Проверочный расчет теплоагрегата. Компоновка котельной

Проверочный расчет теплоагрегата. Компоновка котельной

Введение

парогенератор тепловой котел гидравлический

Промышленные предприятия и жилищно-коммунальный сектор потребляют огромное количество теплоты на технологические нужды, вентиляцию, отопление и горячее водоснабжение. Тепловая энергия в виде пара и горячей воды вырабатываются теплоэлектроцентралями, производственными и районными отопительными котельными.

Пути и перспективы развития энергетики определены Энергетической программой, одной из первоочередных задач которой является корректное совершенствование энергохозяйства на базе экономии энергоресурсов: это широкое внедрение энергосберегающих технологий, использование вторичных энергоресурсов, экономия топлива и энергии на собственные нужды.

Производственные и отопительные котельные должны обеспечивать бесперебойное и качественное теплоснабжение предприятий и потребителей жилищно-коммунального сектора. Повышение надежности и экономичности теплоснабжения в значительной мере зависит от качества работы котлоагрегатов и рационально спроектированной тепловой схемы котельной.

Теплогенерирующей установкой называют совокупность устройств и механизмов для производства тепловой энергии в виде водяного пара, горячей воды или подогретого воздуха. Водяной пар используют для технологических нужд в промышленности и сельском хозяйстве, для приведения в движение паровых двигателей, а также для нагрева воды, направляемой в дальнейшем на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. Горячую воду и подогретый воздух используют для отопления производственных, общественных и жилых зданий, а также для коммунально-бытовых нужд населения. Теплогенерирующие установки предназначены для производства тепловой энергии из первичных источников энергии, которыми являются: органическое и ядерное топливо, солнечная и геотермальная энергия, горючие и тепловые отходы промышленных производств.

Первые паровые котлы вначале XIX в. вырабатывали пар давлением 0,5 -0,6 МПа и имели производительность сотни килограммов в час. В настоящее время для производства пара применяются котлы, вырабатывающие пар с давлением до 25 МПа (и даже до 31 МПа) и температурой до 570°С и производительностью до 4000 т/ч.

Интенсивное развитие котельной техники было вызвано ростом промышленного производства и концентрацией выработки электроэнергии в основном на паротурбинных электростанциях. Созданная за годы советской власти котлостроительная промышленность, имеющая котельные заводы, специализированные научно-исследовательские институты и другие организации, обеспечивает производство современных котлов, необходимых для страны и для экспорта их за рубеж.

Современная котельная установка является сложным сооружением, состоящим из большого количества различного оборудования и строительных конструкций, связанных в единое целое общей технологической схемой производства пара.

Технологическая схема котельной установки видоизменяется в зависимости от ее назначения, производительности, параметров пара, вида топлива, способа его сжигания и местных условий.

В котельных установках, использующих жидкое и газообразное топлива, отсутствуют золоулавливающие устройства, оборудование для удаления шлака и золы, значительно упрощаются устройства для хранения (при газообразном топливе - отпадают), транспорта и подготовки топлива к сжиганию.

На промышленных предприятиях имеются котельные установки, дополняющие технологические агрегаты, в которых пар вырабатывается за счет теплоты отходящих газов или теплоты, передаваемой их охлаждаемым элементам. В последние годы нашли применение энерготехнологические установки, в которых котел является неотъемлемой частью технологического агрегата.

Оборудование котельной установки условно разделяют на основное (собственно котел) и вспомогательное. Вспомогательными называют оборудование и устройства для подачи топлива, питательной воды и воздуха, для удаления продуктов сгорания, очистки дымовых газов, удаления золы и шлака, паропроводы, водопроводы и др.

Котел состоит из топочной камеры и газоходов, поверхностей нагрева, находящихся под внутренним давлением рабочей среды (воды, пароводяной смеси, пара): экономайзера, испарительных элементов, пароперегревателя. Испарительные поверхности - экраны и фестон включены в барабан и вместе с опускными трубами, соединяющими барабан с нижними коллекторами экранов, образуют циркуляционный контур. Поверхности нагрева, находящиеся под давлением, объединены барабаном, в котором происходит разделение пара и воды. Перегрев пара осуществляется в пароперегревателе. Подогрев воздуха производится в воздушном подогревателе.

Топливо вместе с воздухом подается через горелки в топочную камеру, где сжигается факельным способом. На стенах топочной камеры расположены экраны, состоящие из большого числа вертикальных труб, и на выходе из топки - фестон, которые образуют испарительные поверхности нагрева, получающие часть теплоты продуктов сгорания. Естественная циркуляция воды и пароводяной смеси в системе организуется за счет разности масс столба воды в опускных трубах и пароводяной смеси в подъемных трубах экранов и фестона.

После топочной камеры продукты сгорания проходят через пароперегреватель, в котором пар перегревается до требуемой температуры, после чего направляется к потребителям. После пароперегревателя продукты сгорания проходят через экономайзер, в котором подогревается питательная вода, и воздушный подогреватель, в котором подогревается воздух, идущий на сжигание топлива. Охлажденные продукты сгорания удаляются из котла.

Имеются разнообразные конструкции котлов. Применяется, например, принудительная циркуляция воды и пароводяной смеси в испарительной системе котла с помощью специальных насосов. Испарительные поверхности котлов иногда выполняются в виде трубных поверхностей нагрева, размещенных за топочной камерой. В ряде случаев часть поверхности пароперегревателя размещается в топке, а экономайзер и воздухоподогреватель выполняются в несколько ступеней и т.д.

Современный котел оснащается системами автоматизации, обеспечивающими надежность и безопасность его работы, рациональное использование топлива, поддержание требуемой производительности и параметров пара, повышение производительности труда персонала и улучшение условий его работы, защиту окружающей среды от вредных выбросов.

Цель работы:

·        Произвести тепловой расчет котла КЕ 2,5-1,4 и конструктивный расчет хвостовых поверхностей нагрева

·        Проверить тепловой баланс

·        Рассчитать тепловую схему ТГУ и систему ХВО

·        Произвести компоновку главного корпуса ТГУ

·        Рассчитать себестоимость вырабатываемой тепловой энергии

 

1. Поверочный тепловой расчет котла КЕ - 2,5-1,4

 

.1 Конструкция и характеристики котла

 

Технические характеристики парогенератора

Таблица 1.1.1. - Техническая характеристика теплогенератора.

