Студопедия

КАТЕГОРИИ:

Главная
Случайная страница
Познавательное
Новые статьи
Контакты
Заказать работу

Архитектура-(3434)Астрономия-(809)Биология-(7483)Биотехнологии-(1457)Военное дело-(14632)Высокие технологии-(1363)География-(913)Геология-(1438)Государство-(451)Демография-(1065)Дом-(47672)Журналистика и СМИ-(912)Изобретательство-(14524)Иностранные языки-(4268)Информатика-(17799)Искусство-(1338)История-(13644)Компьютеры-(11121)Косметика-(55)Кулинария-(373)Культура-(8427)Лингвистика-(374)Литература-(1642)Маркетинг-(23702)Математика-(16968)Машиностроение-(1700)Медицина-(12668)Менеджмент-(24684)Механика-(15423)Науковедение-(506)Образование-(11852)Охрана труда-(3308)Педагогика-(5571)Полиграфия-(1312)Политика-(7869)Право-(5454)Приборостроение-(1369)Программирование-(2801)Производство-(97182)Промышленность-(8706)Психология-(18388)Религия-(3217)Связь-(10668)Сельское хозяйство-(299)Социология-(6455)Спорт-(42831)Строительство-(4793)Торговля-(5050)Транспорт-(2929)Туризм-(1568)Физика-(3942)Философия-(17015)Финансы-(26596)Химия-(22929)Экология-(12095)Экономика-(9961)Электроника-(8441)Электротехника-(4623)Энергетика-(12629)Юриспруденция-(1492)Ядерная техника-(1748)

Гідравлічний розрахунок напірних конденсатопроводів 3 страница


⇐ Предыдущая12345678Следующая ⇒


Рис. 8.2. Схема гарячого водопостачання з нижнім баком-акумулятором 1 – подавальний та зворотній трубопровід теплової мережі 2 – підігрівач системи ГВП; 3 – бак акумулятор; 4 – система ГВП; 5 – циркуляційний трубопровід; 6 –циркуляційний насос; 7 – холодна вода з водопроводу; 8 – підвищувальний насос системи ГВП. 		    Рис. 8.3. Система гарячого водопостачання з безпосереднім нагрівання води пари Розрахункову витрату мережної води для визначення діаметрів труб в водяних теплових мережах при якісному регулюванні кількості теплоти визначають окремо для опалення, вентиляції і гарячого водопостачання.   1) На опалення:   2) На вентиляцію:   де t1.0¢,t2.0¢ - max температура мережної води в подавальному та зворотному трубопроводі.   3) На гаряче водопостачання:
   
24. Індивідуальний тепловий ввід промислового об’єкту з використанням насиченої пари на технологію. .   Рис. 45.2. Залежна схема приєднання споживачів до парових мереж Насичена пара подається на гребінку високого тиску з якої розподіляється до технологічних споживачів. За допомогою редукційного клапану тиск пари зменшується, а вона подається на гребінку низького тиску і розподіляється до санітарно – технічних споживачів. Конденсат від гребінок та після споживачів через конденсатовідвідник збирається до закритого баку збору конденсату в якому підтримується надлишковий тиск за допомогою регулятора тиску. Температура конденсату в баці може перевищувати 100°, при зменшенні тиску в баці збору конденсату частка конденсату скипає та пара вторинного скипання подається на пароводяний підігрівач системи ГВП. Якщо рівень конденсату в баці досягає верхньої відмітки вмикаються конденсатні насоси, які перекачують конденсат на джерело теплоти. Коли рівень конденсату досягає нижньої відмітки, конденсатні насоси вимикаються.     25. Використання сонячної енергії для теплопостачання промислових об,єктів. Принцип розрахунку. Системи сонячного теплопостачання поділяють на пасивні та активні. Рис. 25.1. Пасивна гелео система опалення (стіна Тромба) Рис. 25.2. Активна гелео система гарячого водопостачання (двоконтурна з примусовою циркуляцією). Види колекторів сонячної енергії:
   
   
   
