Разработка и оптимизация параметров системы утилизации теплоты отходящих газов от энергетических установок с впрыском воды в газовый тракт тема автореферата и диссертации по физике, 01.04.14 ВАК РФ

Основные условные обозначения.

Введение.

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°С, 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.

1. Масленников В. М. Модернизация существующих паротурбинных установок путем газотурбинных надстроек с частичным окислением природного газа // Теплоэнергетика. 2000. №3. С. 39-41.

2. Романов 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. Арсеньев Л. В., Тырышкин В. Г. Комбинированные установки с газовыми турбинами. Л.: Машиностроение, 1982.

4. Длугосельский В. И., Земцов А. С. Эффективность использования в теплофикации газотурбинных и парогазовых технологий // Теплоэнергетика. 2000. №12. С. 3-7.

5. Трояновский Б. 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. Длугосельский В. И. Теплофикационные ПТУ с газовыми турбинами мощностью 2.5-25 МВт // Теплоэнергетика. 1997. №12. С. 37-41.

10. Евено В. И. Анализ некоторых схем утилизации теплоты уходящих газов газотурбинного привода турбокомпрессорных агрегатов // Теплоэнергетика. 1998. №12. С. 48-50.

11. Серебрянников 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. Баринберг Г. Д., Длугосельский В. И. Теплофикационные турбины мощностью 115 МВт в составе ПТУ 170 // Теплоэнергетика. 1998. №1. С. 1620.

13. Блинов П. А., Земеров С. В. Об экономической эффективности сооружения парогазовой установки на газокомпрессорной станции // Промышленная энергетика. 1999. №3. С. 2-5.

14. Берсенев А. П. О повышении эффективности энергетического оборудования // Теплоэнергетика. 1998. №5. С. 51-53.

15. Бухаркин Е. Н. Повышение эффективности теплофикационных ГТУ // Теплоэнергетика. 1999. №5.

16. Бухаркин E.H. Возможности экономии электроэнергии при использовании конденсационных теплоутилизаторов в водогрейных котельных // Промышленная энергетика. 1998. №7. С. 34 37.

17. Доброхотов В. И. Энергосбережение: проблемы и решения // Теплоэнергетика. 2000. №1. С. 2-8.

18. Попов А. С., Новгородский Е. Е., Пермяков Б. А. Групповая теплоутилизационная установка паровой котельной // Промышленная энергетика. 1997. №1. С. 34-35.

19. Гуторов В. Ф., Радин Ю. А. Некоторые пути совершенствования эксплуатации паротурбинных установок // Теплоэнергетика. 1998. №8. С. 13-17.

20. Белоусенко 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. Верткин М. А., Гаев В. Д., Гудков Н. Н. Парогазовая установка ПТУ -490 для Щекинской ГРЭС // Теплоэнергетика. 1998. №8. С. 25-30.

22. Смирнов И. А. Система теплоснабжения с применением тепловых насосов // Теплоэнергетика. 1992. №11.

23. Литовский Е. И. Парокомпрессионные теплонасосные установки. М.: Энергоиздат, 1982.

24. Мартыновский В. С. Циклы, схемы и характеристики теплотрансфор-маторов. М.: Энергия. 1979.

25. Афанасьев В. В., Ильюшенко В. Т. О возможности использования тепловых насосов в Омской области //Холодильная техника. 1999. №9. С. 13-15.

26. Васильев 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. Стенин В. А. Теплонасосная установка для снижения удельного расхода сетевой воды в системах теплоснабжения // Промышленная энергетика. 1997. №6. С. 35-37.

29. Бродянский В. М., Серова Е. Н. Термодинамические особенности циклов парокомпрессионных тепловых насосов // Холодильная техника. 1997. №7.

30. Федянин В.Я., Парфенов А. И., Утемесов М. А. Применение теплового насоса для поддержания теплового режима и оптимизации работы бассейна // Холодильная техника. 1998. №9.

31. Фиалко 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. Федянин 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. Мартыновский 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. Соколов Е. Я., Бродянский В. М. Энергетические основы трансформации тепла и процессов охлаждения. -М.: Энергия, 1968.

