Расчёт  энергетического баланса парогенератора и оценка его  термодинамической  эффективности

Описание:
Доступные действия
Введите защитный код для скачивания файла и нажмите "Скачать файл"
Защитный код
Введите защитный код
Нажмите на изображение для генерации защитного кода

Текст:

                                       КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

на тему «Расчёт  энергетического баланса парогенератора и оценка его  термодинамической  эффективности»

1. СОДЕРЖАНИЕ ПРОЕКТА

         Для парогенератора заданной производительности составить материальный и энергетические (тепловые) балансы на основе двух характеристик используемого топлива  и . Проанализировать, как при этом изменится структура энергобаланса и значения КПД парогенератора.

         Исходные данные:

  – производительность котла по пару D, т/ч;

  – давление пара –, атм;

  – температура перегретого пара – , ºС;

  – вид топлива – уголь, газ;

  – расход топлива – , кг/ч (м3/ч);

  – состав топлива – химический, компонентный;

  – коэффициент избытка воздуха –  (в топке),   (на выходе из котла);

  – температура холодного воздуха и топлива –, , ºС;

  – температура уходящих газов – , ºС;

  – коэффициент химического недожога – (по содержанию СО в отходящих газах);

  – коэффициент механического недожога –  (для угля 3% от расхода топлива, = 0,03; для газа = 0);

  – температура золы – , ºС (= 500 ºС);

  – средняя теплоёмкость золы – , ккал/кг (= 0,24 ккал/кг).

2. ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ПРОВЕДЕНИЯ РАСЧЁТОВ

1. Рассчитать составляющие материального баланса парогенератора:

ПРИХОД

РАСХОД

- Топливо

- Перегретый пар

- Воздух

- Уходящие газы

- Питательная вода

- Зола

- Невязка

Всего:    å

Всего:    å

         Количество воздуха, состав и количество уходящих газов определяются на основе реакций окисления горючих компонентов топлива и заданного значения коэффициента избытка воздуха .

         Количество золы определяется содержанием в топливе минеральной части: .

  2. Рассчитать приходную часть энергетического баланса:

;  ,

  – для заданного топлива определить значения высшей и низшей теплот сгорания:

    уголь – по формулам Д.И.Менделеева;

    газ – на основе реакций окисления компонентов.

  3. Рассчитать значения статей расходной части баланса

 – теплосодержание пара (по энтальпии пара заданных параметров) –

;

 – тепло с отходящими газами – ; среднюю теплоёмкость каждого компонента отходящих газов рассчитать аналогично расчётам, выполненным в практическом задании 3 для диапазона температур 298¸598 К на основе соответствующих табличных данных Табл. П 1.3 (раздел 1);

 – потери тепла вследствие химического недожога определить по содержанию СО в уходящих газах:

,

; (содержание СО в уходящих газах принять равным 0,3% – ;

 – потери тепла от механического недожога (для вариантов с углём) определять при = 0,03:

;    ;

 – потери тепла с золой (для вариантов с углём):

;

 – потери в окружающую среду определять как невязку энергобаланса.

  4. Рассчитать значения КПД парогенератора на основе данных составленных энергобалансов:

;        .

Графическая часть проекта

         В графическую часть курсового проекта входит один лист формата А1, на котором должны быть представлены:

  - диаграммы энергобалансов парогенератора, рассчитанные по данным  и ;

  - графики зависимости  с указанием  при разных интервалах температур) для всех компонентов отходящих газов.

3. ПРИМЕР РАСЧЁТА

         Исходные данные:

  – производительность котла по пару D = 230 т/ч;

  – давление пара – = 108 атм;

  – температура перегретого пара –  = 510 ºС;

  – вид топлива – природный газ

  – расход топлива – = 17550 м3/ч;

  – коэффициент избытка воздуха:

                     в топке – = 1,05,

                     на выходе из котла – = 1,34;

  – температура холодного воздуха и топлива –= 20 ºС;

  – температура уходящих газов – = 150 ºС.

   

         3.1. Расчёт материального баланса

         Приходную часть баланса составляют: топливо, воздух для его сжигания (сгорания) и присосы воздуха по тракту котла. Их количества определяются на основе реакций окисления компонентов топлива:

СН4 + 2О2 = СО2 + 2Н2О

С2Н6 + 3,5О2 = 2СО2 + 3Н2О

С3Н8 + 5О2 = 3СО2 + 4Н2О

Теоретическая потребность кислорода (=1) составляет:

0,92 × 2 = 1,940 м3

0,05 × 3,5 = 0,175 м3

0,03 × 5 = 0,150 м3

                 2,265 м3 О2 на 1 м3 газа

Теоретическая подача воздуха в топку при =1 составляет  м3.

         Фактическая подача воздуха в топку на сжигание 1 м3 природного газа заданного состава при =1,05 будет  м3.

         Подача воздуха в топку в час:  м3/ч.

Присосы воздуха по тракту котла

 м3/ч.

Таблица 1.1

Приходная часть материального баланса котла

Статья баланса

Объём, м3

Масса, т

Плотность –

r, кг/ м3

Топливо

17550

13,78

0,785

Воздух организованный

198754

257,32

1,29

Присосы воздуха

54,896

65,87

1,29

          Всего:

342856

336,97

         Расходная часть материального баланса включает: перегретый пар (полезный продукт), компоненты уходящих газов, золу (минеральную часть топлива). Компоненты, их количества и содержание в уходящих газах определяются на основе реакций окисления, записанных выше.

Таблица 1.2

         Количество и состав продуктов сгорания газа при =1

СО2

Н2О

1 × 0,92

2 × 0,92

2 × 0,05

3 × 0,05

3 × 0,03

4 × 0,03

1,11 м3

2,11 м3

         Помимо этих компонентов в уходящих газах окажется и азот, подаваемый с воздухом в топку котла:

 м3.

         Таким образом, теоретический состав и количества компонентов в уходящих газах при сжигании 1 м3 природного газа равны:

Таблица 1.3

Компонент

Объём, м3

% об.

СО2

1,11

9,46

Н2О

2,11

17,97

N2

8,521

72,57

          Всего:

11,741

100,0

         Количества и состав отходящих газов на выходе из котла при =1,34 составляют:

Таблица 1.4

Компонент

Объём, м3

Объём, м3/ч [1]

% об.