Рис. 25.4. Вакуумований геліоприймач. Вакуумований простір здійснюється для зменшення конвективних тепловтрат. Тому в вакуумному колекторі вода може нагріватися до 200°С і більше. Рис. 25.5. Фукусуючий геліоприймач В фокусуючих концентраторах досягається температура 400°С. Найбільш розповсюджені та найбільш дешеві плоскі колектори. Існують також слідкуючі системи сонячного теплопостачання, в яких колектор обертається за сонцем. В системах сонячного теплопостачання використовують акумулятори теплоти. Найбільш ефективні водяні акумулятори. Також використовують акумулятори фазового переходу. Це акумулятори які використовують теплоту фазового переходу різних матеріалів. В основному парафінові. В повітряних системах використовують твердотільні акумулятори теплоти: керамічні або галечні (морська галька). Акумулятори теплоти поділяються на добові, тижневі та сезонні. Розрахунок систем сонячного теплопостачання виконують за ВСН 52-86. Вихідні дані для розрахунку: теплові навантаження; інформація по надходженню сонячної радіації; інформація про температуру зовнішнього повітря. Метою розрахунку є визначання площі колектора сонячної енергії та об’єму баку аккумулятора.     26. Індивідуальний тепловий ввід промислового об,єкту з використанням перегрітої пари на технологію.   Незалежна схема підключення споживачів до парових мереж
   
27. Системи опалення промислових об’єктів. Використа-ння ВЕР, економія палива.         28. Редукційно-охолоджувальна установка. Баланс. Схема. Галузь використання. Рис. 28.1. Схема редукційно-охолоджувальної установки. 1. Перегріта пара Р1,t1,Dп,і1; 2. Редукційний клапан для зменшення тиску з Р1 до Р2; 3. Камера охолодження; 4. Форсунки для розбризкування води; 5. Холодна вода; 6. Пара з параметрами Р2,t2,Dо,і2; Тепловий баланс редукційно-охолоджувальної установки Складемо тепловий баланс редукційно-охолоджувальної установки: Q1=Q2+Q3, де Q1 – кількість теплоти, яка вийшла з редукційно-охолоджувальної установки (РОУ); Q2 – кількість теплоти, яка надійшла в РОУ з перегрітою парою; Q3 – кількість теплоти, яка надійшла в установку з водою. Визначаємо складові теплового балансу: Q1 = Dо×i2, Q2 = Dп× i1, Q3 = Gx×с×tх, D0 = Dп+Gx, де D0 – витрата пари після РОУ; i2 – ентальпія пари після РОУ; Dп – витрата пари до змішування; i1 – ентальпія пари перед РОУ; с – теплоємність води; tх – температура води; Gx – витрата води. Визначаємо витрату холодної води для РОУ за формулою: ,
   
   
   
29. Використання ВЕР у вигляді теплоти конденсату. Схеми. Економія палива. Рис. 29.1. Схема використання теплоти конденсату для нагрівання води для системи гарячого водопостачання.   Кількість теплоти яку містить конденсат визначають за формулою: , де Qпр – кількість теплоти, яка проходить з прольотною парою; Qв – кількість теплоти, яка міститься в конденсаті, який знаходиться у вигляді води; Qвп – кількість теплоти пари вторинного скипання. Кількість теплоти, яка міститься в прольотній парі визначають за формулою: Qпр=Dпр*r, де Dпр – витрата прольотної пари; r – теплота пароутворення. Витрату прольотної пари визначають за формулою: Dпр=Хпр*Gк, де Хпр – частка пари, яка проходить через конденсатовідводник (залежить від конструкції і температури). Gк – витрата конденсату.       Кількість теплоти, яка міститься в конденсаті, який знаходиться у вигляді води визначають за формулою: Qв=c*tк*Gк, де tк – температура конденсату; с – теплоємність води. Кількість теплоти, яка міститься в парі вторинного скипання визначають за формулою: Qвп=Dвп*rк, де Dвп – витрата пари вторинного скипання; rк – теплота пароутворення при тиску на кінці ділянки. Витрату пари вторинного скипання визначають за формулою: Dвп=X*Gк, де Х – частка конденсату, яка пер. в пару вторинного скипання. Вона залежить від тиску в кінці ділянки і густини. Таким чином кількість теплоти яку містить конденсат визначають за формулою: Qк = Gк*(r*Хпр+c*tк+Х*rк), Економія палива за рахунок використання теплоти ВЕР визначається за формулою: , де Qк – кількість теплоти яку ми отримуємо за рахунок використання ВЕР; h - ККД котельні яку ми використовуємо; Qрн – нижча теплота згоряння палива.  
   
