Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Разработка и оптимизация параметров системы утилизации теплоты отходящих газов от энергетических установок с впрыском воды в газовый тракт

Диссертация: Разработка и оптимизация параметров системы утилизации теплоты отходящих газов от энергетических установок с впрыском воды в газовый тракт
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

В настоящее время одной из наиважнейших проблем является проблема перевода мировой экономики на энергосберегающий путь развития. При сохранении существующих тенденций, т. е. при отсутствии кардинального самоограничения в энергопотреблении, общемировое потребление энергии, составляющее сегодня 12 млрд. т у. т. в год вырастет в 4 — 6 раз в течение будущего столетия и достигнет 55−75 млрд. т у. т… Читать ещё >

Разработка и оптимизация параметров системы утилизации теплоты отходящих газов от энергетических установок с впрыском воды в газовый тракт (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • Основные условные обозначения
  • I. Анализ проблемы и постановка задачи исследования
    • 1. 1. Методы утилизации теплоты уходящих газов от энергетических установок
    • 1. 2. Применение теплонасосных установок для утилизации теплоты вторичных энергетических ресурсов
    • 1. 3. Особенности газовых (воздушных) холодильных и теплонасосных установок
    • 1. 4. Постановка задачи исследования
  • II. Описание системы утилизации теплоты отходящих газов от энергетических установок
    • 2. 1. Анализ параметров уходящих газов от энергетических агрегатов и описание газовой теплонасосной установки, предназначенной для утилизации тепла
    • 2. 2. Описание метода испарительного охлаждения отходящих газов промышленных установок
    • 2. 3. Анализ методик расчета тепломассообмена при охлаждении парогазовой смеси.'
  • III. Разработка математической модели и методики расчета системы утилизации отходящего тепла
    • 3. 1. Описание математической модели системы утилизации теплоты
    • 3. 2. Методика расчета основных параметров газовой теплонасосной установки
    • 3. 3. Программа расчета системы утилизации теплоты
    • 3. 4. Описание программы оптимизации параметров газовой теплонасосной установки
    • 3. 5. Расчетные исследования энергетических и эксергетических параметров системы утилизации теплоты отходящих газов
  • IV. Экспериментальное исследование параметров основных элементов системы утилизации теплоты
    • 4. 1. Описание опытно-промышленной системы утилизации тепло
    • 4. 2. Методика и анализ результатов экспериментальных исследова
    • 4. 3. Описание стенда для модельных испытаний системы утилизаты отходящих газов энергетических агрегатов ции теплоты
  • Выводы

В настоящее время одной из наиважнейших проблем является проблема перевода мировой экономики на энергосберегающий путь развития. При сохранении существующих тенденций, т. е. при отсутствии кардинального самоограничения в энергопотреблении, общемировое потребление энергии, составляющее сегодня 12 млрд. т у. т. в год вырастет в 4 — 6 раз в течение будущего столетия и достигнет 55−75 млрд. т у. т.

Таким образом, основной перспективой развития мирового энергетического хозяйства должна стать тенденция повышения эффективности использования энергии и топлива. А для России и ряда других стран такая политика является главным путем решения и экологических проблем.

Под термином «энергосбережение» понимается комплекс мероприятий, направленных как на ограничение или предотвращение потерь энергии, так и на обеспечение ее рационального использования.

Главными направлениями научно — технического прогресса в тепло — электроэнергетике являются:

— совершенствование эффективности парогазового цикла и, как следствие, увеличение производства энергии;

— использование комбинированного производства тепловой и электрической энергии, в том числе на ТЭЦ малой и средней мощности, с использованием газотурбинного и парогазового привода;

— внедрение экологически чистых технологий на тепловых электростанциях, работающих на органическом топливе;

— повышение к. п. д. и снижение себестоимости производства энергии;

— применение нетрадиционных и возобновляемых источников энергии.

Одним из эффективных мероприятий по экономии топлива является использование теплонасосных установок, преобразующих низкопотенциальную теплоту вторичных энергоресурсов. Многолетние исследования, а также многочисленный опыт эксплуатации ТНУ для целей отопления, водоснабжения и кондиционирования показали целесообразность их использования в качестве эффективного и экономичного энергетического оборудования.

Наибольшее распространение получили парокомпрессионные ТНУ, коэффициент преобразования которых достигает 3.8 и более.

Менее эффективные по сравнению с парокомпрессионными, газовые теп-лонасосные установки, тем не менее, к концу 90-х годов получили возможность конкурировать с ПТНУ. Это было вызвано следующими основными причинами: хладагенты, широко используемые в парокомпрессионных установках, оказались экологически небезопасными и представляющими серьезную опасность для атмосферы Земли, а последние технические и технологические достижения позволили значительно повысить эффективность газовых установок.

В связи с этим представляет интерес использование для утилизации сбросного тепла энергетических установок газовых ТНУ. К преимуществам таких систем относятся их дешевизна, надежность, простота эксплуатации и экологическая безопасность.

Таким образом, важной и актуальной задачей становится адаптация газовой ТНУ к условиям работы энергетических установок, а также повышение эффективности работы таких систем в составе ГТУ — ПТУ.

Целью работы является:

— разработка системы утилизации теплоты отходящих газов от энергетических установок и создание математической модели с учетом процессов испарительного охлаждения отходящих газов и конденсации пара из парогазовой смеси в рекуперативном теплообменном аппарате;

— определение основных характеристик газовой теплонасосной установки, работающей на влажном газе;

— нахождение оптимальных режимов работы ГТНУ при различных сочетаниях варьируемых параметров;

— получение экспериментального подтверждения теоретических расчетных исследований.

Научная новизна работы определяется тем, что автором.

— предложена и апробирована математическая модель расчета основных параметров газовой ТНУ с испарительным охлаждением отходящих газов и конденсацией пара из парогазовой смеси в рекуперативном теплообмен-ном аппарате;

— сформированы граничные условия для теоретических расчетов ГТНУ и проведены сравнительные расчетные исследования при различных сочетаниях варьируемых параметров;

— разработан метод эксергетического анализа системы утилизации теплоты отходящих газов от энергетических установок;

— выявлены оптимальные режимы работы разработанной газовой теплона-сосной установки.