Показатели	КЕ 2,5-1,4
Паропроизводительность, т/ч	2,5
Вид расчетного топлива	Бурый уголь
Давление пара на выходе из котла, МПа	1,4
Температура пара насыщенного (перегретого), 0С	194
Температура питательной воды, 0С	100
Площадь поверхностей нагрева, м2 радиационной конвективной	19,8 66,5
Топка	ЗП-РПК-2-1,8/1,525
Низшая теплота сгорания топлива, ккал/кг	3920
Состав топлива, % по объему Wp Ap Cp Hp Np Op	20 20 43,4 3,4 0,8 12,2
КПД котла (брутто) при работе, %	81,9
Габаритные размеры, мм
Длина	5700
Ширина	4640
Высота	5030
Масса транспортабельного блока котла в объеме заводской поставки, кг	9815

Описание конструкции котла

Рис. 1.1.2.1 Котёл КЕ 2,5-1,4

Рис. 1.1.2.1. Котел паровой КЕ 2,5-1,4

Паровой котел Е-2.5-1,4Р производительностью 2.5 т/ч со слоевыми механическими топками предназначены для выработки насыщенного или перегретого пара, идущего на технологические нужды промышленных предприятий, в системы отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.

Основными элементами котла являются: верхние и нижние барабаны с внутренним диаметром 1000 мм, левый и правый боковые экраны и конвективный пучок, выполненные из труб Æ 51´2,5 мм. Топочная камера образована боковыми экранами, фронтовой и задней стенками.

Ширина топочной камеры по осям экранных труб составляет 2270 мм. Топочная камера разделена кирпичной стенкой на собственно топку и камеру догорания, которая позволяет повысить КПД котла за счет снижения механического недожога. Вход газов из топки в камеру догорания и выход газов из котла асимметричные.

Трубы конвективного пучка, развальцованные в верхнем и нижнем барабанах, установлены с шагом 90 мм вдоль барабана, в поперечном сечении-с шагом 110 мм (за исключением среднего ряда труб, шаг которых равен 120 мм; ширина боковых пазух - 195-387 мм).

Установкой одной шамотной перегородки, отделяющей камеру догорания от пучка, и одной чугунной перегородки, образующей два газохода, в пучках создается горизонтальный разворот газов при поперечном обмывании труб.

Особенностью конструкции котла является наличие плотных, боковых экранов в области топочной камеры и ограждающих стен в конвективном пучке (с шагом 55 мм при трубах Æ 51´2,5 мм). Боковые экраны и крайние боковые ряды труб конвективного пучка объединены общими коллекторами по всей длине котла.

В нижнем барабане котла размещено устройство прогрева котла при пуске паром, состоящее из подводящей трубы с пароводяным эжектором. Применение плотных экранов позволяет заменить тяжелую обмуровку на боковых стенах котлов натрубной, состоящей из слоя шамотобетона толщиной 25 мм по сетке и нескольких слоев изоляционных плит общей толщиной около 100 мм.

Обмуровка фронтовой стенки предусмотрена толщиной 335 мм. Первый слой обмуровки выкладывается шамотным кирпичом, второй слой - кирпичом диатомитовым, третий слой - асбестовермикулитовыми плитами.

Обмуровка задней стенки предусмотрена толщиной 100 мм. Материал обмуровки - асбестовермикулитовые плиты.

Стенка камеры догорания толщиной 250 мм и перегородка между трубами пучка выполняются из шамотного кирпича.

За котельными агрегатами, в случае сжигания каменных и бурых углей с приведенной влажностью W_пр £ 8, устанавливаются водяные экономайзеры, а при сжигании бурых углей с приведенной влажностью W_пр ³ 8 - трубчатые воздухоподогреватели. Котел оснащен контрольно-измерительными приборами и арматурой в пределах котла, оборудован предохранительными клапанами.

Описание топочного устройства

В качестве топочного устройства для сжигания отечественных каменных и бурых углей устанавливается топка ЗП-РПК2-1800/1,525 с пневмомеханическими забрасывателями и решеткой с поворотными колосниками.

Топливо на колосниковое полотно подается пневмомеханическими забрасывателями. Под камеры догорания наклонен таким образом, чтобы основная масса кусков скатывалась на решетку.

В топке процесс горения полностью механизирован. Топка может работать как на холодном дутье, так и на горячем воздухе. Температура горячего воздуха не должна превышать 250 ⁰С.

Техническая характеристика топки:

1 Коэффициент избытка воздуха в конце топки - 1,4-1,5

2 Давление воздуха под решеткой - 0,8 (80) кПа (кгс/м²)

3 Тип забрасывателей - ЗП-400

Гидравлическая схема циркуляции теплоносителя

Рис. 1.1.4 - .Схема расположения арматуры

п - питательная вода; 1к - котловая вода; 2к - насыщенный пар; 2к-конденсат пара;

кп - линия периодической продувки;

кн - линия непрерывной продувки;

нс - пар на собственные нужды; 2 но-отбор проб пара.

 

.2 Состав, количество и теплосодержание продуктов сгорания

 

Выбор расчётных избытков воздуха по газовому тракту котла, расчетная схема котла

Коэффициент избытка воздуха принимаем б_т=1,45. Коэффициент избытка воздуха по мере движения продуктов сгорания по газоходам котла увеличивается. Расчет ведем по формуле:

б_i= б_г+Д б_i

б_т=1,45

б_к=1,45+0,1=1,55

б_вп^’=1,55+0,1=1,65

a_вп^»=1,65+0,1=1,75

Рис. 1.2.1. - Движение газов по газовому тракту котла

Таблица 1.2.2 - Состав и количество продуктов сгорания

Наименование величин в м3/кг	Формула для расчёта		Коэффициент избытка воздуха
			aт=1,45	aк=1,55	aвп’=1,65			aвп’’=1,75
Теоретический объём воздуха, необходимый для сгорания, м3/кг	V0=0,0889 (Cр+0,375 Sрор+к)+0,265Нр-0,0333Ор		4,4
Величина	(a-1)		0,45	0,55		0,65	0,75
Объём свободного кислорода, м3/кг	∆V= (a-1) V0		1,98	2,42		2,86	3,3
Избыточный объём водяных паров, м3/кг	0,016·(a-1) V0		0,03166	0,03872		0,04576	0,0528
Теоретический объём: трёхатомных газов, м3/кг	=1,866 Ср+0,375Spop+k/1000,8112
Двухатомных, м3/кг	+0,008·N23,53,53,53,5
Водяных паров, м3/кг	V=0,111Hp+0,0124Wp+ 0,0161V00,69240,69240,69240,6924
Действительный объём:
Сухих газов, м3/кг	Vс.г.=VRO+V+DV6,2916,7317,1717,611
Водяных паров,	V=V+0,016·(a-1) V00,72410,73110,73820,7452
Общий объём дымовых газов м3/кг	åV=Vс.г.+V7,01517,46217,90928,3562
Объёмная доля:
Трёхатомных газов	0,11560,10670,10260,0971
Водяных паров	0,10320,09760,09330,0652
Общая объёмная доля трёхатомных газов	0,21880,20430,19590,1623