36. Гуреев В. М. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Казань, 1993.

37. Давыдов А. Б., Удут В. И. Воздушные холодильные машины могут быть перспективными // Холодильная техника. 1999. №1. С. 20-22.

38. Кулаков В. М., Верещагин М. П. Воздушные турбохолодильные машины // Холодильный бизнес. 1999. №6.

39. Ляпин В. И., Ольшевский П. А. и др. Совершенствование конструкции газовой холодильной машины Стерлинга// холодильная техника. 1999. С. 9-10.

40. Бродянский В. М., Серова Е. Н. Сопоставление эффективности паро-компрессионных и воздушных холодильных машин // холодильная техника. 1999. №11 -12.

41. Гречко 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. Арсеньев Л. В. Параметры газотурбинных установок с впрыском воды в компрессор // Теплоэнергетика. 1996. №6. С. 18-22

43. Воропай 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. Полетавкин 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. Андреев 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. Берман С. С. Теплообменные аппараты и конденсационные устройства турбоустановок. М.: Гос. Научно-техническое изд-во машиностроительной литературы. - 1959.

50. Богословский В. Н., Поз М. Я. Теплофизика аппаратов утилизации тепла систем отопления вентиляции и кондиционирования воздуха. М.: Строй-издат, 1938.-320 е.: ил.

51. Лыков А. В. Тепломассообмен: (Справочник) 2-е изд., перераб. и доп. -М.: Энергия, 1978. 480 е., ил.

52. Колоскова Н. Ю. Исследование характеристик работы конденсатора теплоутилизирующего контура ПТУ // Теплоэнергетика. 2000. №3. С. 35-13

53. Михайлов А. К., Ворошилов В. П. Компрессорные машины: Учебник для вузов. М.: Энергоатомиздат, 1989. 288 с.

54. Кулагин И. И. Теория газотурбинных реактивных двигателей. М.: Обо-ронгиз, 1952. 336 с.

55. Павлов 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.

56. Справочник по теплообменным аппаратам: В 2 т. / Пер. с англ., под ред. Б. С. Петухова, В. К. Шикова. М.: Энергоатомиздат, 1987.

57. Шаргут Я., Петела Р. Эксергия / Пер. с польского. М.: Энергия, 1968.

58. Юдаев Б. Н. Техническая термодинамика. Теплопередача: учеб. для не-энергет. спец. втузов. -М.: Высш. школа, 1988.

59. Теплообменные установки холодильных установок / Под ред. Г. Н. Даниловой. JL: Машиностроение, 1986.

60. Бажан П. И. и. др. Справочник по теплообменным аппаратам / Бажан П. И., Каневец Г. Е., Селиверстов В. М. М.: Машиностроение, 1989.

61. 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.

62. Евенко В. И. Эксергетическая оценка термодинамического совершенства компрессоров // Теплоэнергетика. 1997. №3. С. 59-64.

63. Бэр Г. Д. Техническая термодинамика. М.: Мир, 1977.

64. Программный комплекс "ГРАД", Казань, Изд-во Казан, гос. техн. унта, 1996. -16 с.

65. Дубинский М. Г., Мартыновский В. С. Воздушные турбохолодильные машины с дополнительным охлаждением в регенераторе. Холод, техника, 1964, №6, с. 16-18.

66. Литовский Е. И. Схемы воздушных турбокомпрессорных тепловых насосов (ВКТН), 1975, вып. 7 ( Тр. инст-та ВНИПИЭнергопром), с. 35-40.

67. Лебедев П. Д. Теплообменные, сушильные и холодильные установки: учебник для ст-тов техн. вузов. М.: Энергия, 1972.

68. Дубинский 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.

69. Повышение эффективности использования газа на компрессорных станциях/ В. А. Динков, А. И. Гриценко, Ю. Н. Васильев, П. М. Мужливский. -М.: Недра, 1981.

70. 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.

71. Кафаров В. В., Мешалкин В. П., Гурьева Л. В. Оптимизация теплооб-менных процессов и систем. -М.: Энергоатомиздат, 1988. 192 с.