Практическая ценность работы заключена в том, что результаты, полученные в ходе теоретических расчетов и экспериментальных исследований по разработанной математической модели, позволяют оценить термодинамическое совершенство ГТНУ, а также выявить факторы, отрицательно влияющие на работу отдельных элементов и всей установки в целом и возможности их устранения. Также практическую ценность представляют результаты программы оптимизации, адаптированной к условиям работы ГТНУ, которые позволяют выявить численные значения варьируемых параметров, при которых основные характеристики ГТНУ имеют оптимальные значения в заданном диапазоне.

Автор выражает глубокую благодарность за руководство и постоянное содействие кандидату технических наук, доценту Гурееву В. М.

Автор выражает глубокую признательность научному руководителю доктору технических наук профессору Гортышову Ю. Ф. за помощь и ценные советы при выполнении работы и оформлении диссертации.

выводы.

1. Разработана система утилизации теплоты отходящих газов от энергетических установок на базе газовой теплонасосной установки с впрыском воды в газовый тракт.

2. Разработана математическая модель и методика расчета энергетических и эксергетических параметров системы утилизации теплоты, адекватность которой подтверждена путем сравнения с результатами теоретических и экспериментальных работ других авторов и экспериментом.

3. Реализована программа расчета основных параметров системы утилизации, позволяющая получить численные значения при различных начальных параметрах отходящих газов.

4. Расчетно-теоретическое исследование энергетических и эксергетических параметров системы утилизации позволило установить основные зависимости поведения характеристик системы от температуры отходящих газов, количества впрыснутой и испарившейся жидкости и степени сжатия в компрессоре.

5. Установлено, что при изменении варьируемых параметров увеличение коэффициента преобразования сопровождается одновременным уменьшением эксергетического к. п. д. системы и наоборот. Для нахождения режима функционирования, при котором обе величины достигают оптимального значения, реализована программа оптимизации, адаптированная к условиям работы разработанной установки.

6. Определены оптимальные значения варьируемых параметров: I = 835 °C, с1 = 0.32 кг/кг с. в, пк= 2.

7. Экспериментальное исследование опытно-промышленной системы утилизации теплоты подтвердили принципиальную работоспособность предложенной схемы, позволили установить реальные характеристики, которые хорошо согласуются с теоретическими зависимостями, полученными в ходе расчетных исследований.

8. Эксергетический анализ позволил выявить наименее эффективные в термодинамическом отношении элементы системы утилизации, которыми являются компрессор и рекуперативный теплообменный аппарат. Для повышения эффективности установки необходимо совершенствовать эти устройства.

9. Предложенная математическая модель не имеет ограничений по начальным параметрам отходящих газов и может быть использована для расчета энергетических характеристик любой энергетической установки, отходящие газы которой утилизируются с помощью газовой ТНУ.

