894*178 = 871179 Вт/м²;
14. Площадь поверхности нагрева:
F = Q/q = 74,4/871 = 0,085 м²;
15. Высота трубок:
Н = F/(*d_ср*n) = 0,085/(3,14*13*10^-3*1) = 2,1 м;
16. Температуры стенок трубок:
t_с2 = t_s-q/₂ = 250 - 871179/10126 = 164 ⁰С;

t_с1 = t_с2-q*/ = 164 - 871179*10^-3/130 = 157⁰С;
Расчет второй ступени теплообменника

Исходные данные:

скорость течения воды W=1,5 м/с;

температура воды t _ж1`=120 ⁰С;

температура воды на выходе из первой ступени теплообменника t_ж1`=160⁰С;

параметры греющего пара: Р=0,981 мПа, t=250 ⁰С;

внутренняя трубка теплообменника: d=14/12мм, материал латунь;

коэффициент теплопроводности: =130 Вт/м⁰С;

теплоемкость воды: Ср₁=4,187 кДж/кг⁰С;

расход нагреваемой воды: G₁=0,61м³/ч;

1. Количество передаваемой теплоты:
Q= G₁* Ср₁(t _ж1``-t _ж1`) = (150-120)*4,187*610/3600 = 21,3 кВт;
2. Расход пара, при Р=0,981 МПа t_s=250⁰С; i``=2942 кДж/кг; i`=760кДж/кг;
G<sub>2</sub>=Q/0,98(i``- i`) = 21,3*10³/0,98(2942- 760) = 0,01 кг/с;
3. Для расчета коэффициента теплоотдачи к внешней поверхности трубки при конденсации пара необходимо знать температуру внешней поверхности t_с2 и высоту трубки Н. Так как значения этих величин неизвестны, то расчет производим методом последовательных приближений.

Определяем среднелогарифмический температурный напор:
t_л= (t _ж1``-t <sub>ж1</sub>`)/(2,3*lg(t<sub>s</sub>- t <sub>ж1</sub>`)/( t<sub>s</sub>- t <sub>ж1</sub>``)=(150-120)/(2,3 lg(250-120)/(250-150)) = 115 ⁰С
4. Задаёмся температурой наружной стенки трубы
t_с2  t_s- t_л/2 = 250 - 115/2 = 193 ⁰С
5. Задаёмся высотой трубок Н = 2 м

6. Приведенная длина трубки
Z = t₂ Н*А; При t_s=180 ⁰С : В = 13*10^-3 м/Вт; А = 150 1/м*с

Z = (t_s- t_с2)*Н*А=(250-193)*2*150= 17100 >2300
7. Течение пленки конденсата турбулентное по всей длине трубки.
Re = (253+0,069 (Рr/Рr_с)^0,25*Рr^0,5*(Z-2300))^4/3;

Рr 1 (180 0С)

Рr_с 0,95 (193 ⁰С)

Re = (253+0,069(1/0,95)^0,25 *1^0,5(17100-2300)) ^4/3=14005;
8. Коэффициент теплоотдачи (от пара к стенке трубки)

---

Смотрите также файлы

• .docx

• Лучший зарубежный плакат.docx

• Урок закрепления Структура урока комплексного применения знаний и умений (урок закрепления) 1) Организационный этап.docx

• Пікірлер Сбадарламада не шін олданады.docx

• 1 Хроматография.docx