Производственно-отопительная котельная установка с паровым котлом и водяным экономайзером

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Нижегородский государственный архитектурно-строительный университет» (ННГАСУ)

Институт инженерно – экологических систем и сооружений

Кафедра теплогазоснабжения

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к курсовой работе

по дисциплине «Теплогенерирующие установки
»

по теме «Производственно-отопительная котельная установка с паровым котлом … и водяным экономайзером
»

часть 1 «Теплогенератор
»

Выполнил

студент гр. 7/07-2 А.В. Штрынова

Руководитель Е.В. Лощилова

Нижний Новгород – 2010

СОДЕРЖАНИЕ

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

ВВЕДЕНИЕ

1 Характеристика рабочих тел котельной установки

2 Определение тепловой мощности котельной установки и выбор количества устанавливаемых котлоагрегатов

3 Описание конструкции и принимаемой компоновки котельного агрегата. Технические характеристики выбранного котла

4 Выбор топки КА. Выбор типа топливосжигающих устройств

5 Выбор вспомогательной поверхности нагрева

6 Выбор характерных сечений газового и воздушного трактов. Расчет коэффициента расхода (избытка) воздуха в них

7 Материальный баланс КА. Расчет объёмов, энтальпий воздуха и продуктов сгорания в реперных точках газовоздушного тракта КА

7.1 Расчет объёмов воздуха и продуктов сгорания

7.2 Расчет энтальпий воздуха и продуктов сгорания

8 Тепловой баланс котельного агрегата

8.1 Выбор и обоснование принимаемой температуры уходящих газов

8.2 Расчёт потерь теплоты в котельном агрегате

8.3 Определение КПД брутто котельного агрегата

8.4 Расчёт расхода топлива, сжигаемого в топке котельного агрегата

9 Поверочный расчёт топки котельного агрегата

10 Теплообмен в конвективных поверхностях нагрева котельного агрегата

11 Поверочно-конструктивный расчет водяного экономайзера

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ К ЗАЩИТЕ КУРСОВОЙ РАБОТЫ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

1. Тепловые потоки теплогенерирующей установки (ТГУ):

1.1. Расход пара на технологию: 14,5 т/ч;

1.2. Максимальный расход теплоты на отопление и вентиляцию:10 ГДж/ч;

1.3. Среднечасовой расход теплоты за сутки на горячее водоснабжение: 5 ГДж/ч;

2. Местоположение ТГУ: г. Сыктывкар;

3. Располагаемый источник тепловой энергии:

3.1. Органическое топливо: Мазут сернистый: марки М 100;

3.2. Нетрадиционные источники: нет;

4. Тип теплогенератора: ДКВр – 6,5 - 13;

5. Параметры вырабатываемого и возвращаемого в ТГУ теплоносителя:

5.1. Пар (насыщенный) р = 1,4 МПа, t = 194,1°С; х=0,99

5.2. Вода (питательная) t = 100°С;

5.3. Воздух для горения t=30°С

5.4. Конденсат от технологических потребителей: количество 80%, температура 75°С;

ВВЕДЕНИЕ

Общей задачей курсовой работы является создание эффективной компоновки теплогенерирующего агрегата из отдельных его частей, а также обеспечение минимальных затрат металла и средств на изготовление, монтаж и эксплуатацию котельного агрегата и не вызывающих излишних расходов на строительную часть котельной установки.

Теплогенерирующим агрегатом называют совокупность устройств и механизмов для производства тепловой энергии в виде пара или горячей воды.

В данной курсовой работе представлен тепловой расчет парового котельного агрегата (КА) марки. Котельный агрегат - это устройство для преобразования химической энергии органического топлива в тепловую энергию пара или нагретой жидкости (воды), состоящее из топки и нескольких теплообменников.

Тепловой расчет КА может быть конструктивным и поверочным. В данной работе выполняется смешанный поверочно-конструктивный расчет:

1) поверочный расчет теплогенератора ДКВр-6,5-13 , работающего на органическом топливе – мазут сернистый марки М:100

2) конструктивный расчет водяного экономайзера системы ВТИ (чугунного, некипящего типа)

В поверочном тепловом расчете по принятым конструкции и размерам КА для заданных нагрузок и вида топлива определяется температура воды, пара, воздуха и продуктов сгорания на границах между отдельными поверхностями нагрева, а также КПД котлоагрегата, расход топлива, расход и скорости воздуха и дымовых газов.

Поверочный расчет производят для оценки показателей экономичности и надежности агрегата при работе на заданном топливе, выявления необходимых реконструктивных мероприятий, выбора вспомогательного оборудования и получение исходных данных для проведения таких расчетов, как аэродинамического, гидравлического и др.

Конструктивный расчёт экономайзера (воздухоподогревателя) выполняется с целью определения его конструкции и размеров.

1 Характеристика рабочих тел котельной установки

Котельная установка (КУ) – это комплекс зданий и сооружений, предназначенный для размещения одного или нескольких котельных агрегатов и вспомогательного технологического оборудования для выработки теплоты в целях теплоснабжения.

В данной курсовой работе рассчитывается паровой теплогенератор типа ДКВр-6,5-13 с номинальной паропроизводительностью Д
= 6,5 т/ч.

Роль рабочих тел, участвующих в процессе тепловых преобразований, играют топливо, воздух и вода.

В соответствии с заданием выбираем основные расчетные параметры топлива. Располагаемый источник тепловой энергии: мазут сернистый М100,условная вязкость ВУ при 80 °С не более 16,массовая доля серы не более 2,5%.