СО2

1,06

18608,0

6,88

СО

0,05

878,0

0,32

Н2О

2,11

37030,5

13,7

N2

11,418

200386,0

74,1

O2

0,77

13513,5

5,0

          Всего:

15,408

270410,0

100,0

Таблица 1.5

         Выбросы газов в атмосферу

Компонент

На 1 м3 топлива

В час

Плотность 

r, кг/ м3

% об.

м3

кг

тыс. м3

т

СО2

1,06

1,101

13,514

19,32

1,43

5,0

СО

0,05

14,273

200,386

250,48

1,25

74,1

Н2О

2,11

2,078

18,603

36,45

1,96

6,88

N2

11,418

0,063

0,878

1,1

1,25

0,32

O2

0,77

1,688

37,03

29,62

0,8

13,7

     Всего:  

15,408

19,203

270,41

396,97

=1,246

100,0

         3.2. Расчёт энергетического (теплового) баланса котла

         Расчёт приходной части энергобаланса. Подвод энергии в парогенератор осуществляется только с топливом. Количество подведенной энергии определяется его расходом и принятой энергетической характеристикой:

 ГДж/ч; 

 ГДж/ч.

         Расходная часть баланса включает статьи:

  – тепло перегретого пара, определяется его выходом и энтальпией:

 ГДж/ч;

  – тепло, выбрасываемое с компонентами уходящих газов, рассчитывается по выражению

;     .

Таблица 1.6

         Потери тепла с уходящими газами

Компонент

Кол-во уходящих газов

Средняя теплоёмкость , кДж/м3

Кол-во удаляемого тепла, ГДж

м3/м3 газа

тыс. м3/ч

СО2

1,06

18,603

1,90

130

4,59

СО

0,05

0,878

1,30

130

0,15

Н2О

2,11

37,03

1,50

130

7,22

N2

11,418

200,386

1,29

130

33,34

O2

0,77

13,514

1,32

130

2,32

     Всего:  

15,408

270,410

–

–

47,62

  – потери тепла вследствие химического недожога определяются на основе теплового эффекта реакции :

;   ;

.

  – потери тепла в окружающую среду и небаланс определяются по разности между приходной частью и суммой статей, рассчитанных в расходной части:

 .

Таблица 1.7

         Тепловой баланс котельного агрегата ПК-10

Приход

ГДж/ч

%

Расход

ГДж/ч

%

Тепло сгорания топлива

629

100

Тепло, переданное пару*

563,0

89,51

Потери с уходящими газами

47,62

7,57

Потери от химического недожога

11,2

1,78

Потери в окружающую среду

7,18

1,14

Всего:

Всего:

629,0

100

Потери с уход

газами 47,62 кДж/ч
 

Подведенная энергия

629 кДж/ч
 

Полезная энергия

563 кДж/ч
 
 


         Рис.  1. Диаграмма теплового баланса парогенератора ПК-10

         3.3. Определение показателей энергоэффективности парогенератора.

         Показателем термодинамической эффективности энергоустановок является КПД, который определяется как отношение полезной (целевой) энергии к сумме подведенной к установке энергии, т.е.

.

         Полезной энергией парогенератора является энергия произведенного в нём пара. Эта величина определяется однозначно на основе количества полученного пара и его теплосодержания (энтальпии). Этого нельзя сказать о величине затраченной энергии, подведенной с топливом. Эта величина определяется количеством сожжённого топлива и его энергетической характеристикой – теплотой сгорания:  .

         Количество топлива можно определить точно. Что касается теплоты сгорания, то здесь однозначности нет, поскольку для топлив существуют высшая и низшая теплоты сгорания. В зависимости от того, какую из них используют для оценки энергетического потенциала топлива, получают два разных значения КПД котла.

         В приведенном примере энергобаланс рассчитан на основе низшей теплоты сгорания газа (табл. ) и КПД котла составляет = 89,51 %.

         Если потенциал сжигаемого топлива оценивать по высшей теплоте сгорания, то величина подведенной энергии в этом случае составит  ГДж/ч. Отсюда следует, что КПД котла значительно ниже и составляет %.

3.4. Определение теплоемкости продуктов сгорания

Количество тепла, заключенное в каком-либо теле, увеличивается (или уменьшается) при изменении его температуры. Коэффициент пропорциональности между количеством подведенной к телу теплоты и изменением его температуры называется теплоемкостью .

Как правило, теплоемкость всех тел (твердых, жидких и газообразных)  зависит от температуры. Для газов, в отличие от твердых и жидких тел, теплоемкость в сильной степени зависит и от других внешних параметров (давление, объем), при которых происходит отнятие или сообщение тепла. Поэтому для газов различают теплоемкость при постоянном давлении  и теплоемкость при постоянном объеме . Теплоемкость при постоянном давлении больше теплоемкости при постоянном объеме.

В инженерной практике чаще используется изобарная теплоемкость. Зависимость ее от температуры для различных газов в справочной литературе обычно задается уравнениями (таблица П.1.3):

 или  ,

по которым может быть определена истинная теплоемкость тела при любой температуре и построен график зависимости  для рассматриваемого вещества. Площадь под кривой  есть теплота, которой обладает вещество –  .

В инженерной практике обычно пользуются не истинными, а средними теплоемкостями. Средняя теплоемкость для заданного интервала температур представляет собой число, равное значению

.


Рис.2.  Зависимость теплоемкости газа от температуры

Расчет значения средней теплоемкости газа производят для значений температур в диапазоне:  ΔТ = 298-400º; ΔТ = 298-500º; и т.д.

Для настоящей работы необходимо взять диапазон ΔТ = 298-1000º, рассчитать среднюю теплоемкость и нанести найденное значение  на построенный график .

4. ВАРИАНТЫ ЗАДАНИЙ НА КУРСОВОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ

         Варианты заданий на курсовое проектирование выбираются:

по двум последним цифрам в зачетке из таблицы П.2.2 состав топлива,

по предпоследней цифре номера зачётной книжки – величину часового расхода топлива , м3/ч,

по последней цифре – паропроизводительность котла , т/ч.

