|
Наименование
|
Обозн
|
Обоснование
|
Значение величины режимов
|
|
|
|
Макс. зимн
|
Наиб. хол. мес
|
летний
|
|
Место расп. котельной
|
|
задано
|
Г. Ростов - на-Дону
|
|
Максимальные расходы теплоты, МВт: на отопление на
вентиляцию на горячее водоснабжение Расчетная температура наружного воздуха
для отопления, ºС Расчетная температура наружного воздуха для вентиляции, ºС
Температура воздуха внутри помещений, ºС
Температура сырой воды, ºС Температура
подогретой сырой воды перед ХВО, ºС
Температура подпиточной воды после ОДВ, ºС
Коэффициент собственных нужд ХВО Температура сетевой воды на выходе из ВК, ºС
Температура воды на входе в ВК, ºС
Расчетная температура горячей воды после местных теплообменников горячей
воды, ºС Предварительно принятый расход ХОВ, т/ч Предварительно
принятый расход воды на подогрев ХОВ, т/ч Температура греющей воды после ПХВ,
ºС КПД подогревателей
|
Qо
Qв Qгв
tро tнв
tвн tсв
t`хов t``подп
Кхво t1вк
t2вк
tгвпотр Gхов1 G`грпод
t``гр η
|
« « « табл. климат. данных « по справоч-нику СНиП 11-36-73
принято « « « « « « « « «
|
36.0 6,25 12,8 -14 -8 18 5 19 70 1.25 150 70
60 11 5 108 0.98
|
- - 12,8 -27 - 18 5 19 70 1.25 150 70 60 11
5 108 0.98
|
- - 10 - - - 15 19 70 1.25 120 70 60 4 1
108 0.98
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1. Определяется коэффициент снижения
расхода теплоты на отопление и вентиляцию для режима наиболее холодного месяца:
Ков = (tвн - tнв) / (tвн - tро),
где tвн=18 ºС - принятая температура
воздуха внутри отапливаемых помещений;
tро = -14 ºС - расчетная
температура наружного воздуха (определяется по таблице климатологических данных
для г. Костромы);
tнв= -8 ºС - температура
наружного воздуха для режима наиболее холодного месяца для вентиляционной
нагрузки;
Ков = (18 - (- 8)) /(18 -
(- 14))= 0,813
. Температура воды на нужды
отопления и вентиляции в подающей линии для режима наиболее холодного месяца:
t1= 18 +64,5хК0,8ов
+ 67,5 х Ков =18+ 64,5 х 0,8130,8 +67,5х 0,813=127,5
ºС.
. Температура обратной сетевой воды
после систем отопления и вентиляции для режима наиболее холодного месяца:
t2= t1 - 80 х Ков = 127,5 - 80 х 0,813 = 62,46ºС.
. Отпуск теплоты на отопление и
вентиляцию для максимально-зимнего режима:
Qовмз = Qо + Qв = 22+3,9 =25,9МВт
Для режима наиболее холодного месяца:
Qов хм = (Qо + Qв) х Ков =(22 +3,9) х 0,813 = 21,06МВт.
. Суммарный отпуск теплоты на нужды
отопления, вентиляции и горячего водоснабжения:
Для максимально-зимнего режима:
Qмз = Qовмз + Qгвмз = 25,9+8 =33,9МВт.
Для режима наиболее холодного месяца:
Qхм = 21,06+8 =29,06МВт.
. Расход воды в подающей линии
системы горячего водоснабжения потребителей для максимально-зимнего режима:
Gгвпотр = 860 х Qгв / (tгв потр - tсв)= 860 х 8 / (60 - 5) = 125,1т/ч,
где tсв =5ºС температура сырой воды
зимой (принимается)
. Тепловая нагрузка подогревателя
первой ступени (на обратной линии сетевой воды) для режима наиболее холодного
месяца:
Qгв1ст=0,00116 х Gгвпотр (t2 - (Δtв + tсв))=0,00116 х 125,1 х (62,46 - (10 + 5))= 6,8МВт,
где Δtв =10ºС - минимальная разность
греющей и подогреваемой воды.
. Тепловая нагрузка подогревателя
второй ступени наиболее холодного месяца:
Qгв2ст= Qгвпотр - Qгв1ст =8 - 6,8 =1,2МВт.
. Расход сетевой воды на местный
теплообменник второй ступени, то есть на горячее водоснабжение, для режима
наиболее холодного месяца:
Gгв2ст =860 х Qгв2ст /(t1 - t2)=860 х 1,2 / (127,53 - 62,46) = 15,86 т/ч.
. Расход сетевой воды на местный
теплообменник для летнего режима:
Gгвл =860 х Qгвл /(t1л - (Δtв + tсв)) = 860 х 5,5 / (70 - (10+15))= 105,1т/ч,
где Qгвл - расход теплоты
потребителями ГВС для летнего режима, МВт;л = 70 ºС - температура сетевой воды в прямой линии ГВС летом.
tсв = 15 ºС - температура сырой воды для летнего режима.
. Расход сетевой воды на отопление и
вентиляцию:
Для максимально-зимнего режима:
Gовмз =860 х (Qо + Qв) / (t1 - t2) = 860 х (22,44+3,9) /(150 - 70)=283,2т/ч.
Для режима наиболее холодного месяца:
Gовхм =860 х Qов хм / (t1 - t2) =860 х 21,06 /(127,53 - 62,46)= 278,34т/ч.
. Расход сетевой воды на отопление,
вентиляцию и горячее водоснабжение:
Для максимально-зимнего режима:
Gвнмз = Gов + Gгв = 278,34 + 8 = 286,34 т/ч.
Для режима наиболее холодного месяца:
Gвнхм = 278,34 + 8 = 286,34т/ч.
Для летнего режима:
Gвнл = 0 + 105,1 = 105,1 т/ч.
. Температура обратной сетевой воды
после внешних потребителей:
Для максимально-зимнего режима:
tобрмз = t2 - 860 х Qгвл / Gвнмз х η = 70 - 860 х 5,5/ 278,34 х 0,98 = 53,35ºС
Для режима наиболее холодного месяца:
tобрхм = t2 - 860 х Qгвл / Gвнхм х η = 62,46 - 860 х 5,5/ 278,34 х 0,98 = 45,8ºС
Для летнего режима:
tобрл = t2 - 860 х Qгвл / Gвнл х η = 70 - 860 х 5,5/ 105,1 х 0,98 =26 ºС
. Расход подпиточной воды для
восполнения утечек в теплосети внешних потребителей:
Для максимально-зимнего режима:
Gутмз = 0,01 х Ктс х Gвнмз = 0,01 х 2 х 278,34=
5,57 т/ч.
Для летнего режима:
Gутл = 0,01 х Ктс х Gвнл = 0,01 х 2 х 105,1 =
2,102т/ч,
где Ктс - потери воды в
закрытой системе теплоснабжения и в системе потребителей принимаются 2,0%
часового расхода воды внешними потребителями.
15. Расход сырой воды, поступающей
на химводоочистку:
Для максимально-зимнего режима и
наиболее холодного месяца:
Gсвмз = 1,25 х Gутмз = 1,25 х 5,57 = 6,96т/ч.
Для летнего режима:
Gсвл = 1,25 х Gутл = 1,25 х 2,102 =2,63 т/ч,
где 1,25 - коэффициент, учитывающий
потери воды на собственные нужды в ХВО;
. Температура химически очищенной
воды после охладителя деаэрированной воды:
Для максимально-зимнего режима и
наиболее холодного месяца:
tховмз = (Gутмз (tд - t2) х η / Gхов1) + tхов1 = (5,57 х (104 - 62,46)
х 0,98 / 8)+15=43,34 ºС
Для летнего режима:
tховл = (Gутл (tд - t2) х η / Gхов1)+tхов1=(2,102 (104 -62,46) х
0,98/8) +15=25,7 ºС,
деtхов1, ºС - температура сырой
воды перед ХВО (принимается до 20ºС);
tд, ºС - температура
подпиточной воды после деаэратора;
t2=70 ºС - температура
подпиточной воды после охладителя деаэратора;
. Температура химически очищенной
воды, поступающей в деаэратор:
Для максимально-зимнего режима и
наиболее холодного месяца:
tховдмз =(Gгрпод (t1 - tгр11) х η / Gхов1) + tховмз =(3 х (150 -108) х 0,98/7) + 43,34 = 60,98ºС.
Для летнего режима:
tховдл =(1 х (120-108) х 0,98/2,1) + 25,7= 45,3 ºС.
. Проверяется температура сырой воды
перед ХВО:
Для максимально-зимнего режима и
наиболее холодного месяца:
tхов1мз = (Gгрпод (tгр11 - t2) х η / Gсвмз) + tсв = (3 х (108 -70) х 0,98
/6,96) + 5 = 21,05ºС.
Для летнего режима:
tхов1л = (1 х (108 -70) х 0,98 /4,75) + 14 = 21,84ºС.
. Расход греющей воды на деаэратор:
Для максимально-зимнего режима и
наиболее холодного месяца:
Gгрдмз = (Gутмз х tподп 1 - Gхов1 х tховдмз) / t1вк = (5,57 х 104 - 7 х
60,98) / 150 = 1,01 т/ч.
Для летнего режима:
Gгрдл = (Gутл х tподп 1 - Gхов1 х tховдл) / t1вк = (2,102х 104 - 2,1
х 21,84) / 120 = 1,23т/ч.
. Проверяется расход химически
очищенной воды на подпитку теплосети:
Для максимально-зимнего режима и
наиболее холодного месяца:
Gховмз = Gутмз - Gгрдмз = 5,57 - 1,01 = 4,56 т/ч.