Характеристики мазута сернистого М100:

1. Плотность при 20°С не более 1,015

2. Вязкость условная не более, °ВУ, при 80°С 16

3. Вязкость кинематическая, сСт, не более, при 80°С 118

4. Температура вспышки, °С, не ниже в открытом тигле 110

5. Температура застывания, °С, не выше 25

6. То же для мазута из высокопарафинистых нефтей 42

7. Зольность, %, не более 0,14

8. Содержание механическихпримесей, %, не более 1,5

9. Содержание влаги, %, не более 1,5

10. Содержание серы, %, не более 2,0

11. Теплота сгорания Qс
н
,мДж/кг (ккал/кг) 40,40 (9650)

12. Средние значения Qc
т
,мДж/кг (ккал/кг) 41,22 (9845)

13.Средний элементарный состав: %,

Sc
об
2,0

Сс
83,8

Нс
11,2

Ос
+ Nc
1,0

14. Объем воздуха (при l=1) Vо
,м3
/кг 10,45

15. Объем дымовых газов:

Vo
RO
2
1,57

Vo
N
2
8,25

Vo
H
2
O
1,45

Vo
Г
10,28

16. Углерод Сp
=83,8 %

Сера Sop+
k
- 1,4%

Водопровод Нр
-11,2%

Кислород ОР
+ Азот NP
-0,5%

Р не более 2%. Sp = 1,07%; WP
=3,0; AP
=0,01%;

Теплота сгорания мазута Qp
н
=39,73 мДж/кг

2 Определение тепловой мощности котельной установки и выбор количества устанавливаемых котлоагрегатов

Данная котельная предназначена для обеспечения теплотой систем отопления, вентиляции, горячего водоснабжения и для технологического теплоснабжения [2, п.1.4]. По виду энергоносителя и схеме его подачи потребителю КУ относится к отпускающим пар с возвратом конденсата и горячую воду по закрытой схеме теплоснабжения.

В данной курсовой работе принимаем, что потребители теплоты относятся к первой категории, т.е. для них не допускается временное нарушение теплоснабжения. Соответственно данная производственно-отопительная котельная установка по надёжности отпуска теплоты также относится к первой категории [2, п.1.12].

Расход теплоты на отопление и вентиляцию при максимально-зимнем режиме cоставляет: Q
О
V
= 10 ГДж/ч = 2,78 МВт (по заданию)

Расход теплоты на горячее водоснабжение (по заданию):

5 ГДж/ч = 1,38 МВт; 1,38 = 1,104 МВт

Расход теплоты на технологические нужды определяем по формуле:

, МВт

(1)

где Д
тех
=14,5 т/ч=4,02 кг/с – расход пара на технологию (по заданию); h
нп
– энтальпия насыщенного пара, вырабатываемого котлоагрегатом, МДж/кг; h
ив
– энтальпия исходной воды, МДж/кг. Определяется по формуле для зимнего и летнего периодов:

, кДж/кг

(2)

где св
=4,1868 кДж/(кг°С) – теплоёмкость воды; t
к
– температура возвращаемого конденсата (по заданию); k
– доля конденсата возвращаемого от технологического потребителя (по заданию); t
доб
– температура холодной добавочной воды: в зимний период: t
доб
=5°С; в летний - t
доб
=15°С.

кДж/кг = 0,255 МДж/кг

кДж/кг =0,263 МДж/кг

Энтальпия насыщенного пара вырабатываемого котлом определяется по формуле:

, кДж/кг

(3)

где = 826 кДж/кг – энтальпия кипящей воды при абсолютном давлении в барабане котла (1,4 МПа) [11, табл. 3.1, С.47]; r
= 1963 кДж/кг - скрытая теплота парообразования [11, табл. 3.1, С.47]; x
= 0,98-0,99 – степень сухости пара. В расчётах принимаем x
= 0,99.

кДж/кг = 2,769 МДж/кг

МВт

МВт

Согласно [2, п. 1.13] тепловая мощность котельной установки определяется для трёх режимов работы:

1) максимально-зимний:

k·(Q
ОV
+
+
) =0,7·(2,8 + 1,38 + 10,1) = 9,9 МВт

где k – коэффициент, учитывающий расход теплоты на собственные нужды котельной, а также потери теплоты в пароводяном цикле котельной установки и в тепловых сетях.

Тепловая мощность, потребляемая КУ на собственные нужды
, зависит от её типа и вида топлива, а также от типа системы теплоснабжения. Она расходуется на подогрев воды перед установкой химической очистки, деаэрацию воды, подогрев мазута, обдувку и очистку поверхностей нагрева и др. Расход теплоты на собственные нужды котельной установки принимается в пределах 9-15 % от внешнего суммарного расхода теплоты на отопление, вентиляцию, ГВС и технологические нужды. Потери в цикле котельной установки и в тепловых сетях (принимаем в размере 3% от суммарной тепловой мощности КУ.

2) наиболее холодный месяц:

, МВт

(4)

где t
в.р.
– усредненная расчётная температура внутреннего воздуха отапливаемых зданий, принимаемая согласно [3, п.7.4] для производственных зданий 16°С; = -36°С – расчётная температура для проектирования отопления и вентиляции равная температуре наиболее холодной пятидневки (К
об
= 0,92) [1,табл.1, графа 5]; = -15,6°С – расчётная температура наиболее холодного месяца [1, табл.3].

МВт

3) для летнего режима:

0,7·(10,07+1,104) = 7,82 МВт

Количество котлоагрегатов
должно выбираться по максимальному расходу теплоты с тем, чтобы согласно [3, п.5.4] при авариях (отказах) на источнике теплоты на его выходных коллекторах в течение всего ремонтно-восстановительного периода должны обеспечиваться: подача 100% необходимой теплоты потребителям 1 категории (если иные режимы не предусмотрены договором); подача теплоты на отопление и вентиляцию жилищно-коммунальным и промышленным потребителям 2 и 3 категорий в размерах, указанных в таблице [3, п.6.33, табл.2]; заданный потребителем аварийный режим расхода пара и технологической горячей воды; заданный потребителем аварийный тепловой режим работы неотключаемых вентиляционных систем; среднесуточный расход теплоты за отопительный период на горячее водоснабжение (при невозможности его отключения).

Согласно [2, п. 1.16] независимо от типа и режима работы котельной к установке принимается не менее двух КА; оптимальное количество – для паровых котельных 3-5 шт. Резервные котлоагрегаты устанавливаются только при особых требованиях к надёжности теплоснабжения.

Предварительно принимаем к установке 5 котельных агрегатов марки ДКВр – 6,5-13 .