Предпоследняя цифра зачётки

, м3/ч

Последняя цифра зачётки

, т/ч

1

16000

1

200

2

16300

2

205

3

16600

3

210

4

16900

4

215

5

17200

5

220

6

17500

6

225

7

17800

7

230

8

18100

8

235

9

18400

9

240

0

18700

0

245

ЛИТЕРАТУРА

  1.  Брицке, Э.В., Капустинский, А.Ф., Веселовский, Б.К. и др. Термодинамические константы неорганических веществ [Текст]. – М.: Изд-во АН СССР, 1949. – 243 с.

  2.  Бэр, Г.Д. Техническая термодинамика [Текст]. –  М.: Мир, 1977. – 518 с.

  3. Краткий справочник физико-химических величин [Текст] /под ред. К.П.Мищенко и А.А.Равделя. – Л.: Химия, 1972. – 200 с.

  4. Линчевский, В.П. Топливо и его сжигание [Текст]. – М.: Металлургиздат,

1959. – 400 с.

  5. Равич, М.Б. Топливо и эффективность его использования [Текст]. – М.: Наука, 1971.

  6. Справочник химика [Текст] – М.: Госхимиздат, 1968. – 272 с.

  7. Стал, Д., Вестрем, Э., Зинке, Г. Химическая термодинамика органических соединений [Текст]. – М.: Мир, 1971. – 342 с.

  8. Степанов В.С., Степанов С.В. Топливо: виды, происхождение, характери     стики [Текст] : учеб. пособие для вузов. – Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2002.– 116 с.

  9. Степанов, В.С., Степанова, Т.Б. Эффективность использования энергии [Текст]. – Новосибирск: Наука, Сиб. отд-ние, 1994. – 257 с.

  10.Энергетическое топливо СССР [Текст]: справочник/В.С.Вдовченко, М.И.Мартынова, Н.В.Новицкий, Г.Д.Юшина. – М.: Энергоатомиздат, 1991. – 184 с.

  11. Яворский, И.А. Физико-химические основы горения твердых ископаемых       топлив и графитов [Текст]. – Новосибирск: Наука, Сиб. отд-ние, 1973. – 252 с.


ПРИЛОЖЕНИЕ 1                                                                               
                           

                                                                                
                                                                                          Таблица П 1.1

         Множители для пересчета состава топлива из одного состояния в другое

Состояние

топлива

Пересчет в состояние топлива

рабочее r

аналитическое a

сухое d

сухое беззольное

daf

органическая масса o

 Рабочее r

1

Аналитическое a

1

 Сухое d

1

Сухое беззольное daf

1

Органическая 

   масса o

1

Таблица П 1.2

         Удельные значения химической энергии и эксергии элементов и простых веществ в стандартном состоянии

 (p0 = 101,325 кПа, T0 = 298,15 К), кДж/моль

№

элемента

Символ

№

элемента

Символ

№

элемента

Символ

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

1

H

143

118,5

23

V

785

715

44

Ru

297

251

2

He

0,0

0,0

24

Cr

658

572

45

Rh

151

126

3

Li

455

427

25

Mn

522

465

46

Pd

226

126

4

Be

675

594

26

Fe

477

370

47

Ag

85

50

5

B

715

675

27

Co

354

292

48

Cd

358

315

6

C

394

395

28

Ni

365

326

49

In

610

455

7

N

0,0

0,0

29

Cu

225

175

50

Sn

594

518

8

O

0,0

0,0

30

Zn

458

388

51

Sb

504

432

9

F

186

158

31

Ga

580

510

52

Te

568

510

10

Ne

0,0

0,0

32

Ge

615

570

53

I

87

17

11

Na

423

381

33

As

523

392

54

Xe

0,0

0,0

12

Mg

762

693

34

Se

440

415

55

Cs

518

415

13

Al

954

837

35

Br

98

34

56

Ba

858

830

14

Si

910

860

36

Kr

0,0

0,0

57

La

1135

1090

15

P

866

795

37

Rb

423

407

58

Ce

1130

1075

16

S

624

523

38

Sr

875

811

59

Pr

1130

1070

17

Cl

25

13

39

Y

1130

1040

60

Nd

1115

1060

18

Ar

0,0

0,0

40

Zr

1170

1065

61

Pm

1135

1060

19

K

452

410

41

Nb

950

882

62

Sm

1335

1260

20

Ca

853

797

42

Mo

797

728

63

Eu

1160

1050

21

Sc

1055

958

43

Tc

580

512

64

Gd

1110

1050

Окончание табл. П 1.2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

65

Tb

1125

1050

75

Re

648

585

80

Hg

112

73

66

Dy

1115

1040

76

Os

394

303

81

Tl

239

181

67

Ho

1105

1030

77

Ir

280

188

82

Pb

320

305

68

Er

1090

1020

78

Pt

134

84

83

Bi

370

294

70

Yb

1130

1010

79

Au

49

15

86

Rn

0,0

0,0

71

Lu

1060

1010

73

Ta

1045

974

88

Ra

880

840

72

Hf

1185

1130

74

W

855

800

89

Ac

1025

980

                                                                                
                                                                                 
                  Таблица П 1.3

Термодинамические свойства компонентов топлива и продуктов его сгорания

Вещество

,

кДж/ моль

,

Дж/моль·К

,

кДж/моль

,

Дж/моль·К

Коэффициенты уравнения

Температурный

интервал, К

a

b·103

×10-5

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1. Компоненты уходящих газов

Н2 (г)

0,0

130,52

0,0

28,83

27,28

3,26

0,5

298-3000

N2 (г)

0,0

191,50

0,0

29,12

27,88

4,27

-

298-2500

O2 (г)

0,0

205,04

0,0

29,37

31,46

3,39

-3,77

298-3000

СО (г)

-110,53

197,55

-137,15

29,14

28,41

4,10

-0,46

298-2500

СО2 (г)

-393,51

213,66

-394,37

37,11

44,14

9,04

-8,54

298-2500

(Н2О)г

-241,81

188,72

-228,61

33,61

30,00

10,71

0,33

298-2500

SO2 (г)

-296,90

248,07

-300,21

39,87

46,19

7,87

-7,70

298-2000

Продолжение табл. П 1.3

Вещество

,

кДж/ моль

,

Дж/моль·К

,

кДж/моль

,

Дж/моль·К

Коэффициенты уравнения

Температурный

интервал, К

a

b·103

с×106

1

2

3

4

5

6

7

8

9

         2. Органические соединения

 

1. СН4 (г)