30. Трасування теплових мереж по території промислового об’єкту. Генплан. Розміщення рухомих і нерухомих опор при надземному прокладанні. На території промислового підприємства використовується надземне прокладання теплових мереж на високих та низьких опорах, та на кронштейнах по стінах будівль. Переваги надземного прокладання: - менша вартість земляних робіт; - покращення контролю за роботою теплових мереж та спрощення експлуатації; - відсутність впливу ґрунтових вод. Недоліки надземного прокладання: - необхідно врахувати вплив навколишнього середовища (вітру, снігу); - неестетичність. Способи надземного прокладання. 1. Прокладання теплових мереж на низьких залізобетонних опорах. Трубопроводи теплових мереж прокладають на рухомих та нерухомих опорах під кожну з яких встановлюють залізобетонні опорні конструкції. Відстань від низу ізоляції трубопроводу до землі не менше 0,35 метра для двотрубної прокладки та 0,5 метра для трьох та більше трубопроводів. Існують конструкції рухомих та нерухомих опор для прокладання трубопроводів меншого діаметра по трубопроводах більшого діаметра. Висота низьких залізобетонних опор 0,5 – 2 м. Цей спосіб прокладки трубопроводів найдешевший. 2. На високих залізобетонних опорах. Висота високих залізобетонних опор 2 – 6 м. Використовують при прокладання через автомобільні та залізничні шляхи. 3. Прокладання на щоглах. При прокладанні на щоглах трубопроводи підвішуються на канатах (на вантах) які виконують роль рухомих опор. 4. Прокладання по стінам будівель. Цей спосіб є одним з найдешевших способів який потребує перевірки міцності будівельних конструкцій та розрахунку на опрокидування. 5. Прокладання на естакадах. Покладання буває одноярусне та багатоярусне. На естакадах прокладають п’ять та більше трубопроводів. При прокладанні на естакадах потрібно здійснювати розрахунок рівномірного завантаження естакади з двох сторін. Цей спосіб найдорожчий.     При надземному прокладанні використовують хомутові нерухомі опори. Рис. 5.4. Хомутова нерухома опора При прокладанні трубопроводів під мостами використовують підвісні рухомі опори. Рис. 5.5. Підвісна рухома опора Метою розрахунку підвісної рухомої опори є визначення довжини сталевого дроту який повинен забезпечувати рух трубопроводу при температурних подовженнях. Δ l 0=α· l ·(τmax- tм), (5.2) де α – коефіцієнт температурного подовження матеріалу трубопроводу; l – відстань між рухомими опорами; τmax – максимальна температура теплоносія; tм – температура монтажу трубопроводу. Відстань між рухомими та нерухомими опорами залежить від температури та тиску теплоносія, діаметра трубопроводу та в деяких випадках від способу прокладання а також відстань можна визначити залежно від компенсуючої здатності компенсатора. Для стандартних компенсаторів відстань між рухомими та нерухомими опорами наведена в таблицях.
   
   
   
31. Використання ВЕР у вигляді теплоти димових газів. Рис. 31.1. Схема використання теплоти димових газів після киснево-конверторних печей. 1. Киснево-конверторна піч 2. Шахта для спалювання димових газів 3. Пальник 4. Пароперегрівач 5. Перший ступінь підігрівача 6. Другий ступінь підігріву 7. Паровий акумулятор 8. Турбіна для виробництва енергії 9. Конденсатор 10. Насос   Димовими газами можна підігрівати дуттьове повітря печі, живильну воду котла та сировину для печі. Для підігрівання живильної води використовують економайзери, які розміщуються у димоходах. Розрахунок економайзера здійснюється з метою визначення кількості трубок, кількості рядів з умови що швидкість димових газів повинна бути від 6 до 9 м/с. Температура води на вході в економайзер повинна бути на 20 °С вище за температуру точки роси, а на виході з економайзера на 20 °С нижче за температуру скипання при відповідному тиску.       Кількість теплоти, яка поглинається в економайзері визначають за формулою.  
Q=V(i''- i'+Δi) 100-q5
 

 

де V – витрата димових газів

i'', i' – ентальпія димових газів на вході та на виході з економайзера

Δi – збільшення ентальпії при проходженні економайзера

q5 – втрати теплоти.

Температуру води на виході з економайзера визначають за формулою:

 

tвих= tвх+ Q
с·G

 

де с – теплоємність води; G – витрата води; tвх – температура води на вході в економайзер

Для використання теплоти димових газів існують котли утилізатори які виробляють пару. Ентальпію пари на виході з котла визначають за формулою:

 

iвих= iвх+ Q
Dп

 

де Dп – витрата пари на виході з котла утилізатора; iвх – ентальпія води на вході в котел.