Теплопроизводительность котельного агрегата определяем по формуле:

, МВт

( 5)

где D
КА
= 6,5 т/ч= 1,8 кг/с – номинальная выработка пара котельным агрегатом (по марке); h
н.п.
= 2769 кДж/кг – энтальпия насыщенного пара, вырабатываемого котлом; h
к.в.
= 826 кДж/кг – энтальпия котловой (кипящей) воды при абсолютном давлении в котлоагрегате 1,4 МПа [11, табл. 3.1, С.47]; h
п.в.
= с ∙ t
п.в.
= 4,1868 ∙ 100 = 418,7 кДж/кг – энтальпия питательной воды (перед экономайзером); р
= 10% – величина непрерывной продувки согласно [2, п. 10.21] для котлов с давлением пара до 1,4 МПа.

кВт = 4,2 МВт

Установленная мощность КУ
– это суммарная мощность котельной при номинальной нагрузке всех установленных котлоагрегатов.

, Вт

(6)

МВт > = 9,9 МВт

В случае аварии или текущего ремонта 1-го котлоагрегата в зимний период оставшиеся 4 КА должны обеспечить нагрузку :

, МВт

(7)

МВт > =9,2 МВт. Условие выполняется.

Примечание:
по [11, табл.1.5, С.22] котёл марки ДКВр может обеспечить повышение нагрузки до 50% при работе на мазуте.

Минимальная производительность
котлоагрегата ДКВр (наименьшая паропроизводительность, при которой КА может длительно работать без нарушения режимов циркуляции воды в трубах и горения топлива) при избыточном давлении 1,3 МПа допускается при работе на мазуте не ниже 30 % от номинальной.

Увеличение нагрузки котельного агрегата неблагоприятно с экологической позиции, т.к. при этом наблюдается недостаточное время пребывания продуктов сгорания в высокотемпературной части топочной камеры и, следовательно, увеличение концентрации продуктов неполного сгорания (СО, сажи, бенз(а)пирена). С другой стороны, увеличение выбросов продуктов неполного сгорания также может наблюдаться и при снижении нагрузки за счёт снижения среднетопочной температуры.

Поэтому подбор числа котельных агрегатов необходимо вести в зоне оптимальной работы котла (80 – 90 % от номинальной нагрузки
).

Количество котлоагрегатов, работающих в тёплый период года определяем следующим образом:

Итак, по результатам предварительного расчёта к установке принимаем 5 котельных агрегатов марки ДКВр-6,5-13 . В зимний период работает 3 котельных агрегатов, в летний – 2 При выходе из строя одного из котлов оставшиеся 2 котла обеспечат нагрузку наиболее холодного месяца.

Резервная мощность котельной
складывается из явного и скрытого резерва. Она используется при аварийном выходе из строя одного из котлоагрегатов путём догрузки остальных работающих. Скрытый резерв
– разность между установленной и рабочей мощностью. Явный резерв
составляет суммарная номинальная мощность котлоагрегатов, не работающих в данный период времени и находящихся в холодном состоянии.

Рабочая мощность КУ
– суммарная мощность работающих котлоагрегатов при фактической нагрузке в данный период времени. Рабочая мощность определяется исходя из суммы тепловой нагрузки потребителей и тепловой энергии, используемой на собственные нужды котельной.

Согласно [2, п. 4.1] необходимость резервного или аварийного вида топлива
для котельных устанавливается с учётом категории котельной, исходя из местных условий эксплуатации, по согласованию с топливоснабжающими организациями.

В данной курсовой работе считаем, что рассматриваемая котельная установка по надёжности отпуска теплоты относится к 1 категории (см. [2, п. 1.12]). Таким образом, для КУ производительностью более 20 Гкал/ч, для которой газовое топливо установлено в качестве основного, необходимо предусматривать резервное топливо - топочный мазут. Для КУ производительностью до 20 Гкал/ч резервное топливо к природному газу не предусматривается, однако может предусматриваться аварийное жидкое топливо (топочный мазут, лёгкое нефтяное топливо) по согласованию с заказчиком.

3 Описание конструкции и принимаемой компоновки котельного агрегата. Технические характеристики выбранного котла

Основной элемент производственно-отопительной КУ – паровой котельный агрегат. Приводим технические характеристики устанавливаемых в КУ котлоагрегатов: ДКВр-6,5-13 двухбарабанный котёл водотрубный, реконструированный

Номинальная производительность котельного агрегата
составляет 6,5 т пара в час – это количество вырабатываемого пара в единицу времени, которое обеспечивается при длительной эксплуатации при сжигании основного топлива при номинальных параметрах пара и питательной воды.

Номинальные параметры вырабатываемого теплоносителя
- насыщенный влажный водяной пар низкого давления (рабс
= 1,4 МПа), температура пара на линии насыщения – 194,1°С (см. [11, табл. 3.1, С.47]).

По рекомендации завода-изготовителя котлоагрегаты ДКВр могут эксплуатироваться при повышенной сверх номинальной паропроизводительности. Максимальная производительность котла
ДКВр-6,5-13: при работе на твёрдом топливе составляет 1,8 кг/с или 6,5 т/ч. Повышение нагрузки котлоагрегатов ДКВр сверх номинальной требует соблюдения следующих условий:

1. проведение докотловой обработки питательной воды, организация контроля за её качеством и безнакипным состоянием поверхностей нагрева котла (особенно при сжигании газа);

2. при сжигании газа: изоляция обогреваемых частей верхнего барабана, расположенных в топке и камере догорания, применение короткопламенных горелок;

3. Температура газов за КА перед хвостовыми поверхностями нагрева не должна быть выше 400-450°С как по условиям циркуляции, так и вскипания воды в чугунных водяных экономайзерах.

Для поверочного теплового расчета КА необходимы следующие данные: объем топочной камеры, площади поверхности стен топочной камеры, тип экранов, расстояние экранных труб от обмуровки стен топки, наружный диаметр и толщина стенки экранных труб, расположение горелок, продольный и поперечный шаг труб, живое сечение для прохода продуктов сгорания, площадь поверхности нагрева конвективного газохода, наружный диаметр и толщина стенки труб конвективных пучков, расположение труб, продольный и поперечный шаг труб, число труб в ряду, число рядов труб по ходу продуктов сгорания, площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания конвективных пучков и др.

Указанные конструктивные характеристики определяем из чертежа рассчитываемого котла, остальные характеристики представлены в табл. 1 по [11].

Вспомогательное оборудование:
по данным завода-изготовителя.