метан

-74,85

186,27

-50,85

35,71

14,32

74,66

-17,43

298-1500

 

2. С2Н6 (г)

этан

-84,67

229,49

-32,93

52,64

5,75

175,11

-57,85

298-1500

 

3. С3Н8  (г)

пропан

-103,85

269,91

-23,53

73,51

1,72

270,75

-94,48

298-1500

 

4. С4Н10  (г)

бутан

-126,15

310,12

-17,19

97,45

18,23

303,56

-92,65

298-1500

 

5. С4Н10  (г)

изобутан

-134,52

294,64

-20,95

96,82

9,61

344,79

-128,83

298-1000

 

6. С5Н10  (г)

циклопентан

-77,24

292,88

38,57

83,01

-42,43

475,30

-182,51

298-1000

 

7. С5Н12  (г)

пентан

-146,44

348,95

-8,44

120,21

6,90

425,93

-154,39

298-1000

 

8. С6Н14  (г)

гексан

-167,19

388,40

-0,32

143,09

8,66

505,85

-184,43

298-1000

 

9. С7Н16  (г)

гептан

-187,78

427,90

7,94

165,98

10,00

587,14

-215,56

298-1000

 

10. С8Н18 (г)

октан

-208,45

466,73

16,32

188,87

11,84

666,51

-244,93

298-1000

 

3. Кислородсодержащие соединения

 

11. СН2О (г) формальдегид

-115,90

218,78

-109,94

35,39

18,82

58,38

-15,61

298-1500

 

Продолжение  табл. П 1.3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

12. СН4О (г) метанол

-201,00

239,76

-162,38

44,13

15,28

105,20

-31,04

298-1000

13. С2Н4О  (г) ацетальдегид

-166,00

264,20

-132,95

54,64

13,00

153,50

-53,70

298-1000

14. С2Н4О2  (г)

уксусная кислота

-434,84

282,50

-376,68

66,50

14,82

196,70

-77,70

298-1000

15. С2Н6О  (г)

этанол

-234,80

281,38

-167,96

65,75

10,99

204,70

-74,20

298-1000

16. С3Н6О  (г)

ацетон

-217,57

294,93

-153,05

74,90

22,47

201,80

-63,50

298-1500

17. С3Н8О  (г)

1-пропанол

-257,53

324,80

-163,01

87,11

13,10

277,50

-98,44

298-1000

18. С4Н10О  (г)

бутанол

-274,43

363,17

-150,73

110,00

14,68

358,10

-129,00

298-1000

4. Галогенсодержащие соединения

19. СCl4 (г)

тетрахлорметан

-100,42

310,12

-58,23

83,76

59,36

97,00

-49,57

298-1000

20. СН3Br  (г)

бромметан

-37,66

245,81

-28,18

42,43

18,53

89,40

-27,28

298-1500

21. СН3Cl  (г)

хлорметан

-86,31

234,47

-62,90

40,75

15,57

92,74

-28,31

298-1500

22. СН3F  (г)

фторметан

-246,90

222,80

-223,04

37,48

11,87

94,58

-29,30

298-1500

23. С2Н5Cl  (г)

хлорэтан

-111,72

275,85

-60,04

62,72

11,63

193,00

-72,92

298-1000

Окончание табл. П 1.3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

24. С2Н5F  (г)

фторэтан

-261,50

264,93

-209,60

59,04

8,27

190,90

-69,55

298-1000

25. С6Н5F  (г)

фторбензол

-116,57

302,63

-69,06

94,43

-9,91

401,30

-171,40

298-1000

Таблица П 1.4

Средняя удельная теплоемкость газов  по Юсти  от 0 ° до t °C, ккал/м3·град

t °C

СО2

Н2О

Воздух

N2

O2

H2

CO

SO2

CH4

C2H4

t °C

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

0

0,384

0,356

0,310

0,310

0,312

0,306

0,310

0,415

0,368

0,447

0

100

0,409

0,358

0,311

0,311

0,314

0,309

0,311

0,435

0,386

0,503

100

200

0,431

0,362

0,313

0,312

0,319

0,310

0,312

0,453

0,419

0,556

200

300

0,449

0,367

0,315

0,314

0,324

0,311

0,315

0,469

0,451

0,605

300

400

0,464

0,372

0,318

0,316

0,329

0,311

0,318

0,484

0,480

0,650

400

500

0,480

0,378

0,321

0,319

0,334

0,312

0,321

0,496

0,509

0,691

500

600

0,492

0,384

0,324

0,322

0,339

0,313

0,324

0,506

0,537

0,729

600

700

0,503

0,390

0,328

0,324

0,343

0,314

0,328

0,515

0,563

0,762

700

800

0,513

0,397

0,331

0,327

0,347

0,315

0,332

0,523

0,588

0,799

800

900

0,522

0,403

0,334

0,331

0,350

0,316

0,335

0,530

0,610

0,824

900

1000

0,530

0,410

0,337

0,334

0,353

0,318

0,338

0,536

0,632

0,851

1000

1100

0,538

0,416

0,340

0,337

0,356

0,319

0,341

0,541

-

-

1100

1200

0,544

0,422

0,343

0,340

0,359

0,321

0,344

0,546

-

-

1200

1300

0,550

0,427

0,345

0,342

0,362

0,323

0,346

0,550

-

-

1300

1400

0,556

0,433

0,347

0,345

0,364

0,325

0,348

0,554

-

-

1400

Окончание табл. П 1.4

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

1500

0,561

0,439

0,350

0,347

0,366

0,327

0,350

0,557

-

-

1500

1600

0,565

0,444

0,352

0,349

0,368

0,328

0,352

0,560

-

-

1600

1700

0,569

0,450

0,354

0,351

0,370

0,330

0,354

0,563

-

-

1700

1800

0,573

0,455

0,355

0,353

0,372

0,332

0,356

0,565

-

-

1800

1900

0,577

0,460

0,357

0,354

0,374

0,334

0,358

0,567

-

-

1900

2000

0,580

0,464

0,358

0,356

0,376

0,336

0,359

0,570

-

-

2000

2100

0,583

0,469

0,359

0,357

0,377

0,338

0,361

0,572

-

-

2100

2200

0,586

0,473

0,360

0,359

0,379

0,340

0,362

0,573

-

-

2200

2300

0,589

0,478

0,362

0,360

0,380

0,342

0,364

0,575

-

-

2300

2400

0,391

0,481

0,363

0,362

0,382

0,343

0,365

0,577

-

-

2400

2500

0,593

0,485

0,365

0,363

0,383

0,345

0,366

0,578

-

-

2500

2600

0,595

0,489

0,366

0,364

0,385

0,347

0,368

0,580

-

-

2600

2700

0,597

0,492

0,367

0,365

0,386

0,349

0,369

0,581

-

-

2700

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

Таблица П 2.1

Физико-химическая характеристика углей

№

варианта

Бассейн, месторождение, предприятие

Марка, класс

Состав угля, %

 