Показать весь текст

Список литературы

  1. В. М. Модернизация существующих паротурбинных установок путем газотурбинных надстроек с частичным окислением природного газа // Теплоэнергетика. 2000. № 3. С. 39−41.
  2. В. И., Кривуца В. А. Комбинированная газопаровая установка мощностью 16−25 МВт с утилизацией тепла отходящих газов и регенерацией воды из парогазового потока // Теплоэнергетика. 1996. № 4. С. 27−30.
  3. Л. В., Тырышкин В. Г. Комбинированные установки с газовыми турбинами. Л.: Машиностроение, 1982.
  4. В. И., Земцов А. С. Эффективность использования в теплофикации газотурбинных и парогазовых технологий // Теплоэнергетика. 2000. № 12. С. 3−7.
  5. . М., Трухний А. Д. Грибин В. Г. Теплофикационная утилизационная парогазовая установка мощностью 210 МВт // Теплоэнергетика. 1998. № 8. С. 9−13.
  6. Цой А. Д. О некоторых показателях теплофикационных парогазовых установок // Промышленная энергетика. 2000. № 4. С. 50 52.
  7. Цой А. Д., Клевцов А. В, Корягин А. В. Математическое моделирование тепловых схем одноконтурных теплофикационных ПТУ // Промышленная энергетика. 1997. № 12. С. 25 32.
  8. Цой А. Д., Клевцов А. В, Корягин А. В. Математическое моделирование тепловых схем двухконтурных теплофикационных ПТУ // Промышленная энергетика. 1998. № 3. С. 25 32.
  9. В. И. Теплофикационные ПТУ с газовыми турбинами мощностью 2.5−25 МВт // Теплоэнергетика. 1997. № 12. С. 37−41.
  10. В. И. Анализ некоторых схем утилизации теплоты уходящих газов газотурбинного привода турбокомпрессорных агрегатов // Теплоэнергетика. 1998. № 12. С. 48−50.
  11. Н. И., Тапелев Э. И., Маханьков А. К. Энергетичские показатели парогазовых установок сбросного тепла с паровыми котлами // Энергосбережение и водоподготовка. 1998. № 2. С. 3−11.
  12. Г. Д., Длугосельский В. И. Теплофикационные турбины мощностью 115 МВт в составе ПТУ 170 // Теплоэнергетика. 1998. № 1. С. 1620.
  13. П. А., Земеров С. В. Об экономической эффективности сооружения парогазовой установки на газокомпрессорной станции // Промышленная энергетика. 1999. № 3. С. 2−5.
  14. А. П. О повышении эффективности энергетического оборудования // Теплоэнергетика. 1998. № 5. С. 51−53.
  15. Е. Н. Повышение эффективности теплофикационных ГТУ // Теплоэнергетика. 1999. № 5.
  16. E.H. Возможности экономии электроэнергии при использовании конденсационных теплоутилизаторов в водогрейных котельных // Промышленная энергетика. 1998. № 7. С. 34 37.
  17. В. И. Энергосбережение: проблемы и решения // Теплоэнергетика. 2000. № 1. С. 2−8.
  18. А. С., Новгородский Е. Е., Пермяков Б. А. Групповая теплоутилизационная установка паровой котельной // Промышленная энергетика. 1997. № 1. С. 34−35.
  19. В. Ф., Радин Ю. А. Некоторые пути совершенствования эксплуатации паротурбинных установок // Теплоэнергетика. 1998. № 8. С. 13−17.
  20. И. В, Возможности утилизации и использования теплоты выхлопных газов газотурбинных двигателей энергоблоков электростанций мощностью до 25 МВт // Промышленная энергетика. 2000. № 5. С. 53 55.
  21. М. А., Гаев В. Д., Гудков Н. Н. Парогазовая установка ПТУ -490 для Щекинской ГРЭС // Теплоэнергетика. 1998. № 8. С. 25−30.
  22. И. А. Система теплоснабжения с применением тепловых насосов // Теплоэнергетика. 1992. № 11.
  23. Е. И. Парокомпрессионные теплонасосные установки. М.: Энергоиздат, 1982.
  24. В. С. Циклы, схемы и характеристики теплотрансфор-маторов. М.: Энергия. 1979.
  25. В. В., Ильюшенко В. Т. О возможности использования тепловых насосов в Омской области //Холодильная техника. 1999. № 9. С. 13−15.
  26. Г. П. Теплонасосные системы теплоснабжения для потребителей тепловой энергии в сельской местности // Теплоэнергетика. 1997. № 4. С. 21−24.
  27. И. Стромен, А. Бредсен, Й. Петерсен. Холодильные установки, кондиционеры и тепловые насосы для XXI века // Холодильный бизнес. 2000. № 5.
  28. В. А. Теплонасосная установка для снижения удельного расхода сетевой воды в системах теплоснабжения // Промышленная энергетика. 1997. № 6. С. 35−37.
  29. В. М., Серова Е. Н. Термодинамические особенности циклов парокомпрессионных тепловых насосов // Холодильная техника. 1997. № 7.