Для летнего режима:
Gховл = Gутл - Gгрдл = 2,102 - 1,23 = 0,872т/ч.
. Расход теплоты на подогрев сырой
воды:
Для максимально-зимнего режима и
наиболее холодного месяца:
Qовмз = 0,00116 х Gсвмз х (tхов1мз - tсв) / η = 0,00116 х 6,96 х (21,05 - 5) / 0,98 = 0,13 МВт
Для летнего режима:
Qовл = 0,00116 х Gсвл х (tхов1л - tсв) / η = 0,00116 х 2,65 х (21,84 - 15)/0,98 = 0,02 МВт.
. Расход теплоты на подогрев
химически очищенной воды:
Для максимально-зимнего режима и
наиболее холодного месяца:
Qховмз = 0,00116 х Gховмз х (tховдмз - tхов11)/η = 0,00116 х4,56х
(60,98 -43,34)/0,98 = 0,095МВт
Для летнего режима:
Qховл =0,00116 х Gховл х (tховдл - tхов11)/η= 0,00116 х 0,872 х
(45,3 - 21,84)/0,98=0,02 МВт
. Расход теплоты на деаэратор:
Для максимально-зимнего режима и
наиболее холодного месяца:
Qдмз = 0,00116 х Gгрдмз х (t1вк - tподп11)/η = 0,00116 х1,01х
(150 - 70)/0,98= 0,09МВт.
Для летнего режима:
Qдл = 0,00116 х Gгрдл х (t1вк - tподп11)/η = 0,00116 х1,23х
(120 - 70)/0,98= 0,11МВт
. Расход теплоты на подогрев ХОВ в
охладителе деаэрированной воды:
Для максимально-зимнего режима и
наиболее холодного месяца:
Qохлмз=0,00116 х Gховмз х (tхов11 - tхов1)/η =0,00116 х4,56 х (82 -
21,05)/0,98=0,33МВт.
Для летнего режима:
Qохлл=0,00116 х Gховл х (tхов11 - tхов1)/η =0,00116 х 0,872 х
(45,3-21,84) /0,98= 0,02МВт.
. Суммарный расход теплоты,
необходимый в водогрейных котлах:
Для максимально-зимнего режима :
ΣQвкмз= Qмз +Qовмз +Qховмз + Qдмз - Qохлмз =34,34 + 25,9 + 0,095 + 0,09 - 0,33=60,095 МВт.
Для наиболее холодного месяца:
ΣQвкхм= Qхм +Qовхм +Qховхм + Qдхм - Qохлхм =34,34 +21,06 +0,095 +0,09 - 0,02= 55,565МВт.
Для летнего режима:
ΣQвкл= Qл +Qовл +Qховл + Qдл - Qохлл =5,5 + 0,02 + 0,11 - 0,02= 5,61МВт.
. Расход воды через водогрейные
котлы:
Для максимально-зимнего режима :
Gвкмз = 860 х ΣQвкмз / (t1вк - t2вк) = 860 х 60,095 / (150
-70) = 646,02 т/ч.
Для наиболее холодного месяца:
Gвкхм = 860 х ΣQвкхм / (t1вк - t2вк) = 860 х 55,565 / (150
-70) =597,32 т/ч.
Для летнего режима:
Gвкл = 860 х ΣQвкл / (t1вк - t2вк) = 860 х 5,61 / (120
-70) = 96,5 т/ч.
27. Расход воды на рециркуляцию:
Для максимально-зимнего режима :
Gрецмз =Gвкмз х(t2вк -tобрпод) / (t1вк - tобрпод) = 646,02 х (70 - 53,35) /(150 - 53,35) = 111,3т/ч.
Для наиболее холодного месяца:
Gрецхм =Gвкхмх(t2вк -tобрпод) /(t1вк -tобрпод) = 597,32х (70 -45,8) /(150 -45,8) = 132,7/ч.
Для летнего режима:
Gрецл =Gвкл х(t2вк - tобрпод)/(t1вк - tобрпод) = 96,5 х (70 - 26) /(150 - 26) = 34,2 т/ч.
. Расход воды по перепускной линии:
Для максимально-зимнего режима :
Gпермз =Gвнмз х (t1вк - t1) /(t1вк - tобрпод) = 646,02 х (150 -
127,5) /(150 - 53,35) = 149т/ч.
Для наиболее холодного месяца:
Gперхм =Gвнхм х (t1вк - t1) /(t1вк - tобрпод) = 597,32 х (150 -
127,5) /(150 - 45,8) = 129 т/ч.
Для летнего режима:
Gперл =Gвнл х (t1вк - t1) /(t1вк - tобрпод) = 96,5 х (120 - 127,5)
/(120 - 26) = 22,6 т/ч.
. Расход сетевой воды от внешних
потребителей через обратную линию:
Для максимально-зимнего режима :
Gобрмз = Gвнмз - Gутмз = 646,02 - 5,57 = 640,45 т/ч.
Для наиболее холодного месяца:
Gобрхм = Gвнхм - Gутхм = 597,32 - 5,57 = 591,75 т/ч.
Для летнего режима:
Gобрл = Gвнл - Gутл = 96,5 -2,102 = 94,4 т/ч.
. Расчетный расход воды через
водогрейные котлы:
Для максимально-зимнего режима
Gк1= Gвнмз + Gгрпод + Gрецмз - Gпермз = 646,02 + 1,01 + 111,3 - 149 = 609,33 т/ч.
Для наиболее холодного месяца:
Gк1= Gвнхм + Gгрпод + Gрецхм - Gперхм = 597,32 + 1,01 + 132,7 - 129 = 602,03 т/ч.
Для летнего режима:
к1= Gвнл + Gгрпод + Gрецл - Gперл = 96,5 + 1,23 + 34,2 -
22,6 = 109,33т/ч.
31. Расход воды, поступающей к
внешним потребителям по прямой линии:
Для максимально-зимнего режима :
1 = Gк1 - Gгрдмз - Gрецмз + Gпермз = 609,33 - 1,01 - 111,3 + 149 = 646,02 т/ч.
Для наиболее холодного месяца:
1 = Gк1 - Gгрдхм - Gгрпод - Gрецхм + Gперхм = 602,03 -1,01 - 5-132,7 + 129 = 592,32 т/ч.
Для летнего режима:
1=Gк1 - Gгрдл - Gгрпод - Gрецл + Gперл = 109,33 - 1,23 - 1 -34,2 +
22,6 = 95,5 т/ч.
32. Разница между найденным ранее и
уточненным расходом воды внешними потребителями:
Для максимально-зимнего режима :
Δ = 100 х (Gвнмз - G1) / Gвнмз = 100 х (278,34 -
609,02) / 609,02 = 1,32%.
Для наиболее холодного месяца:
Δ = 100 х (Gвнхм - G1) / Gвнхм = 100 х (278,34 -
592,32) / 592,32 = 0,9%.
Для летнего режима:
Δ = 100 х (Gвнл - G1) / Gвнл = 100 х (105,1 - 95,5)
/ 95,5 = 1,01%.
При расхождении, меньшем 3%, расчет
считается оконченным.
Выполнив расчет тепловой
схемы, нужно определить количество устанавливаемых котлов. По расчитанным
нагрузкам, принимаем к установке 2 котла КВГМ-20-150. Определяем расход воды по
одному котлу и сравниваем с установленым по паспорту. При выполнении условия 
,
выбор котлов считают выполненым и проверяют количество котлов, работающих при
различных режимах работы.
В соответствии с
расчетом тепловой схемы к установке принимаем два котла КВГМ-20-150. По данным
завода-изготовителя мощность одного котла Qвк = 23,2 МВт составляет при расходе
воды через него 247 т/ч. Расчетный расход воды через один котел при
максимально-зимнем режиме составляет 278,34/2=139,17<247 т/ч. В связи с
этим, сохраняем температуру воды на выходе из котлов 
ºC.
В летнее время
теплоснабжение будет обеспечено одним котлом, который будет загружен на 47%.
При режиме наиболее холодного месяца в работе будут находиться три котла. В
случае выхода из строя одного котла подачу теплоты на вентиляцию общественных
зданий и потребителям второй категории придется сократить на ∆Q = Qхм -
Qвк * 2 = 29,06 -6,96 * 2 = 6,08 МВт, что в оответствии со СНиП 11-35
допускается.
2. Тепловой расчет
котельного агрегата КВГМ-20-150
2.1 Расчет объемов и
энтальпий продуктов сгорания
В качестве основного вида топлива
принято по заданию природный газ.
Состав природного газа в процентах
по объему, приводим в таблице 2.
Таблица 2
|
Метан СН4
|
Этан С2Н6
|
Пропан С3Н8
|
Бутан С4Н10
|
Пентан С5Н12
|
Азот N2
|
Диоксид углерода СО2
|
Кислород О2
|
|
97,785
|
0,979
|
0,278
|
0,091
|
0,011
|
0,81
|
0,037
|
0,009
|
Низшая теплота сгорания рабочей
массы топлива:
Qнр = 33603,8 кДж/м3 (8020 ккал/м3);
плотность при нормальных
условиях 
Определяем теоретические
и действительные объемы воздуха и продуктов сгорания.
Теоретический объем
воздуха, необходимого для сгорания топлива при сжигании газа при 
,
,
м3/м3:
, (2.1.1)
где m - число атомов углерода;
n
- число атомов водорода
Теоретический объем
продуктов сгорания:
теоретический объем
водяных паров, 
,
м3/м3:
, (2.1.2)
где dг.тл. - влагосодержание газообразного топлива, отнесенное к 1м3
сухого газа, г/м3; принимаем dг.тл.