Використання теплоти димових газів після киснево-конверторних печей, димові гази які містять значну кількість СО

 
   
32. Вибір схеми приєднання споживачів до парової мережі. Споживачів на промислових підприємствах підключають за незалежною та залежною схемою. Рис. 32.1. Незалежна схема підключення споживачів до парових мереж. Рис. 32.2. Залежна схема приєднання споживачів до парових мереж       33. Використання ВЕР у вигляді теплоти конденсату, емульсії, гарячої води. Рис. 33.1. Схема використання теплоти конденсату для нагрівання води для системи гарячого водопостачання. Кількість теплоти яку містить конденсат визначають за формулою: , де Qпр – кількість теплоти, яка проходить з прольотною парою; Qв – кількість теплоти, яка міститься в конденсаті, який знаходиться у вигляді води; Qвп – кількість теплоти пари вторинного скипання. Кількість теплоти, яка міститься в прольотній парі визначають за формулою: Qпр=Dпр*r, де Dпр – витрата прольотної пари; r – теплота пароутворення. Витрату прольотної пари визначають за формулою: Dпр=Хпр*Gк, де Хпр – частка пари, яка проходить через конденсатовідводник (залежить від конструкції і температури). Gк – витрата конденсату. Кількість теплоти, яка міститься в конденсаті, який знаходиться у вигляді води визначають за формулою: Qв=c*tк*Gк, де tк – температура конденсату; с – теплоємність води.
   
   
   
Кількість теплоти, яка міститься в парі вторинного скипання визначають за формулою: Qвп=Dвп*rк, де Dвп – витрата пари вторинного скипання; rк – теплота пароутворення при тиску на кінці ділянки. Витрату пари вторинного скипання визначають за формулою: Dвп=X*Gк, де Х – частка конденсату, яка пер. в пару вторинного скипання. Вона залежить від тиску в кінці ділянки і густини. Таким чином кількість теплоти яку містить конденсат визначають за формулою: Qк=Gк*(r*Хпр+c*tк+Х*rк), Економія палива за рахунок використання теплоти ВЕР визначається за формулою: , де Qк – кількість теплоти яку ми отримуємо за рахунок використання ВЕР; h - ККД котельні яку ми використовуємо; Qрн – нижча теплота згоряння палива.     34. Вибір джерела теплоти. Обладнання джерела теплоти.   Для теплопостачання промислових об’єктів використовують ТЕЦ та промислово-опалювальні котельні. Вибір джерела теплоти здійснюється на основі техніко-економічних розрахунків, у відповідності зі схемою теплопостачання промислової зони або міста. Важливим етапом є вибір палива. Потрібно намагатися вибирати тверде паливо. Вибір обладнання джерела теплоти здійснюється для таких режимів: 1. режим при розрахунку температури зовнішнього повітря на опалення; 2. режим при середній температурі найбільш холодного місяця; 3. режим при середній температурі опалювального періоду; 4. режим неопалювального періоду. Вибір обладнання котельні або ТЕЦ здійснюється у відповідності з І режимом з урахуванням власних потреб котельні (без резервного обладнання). При виборі обладнання промислової опалювальної котельні враховується, що при виході з ладу одного котла повинно забезпечуватися 100% технологічного навантаження, а сантехнічне навантаження постачається за ІІ режимом. При виборі обладнання ТЕЦ при виході з ладу одного парогенератора повинні забезпечуватися 100% техн. Споживачів, сантехнічних – по ІІ режиму та допускається зменшення вироблення електроенергії на 10%. При виборі обладнання джерела теплоти враховують втрату теплоти в теплових мережах та на власні потреби джерела теплоти. Для врахування теплового навантаження складають баланс тепла та пари джерела теплоти. На стадії проектування промислових вузлів виконують схеми теплопостачання та розраховують варіанти. Збирають інформацію про існуючі котельні та котельні що будуються і розширюються. При виборі джерела теплоти збирають інформацію про існуюче та перспективне теплове навантаження. Теплове навантаження для вибору обладнання котельні та ТЕЦ, визначають для чотирьох режимів: 1) t'0; 2) найхолодніший місяць; 3) середньо опалюваній температурі; 4) неопалюваний період. а) кількість котлів на опалення - за І режимом без резервного; б) на виробничих котельнях – за І режимом але при виходу з ладу одного котла – за ІІ режимом; в) для ТЕЦ – за максимальною витратою пари, при виході з ладу одного парогенератора забезпечується максимальна витрата пари на технологію та ІІ режим на О + В + ГВ допускається зниження електричної потужності на 10%.  
   