  30. В.Я., Парфенов А. И., Утемесов М. А. Применение теплового насоса для поддержания теплового режима и оптимизации работы бассейна // Холодильная техника. 1998. № 9.
  31. Н. М., Зимин Л. Б., Дубовский С. В. Утилизация энергии выбросов систем местной вентиляции метрополитенов с помощью тепловых насосов //Промышленная теплотехника. 2000. № 1. С. 90−94.
  32. В. Я., Утемесов М. А., Федин Л. Н. Исследование режимов совместной работы теплового насоса с вертикальным грунтовым теплообменником // Теплоэнергетика. 1997. № 4. С. 21−24.
  33. В. С. Тепловые насосы. М.: Госэнергоиздат, 1955.
  34. Холодильные машины: Учебник для студентов втузов специальности «Техника и физика низких температур» /А. В. Бараненко, Н. Н. Бухарин и др. -СПб.: Политехника, 1997. 992с.: ил.
  35. Е. Я., Бродянский В. М. Энергетические основы трансформации тепла и процессов охлаждения. -М.: Энергия, 1968.
  36. В. М. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Казань, 1993.
  37. А. Б., Удут В. И. Воздушные холодильные машины могут быть перспективными // Холодильная техника. 1999. № 1. С. 20−22.
  38. В. М., Верещагин М. П. Воздушные турбохолодильные машины // Холодильный бизнес. 1999. № 6.
  39. В. И., Ольшевский П. А. и др. Совершенствование конструкции газовой холодильной машины Стерлинга// холодильная техника. 1999. С. 9−10.
  40. В. М., Серова Е. Н. Сопоставление эффективности паро-компрессионных и воздушных холодильных машин // холодильная техника. 1999. № 11 -12.
  41. А. В., Ермаков А. В., Немировский И. А. Испарительное охлаждение агрегатов автогенной плавки сырья в цветной металлургии // Промышленная энергетика. 1997. № 6. С. 31−35.
  42. Л. В. Параметры газотурбинных установок с впрыском воды в компрессор // Теплоэнергетика. 1996. № 6. С. 18−22
  43. П. И., Давид У. Р., Шленов А. А. Испарительное охлаждение -эффективный способ повышения экономичности и надежности компрессорных машин и тепловых двигателей в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. -М.: ЦНИИТЭнефтехим. 1997.
  44. П. Г. Парогазотурбинные установки: М.: Наука, 1980.
  45. Контактные теплообменники / Е. И. Таубман, В. А. Горнев, В. JI. Мельцер и др. М.: Химия, 1987, 256 с.
  46. Промышленные тепломассообменные процессы и установки: Учебник для вузов / Бакластов А. М., Горбенко В. А. и др.- под ред. Бакластова А. М. -М.: Энергоатомиздат, 1986. 328 с.
  47. Е. И. Расчет тепло и массообмена в контактных аппаратах. -JL: Энергоатомиздат. Ленингр. отдел., 1985. — 192 с.
  48. Теплотехника: Учеб. для вузов / В. И. Лукашин, М. Г. Шатров, Г. М. Камфер и др.- Под ред. В. И. Лукашина. М. Высш. шк., 1999. — 671 е.: ил.
  49. В. Н., Поз М. Я. Теплофизика аппаратов утилизации тепла систем отопления вентиляции и кондиционирования воздуха. М.: Строй-издат, 1938.-320 е.: ил.
  50. А. В. Тепломассообмен: (Справочник) 2-е изд., перераб. и доп. -М.: Энергия, 1978. 480 е., ил.
  51. Н. Ю. Исследование характеристик работы конденсатора теплоутилизирующего контура ПТУ // Теплоэнергетика. 2000. № 3. С. 35−13
  52. А. К., Ворошилов В. П. Компрессорные машины: Учебник для вузов. М.: Энергоатомиздат, 1989. 288 с.
  53. И. И. Теория газотурбинных реактивных двигателей. М.: Обо-ронгиз, 1952. 336 с.
  54. К. Ф., Романков П. Г., Носков А. А. Примеры и задачи по курсу процессов и аппаратов химической технологии. Учебное пособие для вузов/Под ред. чл.-корр. АН СССР П. Г. Романкова. 10-е изд., перераб. и доп. -JL: Химия, 1987. -576с., ил.
  55. Справочник по теплообменным аппаратам: В 2 т. / Пер. с англ., под ред. Б. С. Петухова, В. К. Шикова. М.: Энергоатомиздат, 1987.
  56. Я., Петела Р. Эксергия / Пер. с польского. М.: Энергия, 1968.
  57. . Н. Техническая термодинамика. Теплопередача: учеб. для не-энергет. спец. втузов. -М.: Высш. школа, 1988.
  58. Теплообменные установки холодильных установок / Под ред. Г. Н. Даниловой. JL: Машиностроение, 1986.
  59. П. И. и. др. Справочник по теплообменным аппаратам / Бажан П. И., Каневец Г. Е., Селиверстов В. М. М.: Машиностроение, 1989.
  60. Теплофизические свойства технически важных газов при высоких температурах и давлениях: Справочник/В. Н. Зубарев, А. Д. Козлов, В. М. Кузнецов и др. М.: Энергоатомиздат, 1989. — 232 е., ил.