Состав и количество продуктов сгорания

Тип топлива: бурый уголь

Средний элементарный состав, %

W^р=20

N^р= 0,8

C^р = 43,4

H^р = 3,4

O^р=12,2

А^р =20

Теплосодержание продуктов сгорания

Количество теплоты, содержащееся в продуктах сгорания, называют энтальпией продуктов сгорания. Энтальпию найдем по формуле

I = (V_C) t = (V_RO2 C_RO2 + V_R2^min C_R2 + V_H2O^min C_H2O + DV C_{изб.возд.}) t

где, С - объемные теплоемкости, кДж/м³ž ⁰С;

V_RO2, V_R2^min, V_H2O^min, DV - объемы соответственно трехатомных газов, двухатомных газов, водяных паров, избыточного воздуха, м³/кг;

Расчет проведем в форме таблицы 1.2.3

По результатам вычислений построим график 1.2.3-I-t диаграмма

Таблица 1.2.3. - Теплосодержание продуктов сгорания

График 1.2.3. - Теплосодержание продуктов сгорания. I-t диаграмма

1.3 Составление теплового баланса котла

Уравнение теплового баланса может быть представлено в виде q₁+q₂+q₃+q₄+q₅+q₆=100%

Коэффициент полезного действия определяется из выражения h_к = 100 - (q₂+q₃+q₄+q₅+q₆)%, где:

1.    q₂ - потери тепла с уходящими газами;

2.       q₃ - потери тепла от химического недожога топлива;

3.       q₄ - потери тепла от механического недожога;

4.       q₅ - потери тепла в окружающую среду;

5.       q₆ - потери тепла со шлаком.

Температуру уходящих газов принимаем t_ух.=140 ⁰С. Значит, теплосодержание уходящих газов берется из I-х диаграммы и будет равно 384,7 ккал/кг при значении коэффициента избытка воздуха равном 1,75.

Теплосодержание поступающего холодного воздуха при температуре 30 С^о по формуле =9,5(ккал/кг);

Располагаемая теплота:

где -  - низшая теплота сгорания на рабочую массу, какл/кг

 - теплота, вносимая в котельный агрегат воздухом, ккал/кг

 - физическая теплота топлива, ккал/кг

Где - с_тл и t_тл - удельная теплоёмкость топлива и его температура.

Потери тепла с уходящими газами:

- энтальпия теоретического объема холодного, ккал/кг;

Потери тепла от химического недожога топлива:

q₃=1% (табл. XX[5])

Потери тепла от механического недожога топлива:

q₄=5,5%

Потери тепла за счет наружного охлаждения котла:

q₅=3,58% (стр. 50 [2])

Потери тепла со шлаком:

Коэффициент полезного действия определяется по формуле:

h=100 - (q₂+q₃+q₄+q₅+q₆)=100 - (7,4+1+5,5+3,58+0,62)=82,78%

Расхода топлива подаваемого в топку, кг/с;

Где Q₁ - полезная мощность котла, ккал/с

- паропроизводительность котла, кг/с

 - энтальпия перегретого пара, ккал/кг

 - энтальпия питательной воды, ккал/кг

Расчётный расход топлива, ккал/час:

Коэффициент сохранения теплоты:

 

.4 Поверочный тепловой расчёт топочной камеры

 

Определение лучевоспринимающей поверхности

Определение площади ограждающих поверхностей топки:

Расчёт теплообмена в топочной камере

Полезные тепловыделения в топке

Q_т.=

Таблица 1.4.2 - Расчет температуры газов на выходе из топки.

Наименование величины	Условное обознач.	Расчетные формулы	Расчетные данные	Результат
Объем топки, м3	VT	-	табл. 8.20 [4]	10,47
Общая площадь ограждающих поверхностей, м2	Fст	-		29,04

Эффективная толщина излучающего слоя, м              S            3,63,6

1,3
Лучевоспринимающая поверхность нагрева, м2	Нл	табл. 8.20 [4]		19,6
Степень экранирования топки	Hл/Fст0,675
Положение максимума температур	Хт	h1/h2	-	0
Суммарная поглощающая способность 3-х атомных газов, мžата	PПžS	rпžPžS P=0.1МПа (стр. 62 [2] (таб. Х.1 [3]	0,216ž1ž1,3	0,281
Температура газов на выходе из топки, 0С	uT¢¢	Принимается		850
Коэффициент тепловой эффективности экрана	y	0,553
Коэффициент ослабления 3-х атомными газами, 1/мžата	кг	По номограмме (рис. 5.4)	-	0,63
Коэффициент ослабления лучей, 1/мžата	к	1,279
Степень черноты светящейся части факела	0,815
Степень черноты несветящейся части факела	0,037
Степень черноты факела		0,8380,5+0,0380,50,426
Степень черноты топки	aт	0,505
Коэффициент М	М	0,59 - 0,5žxт	0,59 - 0,5ž0	0,59
Средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания на 1 кг сжигаемого топлива, ккал/(кгžК),	Vcср	3
Действительная температура дымовых газов на выходе из топки, 0С	uт¢¢	5,29 [2]	-	766
Энтальпия дымовых газов на выходе из топки, ккал/кг	Iт¢¢	I-t диаграмма	-	2075

Qл =  (I_тг - I_т¢¢) = 0,96(4000-2075)=1848 ккал/кг

 

.5 Поверочный тепловой расчет конвективных поверхностей нагрева

 

Расчет первого конвективного пучка

Конструктивные характеристики газохода помещаем в таблицу 1.5.1.1.

Расчет первого газохода производим при a_к=1,55. Приращением значения коэффициента избытка воздуха пренебрегаем, т.е. DI_В=0.

Расчет проводим в форме таблицы 1.5.1.2. По значениям Q_б и Q_т строим вспомогательный график 2 и определяем температуру газов на выходе из первого газохода.