= 10 г./м3
,
теоретический объем
азота 
,
м3/м3:
, (2.1.3)
,
теоретический объем
трехатомных газов 
,
м3/м3:
, (2.1.4)
,
теоретический объем
продуктов сгорания 
,
м3/м3:
(2.1.5)
,
Действительные объемы
продуктов сгорания рассчитываются с учетом коэффициента избытка воздуха в топке
и
объемов присосов воздуха по газоходам котельного агрегата. Коэффициент избытка
воздуха на выходе из топки котла принимаем для камерной топки при сжигании газа
равным 1,05 [1], величину присосов воздуха 
в газоходах
котлоагрегата при номинальной нагрузке принимаем равным [1]:
конвективный пучок котла
экономайзер чугунный с
обшивкой 
стальной газоход (на
каждые 10 м длины) 
.
Действительный суммарный
объем продуктов сгорания природного газа 
, м3/м3:
, (2.1.6)
Расчет действительных
объемов продуктов сгорания и их составов по газоходам приводим на примере
топки, результаты сводим в таблицу 3.
Таблица 3
Величина Расчетная
формула Теоретические объемы 
|
|
|
|
|
Газоход
|
|
|
топка
|
конвкт. пучок
|
эконо- майзер
|
|
Коэффициент избытка воздуха после поверхности нагрева
|
  1,051,11,2
|
|
|
|
Средний коэффициент
избытка воздуха в газоходе 
|
 1,051,0751,15
|
|
|
|
Избыточное количество
воздуха, м3/м3 
|
 0,4790,7181,436
|
|
|
|
|
|
Объем водяных паров, м3/м3
|
  2,1762,182,191
|
|
|
|
|
Полный объем продуктов сгорания, м3/м3
|
  11,23411,47712,206
|
|
|
|
Объемная доля
трехатомных газов 
|
 0,090,0880,083
|
|
|
|
Объемная доля водяных
паров 
|
 0,1930,1890,178
|
|
|
|
Суммарная объемная доля 
|
 0,2830,2770,261
|
|
|
|
2.2 Расчет энтальпий
воздуха и продуктов сгорания
Энтальпия теоретического
объема воздуха для всего выбранного диапазона температур 
,
кДж/кг:
, (2.2.1)
где (ct)в-энтальпия 1м3 воздуха, [1]
Энтальпия теоретического
объема продуктов сгорания для всего выбранного диапазона температур 
,
кДж/м3:
, (2.2.2)
где 
-
энтальпия 1м3 трехатомных газов, теоретического объема азота и
водяных паров [1], кДж/м3.
Энтальпия избыточного
количества воздуха для всего выбранного диапазона температур t, 
,
кДж/м3:
, (2.2.3)
Энтальпию продуктов
сгорания при коэффициенте избытка воздуха 
, Н, кДж/м3:
, (2.2.4)
где Нзл -
энтальпия золы: для газа Нзл = 0.
Результаты расчетов
энтальпий воздуха и продуктов сгорания по газоходам котлоагрегата сводим в
таблицу 4.
Для составления таблицы
интервал температур принимаем равным 100оС.
Таблица 4
О,
оС 
,
кДж/м3
,
|
кДж/м3 ,
кДж/м3
|
|
|
Топка
1,05 Конвективный пучок 
Экономайзер
|
|
|
|
|
|
|
 
|
|
|
|
|
|
|
100
|
1270,07
|
1485,49
|
1548,99
|
|
1612,50
|
|
1739,50
|
|
|
200
|
2556,41
|
2998,17
|
3125,99
|
1577,00
|
3253,81
|
1641,32
|
3509,46
|
1769,95
|
|
300
|
3866,68
|
4547,85
|
4741,18
|
1615,19
|
4934,52
|
1680,70
|
5321,19
|
1811,73
|
|
400
|
5201,84
|
6143,86
|
6403,95
|
1662,77
|
6664,04
|
1729,52
|
7184,23
|
1863,04
|
|
500
|
6568,58
|
7779,64
|
8108,07
|
1704,11
|
8436,49
|
1772,45
|
9093,35
|
1909,13
|
|
600
|
7966,90
|
9445,70
|
9844,04
|
1735,98
|
10242,39
|
1805,90
|
11039,08
|
1945,73
|
|
700
|
9406,38
|
11630,2
|
1786,16
|
12100,53
|
1858,14
|
13041,16
|
2002,08
|
|
800
|
10853,5
|
12928,32
|
13470,9
|
1840,79
|
14013,67
|
1913,14
|
15099,02
|
2057,86
|
|
900
|
12300,6
|
14732,78
|
15347,8
|
1876,82
|
15962,85
|
1949,18
|
17192,91
|
2093,89
|
|
1000
|
13787,9
|
16568,80
|
17258,2
|
1910,39
|
17947,60
|
1984,75
|
19326,40
|
2133,49
|
|
1100
|
15315,5
|
18409,07
|
19174,8
|
1916,64
|
19940,62
|
1993,02
|
21472,17
|
2145,77
|
|
1200
|
16843,0
|
20262,68
|
21104,8
|
1929,99
|
21946,98
|
2006,36
|
23631,29
|
2159,12
|
|
1300
|
18370,5
|
22166,29
|
23084,8
|
1979,99
|
24003,35
|
2056,37
|
25840,41
|
2209,12
|
|
1400
|
19938,3
|
24105,93
|
25102,8
|
2018,03
|
26099,76
|
2096,42
|
28093,60
|
2253,19
|
|
1500
|
21506,0
|
26032,00
|
27107,3
|
2004,45
|
28182,60
|
2082,84
|
30333,21
|
2239,61
|
|
1600
|
23073,7
|
27989,85
|
29143,5
|
2036,24
|
30297,23
|
2114,63
|
32604,61
|
2271,40
|
|
1700
|
24641,5
|
29961,06
|
31193,1
|
2049,59
|
32425,21
|
2127,98
|
34889,36
|
2284,75
|
|
1800
|
26209,2
|
31941,37
|
33251,8
|
2058,69
|
34562,29
|
2137,08
|
37183,21
|
2293,85
|
|
1900
|
27817,1
|
33953,46
|
35344,3
|
2092,49
|
36735,18
|
2172,89
|
39516,89
|
2333,68
|
|
2000
|
29425,0
|
35956,23
|
37427,4
|
2083,16
|
38898,73
|
2163,55
|
41841,24
|
2324,35
|
|
2100
|
31033,0
|
37981,67
|
39533,3
|
2105,84
|
41084,97
|
2186,24
|
44188,27
|
2347,03
|
|
2200
|
32640,9
|
40797,14
|
42429,1
|
2895,86
|
44061,23
|
2976,26
|
47325,32
|
3137,05
|
Определение КПД и расхода топлива
котлоагрегата
Тепловой баланс котлоагрегата
характеризует равенство между приходом и расходом тепла. Тепловая эффективность
котлоагрегата, совершенство его работы характеризуется коэффициентом полезного
действия.
Приходная часть теплового баланса в
большинстве случаев определяется по формуле Qприх, кДж/м3(ккал/м3):
, (2.3.1.1)
где Qрр - располагаемая теплота;
Qнр
- низшая теплота сгорания топлива, для газа принимаем;
Qнс
- низшая теплота сгорания сухой массы газа; принимаем по исходным данным для
газа Qнс = 33603,8 кДж/м3 (8020 ккал/м3);
Qф.т.
- физическое тепло топлива: принимаем Qф.т.=
0, так как топливо-газ;
Qт.в.
- физическое тепло воздуха, подаваемого в топку котла при подогреве его вне
котлоагрегата: принимаем Qт.в.= 0, так как воздух перед подачей в
котлоагрегат дополнительно не подогревается;
Qпар.
- теплота, вносимая в котлоагрегат при поровом распиливании жидкого топлива,
кДж/кг: принимаем Qпар.= 0, так как топливо газ.
Располагаемая теплота
для котлоагрегата КВГМ-20-150 составляет:
Расходная часть
теплового баланса котлоагрегата складывается и следующих составляющих:
(2.3.1.2)
Тепловой баланс котла
составляется применительно к установившемуся тепловому режиму, а потери теплоты
выражаются в процентах располагаемой теплоты:
(2.3.1.3)
Разделив уравнение
(2.1.3.2) на Qрр получим его в следующем виде:
(2.3.1.4)
где q1 -
полезно использованная в котлоагрегате теплота;2 - потеря теплоты с
уходящими газами;3 - потеря теплоты от химической неполноты сгорания
топлива;4 - потеря теплоты от механической неполноты сгорания
топлива;5 - потеря теплоты от наружного охлаждения;
- потеря теплоты от физической
теплоты, содержащейся в удаляемом шлаке и от потерь на охлаждение панелей и
балок, не включенных в циркуляционный контур котла;6шл.= 0, так как
топливо газ;6охл= 0, так как охлаждение элементов котлоагрегата КВГМ
- 20,23-150 не предусматривается его конструкцией.
КПД брутто котельного
агрегата определяется по уравнению обратного баланса, %:
, (2.3.1.5)
Потеря теплоты с
уходящими газами q2, %:
, (2.3.1.6)
где Нух -
энтальпия уходящих газов из котлоагрегата, определяется из таблицы 3 при
соответствующих значениях 
и
выбранной температуре уходящих газов, кДж/м3; принимаем
предварительно температуру уходящих газов Тух= 155оС, 
;
Нух = 2713
кДж/м3;
Нх.в.о
- энтальпия теоретического объема холодного воздуха при температуре 30 оС,
кДж/м3:
, (2.3.1.7)
Потери теплоты от
химического недожога q3 для природного газа равны 0,5%. [1]
Потери теплоты от
механического недожога q4 для природного газа принимаем q4
= 0.