35. Енергетична та ексергетична ефективність викорис-тання ВЕР для теплопостачання. Енергетичний метод енергобалансів базується на першому законі термодинаміки: кількість енергії яка вводиться Qвх, дорівнює кількості відведеної Qв. Qв = Qкор+ Qв. Ступінь корисного використання ПЕР визначається шляхом складанням фактичного енергобалансу за певний час (наприклад рік). Сумарна енергія використання об’єктом Qріч = Qкор + Qев+ Qен, де Qев – витрати теплоти в теплових мережах, в обладнанні, що нормативно передбачені. Qен – втрати при незадовільній експлуатації; Qен – потрібно ліквідувати. Енергетична ефективність визначається за показниками сумарного енергетичного ККД: ηΣ = Qкор/Qріч; ККД технічно-економічного доцільного ηен = Qкор/(Qкор+Qев); Енергетичний баланс є кількісною характеристикою енергії.   Ексергетичний балансоцінює енергію як робото спроможність. Ексергія – це,роботоспроможність енергії, яку отримують в результаті оборотної взаємодії з навколишнім середовищем. Ee = wE, де w – коефіцієнт робото спроможності: w = (1 –Tн/Тдт), де Tн – температура навколишнього середовища; Тдт – температура джерела теплоти. Експериментальний ККД визначають за формулою: η= Екор/Евх.     36. Безканальне прокладання теплових мереж. Техніка прокладання. Монолітну ізоляцію для безканальної прокладки виконується в заводських умовах.     1.Сталева труба. 2.Пінополеуретанова ізоляція. 3.Сигнальні дроти. 4.Поліетиленовий захисний шар.     Рис. 36.1. Попередньо ізольований трубопровід Переваги безканального прокладання: 1. Зменшення тепловтрат приблизно на 20 % (λізол=0,035); 2. Можливість контролю за герметичністю за допомогою системи сигналізації, (сигнальні дроти виводять на диспетчерський пункт при намоканні ізоляції на схемі відмічається точка аварії). 3. Зменшення аварійності за рахунок зменшення зовнішньої корозії. Недоліки безканального прокладання: 1. Велика вартість (пінополеуретану та земляних робіт). 2. Максимальна допустима температура для пінополеуретану 130°С. 3. При розрахунках потрібно врахувати вплив тиску ґрунту, тому оптимальне заглиблення складає до 1,4 м. При більшому заглибленні зменшується відстань між нерухомими опорами внаслідок чого збільшується кількість компенсаторів – тому вартість прокладання теплової мережі збільшується. Рис. 36.2. Безканальне прокладання попередньо ізольованих трубопроводів
1. Ізольований трубопровід 2. Траншея 3. Піщана підсипка 4. Засипка піском 5. Сигнальна стрічка 6. Залізобетонна панель

 
   
   
   
Якщо безканальний трубопровід прокладається під дорогою для зменшення навантаження від транспорту здійснюється прокладка в футлярі або в каналі, або над трубами прокласти залізобетонну плиту. При прокладанні безканального трубопроводу в ґрунті при температурних подовженнях ґрунт не дозволяє подовжуватись трубопроводу внаслідок чого виникає напруження в сталевому трубопроводі. Термін роботи безканальних теплових мереж складає 30 років.   Технологія прокладання безканальних трубопроводів (див.пит.9, ст.17).   1.Холодне прокладання з Г-подібним компенсаторами. 2.Прокладання з попереднім підігріванням. 3.Прокладання з попереднім підігріванням та сильфонними компенсаторами. 4.Холодне прокладання транзитних теплових мереж.         37. Вибір акумулятора теплоти. Схеми приєднання. Розрахунок. Водяні акумулятори теплоти Водяні акумулятори теплоти – це найбільш ефективні акумулятори, бо вода має теплоємність 4,19 КДж/(кг∙ºС). Водяні акумулятори часто використовуються в системах ГВП, а також системах теплопостачання технологічних споживачів. Рис. 37.1. Схема підключення водяного акумулятора теплоти. Парові акумулятори теплоти. Парові акумулятори теплоти мають значну вартість та складну конструкцію. Пара в акумуляторах знаходиться в вигляді рідин – конденсується.   Рис. 37.2. Паровий акумулятор теплоти.   1. Пара яка надходить в бак акумулятор; 2. Бак акумулятор; 3. Пара яка виходить з бака акумулятора.
   