72. Тунаков А. П. Методы оптимизации при доводке и проектировании газотурбинных двигателей. М. 6 Машиностроение, 1979. - 184 с.

73. Хофер Э., Лундерштедт Р. Численные методы оптимизации: Пер. с нем./ Пер. Т. А. Летова; Под ред. В. В. Семенова М.: Машиностроение, 1981. - 192 с.

74. Программирование на Фортране 77: Пер. с англ./ Дж. Ашкрофт, Р. Эн-дридж, Р. Полсон, Г. Уилсон. -М.: Радио и связь, 1990.-272 с.

75. Покровский Н. К. Холодильные машины и установки. М.: Изд-во "Пищевая пром-ть", 1969. 324 с.

76. Гортышев Ю. Ф., Олимпиев В. В. Теплообменные аппараты с интенсифицированным теплообменом. Казань: Изд-во Казан, гос. техн. ун-та, 1999, 176 с.

77. Храпач Г. К. Эксплуатация компрессорных установок. М., изд-во "Недра", 1972.-280 с.

78. Кейс В. М. Конвективный тепло и массообмен. Пер. с англ. М., "Энергия", 1972.-448 с.

79. Исаченко В. П. и др. Теплопередача: учебник для вузов,- М.: Энергоиз-дат, 1981.-416 с.

80. Гавра Г. Г., Михайлов П. М., Рис В. В. Тепловой и гидравлический расчет теплообменных аппаратов компрессорных установок. Учебное пособие. Л., ЛПИ, 1982, 72 с.

81. Э. Р. Эккерт, Р. М. Дрейк. Теория тепло- и массообмена. Пер. с англ. под ред. А. В. Лыкова. М.-Л., Госэнергоиздат, 1961.

82. Денисов Э. П., Дорошенко А. В., Григорьев В. Ю. Влияние присосов воздуха на работу конденсационной установки // Теплоэнергетика. 1997. №1.

83. Бухаркин Е. Н. Тепловой расчет конденсационных гладкотрубных теп-лоутилизаторов за котлами // Промышленная энергетика. 1995. №11. С. 34-35.

84. Тепло и массообмен. Теплотехнический эксперимент: Справочник / Е. В. Аметистов, В. А. Григорьев, Б. Т. Емцев и др. - М.: Энергоиздат, 1982. -512., ил.

85. Багров О. Н. Испарительное охлаждение печей в цветной металлургии. -М.: Металлургия. 1979.

86. Ривкин С. Л., Александров А. А. Термодинамические свойства воды и водяного пара. М.: Энергия, 1975, 79с.

87. Александров А. А. Новый международный норматив для термодинамических свойств воды и водяного пара // Теплоэнергетика. 1998. №9. С. 9-13

88. Болгарский А. В. Изменение состояния газа при увлажнении / Научные труды-6. 1967.

89. Экономичные охладители воздуха испарительного типа // Промышленная энергетика. 2000. №1. С. 37-41.

90. Литовский Е. И., Левин Л. А. Промышленные тепловые насосы. — М.: Энергоатомиздат, 1989.

91. Лебедев П. Д., Щукин А. А. Промышленная теплотехника. М.: Гос-энергоиздат. 1956.

92. Седых А. Д., Бойко А. М., Губанок Н. И. и др. Парогазовые установки компрессорных станций // Промышленная энергетика. 1997. №3. С. 33-37.

93. Яблоков Л. Д., Логинов И. Д. Паровые и газовые турбоустановки: Учебное пособие для техникумов.- М.: Энергоатомиздат, 1988. 352с.: ил.

94. Чубарь Л. С., Гордеев В. В., Петров Ю. В. Котлы утилизаторы для парогазовых установок // Теплоэнергетика. 1999. №9. С. 34-36.