Дымосос: ВДН-8 электродвигатель-тип и мощность АО62-8 (4,5кВт)

Вентилятор:
Ц4-70 электродвигатель-тип и мощность АО-51-4 (4,5 кВт)

Эскиз водяного котла ДКВр-6,5-13

Все котлы ДКВР имеют общую конструктивную схему. Это двухбарабанные котлы с естественной циркуляцией, экранированной топкой, продольным расположением барабанов и коридорным расположением труб (кипятильных).

Для осмотра барабанов и расположенных в них устройств, а также для очистки труб шарошками на задних днищах имеются лазы; у котла ДКВР-6,5-13 с длинным барабаном имеется еще лаз на переднем днище верхнего барабана.

Для наблюдения за уровнем воды в верхнем барабане установлены два водоуказательных стекла и сигнализатор уровня. Из переднего днища верхнего барабана отведены импульсные трубки к регулятору питания. В водном пространстве верхнего барабана находятся питательная труба, у котлов ДКВР 6,5-13 - труба для непрерывной продувки; в паровом объеме - сепарационные устройства. В нижнем барабане установлены перфорированная труба для периодической продувки, устройство для прогрева барабана при растопке и штуцер для спуска воды.

Боковые экранные коллекторы расположены под выступающей частью верхнего барабана, возле боковых стен обмуровки. Для создания циркуляционного контура в экранах передний конец каждого экранного коллектора соединен опускной необогреваемой трубой с верхним барабаном, а задний конец - перепускной трубой с нижним барабаном.

Вода поступает в боковые экраны одновременно из верхнего барабана по передним опускным трубам, а из нижнего барабана по перепускным. Такая схема питания боковых экранов повышает надежность работы при пониженном уровне воды в верхнем барабане, увеличивает кратность циркуляции.

Экранные трубы паровых котлов ДКВр изготовляют из стали 51´2.5 мм.

В котлах с длинным верхним барабаном экранные трубы приварены к экранным коллекторам, а в верхний барабан вальцованы.

Шаг боковых экранов у всех котлов ДКВр 80 мм, шаг задних и фронтовых экранов - 80 ¸130 мм.

Пучки кипятильных труб выполнены из стальных бесшовных гнутых труб диаметром 51´2.5 мм.

Концы кипятильных труб паровых котлов типа ДКВР прикреплены к нижнему и верхнему барабану с помощью вальцовки.

Циркуляция в кипятильных трубах происходит за счет бурного испарения воды в передних рядах труб, т.к. они расположены ближе к топке и омываются более горячими газами, чем задние, вследствие чего в задних трубах, расположенных на выходе газов из котла вода идет не вверх, а вниз.

Топочная камера в целях предупреждения затягивания пламени в конвективный пучок и уменьшения потери с уносом (- от механической неполноты сгорания топлива), разделена перегородкой на две части: топку и камеру сгорания. Перегородки котла выполнены таким образом, что дымовые газы омывают трубы поперечным током, что способствует теплоотдаче в конвективном пучке.

Таблица 1

Характеристики ДКВр-6,5-13.

Наименование	Величина
Номинальная производительность, т/ч	6,5
Расчетная паропроизводительность, т/ч	7,5
Номинальное давление пара, атм.	13
Расчетное давление пара, атм.	11
Водяной объем котла, м3	7,8
Паровой объем котла, м3	2,55
Давление при гидравлическом испытании, атм.	16,5
Вес металлической части котла, т	12,2
КПД брутто, %	91,2

Таблица 2

Конструктивные характеристики котлоагрегата ДКВР-2,5-13

Наименование	Величина
Объем топки и камеры догорания, м3	20,4
Площадь поверхности зеркала горения, м2	6,3
Температура газов за котлом, 0 С при работе на газе	280
Длина цилиндрической части барабана, мм верхнего нижнего	6000 2675
Расстояния между осями барабанов, мм	2750
Диаметр и толщина стенки передних опускных труб, мм	159×4,5
Количество труб экранов, шт. боковых	74
Количество кипятильных труб, шт. по оси барабан по ширине котла	23+1 22
Общее количество кипятильных труб, шт.	506
Масса котла, т.	12,2-21,7

Схема циркуляции ДКВр-6,5-13

1-барабан котла верхний;

2-барабан котла нижний;

3-трубы котельных пучков подъёмные;

4-трубы боковых экранов топки подъёмные;

5-коллектор экранных труб боковой;

6-труба попе­речная из нижнего барабана котла в боковой коллектор;

7-труба опускная в коллектор боковых экранных труб;

8-трубы подъёмные фронтового экрана топки;

9-коллектор фронтовых экранных труб;

10-грубы опускные для фронтового экрана;

11 -трубы подъёмные заднего экрана тонки;

12-коллектор ;

4 Выбор топки КА. Выбор типа топливосжигающих устройств

Топочные устройства подразделяются на камерные и слоевые. Топки с пневмомеханическими забрасывателями, в которых значительное количество мелких частиц топлива сгорает в топочной камере над слоем, занимают промежуточное положение и классифицируются как факельно-слоевые
.

Выбор способа сжигания и типа топочного устройства определяется видом топлива, его реакционными свойствами и физико-химическими свойствами золы, а также производительностью и конструкцией КА. Схема и оборудование топливоприготовления выбираются в соответствии с принятым типом топочного устройства.

Топочное устройство должно обеспечивать экономичность работы КУ в необходимых пределах регулирования нагрузки, бесшлаковочную работу поверхностей нагрева, отсутствие газовой коррозии экранных труб, минимальное содержание оксидов азота и сернистых соединений в уходящих газах в уходящих газах.

Основные положения, которые следует учитывать при выборе способа сжигания: выбор способа сжигания топлива и типа топочных устройств производится с учётом заводской комплектации котлоагрегатов топками; сжигание жидкого и газообразного топлива осуществляется в камерных топках
котлоагрегатов любой производительности;

Преимущества камерного сжигания: малая инерционность топок, возможность совместного сжигания различных видов топлива и перехода с одного вида топлива на другой, механизация всех топочных процессов и возможность их автоматизации. Недостаток – неустойчивость работы при снижении нагрузки, вызывающая необходимость подсвечивания топки мазутом.