Определяем q2,
%:
.
Потери теплоты от
наружного охлаждения q5, %:
(2.3.1.8)
где q5ном - потери теплоты от наружного охлаждения при номинальной нагрузке
водогрейного котла: для котла КВГМ - 23,26-150 q5ном=0,9511% [1];
Nном - номинальная нагрузка
водогрейного котла, т/ч;
N - расчётная нагрузка водогрейного котла, т/ч
q5 = 0.9511.
Коэффициент полезного действия
котлоагрегата, %:
Суммарную потерю тепла в
котлоагрегате, %:
, (2.3.1.9)
Для последующих расчетов
определяем коэффициент потери теплоты:
,
(2.3.1.10)
.
Полное количество
теплоты, полезно отданной в котельном агрегате, Q,
кВт:
, (2.3.1.11)
где Gв - расход воды через водогрейный котёл: для КВГМ-20-150 Gв=247т/ч =68,61 кг/с
- энтальпия горячей
воды на выходе из котла (150°С), кДж/кг;
- энтальпия холодной
воды на входе в котел (70°С), кДж/кг;
кВт
Расход топлива,
подаваемого в топку котлоагрегата В, м3/ч:
, (2.3.1.13)
.
Тепловой расчет топочной
камеры
Поверочный расчет
топочной камеры заключается в определении действительной температуры дымовых
газов на выходе из топочной камеры котлоагрегата 
, оС:
, (2.3.2.1)
где Та -
абсолютная теоретическая температура продуктов сгорания, К;
М - параметр,
учитывающий распределения температур по высоте топки;
- коэффициент
сохранения теплоты;
Вр -
расчетный расход топлива, м3/с;
Fст
- площадь поверхности стен топки, м2;
- среднее значение
коэффициента тепловой эффективности экранов;
- степень черноты
топки;
Vcср
- средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания 1м3 топлива в
интервале температур 
,
кДж/(кг К);
- коэффициент излучения
абсолютно черного тела, Вт/(м2К4).
Для определения
действительной температуры 
, предварительно
задаемся ее значением в соответствии с рекомендациями [1] 
.
По принятой температуре газов на выходе из топки и адиабатической темпе-ратуре
сгорания топлива Оа определяем тепловые потери, а по принятой -
излучательные характеристики газов. Затем по известным геометрическим
характеристикам топочной камеры получаем расчетным путем действи-тельную
температуру на выходе из топки.
Поверочный расчет топки
проводим в следующей последо-вательности.
Для принятой
предварительно температуры 
определяем энтальпию
продуктов сгорания на выходе из топки по таблице 2.2.1 
.
Полезное тепловыделение
в топке Qт, кДж/м3:
, (2.3.2.2)
где Qв -
теплота, вносимая в топку воздухом: для котлов не имеющих воздухоподогревателя,
кДж/м3:
, (2.3.2.3)
в.вн.
- теплота, внесенная в котлоагрегат с поступающим в него воздухом, подогретым
вне агрегата: принимаем Qв.вн = 0, так как воздух перед котлом
КВГМ-20-150 в рассматриваемом проекте не подогревается;
rHг.отб.
- теплота рециркулирующих продуктов сгорания: принимаем rHг.отб. = 0, так как конструкцией котла
КВГМ-20-150 рециркуляция дымовых газов не предусматривается.
.
Теоретическую
(адиабатную) Оа температуру горения определяем по величине полезного
тепловыделения в топке Qт = На.
По таблице 3 при На
= 33835,75 кДж/м3 определяем Оа = 1827,91 оС.
.
Определяем параметр М в
зависимости от относительного положения максимума температуры пламени по высоте
топки (хт) при сжигании:
,
(2.3.2.4)
где 
,
(2.3.2.5)
где Нг -
расстояние от пода топки до оси горелки, м;
Нт -
расстояние от пода топки до середины выходного окна топки, м;
Для котла КВГМ-20-150
расстояние Нг = Нт, тогда хт = 0,53.
Коэффициент тепловой
эффективности экранов определяем по формуле:
, (2.3.2.6)
где 
-
коэффициент, учитывающий снижение тепловосприятие экранов вследствие
загрязненности или закрытия изоляцией поверхностей; принимаем 
[1];
х - условный коэффициент
экранирования; определяем по номограмме [1], при S
= 64 мм, d = 60 мм, S/d = 64/60 =1,07, тогда х = 0,98;
Определяем эффективную
толщину излучающего слоя в топке S,
м:
, (2.3.2.7)
где Vт, Fст
- объем и поверхность стен топочной камеры, м3 и м2.
Определяем по конструкторской документации на котел КВГМ-20-150.
Vт
= 61,5м3, Fст
= 106,6м2;
Коэффициент ослабления
лучей для светящегося пламени складывается из коэффициентов ослабления лучей
трехатомными газами (кr)
и сажистыми частицами (кс) и при сжигании газа,
:
,
(2.3.2.8)
где rп - суммарная объемная доля трехатомных газов: определяется из
таблицы 3.
Коэффициент ослабления
лучей трехатомными газами kr,
:
, (2.3.2.9)
где рп -
парциальное давление трехатомных газов, МПа;
, (2.3.2.10)
где р - давление в
топочной камере котлоагрегата, работающего без продувки: р = 0,1 МПа, 
[1];
- абсолютная температура
газов на выходе из топочной камеры, К:
Коэффициент ослабления
лучей сажистыми частицами кс,
, (2.3.2.11)
Где соотношение
содержания углерода и водорода в рабочей массе топлива: для газового топлива
принимается:
, (2.3.2.12)
Степень черноты факела
для газообразного топлива аф:
(2.3.2.13)
где асв -
степень черноты светящейся части факела:
(2.3.2.14)
аr - степень черноты несветящихся трехатомными газами, определяется
по формуле:
;
(2.3.2.15)
m
- коэффициент, характеризующий долю топочного объема заполненного светящейся
частью факела.
Определяем удельную
нагрузку топочного объема qv,
кВт/м3:
(2.3.2.16)
тогда m = 0,171 [1].
Степень черноты топки
при сжигании газа ат:
(2.3.2.17)
Средняя суммарная
теплоемкость продуктов сгорания на 1м3 газообразного топлива 
,
кДж/(м3К):
,
(2.3.2.18)
Определяем
действительную температуру на выходе из топки, оС:
Так как расчетная
температура 
на
выходе из топочной камеры отличается от ранее принятой более чем на 100 оС,
то уточняем значение Vcср
и 
по
полученному ранее значению температуры.
Уточняем значение 
(1373К).
Коэффициент ослабления
лучей для светящегося пламени:
,
где 
,
.
Уточняем значение
степени черноты факела:
где 
.
Степень черноты топки:
.
Средняя суммарная
теплоемкость продуктов сгорания , кДж/м3К:
.
Температура на выходе из
топки:
Так как расчетная
уточненная температура 
на
выходе из топки отличается от ранее принятой всего на 25 оС, то
полученную темпе-ратуру принимаем для дальнейшего расчета, как температуру на
выходе из топки.
Расчет конвективного пучка котла
Расчет конвективных поверхностей
котла ведем в следующей последовательности:
По чертежу котлоагрегата определяем
следующие конструктивные характеристики газохода:
·
площадь поверхности нагрева одного конвективного пучка Н=203,3 м2;
·
поперечный шаг труб S1 = 64 мм;
·
продольный шаг труб S2 = 40 мм;
·
число труб в ряду z1 = 46 шт.;
·
число рядов труб по ходу продуктов сгорания z2 = 14 шт.;
наружный диаметр и
толщина стенки трубы 
·
площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания F = 1,94м2.
Подсчитываем относительный шаг:
- поперечный 
продольный 
Предварительно принимаем
значение температуры продуктов сгорания после рассчитываемого газохода: 
Определяем теплоту,
отданную продуктами сгорания по уравнению теплового баланса Qб,
кДж/м3:
, (2.3.3.1)
где 
-
коэффициент сохранения теплоты;
Н' - энтальпия продуктов
сгорания перед поверхностью нагрева; принимаем из расчета топочной камеры Н'=Нт»=21519,1
кДж/м3 при 
=1266оС;
Н» - энтальпия продуктов
сгорания после конвективного пучка, принимаем из таблицы 2.2.1 при 
=
155оС Н1» = 2713 кДж/м3;
- присос воздуха в
конвективном пучке;
Нопр.в.
- энтальпия присосанного воздуха при tв
= 30 оС,
Нопр.в.
= Нох.в. = 380.93 кДж/ м3;
кДж/м3,
Расчетную температуру
потока продуктов сгорания в конвективном газоходе определяем по формуле О,
оС:
, (2.3.3.2)
Определяем температурный
напор 
,
оС:
(2.3.3.3)
где tк - температура охлаждающей среды: для водогрейного котла
tк=110 оС
Подсчитываем среднюю
скорость продуктов сгорания в поверхности нагрева, м/с:
, (2.3.3.4)
Определяем коэффициент
теплоотдачи конвекцией от продуктов сгорания к поверхности нагрева при
поперечном омывании коридорных пучков 
, Вт/(м2К):
, (2.3.3.5)
где 
-
коэффициент теплоотдачи определяемый по номограмме [1],
= 112,5 Вт/м2К;
сz - поправка на число рядов труб по ходу продуктов сгорания,
определяем по номограмме [1], сz
= 0,98;
сs - поправка на компоновку пучка, определяем по номограмме [1],
сs = 1,0;
сф -
коэффициент, учитывающий влияние физических параметров потока, определяем по
номограмме [1]: 
,
Вычисляем степень
черноты газового потока (а). При этом предварительно вычисляем суммарную
оптическую толщину:
, (2.3.3.6)
где s - толщина излучающего слоя, для гладкотрубных пучков, м:
, (2.3.3.7)
кзл. -
коэффициент ослабления лучей золовыми частицами, принимаем
- концентрация золовых
частиц, принимаем 
;
р - давление в газоходе, принимаем
для котлов без надува равным 0,1МПа;
кг - коэффициент
ослабления лучей трехатомными газами, определяем по формуле:
, (2.3.3.8)
где 
;
;
,
,
Определяем коэффициент
теплоотдачи 
,
учитывающий передачу теплоты излучением 
, Вт/м2К:
, (2.3.3.9)
где 
-
коэффициент теплоотдачи, определяем по номограмме [1], Вт/м2К;
а - степень черноты
продуктов сгорания, определяем по номограмме [1]: 
;
сг -
коэффициент, учитывающий температуру стенки, определяем по номограмме [1].