95. Андрющенко А. И. Экономическая эффективность сооружения парогазовых ТЭЦ // Промышленная энергетика. 2000. №3. С. 12-15.1. PROGRAM nasos

96. ЦИКЛ ПО ТЕМПЕРАТУРЕ ОТХОДЯЩИХ ГАЗОВ1. DO 10 Т=120,850,101. Tcic=T+2731. REZ(1)=Т

97. 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)

98. CALL teplpar(Pkr,Tkr,rokr,Rp,A7,A8,A9,A10,A11,A12,A13,A14,A15, lPn, Cpp, Tcic,kp)

99. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ МОКРОГО ТЕРМОМЕТРА

100. Ю=Срд*Т+ (r0+Cpp*T) *d0 dI0=5.0

101. С ЦИКЛ ПО ВЛАГОСОДЕРЖАНИЮ ПАРОГАЗОВОЙ СМЕСИ

102. DO 100 d=0,dopt,0.01 REZ(2)=d Tcic=T+273

103. 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)

104. CALL teplpar(Pkr,Tkr,rokr,Rp,A7,A8,A9,A10,All,A12,A13, A14,A15, lPn,Cpp,Tcic,kp)с ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ПАРОГАЗОВОЙ СМЕСИ

105. 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:

106. TO=(Cpg*T+(rO+Cpp*T)*d0+Cpz*Tzl*d-r0*(d+dO))/ 1(Cpg+Cpp*(d+dO)) REZ(12)=T0 Tcic=T0+273

107. 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)

108. Та=Т0-Са**2/(2*kad*Rcm/(kad-1))

109. Ра=Р0*(1-(1+Evt)*Са**2/(2*Ср*1000*(ТО+273) ) )

110. Fa=Rcm*Gcm*(Та+273)/(Ра*Са)

111. Dk=SQRT(4*Fa/(3.14*(1-Evt**2)))

112. DOO=Evt*Dk Dsr=Dk*(1+Evt)/2 h=(Dk-DOO)/21. ЦИКЛ ПО СТЕПЕНИ СЖАТИЯ

113. DO 1000 PIk=2,6,2 REZ(3)=PIк Tcic=T0+273

114. 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)

115. CALL teplpar (Pkr, Tkr, rokr, Rp, A7, A8, A9, A10, All, A12, A13, A14, A15, lPn,Cpp,Tcic,kp)

116. ПАРАМЕТРЫ СУХОГО ГАЗА ПРИ ТЕМПЕРАТУРЕ ТО Tag=T0-Ca**2/(2*kg*Rg/(кд-1))

117. ПАРАМЕТРЫ ВЛАЖНОГО ГАЗА ПРИ ТЕМПЕРАТУРЕ ТО

118. PIl=(l+(n-l)*Lncct/(n*Rcm*(Ta+273)))**(n/(n-1)) dTct=Lncct*(n-1)/(n*Rcm)

119. PInocl=(l/((Ta+27 3)/dTct+Z-1)+1)**(n/(n-1))

120. Hadct=(kad/(kad-1))*Rcm*(Ta+27 3)*(PI1**((kad-1)/kad)-1)1. Uk=SQRT(Hadct*g/H)

121. KPDn=n*(kad-1)/((n-1)*kad)1.t=Lncct/KPDndCu=Lct*g/Uk1. Clu=(Uk-dCu)/21. C1=SQRT(Ca**2+Clu**2)

122. ПАРАМЕТРЫ НАСЫЩЕНИЯ ВОДЯНОГО ПАРА

123. Pp=(d+d0)* Рк/(0.622+d+dO) Ppci=Pp/(9.81*10**4)

124. Tn=22.478+0.0016868*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

125. РАСЧЕТ ТЕПЛООБМЕННОГО АППАРАТА

126. 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

127. 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)

128. CALL teplpar(Pkr,Tkr,rokr,Rp,A7,A8,A9, A10, All,A12, A13, A14,A15, lPn,Cpp,Tcic,kp)

129. 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)

130. КОЭФФИЦИЕНТ ТЕПЛООТДАЧИ КОНВЕКЦИЕЙ

131. RE=Wl*dim*ro/mcm NCJ=0. 356*RE**0. 6*ef alg=NU*l/dim

132. КОЭФФИЦИЕНТ ТЕПЛООТДАЧИ ОТ ПАРОГАЗОВОЙ СМЕСИbett=alg/(Ср*1000)1. Tctl=40+2731. Tcond=(Tn+Tctl+273)/2