  61. В. И. Эксергетическая оценка термодинамического совершенства компрессоров // Теплоэнергетика. 1997. № 3. С. 59−64.
  62. Бэр Г. Д. Техническая термодинамика. М.: Мир, 1977.
  63. Программный комплекс «ГРАД», Казань, Изд-во Казан, гос. техн. унта, 1996. -16 с.
  64. М. Г., Мартыновский В. С. Воздушные турбохолодильные машины с дополнительным охлаждением в регенераторе. Холод, техника, 1964, № 6, с. 16−18.
  65. Е. И. Схемы воздушных турбокомпрессорных тепловых насосов (ВКТН), 1975, вып. 7 (Тр. инст-та ВНИПИЭнергопром), с. 35−40.
  66. П. Д. Теплообменные, сушильные и холодильные установки: учебник для ст-тов техн. вузов. М.: Энергия, 1972.
  67. М. Г. Испытания стационарной установки с воздушной турбохододильной машиной МТХМ2−50 для охлаждения, нагрева и подачи воздуха в самолеты // Химическое и нефтехимическое машиностроение. 1975. № 9. С. 40−42.
  68. Повышение эффективности использования газа на компрессорных станциях/ В. А. Динков, А. И. Гриценко, Ю. Н. Васильев, П. М. Мужливский. -М.: Недра, 1981.
  69. Парогазовая установка для компрессорной станции с утилизацией тепла от газотурбинного агрегата/Е. Н. Прутковский, А. Д. Гольдштейн, В. Б. Грибов, Т. Н. Комиссарчик. Л.: НПО ЦКТИ, 1983.
  70. В. В., Мешалкин В. П., Гурьева Л. В. Оптимизация теплооб-менных процессов и систем. -М.: Энергоатомиздат, 1988. 192 с.
  71. А. П. Методы оптимизации при доводке и проектировании газотурбинных двигателей. М. 6 Машиностроение, 1979. — 184 с.
  72. Э., Лундерштедт Р. Численные методы оптимизации: Пер. с нем./ Пер. Т. А. Летова- Под ред. В. В. Семенова М.: Машиностроение, 1981. — 192 с.
  73. Программирование на Фортране 77: Пер. с англ./ Дж. Ашкрофт, Р. Эн-дридж, Р. Полсон, Г. Уилсон. -М.: Радио и связь, 1990.-272 с.
  74. Н. К. Холодильные машины и установки. М.: Изд-во «Пищевая пром-ть», 1969. 324 с.
  75. Ю. Ф., Олимпиев В. В. Теплообменные аппараты с интенсифицированным теплообменом. Казань: Изд-во Казан, гос. техн. ун-та, 1999, 176 с.
  76. Г. К. Эксплуатация компрессорных установок. М., изд-во «Недра», 1972.-280 с.
  77. В. М. Конвективный тепло и массообмен. Пер. с англ. М., «Энергия», 1972.-448 с.
  78. В. П. и др. Теплопередача: учебник для вузов, — М.: Энергоиз-дат, 1981.-416 с.
  79. Г. Г., Михайлов П. М., Рис В. В. Тепловой и гидравлический расчет теплообменных аппаратов компрессорных установок. Учебное пособие. Л., ЛПИ, 1982, 72 с.
  80. Э. Р. Эккерт, Р. М. Дрейк. Теория тепло- и массообмена. Пер. с англ. под ред. А. В. Лыкова. М.-Л., Госэнергоиздат, 1961.
  81. Э. П., Дорошенко А. В., Григорьев В. Ю. Влияние присосов воздуха на работу конденсационной установки // Теплоэнергетика. 1997. № 1.
  82. Е. Н. Тепловой расчет конденсационных гладкотрубных теп-лоутилизаторов за котлами // Промышленная энергетика. 1995. № 11. С. 34−35.
  83. Тепло и массообмен. Теплотехнический эксперимент: Справочник / Е. В. Аметистов, В. А. Григорьев, Б. Т. Емцев и др. — М.: Энергоиздат, 1982. -512., ил.
  84. О. Н. Испарительное охлаждение печей в цветной металлургии. -М.: Металлургия. 1979.
  85. С. Л., Александров А. А. Термодинамические свойства воды и водяного пара. М.: Энергия, 1975, 79с.
  86. А. А. Новый международный норматив для термодинамических свойств воды и водяного пара // Теплоэнергетика. 1998. № 9. С. 9−13
  87. А. В. Изменение состояния газа при увлажнении / Научные труды-6. 1967.
  88. Экономичные охладители воздуха испарительного типа // Промышленная энергетика. 2000. № 1. С. 37−41.
  89. Е. И., Левин Л. А. Промышленные тепловые насосы. — М.: Энергоатомиздат, 1989.
  90. П. Д., Щукин А. А. Промышленная теплотехника. М.: Гос-энергоиздат. 1956.
  91. А. Д., Бойко А. М., Губанок Н. И. и др. Парогазовые установки компрессорных станций // Промышленная энергетика. 1997. № 3. С. 33−37.
  92. Л. Д., Логинов И. Д. Паровые и газовые турбоустановки: Учебное пособие для техникумов.- М.: Энергоатомиздат, 1988. 352с.: ил.
  93. Л. С., Гордеев В. В., Петров Ю. В. Котлы утилизаторы для парогазовых установок // Теплоэнергетика. 1999. № 9. С. 34−36.
  94. А. И. Экономическая эффективность сооружения парогазовых ТЭЦ // Промышленная энергетика. 2000. № 3. С. 12−15.1. PROGRAM nasos