Для определения и
сг вычисляем температуру загрязненной стенки ts, оС:
(2.3.3.10)
где t - средняя температура окружающей среды, t1
= 85оС;
- при сжигании газа
принимаем равной 25оС [1];
,
Подсчитываем суммарный
коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания к поверхности нагрева 
,
Вт/м2К:
, (2.3.3.11)
где -
коэффициент использования, учитывающий уменьшение тепловосприятия поверхности
нагрева, принимаем 
[1];
Определяем коэффициент
теплопередачи k,
Вт/м2К:
, (2.3.3.12)
где 
-
коэффициент тепловой эффективности: 
[1];
Определяем количество теплоты,
воспринятое поверхностью нагрева Qт, кДж/м3:
, (2.3.3.13)
Проверка теплового
баланса
Расчёт считается верным,
если выполняется следующее условие [1]:
(2.3.4.1)
где 
,
(2.3.4.2)
где 
количества
теплоты, воспринятые лучевоспринимающими поверхностями топки и котельными
пучками, кДж/м3;
(2.3.4.3)
∆Q=0,698∙[33603,8∙0,918 -
(11963,853+18977,679)]= - 65,084
Тогда
3 Аэродинамический
расчет
3.1 Аэродинамический
расчет газового тракта котла КВГМ-20-150
Расчет тяги при сжигании природного
газа произведен согласно существующей методике и представлен в виде таблицы 5.
Таблица 5
|
Рассчитываемая величина
|
Обозначение
|
Размерность
|
Формула или обоснование
|
Ссылка
|
Значение
|
|
Топка
|
|
Разрежение
|
hт
|
кг/м2
|
принимаем
|
[3]
|
2
|
|
Поворот из топки в конвективный газоход (90°)
|
|
Секундный объем газов
|
Vc
|
м3/с
|
 -
|
|
|
|
Живое сечение газохода
|
F
|
м2
|
 тепловой
расчёт1,94
|
|
|
|
Скорость газов
|
W
|
м/с
|
 [3]29,56/1,94=15,23
|
|
|
|
Коэффициент сопротивления поворота с учетом входа в трубу
|
 - [3]2+1,4∙1∙1=3,4
|
|
|
|
|
|
Динамическое давление
|
hд
|
кг/м2
|
-
|
[1]
|
0,21
|
|
Сопротивление поворота
|
hпов
|
кг/м2
|
 -3,4∙0,21=0,714
|
|
|
|
Конвективный пучок
|
|
Секундный объем газов
|
Vc
|
м3/с
|
 -
|
|
|
|
Живое сечение трубы
|
F
|
м2
|
 [3]1,94
|
|
|
|
Скорость газов
|
W
|
м/с
|
[3]
|
|
|
|
Динамическое давление
|
hд
|
кг/м2
|
-
|
[1]
|
3,6
|
|
Число Рейнольдса
|
Re
|
-
|
-
|
[1]
|
9436
|
|
Коэффициент сопротивления
|
λ
|
-
|
 [1]
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Суммарное сопротивление газового
тракта:
(3.2.1)
4. Выбор
вспомогательного оборудования
4.1 Выбор дымососа и
вентилятора
Объём дымовых газов, которые
проходят через дымосос Vдым, м3/с:
(4.1.1)
где 
расчётный
расход топлива, м
/с;
объём уходящих газов, 
м/м;
коэффициент присоса
воздуха, 
;
теоретическое количество
воздуха, 
м/м;
температура уходящих
газов, 
;
Производительность
дымососа Vр, м3/с:
(4.1.2)
где 
коэффициент
запаса по производительности: 
[1];
Расчетный полный
напор дымососа Hn,
Па:
Па (4.1.3)
где 
-
коэффициент запаса по напору, =1,05 [1];
DH
- самотяга дымовой трубы;
полное сопротивление
котельной установки, кгс/м2;
, Па (4.1.4)
где 
сопротивление
экономайзера, Па:
, Па (4.1.5)
где 
число
труб экономайзера, Па;
cредняя
скорость газов в экономайзере
:
(4.1.6)
, оС
- потери с местными
сопротивлениями, Па:
(4.1.7)
где 
плотность
газа при средней температуре
:
суммарное сопротивление
газового тракта, определяется в п. 3;
Пересчёт напора на
температуру перемещаемой среды указанной в справочнике Нр, Па:
где 
температура
для которой составлена приведённая напорная характеристика; 
;
Мощность потребляемая
дымососом N, кВт:
(4.1.8)
Расчётная мощность
электродвигателя Nдв,
кВт:
кВт (4.1.9)
где 
-
коэффициент запаса: 
[1];
Принимаем к установке
дымосос типа ДН - 2,5 [4]; КПД - 82%; Hапор
- 2,06 кПа; Производительность - 3,2∙10 м/ч;
Двигатель 90L2 (3 кВт)
Определяем количество
холодного воздуха Vхв,
м3/с:
(4.1.10)
где коэффициент
запаса по производительности, 
[1];
температура холодного
воздуха, 
;
Полный расчетный напор
вентилятора Нр, Па:
(4.1.11)
где 
сопротивление
горелки, принимаем 
сопротивление
воздуховода, принимаем 
коэффициент запаса по
напору, 
;
Мощность двигателя
вентилятора Nдв,
кВт:
(4.1.12)
Расчётная мощность
двигателя вентилятора Nрасчдв,
кВт:
N
=N∙
,
(4.1.13)
где -коэффициент
запаса, =1,05
[1];
N=7,58∙1,05=7,95
Для водогрейного котла
КВГМ-20-150 принимаем к установке:
) Дымосос типа ДН - 2,5
[4]; КПД - 82%; Hапор - 2,06 кПа;
Производительность - 3,2∙10 м/ч;
Двигатель 90L2 (3 кВт)
) Вентилятор типа ВДН-3
[4]; КПД -83%; Hапор - 3.5 кПа;
Производительность - 5∙10 м/ч;
Двигатель АО2-92-6 (7,5 кВт).
4.2 Выбор насосов
Сетевые насосы
выбираются по производительности и напору. Суммарная производительность насосов
выбирается из расчёта обеспечения максимального расхода сетевой воды при выходе
из строя одного насоса. В котельных устанавливается не менее двух насосов.
По 
:
т/ч (4.2.1)
К установке выбираются 3
насоса ЦНС(Г) 38-132 [16] с характеристиками: производительность Q= 38 м3/ч;
давление H= 132 м. вод. ст.
Также подбираем к
установке в тепловой схеме котельной 2 рециркуляционных насоса ЦН 60/192 [16],
3 подпиточных насоса ЦНС(Г) 60-66 [16] и 2 циркуляционных насоса на Grundfos NBE производительность до 475 м3/ч; давление до 95 м. вод.
ст.
В схеме химводоочистки
подбираем к установке 2 насоса исходной воды ЦНС(Г) 38-44 [16], 2 насоса
регенерационного раствора К(М) 65-50-160а [19]
4.3 Выбор подогревателей
Сетевые подогреватели выбираются по
необходимой площади поверхности нагрева.
Поверхность нагрева подогревателя:
, м2 (4.3.1)
где 
=30,44
МВт - максимальная нагрузка отопления и горячего водоснабжения;
- коэффициент
теплопередачи, Вт/м2К, для водоводяных подогревателей по [1]
выбирается равным 2200 Вт/м2К;
- средняя разность
температур между теплоносителями в подогревателе, °С;
=
=27°С;
(4.3.2)
Площадь поверхности нагрева
теплообменника:
= 523м2.
Так как по СНиП II-35-76 число
устанавливаемых подогревателей для систем отопления и вентиляции должно быть не
менее двух, выбираются 2 водоводяных теплообменника ВВТ-300-30-25 с площадью
поверхности нагрева 300 м2 [6].
Подбираем также к установке 2
водоводяных теплообменника на ГВС ПП1-76-7-IV [4], а также 1 водоводяной
теплообменник химически очищенной воды ПП1-108-7-IV.
5. Выбор и расчет схемы
водоподготовки
5.1 Исходные данные
Подпиточной и сетевой водой является
вода из городского водопровода. Показатели качества воды приведены в таблице 6.
