10. Коэффициент теплопередачи (k, Вт/м2к) и водяной эквивалент поверхности нагрева (kF, Вт/к).

Коэффициент теплопередачи данного теплообменника.

Вт/м^{2 0}С;

Водяной эквивалент поверхности нагрева данного теплообменника.

kF=F·k_p=197·25=7.76 кВт/⁰С;

Сравним с расчетным

Погрешность составляет 3,76%

11. Мощность теплообменного аппарата (q, кВт) по данным проверочного расчета (расчет второго рода), конечные температуры потоков (t2, 2, oc).

В одянной эквивалент горячего и холодного теплоносителей.

Приведенный водянной эквивалент.

Введем

Физическая тепловая мощность выбранного стандартного тепообменника.

=

Действительные температуры теплоносителей на выходе из теплообменника.

Расхождение с заданными температурами состовляют соотвтственно 3% и 1%.

12. Гидравлический расчет теплообменного аппарата.

Падение давления в трубном пространстве.

∆р_тр= ; - плотность керосина

Т.к. Re₁>2300, то коэффициент гидравлического сопротивления расчитывается по формуле:

Отсюда:

∆р_тр= =6830 Па

Падение давления в межтрубном пространстве.

∆р_мтр = ∆р_п+∆р_вп+∆р_вк+∆р_вм+∆р_нив+∆р_уск;

Падение давления нефти при поперечном омывании пучка труб между перегородками:

∆р_п= ∆р_по(N_пер-1)х₁х₂,

где ∆р_по – падение давления нефти при обтекании идеального пучка труб поперечным потоком расчитывается:

∆р_по= ;

b= = = 1,44;

где b, b_1, b_2, b_3, b₄ – коэффициенты, зависящие от расположения труб в пучке и от чисел Рейнольдса: b₁=4,57; b₂= -0,476; b₃=7,0; b₄= 0,5 (I- 41)

b= = =1,53

Z_n – число труб, омываемых поперечным потоком нефти: Z_n= 20; (I- приложение 2)

t – шаг труб: t= 26; (I- приложение 2)

N_пер – число сегментных перегородок: N_пер= 10 (I- приложение 2)

- плотность нефти I

∆р_по= = =0,01;

Затем для подсчёта ∆р_п необходимо подсчитать:

x₁ – поправочный коэффициент, учитывающий влияние на падение давления нефти

x₁= = =0,57;

где p₁= -0,15(r₂+1)+0,8=0,62

r₁= 0,186; r₂= 0,189 (I- приложение 2)

x₂ – поправочный коэффициент, учитывающий байпасные потоки

x₂= = =0,8;

r₃= 0,06; r₄=0; (I- приложение 2)

∆р_п= ∆р_по(N_пер-1)х₁х₂=0,01 (10-1)0,57•0,8=0,04

Падение давления в окнах сегментных перегородок:

∆p_вп= (2+0,6Z_вп) ;

где Z_вп – число рядов в вырезе перегородок: Z_вп=7 (I-приложение 2)

N_пер - число сегментных перегородок: N_пер=10 (I- приложение 2)

∆p_вп= (2+0,6Z_вп) (2+0,6∙7) 794

Падение давления нефти во входной и выходной секциях:

∆р_в.к= ;

Z^I_n-числорядов труб, пересекаемых перегородкой; Z^I_n=Z_n+Z_в.п=20+7=27.

;

l^I- шаг перегородок:

l_вх, l_вых- расстояние от трубных решёток до ближайших перегородок;

При l^I=l_вх=l_вых х₃=2 (I-42).

∆р_в.к=

= 0,02

Падение давления нефти, обусловленное местными сопротивлениями на входе и на выходе:

∆р_в.м= ;

ξ_вх, ξ_вых- коэффициенты местных сопротивлений на входе и на выходе из межтрубного пространства : ξ_вх=1,5; ξ_вых=1,0 (I-43)

∆р_в.м= =

Падение давление нефти, обусловленное изменением центра тяжести потока:

∆р_нив= ;

g- ускорение свободного падения;

l₁- расстояние между входным и выходным штуцерами.

∆р_нив=0 так как у нас горизонтальный теплообменник.

Падение давления, вызванное ускорением потока:

∆р_уск= , где U= - массовая скорость теплоносителя;

ρ_н1, ρ_н2 – плотность нефти на входе и на выходе: ρ_н1=865 кг/м³

ρ_н2=822 кг/м³ (III-31)

U=194 кг/м²с

∆р_уск= = =2,3 Па

В итоге:

∆р_мтр= ∆р_п+∆р_вп+∆р_вк+∆р_вм+∆р_уск=0,04+794+0,02+56,2+2,3=852,5 Па

Мощности, необходимые для перекачки теплоносителей через трубное и межтрубное пространство соответственно:

(Па*м³)/с

(Па*м³)/с