  95. ЦИКЛ ПО ТЕМПЕРАТУРЕ ОТХОДЯЩИХ ГАЗОВ1. DO 10 Т=120,850,101. Tcic=T+2731. REZ (1)=Т
  96. CALL teplgaz (gco2,go2,gn2,gh2o, meo2, mo2,mn2,mh2o, mR, Reo2, Ro2, Rn2, lRh2o, Rg, Cpco2, Cpo2,Cpn2,Cph2o, Cveo2, Cvo2,Cvn2, Cvh2o, Cpg, Cvg, kg, 2Tcic)
  97. CALL teplpar (Pkr, Tkr, rokr, Rp, A7, A8,A9,A10,A11,A12,A13,A14,A15, lPn, Cpp, Tcic, kp)
  98. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ МОКРОГО ТЕРМОМЕТРА
  99. Ю=Срд*Т+ (r0+Cpp*T) *d0 dI0=5.0
  100. С ЦИКЛ ПО ВЛАГОСОДЕРЖАНИЮ ПАРОГАЗОВОЙ СМЕСИ
  101. DO 100 d=0,dopt, 0.01 REZ (2)=d Tcic=T+273
  102. CALL teplgaz (gco2,go2,gn2,gh2o, mco2, mo2,mn2,mh2o, mR, Rco2, Ro2,Rn2, lRh2o, Rg, Cpco2, Cpo2,Cpn2,Cph2o, Cvco2, Cvo2,Cvn2,Cvh2o, Cpg, Cvg, kg, 2Tcic)
  103. CALL teplpar (Pkr, Tkr, rokr, Rp, A7, A8,A9,A10,All, A12, A13, A14, A15, lPn, Cpp, Tcic, kp) с ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ПАРОГАЗОВОЙ СМЕСИ
  104. Gcm=Gg*(l+d+d0) REZ (15)=Gcm qp=(d+dO)*Gg/Gcm qg=Gg/Gem Rcm=Rg*qg+Rp*qp ' REZ (16)=Rcm Pp=(d+dO)*Pcm/(0.622+d+dO)с ТЕМПЕРАТУРА СМЕСИ НА ВЫХОДЕ ИЗ ВОЗДУХООХЛАДИТЕЛЯ:
  105. TO=(Cpg*T+(rO+Cpp*T)*d0+Cpz*Tzl*d-r0*(d+dO))/ 1(Cpg+Cpp*(d+dO)) REZ (12)=T0 Tcic=T0+273
  106. CALL teplgaz (gco2,go2,gn2,gh2o, mco2, mo2,mn2,mh2o, mR, Rco2, Ro2,Rn2, lRh2o, Rg, Cpco2, Cpo2,Cpn2,Cph2o, Cvco2, Cvo2,Cvn2,Cvh2o, Cpg, Cvg, kg, 2Tcic)
  107. Та=Т0-Са**2/(2*kad*Rcm/(kad-1))
  108. Ра=Р0*(1-(1+Evt)*Са**2/(2*Ср*1000*(ТО+273)))
  109. Fa=Rcm*Gcm*(Та+273)/(Ра*Са)
  110. Dk=SQRT (4*Fa/(3.14*(1-Evt**2)))
  111. DOO=Evt*Dk Dsr=Dk*(1+Evt)/2 h=(Dk-DOO)/21. ЦИКЛ ПО СТЕПЕНИ СЖАТИЯ
  112. DO 1000 PIk=2,6,2 REZ (3)=PIк Tcic=T0+273
  113. CALL teplgaz (gco2, go2, gn2, gh2o, mco2, mo2, mn2,mh2o, mR, Rco2, Ro2, Rn2, lRh2-o, Rg, Cpco2, Cpo2, Cpn2, Cph2o, Cvco2, Cvo2, Cvn2, Cvh2o, Cpg, Cvg, kg, 2Tcic)
  114. CALL teplpar (Pkr, Tkr, rokr, Rp, A7, A8, A9, A10, All, A12, A13, A14, A15, lPn, Cpp, Tcic, kp)
  115. ПАРАМЕТРЫ СУХОГО ГАЗА ПРИ ТЕМПЕРАТУРЕ ТО Tag=T0-Ca**2/(2*kg*Rg/(кд-1))
  116. ПАРАМЕТРЫ ВЛАЖНОГО ГАЗА ПРИ ТЕМПЕРАТУРЕ ТО
  117. PIl=(l+(n-l)*Lncct/(n*Rcm*(Ta+273)))**(n/(n-1)) dTct=Lncct*(n-1)/(n*Rcm)
  118. PInocl=(l/((Ta+27 3)/dTct+Z-1)+1)**(n/(n-1))
  119. Hadct=(kad/(kad-1))*Rcm*(Ta+27 3)*(PI1**((kad-1)/kad)-1)1. Uk=SQRT (Hadct*g/H)
  120. KPDn=n*(kad-1)/((n-1)*kad)1.t=Lncct/KPDndCu=Lct*g/Uk1. Clu=(Uk-dCu)/21. C1=SQRT (Ca**2+Clu**2)
  121. ПАРАМЕТРЫ НАСЫЩЕНИЯ ВОДЯНОГО ПАРА
  122. Pp=(d+d0)* Рк/(0.622+d+dO) Ppci=Pp/(9.81*10**4)
  123. Tn=22.478+0.16 868*Pp-1.2369E-8*Pp**2+4.04E-14*Pp**3−4.55E l-20*Pp**4 REZ (14)=Tnr=24 4 2.5−0.0038 6*Pp+2.7 9E-8*Pp**2−9.03E-14*Pp**3+lE-19* 1Pp * * 4
  124. РАСЧЕТ ТЕПЛООБМЕННОГО АППАРАТА
  125. Tgl=Tk-273 Tg2=45 dTb=Tgl-Tz2 dTm=Tg2-TzldTsr=(dTb-dTm)/LOG (dTb/dTm) dTzsr=(Tzl+Tz2)/2 dTgsr=dTzsr+dTsr Tcic=dTgsr+273
  126. CALL teplgaz (gco2,go2,gn2,gh2o, mco2, mo2,mn2,mh2o, mR, Rco2, Ro2,Rn2, lRh2o, Rg, Cpco2, Cpo2,Cpn2,Cph2o, Cvco2, Cvo2,Cvn2,Cvh2o, Cpg, Cvg, kg, 2Tcic)
  127. CALL teplpar (Pkr, Tkr, rokr, Rp, A7, A8,A9, A10, All, A12, A13, A14, A15, lPn, Cpp, Tcic, kp)
  128. СКОРОСТЬ ПАРОГАЗОВОГО ПОТОКА В МЕЖТРУБНОМ ПРОСТРАНСТВЕ1. Wl=Gcm/(4*Ssg*ro)mg=0.544Е-6*(dTsr+273)**0. 62mp=2.235E-6*(dTsr+27 3)**1.5/(dTsr+273+961)mcm=(qp*mp+l.6*qg*mg)/(l+0.61*qg)
  129. КОЭФФИЦИЕНТ ТЕПЛООТДАЧИ КОНВЕКЦИЕЙ
  130. RE=Wl*dim*ro/mcm NCJ=0. 356*RE**0. 6*ef alg=NU*l/dim
  131. КОЭФФИЦИЕНТ ТЕПЛООТДАЧИ ОТ ПАРОГАЗОВОЙ СМЕСИbett=alg/(Ср*1000)1. Tctl=40+2731. Tcond=(Tn+Tctl+273)/2
  132. Pet 1=22 115 000*EXP (5.077 6−12.2384/(Tcond/647.27)-12.0571* llog (Tcond/647,27)+7.1544*(Tcond/647.27)) Pctci=Pctl/(9.81*10**4) alcm=alg+(r*bett*(Ppci-Pctci))/dTsr
  133. GrPr=d**3*rov**2*bet*dT2*g/muv**2 if (Tct2.lt.80) THEN muctv=4 06E-6 ELSEmuctv=315E-6 ENDIF1. (REv.LT.3500) THEN
  134. NUv=0.8*(REv*PR*d/Ltr)**0.4*GrPr**0.1 *(muv/muctv)**0 .14 else
  135. NUv=0.022*REv**0.8*PR**0.4*(muv/muctv)**0.14 endifalv=NUv*Lamv/0.0211. С КОЭФФИЦИЕНТ ТЕПЛООТДАЧИ
  136. КК=1/(1/alcm+l/alv+l/Rct) qpot=KK*dTsr dT22=qpot/alv Tz22=dTzsr+dT22/2 F22=Q/(4*qpot)с РАСЧЕТ ТУРБИНЫ1. Tcic=Tg2+273