 

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Кузнецкий бассейн

    Шахты:

1

им. Ярославского

ДСШ

77,8

5,4

14,1

2,5

0,2

12,0

18,0

1,10

2

Инская

ДСШ

78,4

5,5

13,4

2,5

0,2

11,0

15,0

1,10

3

Полысаевская

ГСШ

80,5

5,8

10,9

2,6

0,2

8,0

17,5

1,09

4

Октябрьская

ГСШ

79,5

5,6

12,0

2,7

0,2

9,0

19,0

1,10

5

Заречная

ГМСШ

80,2

5,7

11,5

2,4

0,2

8,0

16,0

1,09

6

им.7 Ноября

ГСШ

79,5

5,6

12,2

2,5

0,2

9,5

17,0

1,09

7

Пионерка

ГР

78,7

5,4

13,0

2,5

0,4

7,5

26,5

1,10

8

Кузнецкая

ГСШ

79,0

5,6

12,0

2,6

0,3

9,5

17,0

1,10

9

Байдаевская

ГР

81,6

5,7

9,6

2,9

0,2

6,5

21,0

1,09

10

Зыряновская

ГР

82,0

5,7

9,5

2,7

0,2

8,5

16,5

1,09

11

Новокузнецкая

ГР

82,5

5,7

8,7

2,9

0,2

7,0

14,0

1,09

12

Южная

СС1СС

83,5

5,0

9,0

2,3

0,2

8,5

18,0

1,15

13

Распадская

ГР

83,5

5,7

8,3

2,2

0,3

6,0

19,0

1,09

14

Северная

СС1ССР

84,5

4,9

8,1

2,1

0,2

8,0

30,0

1,13

15

Киселевская

СС1ССР

82,6

4,9

10,5

1,9

0,2

8,0

18,0

1,12

16

Дальние Горы

СС1ССР

83,5

5,1

8,4

2,4

0,2

7,0

12,0

1,11

17

Им.В.Н.Волкова

СС1ССР

83,5

5,3

9,0

2,0

0,2

9,5

24,0

1,10

18

Бутовская

СС2ССР

88,4

4,7

4,6

2,1

0,2

9,0

30,0

1,15

19

Краснокаменская

СС2СССШ

87,0

4,6

5,8

2,3

0,2

6,0

13,0

1,15

20

Им.В.В.Вахрушева

СС2ССР

89,0

4,4

4,7

2,1

0,3

6,0

13,0

1,16

Продолжение табл. П 2.1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

21

Ягуновская

СС2ССР

88,0

4,5

5,2

2,0

0,2

8,5

17,0

1,15

22

Им.60-летия Октября

ТР

89,8

3,9

4,0

2,1

0,2

7,0

18,0

1,16

23

Шушталепская

ТР

90,0

3,9

3,8

2,0

0,3

8,0

21,0

1,17

24

Бунгурская

ТР

89,0

3,9

4,4

2,3

0,4

6,0

18,0

1,18

25

 Им.Г.Димитрова

ТР

90,0

4,0

3,2

2,4

0,4

6,0

22,0

1,20

26

Красный Углекоп

ТР

90,5

3,8

3,2

2,3

0,2

7,5

16,0

1,21

27

Северный Маганак

ТР

89,7

4,2

3,7

2,2

0,2

6,0

14,0

1,20

28

Им.Орджоникидзе

ТОМСШ

89,0

3,8

4,6

2,3

0,3

6,5

27,0

1,21

29

Листвянское

АР

93,2

2,0

3,5

1,1

0,2

10,0

18,0

1,25

30

Подмосковный бассейн  (в среднем по бассейну)

Б20МСШ

65,0

5,2

25,2

2,1

2,5

32,0

45,0

1,11

31

В том числе высокозольный уголь

Б20МСШ

64,0

5,4

26,3

1,1

2,2

31,0

47,0

1,10

Иркутский бассейн

   Месторождения:

32

Черемховское

ДР

77,0

5,6

14,6

1,6

1,2

15,0

34,0

1,12

33

Забитуйское

ДР

76,0

5,7

11,0

1,7

5,6

8,0

25,0

1,10

34

Ишидейское

ДР

75,3

5,2

16,9

1,4

1,2

15,0

15,0

1,17

35

Вознесенское

ГР

78,0

6,1

13,3

1,6

1,0

8,0

29,0

1,09

Минусинский бассейн

36

Разрез Черногорский

ДР

75,5

5,1

16,9

2,0

0,5

14,0

20,0

1,20

37

Шахта Абаканская

ДР

80,0

5,2

12,1

2,3

0,4

12,0

17,0

1,15

38

Шахта Енисейская

ДСШ

81,0

4,9

11,7

2,0

0,4

13,0

19,0

1,19

39

Шахта Хакасская

ДР

78,7

5,2

13,7

2,0

0,4

14,0

14,0

1,16

    Месторождения:

40

Изыхское

ДР

74,5

4,9

18,1

2,0

0,5

14,0

27,0

1,19

Продолжение табл. П 2.1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

41

Аскизское

ДР

79,5

6,2

12,3

1,6

0,4

9,0

19,5

1,09

42

Бейское

ДР

79,5

5,5

12,5

2,1

0,4

14,0

15,0

1,10

43

Жеронское

Д-Т

80,3

4,7

13,1

1,6

0,3

18,0

24,0

1,14

Азейское:

44

Разрез Азейский

Б3Р

73,0

5,3

19,7

1,5

0,5

25,0

22,0

1,11

45

Разрез Тулунский

Б3Р

73,0

5,1

19,7

1,7

0,5

26,0

25,0

1,12

46

Мугунское

Б3Р

73,7

5,8

18,0

1,5

1,0

22,0

20,0

1,09

      Бурятия

47

Никольское месторождение

Д,ДГ

78,5

5,5

14,3

1,4

0,3

6,0

21,0

1,10

Гусиноозерское месторождение:

48

Разрез Холбольджинский

Б3Р

71,0

5,0

22,5

1,1

0,4

26,0

25,0

1,13

49

Шахта Гусиноозерская

Б3Р

75,5

5,3

17,1

1,4

0,7

22,0

27,0

1,11

50

Баянгольское месторождение

Б3Р

77,0

5,5

15,4

1,5

0,6

23,0

20,0

1,10

 Читинская область

    Месторождения:

51

Лонь-Шибирское

Д,ДГ

76,9

5,4

16,2

1,1

0,4

7,5

23,0

1,10

52

Букачачинское

ГР

82,0

5,6

11,0

1,0

0,4

9,0

15,0

1,10

53

Тарбагатайское

Б3Р

78,0

5,6

12,3

1,7

2,4

31,5

22,5

1,10

54

Арбагарское

Б3Р

69,5

4,9

22,2

1,5

1,9

28,5

23,0

1,14

55

Уртуйское

Б2Р

76,0

4,8

18,1

0,8

0,3

29,5

12,5

1,14

56

Черновское

Б2Р

75,0

5,0

18,1

1,4

0,5

32,0

17,0

1,13

57

Татауровское

Б2Р

73,0

4,9

20,7

1,2

0,2

33,0

16,0

1,18

58

Харанорское

Б1Р

72,0

4,2

22,4

1,0

0,4

39,0

20,0

1,20

Продолжение табл. П 2.1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

   Донецкий бассейн (в целом по бассейну)

59

Длиннопламенный

ДР

74,5

5,5

16,4

1,6

2,0

13,0

32,0

1,10

60

               «

Д, конц

76,0

5,5

14,9

1,6

2,0

14,0

29,0

1,10

61

Газовый

ГР

79,0

5,5

12,3

1,5

1,7

10,0

32,0

1,10

62

               «

Г, конц

80,0

5,3

11,5

1,5

1,7

13,0

17,0

1,11

63

Жирный

ЖР

83,5

5,1

8,8

1,5

1,1

6,0

32,0

1,12

64

Отощенный спекающийся

ОСР

87,0

4,5

9,0

1,5

1,0

5,0

28,0

1,18

65

Жирный, отощенный, спекающийся

Ж, ОС

81,0

5,5

10,7

1,5

1,3

8,0

42,0

1,10

66

Тощий

ТР

89,0

4,0

4,2

1,7

1,1

6,0

34,0

1,15

67

Антрацит

А,штыб

92,0

1,8

4,6

0,8

0,8

9,0

35,0

1,23

68

ГОФ Горняцкая

АШ

94,4

1,5

2,5

0,7

0,9

10,8

35,2

1,24

69

ГОФ им.Ф.А.Артема

АШ

92,1

1,6

4,6

0,9

0,8

8,1

29,4

1,24

70

ГОФ Соколовская

АШ

94,1

1,6

2,7

0,8

0,8

5,8

25,6

1,24

    Шахты:

71

Октябрьская

АРШ

95,3

1,3

1,5

1,1

0,8

5,5

24,9

1,25

72

Алмазная

АШ

94,9

1,6

1,7

0,9

0,9

8,2

24,0

1,24

73

Ростовская

АШ

94,3

1,4

2,7

0,9

0,7

8,3

25,5

1,25

74

Комиссаровская

АШ

90,5

1,8

5,5

1,1

1,1

7,2

42,0

1,23

75

Бургустинская

АШ

89,4

2,5

6,0

1,1

1,0

6,7

30,4

1,22

76

ЦОФ Гуковская

АШ

93,4

1,5

3,2

1,0

0,9

7,2

32,5

1,24

  Угли Дальнего Востока

77

Угловский бассейн

Б3Р

67,5

5,6

25,1

1,4

0,4

21,0

42,0

1,10

78

Артемовское месторождение

Б3ОМ, Б3С

67,0

5,6

25,7

1,3

0,4

23,0

40,0

1,10

       Шахты:

Окончание табл. П 2.1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

79

Дальневосточная

Б3Р

69,5

5,8

23,1

1,4

0,2

22,0

38,0

1,10

80

Озерная

Б3Р

70,0

5,8

22,5

1,4

0,3

22,0

42,0

1,10

81

Приморская

Б3Р

68,0

5,9

24,5

1,4

0,2

21,5

37,0

1,09

82

Амурская

Б3МСШ

67,5

5,7

24,9

1,4

0,5

23,0

38,0

1,10

83

Аврическое шахтоуправление

Б3ОМ, Б3СШ

70,5

5,8

21,2

2,0

0,5

20,0

40,0

1,09

84

Шкотовское месторождение – Шахта им. Ф.А.Артема

Б2МСШ

69,5

5,5

23,1

1,5

0,4

37,0

30,0

1,10

85

Разрез Смоляниновский

Б20МСШ

68,2

5,5

24,4

1,6

0,3

37,0

35,0

1,11

 Месторождения:

86

Липовецкое

ДР

76,0

5,9

16,9

0,8

0,4

8,5

39,0

1,09

87

Огоджинское

ДР

80,5

5,2

13,0

1,0

0,3

13,0

40,0

1,12

88

Ургальское

ГР

79,2

5,7

13,5

1,3

0,3

10,0

34,5

1,09

89

Подгородненское

ТР

87,5

4,6

6,9

0,6

0,4

4,0

42,0

1,15

90

Райчихинское

Б2МСШ

70,0

3,9

24,7

1,0

0,4

37,0

28,0

1,20

91

Архаро-Богучанское

окислен.