Слоевые топки
целесообразно применять для котлов паропроизводительностью до 35 т/ч при сжигании сортированных и рядовых углей (содержание мелких фракций 0-6 мм не более 60%, выход летучих на горючую массу 20% и выше), сортированных антрацитов и полуантрацитов, сланца и различных древесных отходов.

Преимущества слоевого сжигания: возможность работы топок в широком диапазоне нагрузок, невысокий расход электроэнергии на собственные нужды.

Для заданной марки котла и вида топлива рекомендуется камерная топка.

На котле устанавливается горелка типа ГМГ-1,согласно [11
, табл.3].

Таблица 3

Газомазутная горелка типа ГМГ-1,5м при сжигании природного газа (мазута)

Наименование	Величина
Номинальная тепловая мощность, МВт (Гкал/ч)	1,74 (1,5)
Коэффициент рабочего регулирования по тепловой мощности	5
Давление, МПа (кгс/см2 ): мазута перед форсункой пара на распыливание	1,6 (16) 0,1-0,2 (1-2)
Давление газа перед горелкой, кПа (кгс/м2 )	5 (500)
Вязкость мазута перед форсункой, 0 ВУ, не более	3
Аэродинамическое сопротивление горелки при tв =20 0 С, кПа (кгс/м2 )	1,2 (120)
Коэффициент избытка воздуха за топкой при сжигании газа	1,05
Удельный расход пара на распыливание кг/кг, не более	0,05
Номинальный расход газа при Qр н =35,4 МДж/кг (8500 ккал/кг), кг/ч	180
Номинальный расход газа при Qр н =35,4 МДж/м3 (8500 ккал/м3 ), м3 /ч	180
Масса горелки, кг	70
Габаритные размеры горелки, мм: длина ширина высота	950 500 500

5 Выбор вспомогательной поверхности нагрева

Котлы малой производительности поставляются котлостроительными заводами без комплектации их экономайзерами или воздухоподогревателями, поэтому при разработке проекта необходимо определить вид и компоновку хвостовой поверхности нагрева, а также провести их поверочно-конструктивный расчёт. Также к вспомогательной поверхности нагрева относят пароперегреватели.

Водяной экономайзер и пароперегреватель, отнимая теплоту от отходящих газов, передают его непосредственно теплоносителю, нагревая питательную воду или пар. Воздухоподогреватель, отнимая теплоту от отходящих газов, непосредственно её теплоносителю не сообщает, а нагревает дутьевой воздух для улучшения горения топлива.

В агрегатах малой мощности применяются как комбинированные хвостовые поверхности, состоящие из экономайзера и воздухоподогревателя, так и один только экономайзер или воздухоподогреватель. В котлах мощностью менее 10 МВт
устанавливать комбинированные хвостовые поверхности нагрева нецелесообразно, т.к. их трудно компоновать с маломощными агрегатами, а их установка увеличивает капитальные и эксплуатационные затраты. Поэтому такие котлы имеют лишь одну хвостовую поверхность нагрева - экономайзер или воздухоподогреватель.

Для снижении температуры дымовых газов, уходящих из котла, и подогрева питательной воды применяют водяные экономайзеры
, название которых связано с экономией топлива получаемой при их установке [15, С 189]. Водяные экономайзеры изготавливаются из чугунных или стальных труб. Из-за большой толщины стенки труб чугунные экономайзеры более долговечны, чем стальные, даже при наличии внешней и внутренней коррозии труб. Это обстоятельство привело к их широкому распространению в небольших котельных установках (при давлениях до 2,3 МПа (23 кгс/см2
)). Основными недостатками их являются большие удельные габариты и масса, обусловленные невысокими значениями коэффициентов теплопередачи.

При сжигании высоковлажных топлив (бурые угли марки Б1, фрезерный торф, древесные отходы) широко применяются воздухоподогреватели
. Подача горячего воздуха в топку котлоагрегата ускоряет воспламенение топлива и интенсифицирует процесс его горения, уменьшая потери теплоты от химической и механической неполноты и повышая КПД.

В случае сжигания топлив с высоким содержанием влаги или твёрдого топлива в камерной топке подогрев воздуха является обязательным. При сжигании твёрдого топлива в слое или жидких и газообразных топлив в камере в большинстве случаев для котельных агрегатов малой производительности можно ограничиться установкой только водяного экономайзера.

При слоевом сжигании топлива с забрасыванием новых порций сверху на горящий слой условия зажигания топлива достаточно благоприятны, и можно обходиться без горячего дутья даже при сжигании сырых и многозольных топлив. На механических топках типа цепной решетки или ступенчато-переталкивающей решетки условия зажигания топлива значительно менее благоприятны, и для успешной работы обязательно требуется горячее дутье. То же следует сказать и про условия горения пылевидного топлива, где с целью повышения теплового напряжения объема топочного пространства также применяется горячее дутье.

Для котлов с водяным экономайзером.

В качестве вспомогательной поверхности нагрева предварительно принимаем блочный водяной чугунный экономайзер некипящего типа марки ЭП2-94.

Характеристики:

Поверхность нагрева 94,4 м2
.;

Количество труб в ряду 2 шт.;

Количество рядов по группам 4+4 шт.;

Количество групп в колонках 4+4 , 2шт.;

Длина трубы 2000 мм.;

Номер обдувочного устройства 2;

Количество обдувочных устройств 2 шт.;

Количество сопл в обдувочном устройстве-24 шт.;

Аэродинамическое сопротивление, 343 Па (35 мм.вод.ст.);

Гидравлическое сопротивление 0,2 МПа ( 2,0 кгс/см2
);

Тип короба при топливе мазут: 01;

Габаритные размеры: ширина 850 мм.

Высота 1970 мм.

Масса экономайзера без короба не более <3,9 т.

Чугунный водяной экономайзер представляет собой поверхность нагрева, собираемую из горизонтально лежащих труб, на которых имеются поперечные ребра квадратной формы, расположенные с шагом по длине. Каждая из труб соединяется с другой (соседней) трубой специальным чугунным коленом - «калачом» так, что вода последовательно проходит все трубы нижнего ряда, затем переходит в следующий ряд и т. д. вплоть до верхнего ряда, откуда она направляется в барабан.