Таблица 6 - Состав исходной
технической воды
|
№ п/п
|
Наименование
|
Обозначение
|
Единица измерения
|
|
|
|
мг-экв/л
|
мг/л
|
|
1
|
Сухой остаток
|
Sо
|
-
|
1017
|
|
2
|
Жесткость общая
|
Жо
|
5,5
|
-
|
|
3
|
Жесткость карбонатная
|
Жк
|
4
|
-
|
|
Катионы:
|
|
|
|
|
4
|
кальций
|
Са2+
|
4,8
|
96,2
|
|
5
|
магний
|
Mg2+
|
3,8
|
46,2
|
|
6
|
натрий
|
Na2+
|
1,16
|
32,6
|
|
Сумма катионов
|
 9,76175
|
|
|
|
Анионы:
|
|
|
|
|
7
|
хлориды
|
Cl-
|
-
|
124
|
|
8
|
сульфаты
|
SO42-
|
-
|
390
|
|
9
|
бикарбонаты
|
HCO3-
|
-
|
-
|
|
Сумма анионов
|
 -
|
|
|
|
10
|
рН = 7,5
|
|
|
|
5.2 Выбор схемы
химводоочистки
Выбор схемы химводоочистки
производим согласно рекомендации [7].
Так как потери в системе не
превышают 10%, есть смысл примменять Nа - катионирование. [7]
Относительная щелочность воды в
котле равняется относительной щёлочности обработанной воды и определяется по
формуле:
, % (5.3.2)
где 40 - эквивалент NaOH, мг/л;
Щов -
щелочность обработанной воды: Щов = Жк= 4 мг-экв/л;
Поскольку относительная
щёлочность котловой воды не превышает допустимой нормы, (для паровых котлов
20%), возможно применение Nа
- катионирования. [7]
Концентрация углекислоты
в паре при деаэрации питательной воды с барбатажем определяют по формуле:
, мг/кг (5.3.3)
где 
-
доля обработанной воды в питательной;
- доля разложения Na2CO3
в котле при соответствующем давлении 1,4 кгс/см2: 
;
- доля разложения NaHCO3 в котле: 
[7]
мг/кг
Т. к. концентрация
углекислоты в паре
мг/кг,
возможно применение Nа - катионирования.
По трем показателям
(продувка, относительная щелочность и содержание углекислоты) применяем схему
одноступенчатого Na-катионирования.
5.3 Расчет основного
оборудования
Na-катионитные фильтры
Таблица 7 − Расчет
натрий-катионитных фильтров второй ступени
|
№ п/п
|
Параметр
|
Численное значение
|
|
1
|
Производительность фильтров:  , т/ч6,96
|
|
2 Площадь
фильтрования Nа-катионитного фильтра м2: 
,
где а - количество
работающих фильтров: а=2 шт.;
- скорость фильтрования
при нормальном режиме работы фильтров:
м/с
|
1,565
|
|
|
|
3
|
Диаметр фильтра: d,
мм
|
1500
|
|
4
|
Высота слоя катионита: Нсл, м
|
2
|
|
5
|
Площадь фильтрования:, м²
|
1,72
|
|
6
|
Объем катионита: Vк, м³
|
3,44
|
|
7
|
Количество работающих фильтров: a1, шт.
|
2
|
|
8
|
Количество резервных фильтров: а2, шт.
|
1
|
|
9
|
Начальная жесткость: Жо, мг-экв/кг
|
5,5
|
|
10
|
Общая остаточная жесткость фильтрата: Жост, мг-экв/л
|
0,1
|
|
11
|
Скорость фильтрования, м/ч:
|
9,09
|
|
12
|
Количество солей жесткости А, удаляемое на фильтрах, г-экв/сут:
|
4131,6
|
|
13
|
Число регенераций каждого фильтра в сутки, шт.: где αэ
- коэффициент эффективности регенерации, учитывающий неполноту регенерации
катионита в зависимости от удельного расхода соли на регенерацию qс=150
г./г-экв; βNa
- коэффициент, учитывающий снижение обменной способности катионита по
катионам кальция и магния за счет частичного задержания катионов натрия; En - полная обменная способность катионита, г-экв/м³:
для сульфоугля q
- удельный расход воды на отмывку катионита, м3/м3: для
сульфоугля
|
2,77 1 433,5 0,9 1 500 6
|
14 Расход
100%-ной соли на одну регенерацию, кг 
|
223,69
|
|
|
|
15
|
Расход крепкого (26%-ного) раствора соли на одну регенерацию, м³
 0,72
|
|
16 Расход
технической соли в сутки на регенерацию фильтра, кг/сут 
|
где 93 - содержание NaCl
в технической соли, %1332,6
|
|
Таблица 8 - Расчет
натрий-катионитных фильтров первой ступени
|
№ п/п
|
Параметр
|
Численное значение
|
|
1
|
Производительность фильтров с учётом среднего расхода воды на
отмывку фильтров второй ступени Na
- катионирования:  ,
т/ч31,585
|
|
2 Площадь
фильтрования Nа-катионитного фильтра: 
, м2
где а - количество
работающих фильтров: а=1 шт.;
- скорость фильтрования
при нормальном режиме работы фильтров:
|
м/с0,8
|
|
|
|
3
|
Диаметр фильтра: d,
мм
|
1500
|
|
4
|
2
|
|
5
|
Площадь фильтрования:, м²
|
1,72
|
|
6
|
Объем катионита: Vк, м³
|
3,44
|
|
7
|
Количество работающих фильтров: a1, шт.
|
2
|
|
8
|
Количество резервных фильтров: а2, шт.
|
1
|
|
9
|
Общая жёсткость воды, поступающей на фильтры первой ступени:  ,
мг-экв/кг5,5
|
|
|
10
|
Скорость фильтрования, м/ч
|
9,18
|
6. Расчет системы
газоснабжения
6.1 Выбор газового
фильтра
Фактическое
сопротивление чистого фильтра 
, мм. вод. ст:
, (6.1.1)
где 
расход
природного газа через фильтр, м3/ч: 
;
сопротивление фильтра по
паспортным данным:
мм. вод. ст. [11];
паспортная пропускная
способность фильтра, соответствующая 
мм. вод. ст.: 
;
фактическая плотность
природного газа: 
паспортная плотность
природного газа: 
паспортное значение
давления газа за фильтром, кгс/см2:
(6.1.2)
где 
сопротивление
измерительной камеры: принимаем 550 мм. вод. ст;
Р1 - давление
на входе в ГРУ, кгс/см2 
Рп.ф. - фактическое
значение давления газа за фильтром, кгс/см3;
Выбираем к установке на
ГРУ фильтр волосяной сварной ФГ-40 [11].
С пропускной способностью до 6000 
6.2 Подбор регулятора
давления
Определим расчётную пропускную
способность Vр.пр, м3/ч:
При 
(6.2.1)
где 
[10]
Максимальная загрузка
РДУК2 nmax, %:
(6.2.2)
Минимальная загрузка
РДУК2 nmin, %:
(6.2.3)
Следовательно, регулятор
работает в режиме устойчивого регулирования.
Принимаем к установке
регулятор РДУК-2Н-100: Vр.пр.=14893,15
м3/ч.
6.3 Выбор
предохранительно-запорного клапана
Предел настройки ПЗК
определяется PПЗК,
кгс/см2:
(6.3.1)
Выбираем к установке
ПКК-40МН - 0,6: диапазон настройки срабатывания 0,1-0,15 кгс/см2
[9].
6.4 Выбор
предохранительно-сбросного клапана
ПСК устанавливается на
выходном газопроводе из ГРУ. Количество газа, подлежащее сбросу ПСК, при
наличии перед регулятором давления ПЗК, VПСК,
м3/ч:
(6.4.1)
Предел настройки ПСК РПСК,
кгс/см2:
(6.4.2)
Принимаем к установке
ПСК-25В [10].
7. КИП и автоматика
котельной
Раздел предусматривает оснащение
основного и вспомогательного оборудования котельной средствами автоматического
регулирования, теплового контроля и защиты в соответствии с требованиями ГОСТ
12.2.002, ГОСТ 12.2.032, СНиП 2.09.02, «Правил устройства и безопасной
эксплуатации паровых и водогрейных котлов», а также СНиП II-35-76 «Котельные
установки».
Котел должен устанавливаться в
производственных помещениях, относящихся по пожарной безопасности к категориям
Г и Д и к степеням I и II по огнестойкости согласно СНиП 2.09.02.
Управление работой оборудования
требует наличия в котельной аппаратуры контроля и управления. Основной и
необходимой частью аппаратуры являются контрольно-измерительные приборы, по
которым осуществляется оперативное управление технологическим процессом,
обеспечивающее экономичную, надежную и безопасную работу оборудования. Кроме
того, показания приборов используются для получения исходных данных при
составлении учета и отчетности по работе установки в целом.
В котельных технологическому
контролю подлежат следующие параметры:
расход питательной воды и ее
параметры: давление, температура;
температура уходящих газов и
воздуха;
анализ продуктов сгорания;
количество и качество сжигаемого
топлива;
качество воды;
давление воздуха, разрежение в топке
и других пунктах газового тракта котельного агрегата;
расход электроэнергии на собственные
нужды и др.
Текущий контроль и ведение режима
осуществляется по показывающим приборам. Для измерения параметров, необходимых
при подсчете технико-экономических показателей, а также последующем анализе
причин нарушения режимов или аварий, устанавливаются регистрирующие приборы.
Замеры количества воды и электроэнергии, необходимые только для отчетности,
производятся расходомерами с суммирующими счетчиками.
Для удобства обслуживания персоналом
оборудования в современных котельных приборы контроля и управления
концентрируются на тепловых щитах. Управление работой котельного агрегата
осуществляется путем воздействия на отдельные механизмы и устройства
(вентиляторы, дымососы, запорная арматура и др.) дистанционно.