Таблица 1.5.1.1-Основные конструктивные характеристики первого газохода

Наименование	Услов. обозн.	Расчетная формула		Результат
величины		Общий вид	Числовые значения
Площадь поверхности нагрева, м2	H1	табл. 2.9 [2]	конструктивно	64,6
Площадь живого сечения для прохода продуктов горения, м2	F	табл. 2.9 [2]		0,71
Диаметр труб, мм	dн	-		51х2,5
Расчетные шаги труб:
поперечный, мм	S1	-		110
продольный, мм	S2	-		90
Относительный поперечный шаг	s1	S1/dн	110/51	2,16
Относительный продольный шаг	s2	S2/dн	110/51	1,77

Таблица 1.5.1.2. - Тепловой расчет первого газохода

Наименование величины	Усл. обозн.	Расчетные формулы		Результаты при х»1
		Общий вид	Числовые значения	500	300
Температура дымовых газов перед 1 газоходом оС	х’1	из расчета топки		766	766
Энтальпия дымовых газов перед 1 газоходом, ккал/кг	I’1	I-t диаграмма	1900
Температура дымовых газов после 1 газохода, 0С	х»1	задаемся		500	300
Энтальпия дымовых газов после 1 газохода, ккал/кг	I»1	I-t диаграмма		1230	720

Тепловосприятие 1 газохода по уравнению теплового баланса, ккал/кг          Q_б¹         

645,81135
Средняя температура дымовых газов, 0С	хср	(х’1+ х»1)/2	(810+500)/2 (810+300)/2	631,5	531,5
Средний температурный напор, 0С	Dtср	хср-tк	655-194 555-194	437,5	337,5
Средняя скорость дымовых газов, м/с	wуч	4,13,6
Значение коэффициента теплоотдачи конвекцией, ккал/м2žч.0С	aК	aнžсzžcsžcф	32,5ž0,935ž1ž1,02  30ž0,935ž1ž1,06	26,66	25,54
Суммарная поглощающая способность 3-х атомных газов, мžата	PПžS	rпžPžS	0,216ž1ž0,0912	0,0197	0,0197
Коэффициент ослабления 3-ех атомными газами, 1/мžата	кг			14,5	16
Суммарная оптическая толщина среды	кžPžS	кžPžS	3,13ž1ž0,0197 3,5ž1ž0,0197	0,286	0,319
Степень черноты газового потока	а	1 - e - kPS	1 - 2,7 - 0,286 1-2,7-0,319	0,249	0,273
Температура загрязненной стенки, 0С	tS	tk + Dt	194+60	254	254
Коэффициент теплоотдачи излучением, ккал/м2žч.0С	aЛ	aНžа	82ž0,249 65ž0,279	17,56	15,26
Суммарный коэффициент теплоотдачи, ккал/м2žч.0С	a1	x(aК + aЛ)	1ž(26,66+17,56) 1ž(25,54+15,26)	44,22	40,8
Коэффициент теплопередачи, ккал/м2žч.0С	К1	yža1	0,65ž44,22 0,65ž40,8	28,74	26,52
Тепловосприятие 1 газохода по уравнению теплопередачи, ккал/кг	QТ1	1096,56663,72
Температурный напор, 0С	Dt	424,5275,8
Действительная температура после первого газохода, 0С	По графику 1.5.1402402

График 1.5.1. - Вспомогательный для определения температур.

Расчет второго конвективного пучка

Конструктивные характеристики газохода помещаем в таблицу 1.5.2.1.

Расчет второго газохода производим при a_к=1,55.

Расчет проводим в форме таблицы 1.5.2.1.

По значениям Q_б и Q_т строим вспомогательный график и определяем температуру газов на выходе из 2 газохода u₂¢¢=340⁰С.

Таблица 1.5.2.1-Основные конструктивные характеристики второго газохода

Наименование величины	Услов. обозн.	Расчетная формула		Результат
		Общий вид	Числовые значения
Площадь поверхности нагрева, м2	H1	табл. 2.9 [2]	конструктивно	37,6
Площадь живого сечения для прохода продуктов горения	F	табл. 2.9 [2]		0,593
Диаметр труб, мм	dн	-		51х2,5
Расчетные шаги труб:
поперечный, мм	S1	-		110
продольный, мм	S2	-		90
Относительный поперечный шаг	s1	S1/dн	110/51	2,16
Относительный продольный шаг	s2	S2/dн	110/51	1,77

Таблица 1.5.1.2. - Тепловой расчет второго газохода

Наименование величины	Усл. обозн.	Расчетные формулы		Результаты при х»1
		Общий вид	Числовые значения	400	200
Температура дымовых газов перед 2 газоходом оС	х’2	из расчета 1 газохода		402	402
Энтальпия дымовых газов перед 2 газоходом, ккал/кг	I’2	I-t диаграмма		1100	1100
Температура дымовых газов после 1 газохода, 0С	х»2	задаемся		400	200
Энтальпия дымовых газов после 1 газохода, ккал/кг	I»2	I-t диаграмма		1075	550

Тепловосприятие 2 газохода по уравнению теплового баланса, ккал/кг          Q_б²         

26,57530,57
Средняя температура дымовых газов, 0С	хср	(х’2+ х»2)/2	(402+400)/2 (402+200)/2	401	301
Средний температурный напор, 0С	Dtср	хср-tк	401-194 301-194	207	107
Средняя скорость дымовых газов, м/с	wг	3,623,08
Значение коэффициента теплоотдачи конвекцией, ккал/м2žч.0С	aК	aнžсzžcsžcф	35ž0,92ž1ž1,06  31ž0,92ž1ž1,08	29,4	26,5
Суммарная поглощающая способность 3-ех атомных газов, мžата	PПžS	rпžPžS	0,216ž1ž0,0912	0,0197	0,0197
Коэффициент ослабления 3-ех атомными газами, 1/мžата	кг			15,22	16,72
Суммарная оптическая толщина среды	кžPžS	кžPžS	3.3ž1ž0,0912 3,61ž1ž0,0912	0,3	0,33
Степень черноты газового потока	а	1 - e - kPS	1 - 2,7 - 0,3 1-2,7-0,33	0,26	0,28
Температура загрязненной стенки, 0С	tS	tk + Dt	194+60	254	254
Коэффициент теплоотдачи излучением, ккал/м2žч.0С	aЛ	aНžа	45ž0,26 35 ž0,28	10,6	8,43
Суммарный коэффициент теплоотдачи, ккал/м2žч.0С	a2	x(aК + aЛ)	1ž(29,4+10,6) 1ž(26,5+8,43)	40	34,93
Коэффициент теплопередачи, ккал/м2žч.0С	К2	yža2	0,65ž40 0,65ž34,93	26	22,7
Тепловосприятие 2-го газохода по уравнению теплопередачи, ккал/кг	QТ2	351,184,35
Температурный напор, 0С	Dt	207,2357,03
Действительная температура после 2-го газохода, 0С	По графику 1.5.2316316

График 1.5.2. - Вспомогательный для определения температур.