  137. CALL teplgaz (gco2,go2,gn2,gh2o, mco2, mo2,mn2,mh2o, mR, Rco2, Ro2,Rn2, lRh2o, Rg, Cpco2, Cpo2,Cpn2,Cph2o, Cvco2, Cvo2,Cvn2,Cvh2o, Cpg, Cvg, kg, 2Tcic)
  138. Hzt=Cpg*(Tg2+273)*(1-(Pcm/Pk)**((kg-1)/kg))1. Cpt=SQRT (2*Hzt*1000)1. Usrt=0.8*Cpt
  139. Clt=fi*SQRT (2*(1-reak)*Hzt*1000)
  140. Wlt=SQRT (Clt**2+Usrt**2−2*Clt*Usrt*cos (alfl*pi/180))sinbetl=Clt*(sin (alfl*pi/180))/Witbetl=ASIN (sinbetl)*180/pi
  141. W2t=pci*SQRT (Wlt**2+2*reak*Hzt*1000)
  142. Psa=Pk*(1-(1-reak)*Hzt/(Cpg*(Tg2+273)))**(kg/(kg-1))1. Otn=Psa/Pk
  143. Tt=Tg2+273-fi**2*(1-reak)*Hzt/Cpg с ПАРАМЕТРЫ ГАЗА НА ВЫХОДЕ ИЗ ТУРБИНЫ
  144. Prl=Psa*EXP ((kad/(kad-1))*LOG (l-reak*Hzt/(Cpg*Tt)))
  145. Trl=Tt-pci**2*reak*Hzt/Cpg+(l-pci**2)*Wlt**2/(2*Cpg*1000) REZ (40)=Trl-273sinbet2=sinbetl*Psa*Trl*Wlt/(Prl*Tt*W2t) bet2=asin (sinbet2)*180/pi
  146. C2t=SQRT (W2t**2+Usrt**2−2*W2t*Usrt*cos (bet2*pi/18 0))sinalf2=W2t*sinbet2/C2talf2=asin (sinalf2)*180/pi1. C2a=C2t*sinalf21. C2u=C2t*cos (alf2*pi/180)
  147. Kpdu=2*Usrt*(Wit * cos (betl*pi/180)+W2t*cos (bet2*pi/180))/Cpt**2 KPDoe=0.98 *KPDu DSRT=60*Usrt/(pi*ob)1.l=Gg*Rg*Tt/(pi*Dsrt*Psa*Clt*sin (alfl*pi/180))с МОЩНОСТЬ ТУРБИНЫ
  148. Nt=1000*Gg*Hzt*KPDoe REZ (8)=Nt Lt=1000*Hzt*0.8 Kpr=Q/(Nkp-Nt) Kpp=Q/(Lnc*Gcm) REZ (4)=Kpr
  149. С ЭКСЕРГЕТИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ СИСТЕМЫ1. T11=T1. Tcic=Tll+273
  150. CALL TEPLGAZ (gco2,go2,gn2,gh2o, шсо2, mo2, mn2, mh2o, mR, Rco2, Ro2 1, Rn2,Rh2o, Rg, Cpco2, Cpo2,Cpn2,Cph2o, Cvco2, Cvo2,Cvn2,Cvh2o, Cpg, 2Cvg, kg, Tcic)
  151. CALL TEPLPAR (Pkr, Tkr, rokr, Rp, A7, A8, A9, A10,AI1,A12,A13, 1A14, A15, Pn, Cpp, Tcic, kp) Cpgll=Cpg Cppll=Cpp1. Tcic=Tokr+273
  152. CALL TEPLGAZ (gco2,go2,gn2,gh2o, mco2, mo2,mn2,mh2o, mR, Rco2, Ro2 1, Rn2,Rh2o, Rg, Cpco2, Cpo2,Cpn2,Cph2o, Cvco2, Cvo2,Cvn2,Cvh2o, Cpg, 2Cvg, kg, Tcic)
  153. CALL TEPLPAR (Pkr, Tkr, rokr, Rp, A7, A8, A9, A10, All, A12, A13, lA14, A15,Pn, Cpp, Tcic, kp) Cpg00=Cpg CppOO=Cpp
  154. Cpgl=(Cpgll+CpgOO)/2 Cppl=(Cppll+CppOO)/2 PpOO=POO*qp*Rp/Rcm Ppll=Pcm*qp*Rp/Rcm
  155. Ell=Cpgl*1000*(Tll-Tokr)-Tokr*(Cpgl*1000*LC>G (Tll/Tokr) l-Rg*LOG ((Pcm-Ppll)/Р00))
  156. Elz=(Cpz*1000*(Tlm-Tokr)-Tokr*(Cpz*1000*LOG (Tlm/Tokr))) Elks=(Tlm-Tokr)*r0*1000/Tlm
  157. Elp=Cppl*1000*(Tll-Tlm)-Tim*(Cppl*1000*LOG (Г11/Г1т)-Rp* 1LOG (Ppll/PpOO)) E12=Elz+Elks+Elp1. С СУММАРНАЯ ЭКСЕРГИЯ1. El=Ell+dO*E12с ЭКСЕРГИЯ ЗА ВОЗДУХООХЛАДИТЕЛЕМ1. Т21=Т01. Tcic=T21+273
  158. CALL TEPLGAZ (дсо2,до2,gn2,gh2o, mco2, mo2,mn2,mh2o, mR, Rco2, Ro2 1, Rn2,Rh2o, Rg, Cpco2, Cpo2,Cpn2,Cph2o, Cvco2, Cvo2,Cvn2,Cvh2o, Cpg, 2Cvg, kg, Tcic)
  159. CALL TEPLPAR (Pkr, Tkr, rokr, Rp, A7, A8,A9,A10,All, A12, A13, 1A14, A15,Pn, Cpp, Tcic, kp)1. Cpg21=Cpg Cpp21=Cpp
  160. Cpg2=(Cpg21+Cpg00)/2 Cpp2=(Cpp21+Cpp00)/2 Cp2=Cpg2*qg+Cpp2*qp Pp21=Pcrti*qp*Rp/Rcm
  161. E21=Cpg2*1000*(T21-Tokr)-Tokr*(Cpg2*1000*LOG (T21/Tokr) l-Rg*LOG ((Рсш-Рр21)/Р00))
  162. E2z=(Cpz*1000*(Tlm-Tokr)-Tokr*(Cpz*1000*LOG (Tlm/Tokr))) E2ks=(Tlm-Tokr)*r0*1000/Tlm
  163. E2p=Cpp2*1000*(Т21-Т1Ш)-Tim*(Cpp2*1000*LOG (T21/Tlm)-Rp* 1L0G (Pp21/Pp00)) E22=E2z+E2ks+E2p E2=E21+(d+dO)*E22
  164. E22p=Cpp2*1000*(T21-Tokr)-Tokr*(Cpp2*1000*LOG (T21/Tokr)-Rp* 1LOG (Pp21/Pp00))1. СУММАРНАЯ ЭКСЕРГИЯ1. E2k=E21+E22p*(d+dO)1. ЭКСЕРГИЯ ЗА КОМПРЕССОРОМ1. T31=Tk-273 Tcic=T31+273
  165. CALL TEPLGAZ (gco2,go2,gn2,gh2o, mco2, mo2,mn2,mh2o, mR, Rco2, Ro2 1, Rn2,Rh2o, Rg, Cpco2, Cpo2,Cpn2,Cph2o, Cvco2, Cvo2, Cvn2, Cvh2o, Cpg, 2Cvg, kg, Tcic)
  166. CALL TEPLPAR (Pkr, Tkr, rokr, Rp, A7, A8,A9,A10,All, A12, A13, 1A14, A15,Pn, Cpp, Tcic, kp) Pp31=Pk*qp*Rp/Rcm Cpp31=Cpp Cpg31=Cpg
  167. Cpg3=(Cpg31+Cpg00)/2 Tcic=Tn+27 3
  168. CALL TEPLPAR (Pkr, Tkr, rokr, Rp, A7, A8,A9,A10,All, A12, A13, 1A14, A15,Pn, Cpp, Tcic, kp) Cppn=Cpp
  169. Cpp3=(Cpp31+Cppn)/2 Cp3=Cpg3*qg+Cpp3*qp
  170. E31=Cpg3*1000*(T31-Tokr)-Tokr*(Cpg3*1000*LOG (T31/Tokr) l-Rg*LOG ((Pk-Pp31)/Р00))
  171. E32p=Cpp3*1000*(T31-Tokr)-Tokr*(Cpp3*1000*LOG (T31/Tokr) l-Rp*LOG (Pp31/Pp00))
  172. СУММАРНАЯ ЭКСЕРГИЯ БЕЗ УЧЕТА КОНДЕНСАЦИИ1. E3=E31+(d+dO)*Е32р
  173. E3z=(Cpz*1000*(Tn-Tokr)-Tokr*(Cpz*1000*LOG (Tn/Tokr))) E3ks=(Tn-Tokr)*r*1000/Tn
  174. E3p=Cpp3*1000*(T31-Tn)-Tn*(Cpp3*1000*LOG (T31/Tn)-Rp*LOG1(Pp31/P00))1. E32=E3z+E3p+E3ks