133. Pet 1=22115000*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

134. 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

135. NUv=0.8*(REv*PR*d/Ltr)**0.4*GrPr**0.1 *(muv/muctv)**0 .14 else

136. NUv=0.022*REv**0.8*PR**0.4*(muv/muctv)**0.14 endifalv=NUv*Lamv/0.0211. С КОЭФФИЦИЕНТ ТЕПЛООТДАЧИ

137. 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

138. 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)

139. Hzt=Cpg*(Tg2+273)*(1-(Pcm/Pk)**((kg-1)/kg))1. Cpt=SQRT(2*Hzt*1000)1. Usrt=0.8*Cpt

140. Clt=fi*SQRT(2*(1-reak)*Hzt*1000)

141. Wlt=SQRT(Clt**2+Usrt**2-2*Clt*Usrt*cos(alfl*pi/180))sinbetl=Clt*(sin(alfl*pi/180))/Witbetl=ASIN(sinbetl)*180/pi

142. W2t=pci*SQRT(Wlt**2+2*reak*Hzt*1000)

143. Psa=Pk*(1-(1-reak)*Hzt/(Cpg*(Tg2+273)))**(kg/(kg-1))1. Otn=Psa/Pk

144. Tt=Tg2+273-fi**2*(1-reak)*Hzt/Cpg с ПАРАМЕТРЫ ГАЗА НА ВЫХОДЕ ИЗ ТУРБИНЫ

145. Prl=Psa*EXP((kad/(kad-1))*LOG(l-reak*Hzt/(Cpg*Tt)))

146. 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

147. 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)

148. 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

149. Nt=1000*Gg*Hzt*KPDoe REZ(8)=Nt Lt=1000*Hzt*0.8 Kpr=Q/(Nkp-Nt) Kpp=Q/(Lnc*Gcm) REZ(4)=Kpr

150. С ЭКСЕРГЕТИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ СИСТЕМЫ1. T11=T1. Tcic=Tll+273

151. 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)

152. 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

153. 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)

154. CALL TEPLPAR (Pkr, Tkr,rokr,Rp,A7, A8, A9, A10,All,A12,A13, lA14,A15,Pn,Cpp,Tcic, kp) Cpg00=Cpg CppOO=Cpp

155. Cpgl=(Cpgll+CpgOO)/2 Cppl=(Cppll+CppOO)/2 PpOO=POO*qp*Rp/Rcm Ppll=Pcm*qp*Rp/Rcm

156. Ell=Cpgl*1000*(Tll-Tokr)-Tokr*(Cpgl*1000*LC>G(Tll/Tokr) l-Rg*LOG((Pcm-Ppll)/Р00))

157. Elz=(Cpz*1000*(Tlm-Tokr)-Tokr*(Cpz*1000*LOG(Tlm/Tokr))) Elks=(Tlm-Tokr)*r0*1000/Tlm

158. 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

159. 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)

160. CALL TEPLPAR (Pkr,Tkr,rokr,Rp,A7,A8,A9,A10,All,A12,A13, 1A14,A15,Pn,Cpp,Tcic,kp)1. Cpg21=Cpg Cpp21=Cpp

161. Cpg2=(Cpg21+Cpg00)/2 Cpp2=(Cpp21+Cpp00)/2 Cp2=Cpg2*qg+Cpp2*qp Pp21=Pcrti*qp*Rp/Rcm

162. E21=Cpg2*1000*(T21-Tokr)-Tokr*(Cpg2*1000*LOG(T21/Tokr) l-Rg*LOG((Рсш-Рр21)/Р00))

163. E2z=(Cpz*1000*(Tlm-Tokr)-Tokr*(Cpz*1000*LOG(Tlm/Tokr))) E2ks=(Tlm-Tokr)*r0*1000/Tlm

164. E2p=Cpp2*1000*(Т21-Т1Ш)-Tim*(Cpp2*1000*LOG(T21/Tlm)-Rp* 1L0G(Pp21/Pp00)) E22=E2z+E2ks+E2p E2=E21+(d+dO)*E22

165. 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

166. 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)