Блочные экономайзеры скомпонованы из последовательных по ходу газов колонок. ЭП1 (экономайзер питательный) – одноколонковый, ЭП2- двухколонковый. Колонки могут быть выполнены в общей двойной металлической обшивке с совелитовыми трубами внутри и со стальной перегородкой между колонками.

В чугунных экономайзерах нельзя допускать закипания воды, поэтому конечная температура воды, поступающей в котел, должна быть ниже на 20-40°С температуры насыщенного пара в котле. При закипании воды возможны гидравлические удары и разрушение чугунных труб.

Проверочно-конструктивный расчёт экономайзера представлен далее.

6 Выбор характерных сечений газового и воздушного трактов. Расчет коэффициента расхода (избытка) воздуха в них

При работе КУ необходимо обеспечивать непрерывную подачу в топочную камеру воздуха, необходимого для горения топлива и удаления в атмосферу продуктов сгорания (дымовых газов) после их охлаждения в хвостовых поверхностях нагрева (водяном экономайзере, воздухоподогревателе и др. теплоутилизаторах), а также после экозащитного оборудования (золоуловители, катализаторы и др.). Движение газовоздушной смеси и дымовых газов представлено на принципиальной схеме (см. рис. 1 для котлов на твёрдом топливе и рис. 2 для котлов на газе и мазуте).

На схеме показана осевая линия движения дымовых газов и реперные точки, в которых определяются параметры рабочих тел и коэффициенты расхода воздуха.

КА работает под разрежение (давление в газоходах меньше давления окружающего воздуха), т.е. через неплотности в обмуровке происходят присосы атмосферного воздуха в газовый тракт агрегата. Это означает, что действительный расход воздуха на горение () больше теоретически необходимого (). Т.о. присос воздуха определяется по формуле:

,

(8)

где - количество воздуха, присасываемого в соответствующий газоход агрегата на 1 м3
газа при нормальных условиях.

Рис.
1. Принципиальная схема газовоздушного тракта котельного агрегата, работающего на твёрдом топливе

Воздух из воздухозаборной шахты подаётся на горение с помощью дутьевого вентилятора по воздуховодам, расположенным с правой стороны от продольной оси барабана, если смотреть на котёл с фронта. Топливо (каменный уголь) из двух каскадно-лотковых угольных ящиков с помощью пневмомеханических забрасывателей ЗП-600 с пластинчатым питателем поступает на колосниковую решётку обратного хода ТЛЗ-2,7/4,0, где смешивается с воздухом. В процессе горения газовоздушной смеси образуются дымовые газы. Дымовые газы, пройдя камеру догорания (КД), первый и второй кипятильный пучок (IКП и IIКП) выходят из котла и направляются по газоходам через вспомогательное оборудование к дымовой трубе.

Первым продукты сгорания проходят поверхностный водяной экономайзер, где отдают свою теплоту воде через поверхность трубок, которая используется для питания котлов. Котёл комплектуется блочным чугунным водяным экономайзером ребристым, системы ВТИ некипящего типа. Нагрев воду, продукты сгорания охлаждаются до температуры 170°С. Далее они поступают в сухой золоуловитель (блок циклонов), для очистки от твёрдых частиц и продуктов неполного сгорания топлива, затем в дымосос и после него в дымовую трубу. Дымовая труба установлена одна на все котлы.

Рис.
2. Принципиальная схема газовоздушного тракта котельного агрегата, работающего на природном газе

Воздух дутьевым вентилятором подаётся в газовую горелку, где смешивается с природным газом и подается на горение в топку. В процессе горения газовоздушной смеси образуются дымовые газы. Дымовые газы, пройдя первый и второй кипятильный пучок (IКП и IIКП) выходят из котла и направляются по газоходам через вспомогательное оборудование к дымовой трубе. Продукты сгорания проходят поверхностный водяной экономайзер, где отдают свою теплоту воде через поверхность трубок, которая используется для питания котлов. Котёл комплектуется блочным чугунным водяным экономайзером ребристым, системы ВТИ некипящего типа. Нагрев воду, продукты сгорания охлаждаются до температуры 130°С.

При сжигании природного газа в продуктах сгорания не наблюдается твёрдых частиц, а при сжигании мазута содержание их незначительно, поэтому необходимости в дополнительной очистке дымовых газов в золоуловителе нет. Т.о. при работе КУ на газовом топливе продукты сгорания после водяного экономайзера будут поступать непосредственно в дымовую трубу. Дымовая труба установлена одна на все котлы.

Определяем коэффициенты избытка воздуха α в характерных сечениях газовоздушного тракта котельного агрегата. Расчеты начинаем с выбора коэффициента избытка воздуха на выходе из топки a"т
и величин нормативных присосов воздуха по элементам газового тракта котла Da.

Значения a"т
принимаем в зависимости от типа топочного или горелочного устройства, вида сжигаемого топлива и конструкции топки в соответствии с разделом 5 данной пояснительной записки.

Коэффициент избытка воздуха за каждой поверхностью нагрева после топочной камеры подсчитывается прибавлением к a"т
соответствующих присосов воздуха:

,

(9)

где i
– номер поверхности нагрева после топки по ходу продуктов сгорания, - нормированная величина присоса воздуха, принимаем по [12, табл.XVI, С.198 или 13, табл. 3.1, С.35].

1. Коэффициент избытка воздуха на выходе из топки
: т.1

2. Коэффициент избытка воздуха на входе в первый конвективный пучок
:

3. Коэффициент избытка воздуха на выходе из первого конвективного пучка.
Для первого котельного пучка по [13, табл. 3.1, С.35] для котлов с паропроизводительностью принимаем .

4. Коэффициент избытка воздуха на выходе из второго конвективного пучка (на выходе из котла)
. Для второго котельного пучка принимаем .

5. Коэффициент избытка воздуха на входе в водяной экономайзер (или воздухоподогреватель)
. Принимаем для стального газохода на 2м.

6. Коэффициент избытка воздуха на выходе из водяного экономайзера (или из воздухоподогревателя)
. Принимаем для чугунного экономайзера котлов с обшивкой

.

7. Коэффициент избытка воздуха на входе в дымосос
. Принимаем для стального газохода на 2 м

.