2. Конструктивный расчет хвостовых поверхностей нагрева

) Выбор конструкции воздухоподогревателя:

Возьмем предварительно воздухоподогреватель с характеристиками:

Длина трубы L = 1,93 м

Площадь поверхности нагрева Н = 85м²

Площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания F_прод = 0,203м²

Площадь живого сечения для прохода воздуха F_в = 0,228 м²

I_вп¢ - энтальпия газов на входе при t=316°С; I_вп¢=960 ккал/кг

) Определяем минимальный температурный напор на горячем конце воздухоподогревателя:

) Определяем тепловосприятие в воздухоподогревателе:

) Энтальпия продуктов сгорания после воздухоподогревателя:

) Температурный напор между продуктами сгорания и воздухом при перекрёстном токе:

 

) Скорость продуктов сгорания:

) Скорость воздуха:

. Коэффициент теплоотдачи конвекцией от продуктов сгорания к стенке труб при продольном омывании:

) Суммарный коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания к стенке труб:

) Суммарный коэффициент от воздуха к стенке труб:

) Коэффициент теплопередачи:

)

 

3. Проверка теплового баланса

Тепловой баланс котельного аппарата проверяют по полученному теплу и находят невязку, которая не должна превышать 0,5%

Невязка теплового баланса определяется по уравнениям:

DQ=, где       

Q_л, Q_к, Q_вп - количество теплоты воспринятые лучевоспринимающими поверхностями, газоходами котла, воздухоподогревателем, ккал/кг

 

 

4. Тепловая схема ТГУ и ее расчет

 

.1 Выбор тепловой схемы и ее описание

Для расчета принимается тепловая схема отопительно-производственной котельной с паровыми котлами КЕ 2,5-1,4 для закрытой системы теплоснабжения. Принципиальная тепловая схема характеризует сущность основного технологического процесса преобразования энергии и использования в установке теплоты рабочего тела. Она представляет собой условное графическое изображение основного и вспомогательного оборудования, объединенного линиями трубопроводов рабочего тела в соответствии с последовательностью его движения в установке.

Основной целью расчета тепловой схемы котельной является:

определение общих тепловых нагрузок, состоящих из внешних нагрузок и расходов тепла на собственные нужды, и распределением этих нагрузок между водогрейной и паровой частями котельной для обоснования выбора основного оборудования

Таблица 4.1. - Исходные данные для расчета тепловой схемы котельной

Наименование	Обозначение	Значение величины при характерных режимах работы котельной
		Максимально-зимний		Наиболее холодного месяца	Летнем
Место расположения				Поронайск
Расход пара на технологические нужды (давление 1,4 МПа)	Dт’	0,5		0,5	0,3
Расход пара на технологические нужды (давление 0,7МПа)	Dт	4,5		4,5	3,5
Расход теплоты на нужды отопления и вентиляции, МВт	Qов	5		-	-
на горячее водоснабжение, МВт	Qг.в.	2		2	1,7
Расчетная температура наружного воздуха для отопления, 0С (СНиП 23-01-99)	tр.о	-40		-17,3	-
Расчетная температура наружного воздуха для вентиляции, 0С	tр.в	-40		-	-
Возврат конденсата технологическими потребителями, %	в	40		40	40
Энтальпия пара давлением 1,4 МПа и t=194°C	2789
Энтальпия пара давлением 0,6 МПа и t=158,2°C	2756
Температура питательной воды, 0С	tп.в.	104
Энтальпия питательной воды, кДж/кг	iп.в.	437
Продувка непрерывная котлоагрегатов, %	рпр	3
Энтальпия котловой воды, кДж/кг	iк.в.	826
Степень сухости пара	х	0,98
Энтальпия пара на выходе из расширителя непрерывной продувки, кДж/кг	2683
Температура подпиточной воды, 0С	tпод2	70
Энтальпия подпиточной воды, кДж/кг	293,1
Температура конденсата, возвращаемого потребителям, °C	tк	80
Энтальпия конденсата, возвращаемого потребителям, кДж/кг	iк	335
Температура воды после охладителя непрерывной продувки, 0С	tсв’	8,98	8,85		17,56
Энтальпия конденсата при давлении 0,7МПа, кДж/кг	694
Температура сырой воды, 0С	tсв	5	5		15
Температура химически очищенной воды перед охладителем деаэрированной воды, 0С	20

4.2 Расчет тепловой схемы ТГУ

Рис. 4.2. - Тепловая схема котельной с паровыми котлами

- Паровой котел 2 - Расширитель непрерывной продувки 3 - Насос сырой воды 4 - Барботер 5 - Охладитель непрерывной продувки 6 - Подогреватель сырой воды 7 - Химводоочистка 8 - Питательный насос 9 - Подпиточный насос 10 - Охладитель подпиточной воды 11 - Сетевой насос 12 - Охладитель конденсата 13 - Сетевой подогреватель 14 - Подогреватель химически очищенной воды 15 - Охладитель выпара 16 - Атмосферный деаэратор 17 - Редукционно-охладительная установка

Таблица 4.2. - Результаты расчета тепловой схемы котельной.