167. 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

168. Cpg3=(Cpg31+Cpg00)/2 Tcic=Tn+27 3

169. CALL TEPLPAR (Pkr,Tkr,rokr,Rp,A7,A8,A9,A10,All,A12,A13, 1A14,A15,Pn,Cpp,Tcic,kp) Cppn=Cpp

170. Cpp3=(Cpp31+Cppn)/2 Cp3=Cpg3*qg+Cpp3*qp

171. E31=Cpg3*1000*(T31-Tokr)-Tokr*(Cpg3*1000*LOG(T31/Tokr) l-Rg*LOG((Pk-Pp31)/Р00))

172. E32p=Cpp3*1000*(T31-Tokr)-Tokr*(Cpp3*1000*LOG(T31/Tokr) l-Rp*LOG(Pp31/Pp00))

173. СУММАРНАЯ ЭКСЕРГИЯ БЕЗ УЧЕТА КОНДЕНСАЦИИ1. E3=E31+(d+dO)*Е32р

174. E3z=(Cpz*1000*(Tn-Tokr)-Tokr*(Cpz*1000*LOG(Tn/Tokr))) E3ks=(Tn-Tokr)*r*1000/Tn

175. E3p=Cpp3*1000*(T31-Tn)-Tn*(Cpp3*1000*LOG(T31/Tn)-Rp*LOG1(Pp31/P00))1. E32=E3z+E3p+E3ks

176. СУММАРНАЯ ЭКСЕРГИЯ С УЧЕТОМ КОНДЕНСАЦИИ1. E3ta=E31+(d+dO)*Е32

177. ЭКСЕРГИЯ ЗА ТЕПЛООЕМЕННЫМ АППАРАТОМ1. Т41=Тд2 Tcic=T41+27 3

178. 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

179. Е4l=Cpg4 * 1000*(T41-Tokr)-Tokr*(Cpg4*1000*LOG(T41/Tokr) l-Rg*LOG(Pk/P00))

180. E4tr=Cpg4*1000*((T41+273)-Tt)-Tt*(Cpg4*1000*LOG((T41+273)/Tt) l-Rg*LOG(Pk/P00))с ЭКСЕРГИЯ КОНДЕНСАТА

181. E42=(Cpz*1000*(Tn-Tokr)-Tokr*(Cpz*1000*LOG((Tn+273)/ 1(Tokr+273))))с ЭКСЕРГИЯ ЗА ТУРБИНОЙ1. T51=Tt-273 Tcic=T51+273

182. 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

183. Cpg5=(Cpg51+Cpg00) /2 taul=l-(Tokr+273)/Tt

184. 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

185. E7=Cpz*1000*(Tz2-Tokr)-Tokr*(sz2-sokr)*1000с ЭКСЕРГИЯ КОМПРЕССОРА И ТУРБИНЫ1. Ek=Nkp/0.8 Et=Nt*0.85

186. С ЭКСЕРГИЯ НАСОСА ДЛЯ ВПРЫСКА1. Enas=(Pv/rov)/KPDnasс ЭКСЕРГИЯ НАСОСА ДЛЯ ТЕПЛООБМЕННОГО АППАРАТА1. Ent=(Pnt/rov)/KPDnt