Тепловий баланс парового баку акумулятора: Q1 = Q2+Q3, Q1 – кількість теплоти, яка знаходиться в зарядженому баці акумуляторі; Q2 – кількість теплоти, яка виходить з баку при розрядці; Q3 – кількість теплоти, яка залишається в баці у вигляді конденсату. Кількість теплоти, яка виходить з баку при розрядці визначають за формулою:   Q2 = D1×i1×z, де z – час розрядки баку; D1 – витрата пари при розрядці; i1 – ентальпія пари. Кількість теплоти, яка міститься в зарядженому баці визначають за формулою: Q1 = Ga×ta×c, де Ga – кількість рідини в баці акумуляторі в зарядженому стані; ta – температура рідини; c – теплоємність рідини.   Кількість теплоти, яка залишається в баці при розрядці визначають за формулою Q3 = (Ga-D1×z)×c×t, де t – температура рідини в баці після розрядки. Метою складання цього балансу є визначення об’єму баку акумулятора, для чого визначають кількість рідини, яка міститься в зарядженому баці з балансу теплоти за формулою: Ga×(ta×c - c×t) = D1×i1×z - D1×z×c×t , Об’єм баку акумулятора безпосередньо визначається за формулою: , де а – коефіцієнт заповнення баку; а=0,9-0,95; r - густина конденсату в баці.     38. Теплопостачання від ТЕЦ. Коефіцієнт теплофікації. Рис. 38.1. Схема ТЕЦ 1.Парогенератор (паровий котел); 2.Перегріта пара; 3.Турбіна; 4.Конденсатор; 5.Насос; 6.Відбір насиченої пари з турбіни; 7.Мережний паро-водяний підігрівач; 8.Зворотний трубопровід теплової мережі; 9.Мережний насос; 10.Пікове джерело теплоти (котел); 11.Подавальний трубопровід теплової мережі. Перегріта пара з парогенератора подається на турбіну для виробництва електроенергії. З турбіни відбирається насичена пара, яка використовується для нагрівання мережної води із зворотного трубопроводу. Якщо температура води після підігріву не відповідає температурному графіку, вода догрівається в піковому джерелі теплоти, яке розташоване безпосередньо на ТЕЦ або по трасі теплової мережі.
   
   
   
Рис. 38.2. Графік теплових навантажень по тривалості опалюваного періоду abcdef – кількість теплоти яка покривається парою з відбору. bgc – кількість теплоти яка покривається від пікового джерела теплоти. Потужність відбору ТЕЦ Qвід визначається за співвідношенням
α = Qвід =0,4-0,7
Qmax

α – коефіцієнт теплофікації.

Потужність пікового джерела теплоти визначають за співвідношенням:

Qпік= Qmax - Qвід,

Температура зовнішнього повітря при якій вмикається пікове джерело теплоти називається температурою завантаження відбору.

При температурі завантаження відбору спостерігається максимальна різниця температур τ1,0 τ2,0 на яку мережна вода може бути нагріта в мережних підігрівачах.

Температура мережної води після мережного підігрівача перед піковим котлом будують з умови максимальної різниці температур Δτmax.

Від температури τ0 до температури τ1,0 мережна вода догрівається в піковому котлі параметри пари в відборі ТЕЦ визначаються за температурним графіком τ0 враховуючи що температура пари яка нагріває мережну воду на 5-10 °С вище за температури τ0.

τ п= τ0+5...10 °С,

Враховуючи що пара насичена, за температурою τ п визначаємо тиск пари в відборі на ТЕЦ, та розраховують залежність тиску пари в відборі від температури зовнішнього повітря.


⇐ Предыдущая12345678Следующая ⇒


Поделиться с друзьями:

Дата добавления: 2015-05-07; Просмотров: 1651; Нарушение авторских прав?; Мы поможем в написании вашей работы!

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет
studopedia.su - Студопедия (2013 - 2024) год. Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав! Последнее добавление




Генерация страницы за: 0.009 сек.