7.1 Теплотехнический
контроль
Приборы теплотехнического контроля
выбраны в соответствии со следующими принципами:
· параметры,
наблюдение за которыми необходимо для правильного ведения технологического
процесса и осуществления предпусковых операций, измеряются показывающими
приборами;
· параметры, учёт
которых необходимо для хозяйственных или коммерческих расчётов или анализа
работы оборудования, контролируются самопишущими или суммирующими приборами;
· параметры,
изменение которых может привести к аварийному состоянию оборудования,
контролируются сигнализирующими приборами.
7.2 Автоматическое
регулирование
Для каждого котлоагрегата
предусмотрено автоматическое регулирование процесса горения, осуществляемое
тремя регуляторами: топливо (газ), воздуха и разрежение. Кроме того, для
каждого котла предусмотрено регулирование температуры дымовых газов за
дымососом.
Для вспомогательного оборудования
предусматриваются следующие регуляторы:
1. температура прямой сетевой
воды;
2. температура на выходе из
подогревателя горячего водоснабжения;
. температура воды на выходе
из деаэратора;
. давление циркуляционной
воды горячего водоснабжения;
. давление подпиточной воды;
. давление питательной воды к
котлам.
7.3 Розжиг и
технологическая защита
Схема защиты, предусмотренная на
типовом щите управления котлом выполняет независимый розжиг и отключение
оборудования при нарушении основных параметров технологического процесса. Кроме
того, предусмотрена возможность остановки котла по месту кнопкой.
Схема защиты срабатывает в следующем
случае:
1. понижения температуры в
топке;
2. понижения давления воздуха;
. уменьшения разрежения в
топке;
. погасания пламени;
. неисправности цепей защиты.
Схема защит предусматривает
запоминание первопричины аварийной остановки котла. Во всех случаях отключения
котла повторный пуск его возможен только после устранения причины, вызвавшей
его остановку. Отключение котла сопровождается светозвуковой сигнализацией на
щите.
7.4 Сигнализация и
управление
Схема технологической сигнализации
служит для предупреждения обслуживающего персонала об отклонении параметров от
нормы. В качестве звукового сигнала принят звонок. Звуковой сигнал снимается
дежурным персоналом, а световой (световые табло размещены на щитах контроля
управления) горит до ликвидации нарушения.
Схема аварийной сигнализации служит
для извещения оператора об аварийном состоянии электродвигателя основного
оборудования. В качестве звукового сигнала принят ревун, а световая аварийная
сигнализация осуществляется красной лампочкой, расположенной над ключом
управления электропривода.
.5 Питание электроэнергией
Питание контрольно-измерительной
аппаратуры управления, сигнализация и регулирования предусмотрено напряжением
220В переменного тока. Для питания измерительных преобразователей типа «Сапфир»
напряжением 36В постоянного тока предусмотрена установка специальных блоков
питания типа 22 БП-36.
Для получения ремонтного напряжения
12В на всех щитах предусмотрены розетки, к которым по проекту силового
электрооборудования запроектирован подвод сети напряжением 12В.
8. Технико-экономический
расчет
Оценка качества принятого в
дипломном проекте технического решения производится на основе анализа ее
технико-экономических показателей, в число которых входят технологические и
экономические показатели. К основным техническим показателям, определяемым в
экономической части проекта, относятся: установленная мощность котельной,
расходы топлива и др. Здесь рассчитывается и режимный показатель - число часов
использования установленной мощности котельной.
Важнейшим экономическим показателем,
определяемым в дипломном проекте, является себестоимость отпущенной теплоты.
.1 Расчет технических показателей
Годовой отпуск теплоты на отопление:
, ГДж/год (8.1.1)
где 
-
продолжительность отопительного периода: для г. Ростов-на-Дону =175
суток [13];
- средний расход теплоты
на отопление за отопительный период на нужды отопления
, кВт (8.1.2)
где 
-
максимальная часовая отопительная нагрузка; согласно заданию, суммарная
максимальная тепловая нагрузка составляет 42,25 МВт, поэтому, разбивая ее на составляющие,
получаем расход тепла на отопление: =22,44 МВт, на
вентиляцию: 
=3,9
МВт;
- расчетная
температура воздуха внутри зданий, принимается в соответствии со СНиП 11-35, 
;
-средняя за отопительный
период температура наружного воздуха, в соответствии со СНиП 11-35, 
;
-
расчетная температура наружного воздуха для отопления, в соответствии со СНиП 11-35, 
.
Годовой отпуск теплоты
на вентиляцию:
, ГДж/год (8.1.3)
где 
-
средний расход теплоты на вентиляцию за отопительный период
, кВт (8.1.4)
где 
-
расчетная температура наружного воздуха для вентиляции, в соответствии со СНиП 11-35-76, 
;
кВт;
- усреднённое за
отопительный период число часов работы системы вентиляции в течение суток, принимается равным 16 часов.
ГДж/год.
Годовой отпуск теплоты
на горячее водоснабжение:
, (8.1.5)
где 
-
средний расход теплоты на горячее водоснабжение за отопи-тельный период, кВт:
, (8.1.6)
где 
-
максимальный расход теплоты на горячее водоснабжение, принимается согласно
показателям расчета тепловой схемы, 
кВт, тогда
кВт;
- средний расход теплоты
на горячее водоснабжение за летний период, кВт:
, (8.1.7)
где 
-
температура холодной воды в летний период, принимается равной 15 °С;
- температура холодной
воды в отопительный период, принимается равной 5 °С;
- коэффициент,
учитывающий снижение среднего расхода воды на горячее водоснабжение в летний
период по отношению к отопительному периоду: принимается равным 0,8;
350 - число суток в году работы
системы горячего водоснабжения;
ГДж/год.
Годовой отпуск тепла от
котельной, ГДж/год (Гкал/год):
, (8.1.9)
Годовая выработка
теплоты котельной:
,
ГДж/год (Гкал/год) (8.1.10)
где 
-
к.п.д теплового потока: для газа равен 97% [13].
Число часов
использования установленной мощности котельной в году:
, ч/год (8.1.11)
Годовой расход топлива
котельной:
условного топлива:
а) на выработку теплоты:
(8.1.12)
где 
-
удельный расход условного топлива на выработку единицы тепла: для нескольких
типов котлов определяется как средневзвешенный показатель:
кг. у.т. / Гкал (8.1.13)
где 
КПД
водогрейного котла: 
кг. у.т/ Гкал
тут т.у.т.
б) на отпуск теплоты:
тут (8.1.14)
где 
-
удельный расход условного топлива на отпуск единицы тепла,
кг. у.т. / Гкал
(8.1.15)
- натурального топлива:
а) на выработку теплоты:
тыс. м3/год
(8.1.16)
где 
теплота
сгорания условного топлива: 
ккал/год;
низшая теплота сгорания
натурального топлива:
ккал/год
б) на отпуск теплоты:
тыс. м3/год
(8.1.17)
тыс. м3/год.
Годовой расход
электроэнергии на собственные нужды котельной:
, 
(8.1.18)
где 
-
число часов работы котельной в году, для котельной с горячим водоснабжением =8400
часов [1];
- коэффициент
использования установленной электрической
мощности, принимается
равным 0,75 [13];
- установленная мощность
токоприёмников,
, кВт (8.1.19)
где 
-
удельный расход электрической мощности на собственные нужды котельной,
принимается 18 кВт/МВт [13];
- установленная мощность
котельной
кВт;
кВт∙ч/год.
Удельный расход
электрической энергии на собственные нужды котельной:
кВт∙ч / Гкал.
Годовой расход воды
котельной:
, т/год (8.1.20)
где 
-
расход сырой воды на химводоочистку для зимнего и летнего режимов, согласно
тепловой схеме:
=6,96 т/ч, 
=2,65
т/ч.
т/год.
Удельный расход сырой
воды на 1 Гкал отпущенного тепла:
, т / Гкал (8.1.21)
т / Гкал.
Расчёт экономических показателей
Топливная составляющая затрат:
, млн. руб./год
где 
-
стоимость единицы топлива, 4278,86 руб./ тыс. м3
,
Годовые затраты на
электроэнергию:
, млн. руб./год
млн. руб./год.
Годовые затраты на
использованную воду:
, млн. руб./год
где 
-
стоимость 1000м3 воды: = 26340 руб./тыс. м3.
Капитальных затраты на
сооружение котельной:
К = К1 + К2,
К1 -
затраты на приобретение оборудования, млн руб.;
К2 -
стоимость строительно-монтажных и наладочных работ, млн руб.
К2 составляет 10% от
стоимости оборудования.
К = 103,248 млн руб.
Численность персонала:
чел.
где 
-
штатный коэффициент: =0,9
чел./МВт [13]
Годовой фонд заработной платы:
млн. руб./год
Иосн -
основная заработная плата;
Идоп -
дополнительная заработная плата;
Отчисления на социальные
нужды:
социальное страхование - 30%;
Амортизационные
отчисления:
млн. руб./год
где 
-
нормы амортизации по зданиям и сооружениям и по оборудованию соответственно: 
,
;
- стоимость зданий и
сооружений,
, млн. руб.
где 
-
доля стоимости общих строительных работ: =30% [13];
- капитальные затраты на
сооружение котельной на 2015 год
- стоимость
оборудования,
, млн. руб.
где 
-
доля стоимости оборудования с монтажом: =70%
млн. руб.
млн. руб./год.