187. С ПОТЕРИ ЭКСЕРГИИ В ВОЗДУХООХЛАДИТЕЛЕ

188. Dks=Gg*El+d*Gg*E6+Enas*d*Gg-Gg*E2

189. Dta=Gg*E3ta+Gv*E6+Gv*Ent-E4l*Gg-E42*Gg*(d+dO)-E7*Gv Eta=Gg*E3+Gv*E6+Gv*Ent

190. 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

191. ЭКСЕРГЕТИЧЕСКИЙ КПД СИСТЕМЫ

192. KPD=1-(Dks+Dkp+Dta+Dtr)/(Eks+Ekp+Eta+Etr)

193. KPDcic=KPDks*KPDkp*KPDta*KPDtr1. REZ(5)=KPDcic

194. FORMAT (3X, 'T',7X, 'd',7X, 'Pik',7X, 'Kpr ' , 7X, 'KPD')

195. FORMAT (6X,'T',10X,'d',10X,'Pik',10X,'Nkp',10X,'Q*,10X,' Nt')

196. FORMAT (3X, 'T',10X, 'd', 10X, 'pik',12X, 'Lnc',12X, 'Qg',12X, 'Qp')

197. FORMAT (3X, 'T',6X, 'd',6X, 'pik',5X, 1 TO',5X, 1Tk1,5X, 'Tn',5X, 'Tt1)

198. FORMAT (3X, 'T',6X, 'd',6X, 'pik',5X, 'Gem',5X, 'Rem1,5X, 'n')

199. FORMAT (5X, 1T',9X, 'd1,9X,'pik', 4X, 'Lncg' ,7X,'ng', 7X, 'Lnc' , 7X, 'n'

200. FORMAT (6X,'T',10X,'d',10X,'pik',7X,'kg',7X,1kad',7X,'Ladg',7X, 1'Lad')

201. FORMAT (6X,'T',12X,'d',12X,'pik',10X,'Dks',10X,'Dkp',10X,'Dta', 110X,'Dtr')

202. FORMAT (6X,' T',12X,'d',12X,'pik',10X,'Eksr,10X,'Ekp',10X,'Eta', 110X,'Etr 1 )

203. FORMAT (4X,1T',6X,'d',6X,'pik',5X,'KPDks' , 5X,'KPDkp1,5X, 1'KPDta',5X, 'KPDtr',4X, 'KPDcic')

204. FORMAT (4X,'T',6X,'d',6X,'pik',5X,'Ilm',5X,'Tim',5X,1'dira')

205. WRITE (5,49) (REZ (i ,i=l,5)

206. WRITE (6,50) (REZ (i ,1=1,3), (REZ (i) ,1=6,8)

207. WRITE (7,51) (REZ (i ,1=1,3), (REZ(i) ,1=9,11)

208. WRITE (8,52) (REZ (i ,1=1,3), (REZ (i) ,1=12,14) ,REZ(40)

209. WRITE (9,53) (REZ(i ,i=l,3), (REZ(i) ,1=15,17)

210. WRITE (10,54)(REZ(i ,i=l,3), (REZ(i) ,1=18,19) ,REZ(9),REZ(17)

211. WRITE (11,55) (REZ (i ,1=1,3), (REZ(i) ,i=20,23)

212. WRITE (12,59 ) (REZ (i ,1=1,3), (REZ (i) ,i=36,38)

213. WRITE (13,57)(REZ(1 ,1=1,3), (REZ(i) ,1=24,27)

214. WRITE (14,57 ) (REZ (i ,1=1,3), (REZ(i) ,i=28,31)

215. Rg=gco2*Rco2+go2*Ro2+gn2*Rn2+gh2o*Rh2o

216. Cpco2=0.8725+0.0002406*Tcic

217. Cvco2=0.6837+0.0002406*Tcic

218. Cpo2=0.919+0.00010 65*Tcic

219. Cvo2=0.6594+0.0001065*Tcic

220. Cpn2=l.032+0.00008954999*10D-5*Tcic

221. Cvn2=0.7 304+0.00008954999*10D-5*Tcic

222. Cph2o=l.833+0.00031ll*Tcic

223. Cvh2o=l.372+0.0003111*Tcic

224. Cpg=gco2*Cpco2+go2*Cpo2+gn2*Cpn2+gh2o*Cph2o

225. Cvg=gco2*Cvco2+go2*Cvo2+gn2*Cvn2+gh2o*Cvh2okg=Cpg/Cvgreturnend

226. SUBROUTINE teplpar(Pkr,Tkr,rokr,Rp,A7,A8,A9,A10,All,A12,A13, 1A14,A15,Pn,Cpp,Tcic,kp)

227. REAL Pkr,Tkr,rokr,Rp,A7,A8,A9,A10,A11,A12,A13,A14,A15, Pn,Cpp, ITcic,kp Rp=4 61

228. Pkr=22100000 Tkr=64 7 rokr=317.76 A7=5.07762 A8=-12.2364 A9=-12.0571 A10=7.15442 All=l.123096 A12=0.4341 A13=1.3167 A14=22.771 A15=-16.02385