8. Коэффициент избытка воздуха на входе в дымовую трубу
. Принимаем для кирпичного газохода из расчёта на 10 м (для котлов на твёрдом топливе расстояние от дымососа до дымовой трубы составляет около 15 м).

9. Коэффициент избытка воздуха на выходе из дымовой трубы
. Присос в дымовую трубу не допустим, т.е. она должна быть с газоплотными стенками.

7 Материальный баланс КА. Расчет объёмов, энтальпий воздуха и продуктов сгорания в реперных точках газовоздушного тракта КА

7.1 Расчет объёмов воздуха и продуктов сгорания

Теоретический объём воздуха, необходимого для полного сгорания 1 м3
газового топлива (1 кг твёрдого топлива или мазута) определяем на основе реакции горения топлива рабочего состава:

при сжигании твёрдого топлива или мазута:

, м3 /кг

Примечание. Для мазута за кислород принимать Оr
+Nr
.

Определяем теоретический объём азота в продуктах сгорания:

при сжигании твёрдого топлива или мазута:

, м3 /кг

Определяем объём трехатомных газов:

при сжигании твёрдого топлива или мазута:

, м3 /кг , м3 /кг

Определяем теоретический объём водяных паров:

при сжигании природного газа:

(10)

где d
г
– влагосодержание газа, кг/м3
при 0°С и 101 кПа. Принимаем: d
г
= 0,005 кг/м3
.

при сжигании твёрдого топлива или мазута:

где Wr
– влагосодержание, %. Для мазута принимаем по [12, табл. 1, С.164]: Wr
= 3 %.

Примечание: эта формула справедлива при беспаровом распылении мазута и влагосодержании воздуха d
в
=10 г/кг сух.воздуха. В ином случае:

где d
в
– влагосодержание воздуха, г/кг, Wф
– количество пара, расходуемого на распыление 1 кг топлива, кг/кг.

Последующий расчёт сводим в таблицу 5.

Определяем избыточное количество воздуха для каждого газохода:

, м3 /м3

(11)

Определяем действительный объём водяных паров:

, м3 /м3

(12)

Определяем действительный суммарный объём продуктов сгорания

, м3 /м3

(16)

Определяем объёмные доли трехатомных газов и водяных паров, а также их суммарную долю:

; ; ,

(13)

Масса дымовых газов:

при сжигании мазута:

, кг/кг

Концентрация золы в дымовых газах при сжигании твёрдого топлива или мазута:

, кг/кг

(14)

где а
ун
- доля золы топлива в уносе. Для камерных топок а
ун
=0,85, для слоевых а
ун
=0,2-0,3 (см. п. 4).

Парциальное давление водяных паров:

, кгс/см2

(15)

где р=0,1 МПа = 1 кгс/см2
– давление в топочной камере котлоагрегата (для котлов, работающих без наддува).

Точку росы дымовых газов, образующихся при сжигании сернистых топлив, можно определить по формуле ВТИ:

, °С

(16)

где – точка росы водяных паров, °С; А – коэффициент, зависящий от избытка воздуха в топке. При αт
=1,2: А=121, при αт
=1,4÷1,5: А=129; S
r
пр
и А
r
пр
– приведенное содержание серы и золы в топливе, кг·%/МДж (см. п. 1 данной записки); а
ун
– доля золы топлива в уносе.

Таблица 4

Расчет объёмов воздуха и продуктов сгорания

Величины	Размер- ность	Топка α"т =1,1	I КП α"I КП =1,15	II КП α"II КП =1,2	α'ВЭ =1,202	ВЭ αВЭ = 1,252	α"ВЭ = 1,302	Дымосос α'дым = 1,304	Дым.труба α"ДТ = yle="text-align:center;">1,354
		Избыточное количество воздуха (α - 1) V o	м3 /кг	1,045	1,57	2,09	2,11	2,63	3,16	3,18	3,67
Объём водяных паров V Н2O	м3 /кг	1,48	1,49	1,49	1,49	1,5	1,51	1,51	1,52
Объём дымовых газов V г	м3 /кг	4,18	4,72	5,24	5,26	5,79	6,33	6,35	6,85
Объёмные доли трёхатомных газов:
r RO2	-	0,36	0,33	0,3	0,3	0,27	0,25	0,25	0,23
r Н2О	-	0,35	0,32	0,28	0,28	0,24	0,24	0,24	0,22
r п	-	0,71	0,65	0,58	0,58	0,51	0,49	0,49	0,45
Парциальное давление водяных паров	кгс/см2	0,35	0,32	0,28	0,28	0,24	0,24	0,24	0,22
Точка росы водяных паров	°С	72,2	70,1	67,1	67,1	63,6	63,6	63,6	61,7
Точка росы дымовых газов	°С	271,45	270,35	267,35	279,5	276	276	276	274,1
Масса дымовых газов G г	кг/м3	15,94	16,62	17,23	17,23	18,00	18,68	18,71	19,39

7.2 Расчет энтальпий воздуха и продуктов сгорания

Количество теплоты, содержащееся в воздухе или продуктах сгорания, называют теплосодержанием (энтальпией) воздуха или продуктов сгорания. При выполнении расчетов принято энтальпию воздуха и продуктов сгорания относить к 1 кг твердого топлива (мазута) или к 1 м3
природного газа.

Расчет энтальпий продуктов сгорания производится при действительных коэффициентах избытка воздуха после каждой поверхности нагрева (значения коэффициента избытка воздуха после поверхности нагрева берутся из табл. 5).

Определение энтальпий воздуха и продуктов сгорания производится в такой последовательности:

1) энтальпия теоретического объема воздуха для всего выбранного диапазона температур:

(кДж/м3 )

(17)

где - энтальпия 1 м3
воздуха, кДж/м3
, принимается для каждой выбранной температуры по [12, табл.XIII, С.179]; V
0
– теоретический объем воздуха, необходимого для горения, принимается по табл. 4, м3
/м3
(м3
/кг).

Примечание. Энтальпии 1 м3
влажного воздуха , углекислого газа и др. в Нормативном методе указаны в ккал/м3
, в расчётах перевести в кДж/м3
.