Затраты на ремонтно -
эксплуатационное обслуживание:
млн. руб./год
Прочие расходы:
млн. руб./год
Годовые эксплуатационные
расходы котельной:
, млн. руб./год
Структура себестоимости
отпущенного тепла приведена в таблице
Таблица 11 - Издержки
|
№
|
Наименование элементов и статей затрат
|
Условное обозначение
|
Значение, млн. руб./год
|
|
1
|
Затраты на топливо
|
 307,057
|
|
|
2
|
Затраты на электроэнергию
|
 4,369
|
|
|
3
|
Затраты на воду
|
 109
|
|
|
4
|
Затраты на ЗП
|
 3,9
|
|
|
5
|
Амортизация
|
 4,141
|
|
|
6
|
Отчисления на соц. нужды
|
 1,3
|
|
|
7
|
Затраты на РЭО
|
 2,05
|
|
|
8
|
Прочие затраты
|
 3,253
|
|
|
9
|
Эксплуатационные расходы котельной
|
 435,07
|
|
Затраты на отпуск теплоты, р / Гкал:
Себестоимость тепловой
энергии:
Объем реализуемой
продукции.
млн. руб./год
- цена тарифа за
отпущенную энергию. Для отопления и ГВС 1671,15 руб. / Гкал.
Для реализуемого тепла
1470,5 руб. / Гкал. 
Прибыль до налогообложения, млн.
руб./год:
Величина общей рентабельности:
где Sноб - среднегодовая стоимость нормируемых оборотных средств, руб.
Налог на прибыль составляет:
где Н -
налог на прибыль, 20%.
Чистая прибыль:
Расчет интегральных
критериев эффективности
Таблица 12 - Интегральне
критерии
|
Показатели
|
Инв. фаза
|
Эксплуатационная фаза
|
|
0
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
|
1 Объем реализуемой продукции, млн руб.
|
|
1399,5
|
1399,5
|
1399,5
|
1399,5
|
1399,5
|
1399,5
|
1399,5
|
|
2 Годовые эксплуатационные издержки, млн руб.
|
|
1180,74
|
1180,74
|
1180,74
|
1180,74
|
1180,74
|
1180,74
|
1180,74
|
|
3 Капитальные вложения, млн руб.
|
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
4 Налоги и платежи, млн руб.
|
|
43,75
|
43,75
|
43,75
|
43,75
|
43,75
|
43,75
|
43,75
|
|
14,94
|
14,94
|
14,94
|
14,94
|
14,94
|
14,94
|
14,94
|
|
6 Чистый денежный поток, млн руб.
|
|
175,019
|
175,019
|
175,019
|
175,019
|
175,019
|
175,09
|
175,019
|
|
7 Коэффициент дисконтирования
|
1
|
0,8
|
0,64
|
0,51
|
0,41
|
0,33
|
0,26
|
0,21
|
|
8 Чистый дисконтированный доход, руб.
|
-175,019
|
140,015
|
112,012
|
89,26
|
71,758
|
57,756
|
45,504
|
36,754
|
|
9 Чистый дисконтированный доход нарастающим итогом, руб.
|
-175,019
|
-35
|
-53,6
|
-36,2
|
-21,8
|
-10,51
|
0,857
|
8,096
|
Срок окупаемости 5 лет и 10 месяцев
Результаты расчёта сводим в таблицу
13
Таблица 13 − Основные технико-экономические
показатели котельной
|
№
|
Наименование
|
Ед. измерения
|
Обозначение
|
Значение
|
|
1
|
Месторасположение котельной
|
-
|
-
|
Ростов-на-Дону
|
|
2
|
Топливо
|
-
|
-
|
Природный газ
|
|
3
|
Марка и количество установленных котлов
|
-
|
-
|
КВГМ-20-150 3 шт.
|
|
3
|
Годовой отпуск тепла
|
Гкал/год
|
|
509532,31
|
|
4
|
Годовая выработка тепла
|
Гкал/год
|
 525291,041
|
|
|
5
|
Число часов использования установленной мощности
|
час/год
|
|
2848
|
|
6
|
Уд. расход топлива на 1 Гкал отпущенной теплоты: - натурального
- условного
|
тыс. м3/Гкал
|
 0,14
|
|
|
|
тут / Гкал
|
 0,16054
|
|
|
7
|
Годовой расход топлива: - натурального - условного
|
тыс. м3/год
|
 71761,46
|
|
|
|
тут/год
|
 82218,13
|
|
|
8
|
Установленная мощность токоприёмников
|
кВт
|
 990,9
|
|
|
9
|
Годовой расход электроэнергии
|
тыс. кВт∙ч/год
|
 3121,35
|
|
|
10
|
Годовой расход сырой воды
|
т/год
|
|
254256,96
|
|
11
|
Удельный расход сырой воды на 1 Гкал отпущенной теплоты
|
т / Гкал
|
|
0,605
|
|
12
|
Численность персонала
|
чел.
|
Х
|
8
|
|
13
|
Капиталовложения
|
млн. руб.
|
103,248
|
|
|
14
|
Годовые эксплуатационные расходы котельной
|
млн. руб./год
|
435,07
|
|
|
15
|
Срок окупаемости
|
лет
|
 5,10
|
|
Заключение
При выполнении дипломного проекта
был произведён расчёт отопительной котельной установленной мощностью 115 МВт,
по результатам которого были приняты к установке три водогрейных котла
КВГМ-20-150, работающие на природном газе.
Был произведен расчет необходимого
расхода газа для покрытия заданной нагрузки, выполнены тепловые расчёты топок,
газоходов котлов, конструктивный расчёт экономайзера (расчёт хвостовых
поверхностей котельного агрегата) и проверка теплового баланса, а также сделан
выбор вспомогательного оборудования. Для надежной и безопасной эксплуатации
котлоагрегатов применены схемы автоматического контроля и регулирования
процессов. В проекте отражены вопросы техники безопасности и охраны окружающей
среды, произведен расчет основных технико-экономических показателей, в результате
которых были определены себестоимость отпускаемой теплоты в размере 810,19 руб.
/ Гкал и срок окупаемости 5 лет и 10 месяцев.
Принятое проектное решение позволяет
полностью удовлетворить потребности в горячей воде, а также обеспечить
бесперебойное и качественное теплоснабжение потребителей жилищно-коммунального
сектора.
Список использованной
литературы
1.
Эстеркин Р.И. Котельные установки. Курсовое и дипломное
проектирование. Учеб. пособ. для техникумов. - Л.: Энергоатомиздат. Ленингр.
отд-ние, 1989.-280 с.
2.
Нащокин В.В. Техническая термодинамика и теплопередача: Учеб.
пособие для ВУЗов. - 3-е изд., испр. и доп. - М.: Высш. школа, 1980.-467 с.
3.
Гусев Ю.А. Основы проектирования котельных установок (учебное
пособие для ВУЗов). Изд. 2-ое, переработанное и дополненное. М.: Стройиздат,
1973.
4.
Роддатис К.Ф. Полтарацкий А.Н. Справочник по котельным установкам
малой производительности./под ред. Роддатиса К.Ф. - М.: Энергатомиздат,
1989.-488 с.
5.
Зимницкий В.А., Каплун А.В. Лопастные насосы. Справочник. М.,
1980.
6.
Промышленная теплоэнергетика и теплотехника: Справочник/ А.М.
Бакластов, В.М. Бродянский, Б.П. Голубев и др.; Под общ. ред. В.А. Григорьева и
В.Н. Зорина.-М.: Энергоатомиздат, 1983.-552 с.
7.
Лифшиц О.В. Справочник по водоподготовке котельных установок. Изд.
2-е, перераб. и доп., М.: Энергия, 1976.
8.
Порецкий Л.Я. и др. Справочник эксплуатационника газифицированных
котельных/ Л.Я. Порецкий, Р.Р. Рыбаков, Л.: Недра, 1988. - 608 с.
9.
Сжигание газов в топке котлов и печей, и обслуживание газового
хозяйства предприятий. Под ред. В.Е. Берхмана. Ленинград «Недра», 1980.
10.Гапоненко А.М. Арестенко
Ю.П. Пахомов Р.А. Методические указания по подготовке выпускной
квалификационной работы по направлению 140100 «Теплоэнергетика и теплотехника»
Краснодар 2013-80 с.
11.Справочник работника
газового хозяйства. Изд. 3-е, перераб. и доп. Л. «Недра», 1973.-360 с. Авт.:
М.А. Нечаев, А.С. Иссерлин, Б.И. Млодок, А.Н. Плотникова.
12. Производственные и отопительные котельные. /Е.Ф. Бузников,
К.Ф.
Роддатис, Э.Я. Берзиньш. - 2-е изд., перераб. - М.:
Энергатомиздат, 1984.-248 с., ил.
. Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и
водогрейных котлов. - Мн.: «Инженерный центр» «БОИМ», 2006. - 194 с.
. Кострикин Ю.М. и др. Водоподготовка и водный режим энергообъектов
низкого и среднего давления: Справочник/ Ю.М. Кострикин, Н.А. Мещерский, О.В.
Коровина. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 254 с.
. Гапоненко А.М. Автоматизация тепловых процессов на
электростанциях и системах теплоснабжения. Краснодар, издательство КубГТУ
1996-168 с.
. Охрана труда в машиностроении. Второе издание, переработанное и
дополненное. Под редакцией д.т.н. проф. Е.Я. Юдина и д.т.н. проф. С.В. Белова.
Москва «Машиностроение» 1983 - 432 с.
. Денисенко Г.Ф. Охрана труда: учебное пособие для инж.-экон.
спец. вузов. «Высшая школа» 1985 - 319 с.
. Методические указания по выполнению экономической части
дипломного проекта для студентов всех форм обучения специальностей 140101
Тепловые электрические станции и 140104 Промышленная теплоэнергетика. Составитель
канд. экон. наук, доц. Е.О. Белова Краснодар 2012 - 24 с.
. Бирюков Б.В. Котельные установки и парогенераторы. Учебное
пособие., Краснодар, КубГТУ, 2012 - 357 с.