68,0

3,5

27,4

0,9

0,2

42,0

28,0

1,21

92

Лианское

Б2Р

68,0

5,4

25,0

1,2

0,4

39,5

23,0

1,12

93

Ерковецкое

Б2Р

70,6

4,1

23,9

1,1

0,3

38,0

20,0

1,21

94

Бикинское

Б1Р

66,2

5,3

26,3

1,8

0,4

41,0

39,0

1,11

95

Реттиховское

Б1МСШ

66,5

5,5

26,4

1,2

0,4

36,0

45,0

1,10

96

Павловское

Б1Р

66,0

6,0

26,6

0,8

0,6

38,5

35,0

1,09

97

Свободное

Б1Р

67,0

5,8

26,2

0,8

0,2

52,5

16,5

1,10

98

Сергеевское

Б1Р

66,6

5,6

26,6

0,8

0,4

53,0

17,0

1,10

99

Тыгдинское

Б1Р

66,9

6,0

25,8

1,0

0,3

59,0

23,0

1,09

100

Раковское

Б1Р

68,4

5,5

24,7

1,0

0,4

43,0

26,0

1,10

Таблица П 2.2

Компонентный состав природных и искусственных газов

№

варианта

Месторождение,

завод

Состав сухого газа, % (объемн.)

СН4

С2Н6

С3Н8

С4Н10

С5Н12

СО2

N2

H2S

H2

O2

CO

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

Сухой природный газ

Астраханская обл.

1

Промысловское

95,3

0,0

0,0

-

-

0,3

4,4

-

1,02

Волгоградская обл.

2

Верховское

98,5

0,6

0,1

-

-

0,1

0,7

-

1,015

3

Коробковское

94,7

0,9

0,0

0,0

0,0

0,6

3,8

-

1,015

4

Линевское

81,0

2,5

0,2

0,0

0,0

1,6

14,8

-

1,02

5

Саушинское

98,2

0,4

0,2

-

-

0,1

1,2

-

1,025

6

Клетско-Почтовское

96,0

0,1

-

0,1

-

0,2

3,6

-

1,02

Самарская и Орен-

 бургская области

7

Дерюжевское

57,4

1,8

1,2

0,1

0,1

0,9

38,5

0,0

1,03

8

Кирюшкинское

59,9

2,9

0,6

0,0

-

0,2

36,4

0,0

1,035

9

Новогородецкое

70,8

0,6

0,4

0,2

0,1

0,2

26,9

0,9

1,025

10

Султангуловское

76,9

4,9

1,7

0,0

0,0

0,5

15,2

0,8

1,02

11

Оренбургское

82,1

3,7

1,5

1,4

2,2

0,5

7,5

1,1

1,025

12

Лебежанское (НГ)

85,0

4,0

1,5

2,0

0,5

-

7,0

-

1,02

13

Оренбургское (К)

83,0

5,0

2,0

1,0

1,0

1,0

4,0

-

1,03

Чеченская Респ-ка

14

Алхазовское

96,0

0,4

0,3

0,2

0,1

-

3,0

-

1,015

15

Малгобское

99,0

0,4

0,3

0,2

0,1

-

-

-

1,01

Калмыкия

16

Ики-Бурульское

91,0

0,6

0,1

-

-

0,3

8,0

-

1,015

Продолжение табл. П 2.2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

 Дагестан

17

Ачи-Су

86,0

2,0

1,0

0,5

0,5

8,5

1,5

-

1,02

Саратовская обл.

18

Генеральское

83,5

4,3

1,9

1,0

0,5

0,2

8,6

-

1,02

19

Восточно-Рыбушанское

93,3

0,7

0,4

0,3

0,9

0,9

3,6

-

1,015

20

Иловлинское

90,5

0,7

0,5

0,3

0,2

-

7,7

-

1,02

21

Курдюмо-Елшанское

92,2

1,8

0,4

0,1

0,1

0,1

5,4

0,0

1,025

22

Курдюмо-Елшан-ское (НГ)

91,0

3,0

1,0

0,5

0,5

0,3

3,7

-

1,03

23

Степновское

95,5

1,9

0,7

0,4

0,8

0,2

0,5

-

1,025

24

Степновское (НГ)

90,0

3,0

2,0

1,0

0,5

0,5

3,0

-

1,03

25

Соколовогорское

90,0

2,6

1,1

0,7

0,3

0,4

5,0

-

1,035

                «

91,8

3,0

1,2

0,7

0,5

1,4

1,4

-

Краснодарский край

26

Березанское (К)

87,2

3,6

0,7

0,1

1,0

3,4

4,0

-

1,025

27

Каневское (К)

88,8

4,8

1,4

0,5

1,8

0,2

2,5

-

1,02

28

Калужское (К)

91,2

2,6

0,1

0,2

0,0

1,9

4,0

-

1,015

29

Ленинградское (К)

87,2

4,6

1,1

0,2

1,0

1,2

4,7

-

1,025

30

Майкопское (К)

84,6

2,8

0,3

0,0

0,5

4,2

7,6

-

1,02

31

Старо-Минское (К)

73,5

6,7

1,6

0,4

2,0

0,4

16,4

-

1,025

32

Челбасское

89,8

5,1

1,1

0,2

0,3

0,6

2,9

-

1,03

33

Бейсугское

99,0

0,8

-

-

-

0,2

-

-

1,015

34

Фрунзенское

99,0

0,3

0,1

0,4

-

0,2

-

-

1,02

35

Баракаевское (Н)

89,0

6,0

2,0

0,5

1,0

0,5

-

-

1,03

36

Крыловское (К)

90,0

4,5

1,0

0,3

1,2

2,0

1,0

-

1,025

37

Некрасовское (К)

85,0

5,0

1,0

0,2

1,3

6,0

1,5

-

1,03

Продолжение табл. П 2.2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

38

Ново-Дмитровское

90,0

3,0

2,0

2,0

2,0

1,0

-

-

1,02

39

Сердюковское (К)

90,0

4,0

0,8

0,2

1,0

2,5

1,5

-

1,025

40

Южно-Советское (К)

81,0

8,0

3,0

1,5

2,0

3,0

1,5

-

1,03

Ставропольский край

41

Североставропольское

98,6

0,3

0,1

0,1

0,0

0,0

0,9

-

1,02

42

              "

99,1

0,4

0,2

0,2

0,1

0,1

0,0

-

1,015

43

Североставропольское (НГ) Зеленая Свита

85,0

4,0

2,5

1,5

1,5

0,5

5,0

-

1,025

 Республика Коми

44

Джебольское

81,8

3,8

7,7

3,7

0,1

0,1

2,8

-

1,03

45

Вой-Вожское

88,6

1,0

0,2

0,1

0,1

0,1

10,0

-

1,025

46

Вуктыльское (К)