Физическая величина	Обозначение	Значение величины при характерных режимах работы котельной
		Максимально-зимний	Наиболее холодного месяца	Летнем
Коэффициент снижения расхода теплоты на отопление и вентиляцию	1	0,767	-
Расход воды на подогреватели сетевой воды, т/ч	G	76,8	83,4	33,2
Расход пара на подогреватели сетевой воды, т/ч	Dпсв	10,6	8,86	2,6
Расход редуцированного пара внешними потребителями, т/ч	15,1	13,4	6,1
Суммарный расход свежего пара внешними потребителями, т/ч	15,4	13,7	6,3
Расход воды впрыскиваемой в РОУ, т/ч	Gроу	0,21	0,19	0,09
Расход пара на собственные нужды котельной, т/ч	0,77	0,68	0,32
Расход пара на покрытие потерь в котельной, т/ч	Dп	0,29	0,26	0,12
Суммарный расход пара на собственные нужды и потери пара, т/ч	1,06	0,94	0,43
Суммарная паропроизводительность котельной, т/ч	16,5	14,6	6,73
Потери конденсата в оборудовании внешних потребителей и внутри котельной, т/ч	3,74	3,7	2,67
Расход химически очищенной воды, т/ч	Gх.о.в.	5,28	5,36	3,33
Расход сырой воды, т/ч	Gс.в	6,1	6,2	3,84
Количество воды, поступающей в расширитель с непрерывной продувкой, т/ч	Gпр	0,49	0,44	0,2
Количество пара, получаемого в расширителе непрерывной продувки, т/ч	0,09	0,08	0,04
Количество воды на выходе из расширителя непрерывной продувки, т/ч	Gрасш	0,41	0,36	0,17
Температура сырой воды после охладителя непрерывной продувки,°С	8,49	8,05	17,3
Расход пара на подогреватель сырой воды, т/ч	Dсв	0,104	0,105	0,066
Температура химически очищенной воды после охладителя деаэрированной воды,°С	29,7	30,4	26,6
Расход пара на подогрев химически очищенной воды в подогревателе перед деаэратором, т/ч	Dх.о.в	0,543	0,544	0,364
Суммарное количество воды и пара, поступающее в деаэратор, т/ч	Gд	18,4	16,7	7,71
Средняя температура воды в деаэраторе,°С	85,5	85,7	87,03
Расход греющего пара на деаэратор, т/ч	Dд	0,64	0,57	0,25
Расход редуцированного пара на собственные нужды котельной, т/ч	1,29	1,22	0,68
Уточнённый расход свежего пара на собственные нужды котельной, т/ч	1,27	1,21	0,66
Действительная паропроизводительность котельной с учетом расхода на собственные нужды, т/ч	Dк	17,01	15,2	7,1
Невязка с предварительно принятой паропроизводительностью котельной, %	ДD	0,51	1,05	2,62
Уточнённый расход редуцированного пара, т/ч	16,4	14,6	6,75
Уточнённый расход свежего пара на РОУ, т/ч	16,2	14,4	6,66
Уточнённая суммарная паропроизводительность котельной, т/ч	16,78	15	7,03

1. Коэффициент снижения расхода теплоты на отопление и вентиляцию для режима наиболее холодного месяца:

. Суммарная тепловая нагрузка на нужды отопления, вентиляции и ГВС:

 МВт

 МВт

 МВт

. Расход сетевой воды в системе теплоснабжения:

3.      
Расход пара на подогреватели сетевой воды:

D_псв =

D_псв =

D_псв =

. Расход редуцированного пара внешними потребителями:

. Суммарный расход свежего пара внешними потребителями:

т/ч

 т/ч

 т/ч

 т/ч

 т/ч

 т/ч

. Расход воды впрыскиваемой в РОУ, т/ч:

 т/ч

 т/ч

 т/ч

. Расход пара на собственные нужды котельной, т/ч:

 т/ч

 т/ч

 т/ч

. Расход пара на покрытие потерь в котельной, т/ч:

 

 

 

. Суммарный расход пара на собственные нужды и потери пара, т/ч:

 

 

 

. Суммарная паропроизводительность котельной, т/ч:

 

 

 

. Потери конденсата в оборудовании внешних потребителей и внутри котельной, т/ч:

 

 

 

. Расход химически очищенной воды, т/ч:

 

 

 

. Расход сырой воды, т/ч:

 

 

 

. Количество воды, поступающей в расширитель с непрерывной продувкой, т/ч

 

 

 

. Количество пара, получаемого в расширителе непрерывной продувки, т/ч:

 

 

 

. Количество воды на выходе из расширителя непрерывной продувки, т/ч:

G_расш=G_пр-D_расш=0,51-0,09=0,42

G_расш=G_пр-D_расш=0,45-0,08=0,37

G_расш=G_пр-D_расш=0,21-0,04=0,16

. Температура сырой воды после охладителя непрерывной продувки, °С:

°С

°С

°С

. Расход пара на подогреватель сырой воды, т/ч:

. Температура химически очищенной воды после охладителя деаэрированной воды, °С:

°С

°С

°С

. Расход пара на подогрев химически очищенной воды в подогревателе перед деаэратором, т/ч:

21. Суммарное количество воды и пара, поступающее в деаэратор, за вычетом греющего пара деаэратора, т/ч:

. Средняя температура воды в деаэраторе,°С:

. Расход греющего пара на деаэратор, т/ч:

. Расход редуцированного пара на собственные нужды котельной, т/ч:

. Уточнённый расход свежего пара на собственные нужды котельной, т/ч:

. Действительная паропроизводительность котельной с учетом собственных нужд, т/ч:

27. Невязка с предварительно принятой паропроизводительностью котельной:

Невязка меньше 3%, расчет уточнять не надо.

Результаты расчета сведены в табл. 4.2

 

.3 Определение производительности и числа устанавливаемых котлов

В соответствии с расчетом тепловой схемы к установке принимаем 4 котлов КЕ 2,5-1,4. По данным завода-изготовителя паропроизводительность одного котла составляет 2,5 т/ч при давлении 1,4 МПа и температуре перегретого пара 194°С. Количество котлов в котельной определяем по формуле:

К установке принимаем 7 котла КЕ 2,5-1,4.

 

.4 Подбор оборудования тепловой схемы

Подбор насосного оборудования

Подбор сетевого насоса

Расчетный напор для сетевого насоса:

м

Расчетная производительность сетевого насоса:

 м³/ч

К установке принимаем 2 насоса СЭ800-100.

Для летнего режима подходят насосы как для самого холодного месяца.

Дополнительного оборудования не требуется.

Подбор насоса сырой воды.

Расчетный напор для насоса сырой воды:

 м

где     =9,7 м высота расположения деаэрационной колонки, принимается равной высшей отметки котла.

Расчетная производительность насоса сырой воды:

 м³/ч

К установке принимаем 1 насос 10 НКу-7-2 и резервный параллельно основному. Для летнего режима подходят насосы как для самого холодного месяца. Дополнительного оборудования не требуется.