  175. СУММАРНАЯ ЭКСЕРГИЯ С УЧЕТОМ КОНДЕНСАЦИИ1. E3ta=E31+(d+dO)*Е32
  176. ЭКСЕРГИЯ ЗА ТЕПЛООЕМЕННЫМ АППАРАТОМ1. Т41=Тд2 Tcic=T41+27 3
  177. CALL TEPLGAZ (дсо2, до2, gn2,gh2o, шсо2, mo2,mn2,rah2o, mR, Rco2, Ro2 1, Rn2,Rh2o, Rg, Cpco2, Cpo2,Cpn2,Cph2o, Cvco2, Cvo2,Cvn2,Cvh2o, Cpg, 2Cvg, kg, Tcic) Cpg41=Cpg1. Cpg4=(Cpg41+Cpg00)/2
  178. Е4l=Cpg4 * 1000*(T41-Tokr)-Tokr*(Cpg4*1000*LOG (T41/Tokr) l-Rg*LOG (Pk/P00))
  179. E4tr=Cpg4*1000*((T41+273)-Tt)-Tt*(Cpg4*1000*LOG ((T41+273)/Tt) l-Rg*LOG (Pk/P00))с ЭКСЕРГИЯ КОНДЕНСАТА
  180. E42=(Cpz*1000*(Tn-Tokr)-Tokr*(Cpz*1000*LOG ((Tn+273)/ 1(Tokr+273))))с ЭКСЕРГИЯ ЗА ТУРБИНОЙ1. T51=Tt-273 Tcic=T51+273
  181. CALL TEPLGAZ (gco2,go2,gn2,gh2o, mco2, mo2,mn2,mh2o, mR, Rco2, Ro2 1, Rn2, Rh2o, Rg, Cpco2, Cpo2,Cpn2,Cph2o, Cvco2, Cvo2,Cvn2,Cvh2o, Cpg, 2Cvg, kg, Tcic) Cpg51=Cpg
  182. Cpg5=(Cpg51+Cpg00) /2 taul=l-(Tokr+273)/Tt
  183. E5=Cpg5*1000*(Tt-(Tokr+273))*taul-Tokr*(Cpg5*1000*LOG (Tt/ 1(Tokr+273))-Rg*LOG (Prl/P00))с ЭКСЕРГИЯ ПОДВОДИМОЙ ВОДЫtau=l-Tokr/Tzl E6=Cpz*1000*(Tzl-Tokr)*tauс ЭКСЕРГИЯ ВОДЫ НА ВЫХОДЕ ИЗ ТЕПЛООБМЕННИКА
  184. E7=Cpz*1000*(Tz2-Tokr)-Tokr*(sz2-sokr)*1000с ЭКСЕРГИЯ КОМПРЕССОРА И ТУРБИНЫ1. Ek=Nkp/0.8 Et=Nt*0.85
  185. С ЭКСЕРГИЯ НАСОСА ДЛЯ ВПРЫСКА1. Enas=(Pv/rov)/KPDnasс ЭКСЕРГИЯ НАСОСА ДЛЯ ТЕПЛООБМЕННОГО АППАРАТА1. Ent=(Pnt/rov)/KPDnt
  186. С ПОТЕРИ ЭКСЕРГИИ В ВОЗДУХООХЛАДИТЕЛЕ
  187. Dks=Gg*El+d*Gg*E6+Enas*d*Gg-Gg*E2
  188. Dta=Gg*E3ta+Gv*E6+Gv*Ent-E4l*Gg-E42*Gg*(d+dO)-E7*Gv Eta=Gg*E3+Gv*E6+Gv*Ent
  189. KPDta=l-Dta/Eta REZ (26)=Dta REZ (30)=Eta REZ (34)=KPDta1. ПОТЕРИ ЭКСЕРГИИ В ТУРБИНЕ1. Dtr=Gg*E4tr-Gg*E5-Et1. Etr=Gg*E4tr1. KPDtr=l-Dtr/Etr1. REZ (27)=Dtr1. REZ (31)=Etr1. REZ (35)=KPDtr
  190. ЭКСЕРГЕТИЧЕСКИЙ КПД СИСТЕМЫ
  191. KPD=1-(Dks+Dkp+Dta+Dtr)/(Eks+Ekp+Eta+Etr)
  192. KPDcic=KPDks*KPDkp*KPDta*KPDtr1. REZ (5)=KPDcic
  193. FORMAT (3X, 'T', 7X, 'd', 7X, 'Pik', 7X, 'Kpr ', 7X, 'KPD')
  194. FORMAT (6X,'T', 10X,'d', 10X,'Pik', 10X,'Nkp', 10X,'Q*, 10X,' Nt')
  195. FORMAT (3X, 'T', 10X, 'd', 10X, 'pik', 12X, 'Lnc', 12X, 'Qg', 12X, 'Qp')
  196. FORMAT (3X, 'T', 6X, 'd', 6X, 'pik', 5X, 1 TO', 5X, 1Tk1,5X, 'Tn', 5X, 'Tt1)
  197. FORMAT (3X, 'T', 6X, 'd', 6X, 'pik', 5X, 'Gem', 5X, 'Rem1,5X, 'n')
  198. FORMAT (5X, 1T', 9X, 'd1,9X,'pik', 4X, 'Lncg', 7X,'ng', 7X, 'Lnc', 7X, 'n'
  199. FORMAT (6X,'T', 10X,'d', 10X,'pik', 7X,'kg', 7X, 1kad', 7X,'Ladg', 7X, 1'Lad')
  200. FORMAT (6X,'T', 12X,'d', 12X,'pik', 10X,'Dks', 10X,'Dkp', 10X,'Dta', 110X,'Dtr')
  201. FORMAT (6X,' T', 12X,'d', 12X,'pik', 10X,'Eksr, 10X,'Ekp', 10X,'Eta', 110X,'Etr 1)
  202. FORMAT (4X, 1T', 6X,'d', 6X,'pik', 5X,'KPDks', 5X,'KPDkp1,5X, 1'KPDta', 5X, 'KPDtr', 4X, 'KPDcic')
  203. FORMAT (4X,'T', 6X,'d', 6X,'pik', 5X,'Ilm', 5X,'Tim', 5X, 1'dira')
  204. WRITE (5,49) (REZ (i, i=l, 5)
  205. WRITE (6,50) (REZ (i, 1=1,3), (REZ (i), 1=6,8)
  206. WRITE (7,51) (REZ (i, 1=1,3), (REZ (i), 1=9,11)
  207. WRITE (8,52) (REZ (i, 1=1,3), (REZ (i), 1=12,14), REZ (40)
  208. WRITE (9,53) (REZ (i, i=l, 3), (REZ (i), 1=15,17)
  209. WRITE (10,54)(REZ (i, i=l, 3), (REZ (i), 1=18,19), REZ (9), REZ (17)
  210. WRITE (11,55) (REZ (i, 1=1,3), (REZ (i), i=20,23)
  211. WRITE (12,59) (REZ (i, 1=1,3), (REZ (i), i=36,38)
  212. WRITE (13,57)(REZ (1, 1=1,3), (REZ (i), 1=24,27)
  213. WRITE (14,57) (REZ (i, 1=1,3), (REZ (i), i=28,31)
  214. Rg=gco2*Rco2+go2*Ro2+gn2*Rn2+gh2o*Rh2o
  215. Cpco2=0.8725+0.2 406*Tcic
  216. Cvco2=0.6837+0.2 406*Tcic
  217. Cpo2=0.919+0.10 65*Tcic
  218. Cvo2=0.6594+0.1 065*Tcic
  219. Cpn2=l.032+0.8 954 999*10D-5*Tcic
  220. Cvn2=0.7 304+0.8 954 999*10D-5*Tcic
  221. Cph2o=l.833+0.00031ll*Tcic
  222. Cvh2o=l.372+0.3 111*Tcic
  223. Cpg=gco2*Cpco2+go2*Cpo2+gn2*Cpn2+gh2o*Cph2o
  224. Cvg=gco2*Cvco2+go2*Cvo2+gn2*Cvn2+gh2o*Cvh2okg=Cpg/Cvgreturnend
  225. SUBROUTINE teplpar (Pkr, Tkr, rokr, Rp, A7, A8,A9,A10,All, A12, A13, 1A14, A15,Pn, Cpp, Tcic, kp)
  226. REAL Pkr, Tkr, rokr, Rp, A7, A8,A9,A10,A11,A12,A13,A14,A15, Pn, Cpp, ITcic, kp Rp=4 61
  227. Pkr=22 100 000 Tkr=64 7 rokr=317.76 A7=5.7 762 A8=-12.2364 A9=-12.0571 A10=7.15 442 All=l.123 096 A12=0.4341 A13=1.3167 A14=22.771 A15=-16.2 385
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!