84,5

7,5

2,0

0,6

0,3

0,1

5,0

-

1,025

47

Верхне-Никольское,

85,0

3,0

1,0

0,6

0,3

0,1

10,0

-

1,025

Тюменская область

48

Березовское

88,8

0,1

0,1

0,0

-

0,6

10,5

-

1,02

49

Чуэльское

95,5

0,8

0,4

0,1

-

0,2

3,0

-

1,02

50

Деминское

83,0

0,5

-

-

-

2,5

14,0

-

1,03

51

Игримское

94,0

1,0

0,5

0,5

-

-

4,0

-

1,015

52

Ленинское

98,0

0,6

0,3

0,2

0,4

-

0,5

-

1,015

53

Пахромское

93,0

1,0

0,3

-

-

0,7

5,0

-

1,02

54

Арктическое

98,0

0,1

-

-

-

0,1

1,8

-

1,015

55

Губкинское

98,5

0,1

-

-

-

0,1

1,3

-

1,02

56

Заполярное

98,5

0,1

-

-

-

0,2

1,2

-

1,02

57

Комсомольское

97,5

0,2

-

-

-

0,3

2,0

-

1,015

58

Медвежье

99,0

0,1

-

-

-

0,1

0,8

-

1,015

Продолжение табл. П 2.2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

59

Тазовское

99,0

0,1

-

-

-

0,2

0,7

-

1,02

60

Уренгойское

98,0

0,1

-

-

-

0,3

1,6

-

1,015

61

Пунгинское (К)

86,0

2,0

0,5

0,5

0,5

8,5

2,0

-

1,02

Томская область

62

Мыльджинское (К)

78,0

3,0

3,0

1,0

0,2

0,3

14,5

-

1,035

63

Северо-Васюганское

86,0

5,0

4,0

1,0

0,2

0,5

3,3

-

1,03

          Якутия

64

Усть-Вилюйское

92,1

0,7

0,0

0,0

0,0

0,0

7,2

-

1,02

65

Средневилюйское

90,0

5,0

1,0

1,0

-

-

3,0

-

1,02

66

Прибрежное

98,0

0,2

-

-

-

0,8

1,0

-

1,015

67

Колендо (ГН)

96,0

2,0

0,5

0,3

0,2

1,0

-

-

1,02

68

Тунгор (К)

89,0

3,0

1,0

1,0

0,5

4,5

1,0

-

1,03

Сухие коксовые газы

Заводы:

69

Магнитогорский

23,2

2,1

2,4

6,2

57,5

1,1

7,5

1,03

70

Карагандинский

24,2

2,5

2,5

2,9

60,1

0,8

7,0

1,03

71

Орско-Халиловский

25,9

2,4

2,4

3,8

58,0

0,5

7,1

1,035

72

Кузнецкий

25,2

2,6

2,5

4,3

57,4

1,0

7,0

1,025

73

Западно-Сибирский

24,4

2,9

2,8

4,8

57,1

1,2

6,8

1,03

74

Череповецкий

24,8

2,4

2,6

3,5

59,4

0,4

6,9

1,035

75

Новолипецкий

30,7

1,7

2,3

6,3

49,6

1,6

7,8

1,03

76

Криворожсталь

25,1

2,2

2,5

2,0

60,8

1,0

6,4

1,025

77

Азовсталь

25,7

1,7

1,9

2,6

60,3

0,6

7,2

1,03

78

Ждановский

24,0

1,8

2,0

2,8

62,0

0,4

7,0

1,025

79

Енакиевский

23,1

4,3

2,3

4,7

58,6

0,9

6,1

1,02

80

Запорожский

25,4

2,3

2,7

4,0

58,0

1,1

6,5

1,035

Окончание табл. П 2.2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

81

Коммунарский

25,2

2,5

2,3

2,9

60,0

0,8

6,3

1,03

82

Донецкий

24,8

2,4

1,7

2,5

61,7

0,8

6,1

1,035

83

Макеевский

24,6

4,2

2,2

4,9

56,8

0,7

6,6

1,03

84

Челябинский

25,3

2,5

3,2

4,5

57,0

0,5

7,0

1,035

85

Западно-Сибирский

24,9

3,0

2,6

6,0

55,8

0,8

6,9

1,03

Сухие доменные газы

Заводы:

86

Магнитогорский

0,2

20,5

45,0

10,5

-

23,8

1,035

87

Карагандинский

0,1

15,2

51,3

4,3

-

29,1

1,045

88

Орско-Халиловский

0,5

15,8

54,2

3,6

0,9

25,0

1,04

89

Кузнецкий

0,2

16,1

55,5

1,0

-

27,2

1,05

90

Западно-Сибирский

0,6

18,8

51,8

2,3

-

26,5

1,045

91

Нижнетагильский

-

17,7

53,3

6,8

-

22,2

1,04

Череповецкий

92

  -передельный чугун

-

20,6

41,9

11,1

-

26,4

1,035

93

  -литейный чугун

-

17,4

46,9

8,9

-

26,8

1,04

94

Новолипецкий

-

19,8

45,8

9,0

-

25,4

1,04

95

Криворожский

-

19,1

47,8

7,6

0,5

25,0

1,045

96

Азовсталь

0,1

15,0

50,4

5,5

0,1

28,9

1,045

97

Енакиевский

1,4

18,7

46,7

7,0

0,2

26,0

1,04

98

Запорожский

-

16,2

50,3

7,7

-

25,8

1,045

99

Донецкий

0,2

13,4

56,2

4,1

0,1

26,0

1,05

100

Челябинский

0,5

17,7

50,0

6,5

-

25,3

1,045

Примечание: НГ–  нефтегазовое; К –  конденсатное; ГН –  газонефтяное; Н –  нефтяное с большим выходом газа; ГК –  газоконденсатное месторождение


[1] Выброс отходящих газов в час при расходе топлива 17550 м3/ч

Информация о файле
Название файла Расчёт  энергетического баланса парогенератора и оценка его  термодинамической  эффективности от пользователя **Fil**
Дата добавления 5.5.2020, 18:43
Дата обновления 5.5.2020, 18:43
Тип файла Тип файла (zip - application/zip)
Скриншот Не доступно
Статистика
Размер файла 251.36 килобайт (Примерное время скачивания)
Просмотров 560
Скачиваний 65
Оценить файл