Подбор подпиточного насоса

Расчетный напор для подпиточного насоса:

м

Расчетная производительность подпиточного насоса:

 м³/ч

К установке принимаем 1 насос 12Д-9 и резервный параллельно основному.

Для летнего режима подходят насосы как для режима самого холодного месяца. Дополнительного оборудования не требуется.

Подбор питательного насоса

Расчетный напор для питательного насоса:

м

Расчетная производительность питательного насоса:

 м³/ч

К установке принимаем 1 насос ЦНГС 38-198 и резервный параллельно основному. Для летнего режима подходят насосы как для режима самого холодного месяца. Дополнительного оборудования не требуется.

Подбор деаэрационной колонки и бака аккумулятора деаэратора

Подбор деаэрационной колонки осуществляется по максимальному расходу через деаэратор G_д^макс. Для паровой котельной - это расход через питательный насос за вычетом утечек тепловой сети:

Подбор бака деаэрированной воды осуществляется по 20 минутной производительности деаэрационной колонки:

Подбор деаэратора выполняем под расход 18,73 т/ч.

К установке принимаем атмосферный деаэратор марки ДА-50/15. Габаритные размеры 6140х2230х4135.

 

 

5. Расчет системы ХВО

Основной задачей подготовки воды в котельных является борьба с коррозией и накипью. Коррозия поверхностей нагрева котлов подогревателей и трубопроводов тепловых сетей вызывается кислородом и углекислотой, которые проникают в систему вместе с питательной и подпиточной водой.

Обработка исходной (сырой) воды на котельной в общем случае предусматривает: удаление примесей (фильтрация), снижение жёсткости (умягчение), поддержание определённой щёлочности, снижение общего солесодержания, удаление растворённых агрессивных газов (дегазация).

Снижение жёсткости и общего солесодержания, поддержание щёлочности производят с помощью химической обработки исходной воды.

В паровой котельной общая щёлочность питательной воды не должна превышать 0,02 мгэкв/л для водотрубных котлов с экранами и давлением пара 1,4 МПа при сжигании твёрдого топлива. Если карбонатная жёсткость исходной воды  для водогрейной котельной или общая жёсткость питательной воды  для паровой котельной, то необходима водоподготовка с умягчением воды.

Для паровой котельной при выборе схемы обработки определяют следующие величины.

1)       Общая жёсткость питательной воды (содержание солей кальция и магния):

Где - общая жёсткость исходной воды и возвращаемого потребителям конденсата;

2)       Требуемый процент продувки, %

3)       Относительная щёлочность котловой воды:

4)       Содержание углекислоты в паре:

К установке принимается обработка воды по схеме двухступенчатого Na-катионирования.

Рис. 5. Схема двухступенчатой натрий-катионитовой установки.

- Фильтр первой ступени. 2 - Фильтр второй ступени. 3 - Центробежный насос. 4 - Теплообменник. 5 - Резервуар бункер. 6 - Мерник соли. 7 - Водоструйный эжектор. 8 - Промывочный бак. 9 - Промывочный насос. 10 - Бак. 11 - Водоструйный насос

Расчет оборудования водоподготовительной установки

Рассчитываем фильтры:

Общее количество фильтров принимаем равное 4, из которых 2 фильтра первой ступени, один второй ступени и один резервный фильтр для обеих ступеней.

В качестве катиона используем сульфоуголь с обменной способностью

Число регенераций каждого фильтра не должно превышать 3 раз в сутки. Высота загрузки сульфоугля 2 метра.

Скорость фильтрации в первой ступени не должна превышать 12 м/час.

Диаметр фильтров 1-ой ступени:

 Берём фильтр №6 d₁=720 мм

Уточняем скорость фильтрации по выбранному диаметру фильтров первой ступени:

Скорость фильтрации во второй ступени не должна превышать 20 м/час.

Диаметр фильтров 2-ой ступени:

 Берём фильтр d₂=720 мм

Уточняем скорость фильтрации по выбранному диаметру фильтров второй ступени:

После прохождения через фильтры I ступени вода практически снижает свою жесткость до 0,2-0,1 , поэтому общее количество солей жесткости, поглощаемое в фильтрах I ступени, составит:

Объем сульфоугля в каждом фильтре первой ступени:

Частота регенераций фильтров I ступени за сутки:

,

каждого фильтра в отдельности

Межрегенерационный период равен

Жесткость воды, поступающей в фильтр второй ступени , а ее содержание на выходе из фильтра считают равным нулю, следовательно, количество солей жесткости, поглощаемое в фильтре II ступени:

Число регенераций фильтра второй ступени:

Межрегенерационный период:

Расход соли, необходимый для одной регенерации сульфоугля в одном фильтре 1-ой и 2-ой ступени:

Расход технической соли в сутки:

Расход технической соли в месяц:

Объём резервуара для мокрого хранения соли:

Устанавливаем железобетонный резервуар емкостью 16,3 м³ размерами 4,2х2х2 м.

Ёмкость мерника раствора соли на одну регенерацию (при 26% растворе соли):

Принимаем мерник высотой 2 м, и диаметром 0,4 м.

 

 

6. Предварительный подбор дымососов и дутьевых вентиляторов

6.1 Подбор дутьевого вентилятора

Количество воздуха, на которое рассчитывается дутьевое устройство, определяют по уравнению:

; м³/ч

где 1,1 - значение коэффициента учитывающего утечку воздуха через неплотности воздуховодов;

-значение коэффициента избытка воздуха в топке;

- максимальный расход топлива в м³/ч

- количество воздуха, необходимое для сжигания1 м³ топлива при 0⁰ и 760 мм. рт. ст., в м³/ч

b - барометрическое давление в мм. рт. ст. в районе расположения котельной;

- температура подаваемого воздуха в градусах

Значение  мало, поэтому поправка в большинстве случаев несущественная.

 м³/ч

Исходя из найденной производительности, к установке принимаем дутьевой вентилятор марки ВД-8 производительностью  м³/ч, напор 2,4 кПа.

6.2 Подбор дымососа осуществляется по формулам

 м³/ч

По предварительному подбору принят дымосос марки ДН-10 производительностью 13620 м³/ч.

6.3 Определение сечений воздуховодов

Площадь сечения равна

Определение объемного расчетного расхода:

=···=

 - температура наружного воздуха, принимается равной 30°С

Для данного расхода допустимая скорость равна =10 м/с.

Площадь сечения равна

Определение сечений газоходов:

С целью предотвращения загрязнения внутренних стенок газоходов, допустимая скорость равна =12 м/с.

Участок котел - воздухоподогреватель:

Определение объемного расчетного расхода:

=··=

Участок воздухоподогреватель - дымосос:

Определение объемного расчетного расхода:

=··=

Участок дымосос - сборный коллектор:

Определение объемного расчетного расхода:

=··=

Участок сборный коллектор - дымовая труба:

Определение объемного расчетного расхода:

=··=

7. Компоновка оборудования главного корпуса ТГУ

Компоновка котельной - это взаимное расположение основного и вспомогательного оборудования, установленного в здании. Котельная может состоять из следующих помещений: помещения для установки котла, насосной, химводоочистки, воздухоподогревательно-дымососной, склада топлива, служебно-бытовых помещений. В зависимости от тепловой производительности котельного агрегата вспомогательное оборудование, хвостовые поверхности нагрева, тягодутьевые установки и оборудование для очистки продуктов сгорания могут быть групповыми или индивидуальными.

Котлы располагаются на первом этаже. Здесь же размещаются воздухоподогреватели, насосы: питательные, подпиточные, рециркуляционные и сетевые, также оборудование для химической обработки воды.

Компоновка оборудования должна обеспечивать удобство работы и безопасность эксплуатационного и ремонтного персонала, минимальную протяженность трубопроводов, газоходов и воздуховодов, минимальные затраты на сооружение котельной, сокращение численности эксплуатационного персонала, автоматизацию технологических процессов, механизацию ремонтных работ, возможность расширения котельной при установке нового оборудования.

Все решения, применяемые при компоновке оборудования, должны отвечать требованиям строительных норм и правил, правил техники безопасности, санитарных и противопожарных норм.

Мною была запроектирована котельная закрытого типа, выбор такого типа определяется расчетной температурой, которая для г. Поронайск равна -23^оС.

Здание имеет прямоугольную форму длинной 48 м. и шириной 18 м. Один торец здания является постоянным, а второй свободным, т.е. при необходимости увеличения мощностей здание можно расширить. Со стороны постоянного торца здания расположены административно-бытовые помещения. За ними в сторону свободного торца находится общий зал, в котором расположены: система ХВО, деаэратор и группа сетевых, подпиточных и рециркуляционных насосов.

Дальше расположены шесть котлов КЕ 2,5-1,4 с воздухоподогревателями и вентиляторами. За котлами установлены дымососы по одному на каждый котел.

В общем зале также расположен деаэратор; теплообменники для подогрева холодной воды поступающей на ХВО.

Согласно СНиП II-35-76 «Котельные установки» между котлами, технологическим оборудованием и стенами здания устроены проходы необходимой ширины.

 

.1 Компоновка оборудования котельного зала, трассировка газо-воздушного тракта котлов

В левой части здания располагаем деаэратор, оборудование ХВО. Рядом с деаэратором располагаем подпиточные насосы, сетевые и рециркуляционные насосы. Резервуар для хранения соли выносим за здание котельной. Компоновку выполняем таким образом, чтобы обеспечить лёгкий доступ к любому оборудованию, а также обеспечивает быструю замену и ремонт вышедшего из строя оборудования.

8. Аэродинамический расчет газовоздушного тракта котлов

 

.1 Расчетная аксонометрическая схема газовоздушного тракта

Рис. 8.1. Аксонометрическая схема газовоздушного тракта

- паровой котел; 2 - воздухоподогреватель; 3 - дутьевой вентилятор; 4 - дымосос;

- дымовая труба.

. Спецификация оборудования

 

№ поз.	Наименование	Обозначение	Кол-во	Характеристики
1	Котел	КЕ 2,5-1,4	7	D=2,5 т/ч Р=1,4 МПа КПД=81,9% Топка скоростного горения
2	Воздухоподогреватель	ВП-85	7	Длина труб в воздухоподогревателе - 1,93 м Поверхность нагрева -85м2 Кол-во труб - 378
3	Дымосос	ДН-10	7	n=970 об/мин; Q=13620 м3/ч
4	Дутьевой вентилятор	ВДН-8	7	n=730 об/мин  м3/ч, напор 2,4 кПа
5	Деаэратор	ДА-50/15	1	G=50 т/ч, Vб=15 м3
6	Резервуар для соли		1	Vб=16,3 м3 4200х2000х2000 мм
7	Насос сетевой воды	СЭ800-100	2	G=125 м3 /ч, H=100 м, N=30 кВт, f=3000 об/мин 680х600х1535 мм
8	Насос сырой воды	10НКу-7-2	2	G=10 м3 /ч, H=100 м, N=3 кВт, f=3000 об/мин 467х290х345 мм
9	Подпиточный насос	12Д-9	2	G=1,2 м3 /ч, H=50 м, N=1.1 кВт, f=1500 об/мин 455х230х392 мм
10	Питательный насос	ЦНГС38-198	2	G=40 м3 /ч, H=180 м, N=5.3 кВт, f=3000 об/мин 595х304х362 мм

 

Заключение

В данном курсовом проекте был произведен расчет компоновки котельной с котлами КЕ 2,5-1,4, работающими на буром угле. В результате была выбрана и просчитана тепловая схема, работающая на закрытую систему теплоснабжения, произведен подбор оборудования, расчет системы ХВО и подбор оборудования ХВО. Выполнен аэродинамический расчет газовоздушного тракта котла, подбор тягодутьевого оборудования. Произведена компоновка газовоздушного тракта и оборудования котельной.

В ходе расчета были освоены основные методики расчета ТГУ, подбора оборудования и компоновки котельной.

 

Список использованной литературы

1. Делягин Г.И. Теплогенерирующие установки - М.; «Стройиздат», 1986 - 559 с.

. Эстеркин Р.И. Котельные установки. Курсовое и дипломное

проектирование - Л.; «Стройиздат», 1989-280 с.

. Гусев Ю.Л. Основы проектирования котельных установок. 2-е изд. - М.; «Стройиздат», 1973-248 с.

. Роддатис К.Ф., Полтарецкий А.Н. Справочник по котельным установкам малой и средней производительности / Под ред. К.Ф. Роддатис - М.; «Энергостройиздат» 1989-488 с.

. Под редакцией Н.В. Кузнецова Тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный метод). 2е изд. - М.; «Энергия», 1973-296 с.

. Каталог насосного оборудования ЗАО «Энергопром»