2) Определяем энтальпию теоретического объема продуктов сгорания для всего выбранного диапазона температур:

(кДж/м3 )

(18)

где - энтальпии 1 м3
трехатомных газов, теоретического объема азота, теоретического объема водяных паров, принимаются по [12, табл.XIII, С.179 или 13, табл.3.4, С.41], кДж/м3
; - объемы трехатомных газов, теоретический объем азота и водяного пара, берутся из табл. 5, м3
/м3
(м3
/кг).

3) Определяем энтальпию избыточного количества воздуха для всего выбранного диапазона температур:

(кДж/м3 )

(18)

4) Определяем энтальпию продуктов сгорания при коэффициенте избытка воздуха :

(кДж/м3 )

(19)

К энтальпии дымовых газов при сжигании твёрдого топлива или мазута добавляем энтальпию золы:

(20)

Примечание. А
r
подставлять в %, а
ун
– как коэффициент. При приведённой величине уноса золы из топки значением энтальпии золы можно пренебречь.

Результаты расчета энтальпии продуктов сгорания по газоходам котлоагрегата сводятся в таблицу (см. табл. 5).

По данным таблицы строим график (см. рис. 3).

Таблица 5

Расчет энтальпий воздуха и продуктов сгорания (Н-θ таблица)

θ,о С	Н в о , кДж/м3	Н г о , кДж/м3	Н =Н г о +(α-1)∙Н в о , кДж/м3
			Топка	Конвек- тивный пучок	Экономайзер
			α"т =1,05	αср =1,125	α"КП =1,2	α'ВЭ =1,202	αВЭ =1,252	α"ВЭ =1,302
100	1390	498	330	848	918
200	1776	1031	1389	1478	1567
300	2759	1592	2144	2149	2287	2425
400	3772	2177	2743	2931	2940	3127	3316
500	4807	2789	3510	3750
600	5873	3398	4289	4564
700	5939	4064	4955
800	8036	4734	5939
900	9175	5412	6329	6788
1000	10314	6114	7145	7661
1100	11494	6824	7973
1200	12634	7548	8811
1300	14264	8282	9708
1400	16584	9024	10682
1500	18434	9777	11611
1600	19656	10531	12497
1700	21631	11298	13461
1800	22906	12070	14361
1900	30660	12844	15910
2000	26334	13635	16268

Примечание: ориентировочный температурный диапазон:

- при сжигании газа и мазута: топка 2000-900°С; I конвективный пучок 1000-400°С; II конвективный пучок 600-200°С; водяной экономайзер 400-100°С.

Рис. 3.
Энтальпия продуктов сгорания в реперных точках газовоздушного тракта котельного агрегата

8 Тепловой баланс котельного агрегата

При работе котельного агрегата вся тепловая энергия, образовавшаяся при сжигании топлива, расходуется на выработку полезной теплоты, содержащейся в паре или горячей воде, и на покрытие различных потерь теплоты
: с уходящими газами (q2
), от химической (q3
) и механической (q4
)неполноты сгорания топлива, от наружного охлаждения (q5
) (потери теплоты в окружающую среду) и потери теплоты со шлаком (q6
).

Потери теплоты с уходящими газами
(q2
)обусловлены тем, что температура продуктов сгорания, покидающих котельный агрегат, значительно выше температуры окружающего атмосферного воздуха. q2
зависит от вида сжигаемого топлива, коэффициента избытка воздуха в уходящих газах, температуры уходящих газов, чистоты наружных и внутренних поверхностей нагрева, температуры воздуха поступающего на горение. Минимизация потерь теплоты q2
ведёт к снижению парникового эффекта вследствие уменьшения выброса углекислого газа, сокращению теплового загрязнения атмосферы в результате снижения температуры уходящих газов.

Потери теплоты от химической неполноты сгорания
(q3
)обусловлены появлением в продуктах сгорания горючих газов СО, Н2
, СН4
и др. q3
зависит от вида топлива и содержания в нём летучих, способа сжигания топлива и конструкции топки, коэффициента избытка воздуха в топке, от уровня и распределения температуры в топочной камере, организации смесеобразовательных процессов в топке (горелке и топочной камере). Потери теплоты с химическим недожогом ведут к повышению загрязнения атмосферы такими токсичными веществами.

Потери теплоты от механической неполноты горения
(q4
) наблюдаются только при сжигании твёрдого топлива и обусловлены наличием в очаговых остатках твердых горючих частиц. Потери (q6
) в виде физической теплоты шлаков имеют место при жидком шлакоудалении, а иногда и при сухом, если сжигается высокозольное топливо.

Потери теплоты от наружного охлаждения
(q5
)обусловлены передачей теплоты от обмуровки агрегата наружному воздуху, имеющему более низкую температуру. Потери теплоты от наружного охлаждения зависят от теплопроводности обмуровки, ее толщины, поверхности стен, приходящейся на единицу паропроизводительности парового или теплопроизводительности водогрейного котла.

Снижения потерь теплоты q5
можно добиться герметизацией газовоздушного тракта. Необходимо следить за герметичностью обмуровки котлоагрегата, не допускать поступление неорганизованного воздуха в топку и газоходы. Т.к. повышение коэффициента избытка воздуха на 0,1 % вызывает снижение КПД установки на 0,6 %
.

8.1 Выбор и обоснование принимаемой температуры уходящих газов

Температура уходящих газов после последней поверхности нагрева (водяного экономайзера или воздухоподоревателя) выбирается по условию эффективного использования теплоты топлива и расхода металла на хвостовые поверхности нагрева. Оптимальное её значение выбирается на основе технико-экономического расчёта.

θух
определяется точкой росы водяных паров и паров серной кислоты (при наличие серы в топливе) и составляет от 120°С до 230°С в зависимости от вида сжигаемого топлива. θух
должна быть выше точки росы, чтобы не допустить конденсацию водяных паров в уходящих дымовых газах.

Согласно [10, табл. 9-28, С. 174] и [11, табл. 9.12, С. 324] по характеристикам котла и установленного водяного экономайзера выбираем значение θух
.

Топливо	θ"ух , °С
Каменные угли с Wп ≤6%	120-150
Бурые угли с Wп =6-16%	150-170
Топливо с Wп ≥16%	130-200
Торф и древесные отходы при установке воздухоподогревателя	170-190
Малосернистый мазут	140-160
Сернистый мазут	160-180
Высокосернистый мазут	180-210
Природный газ	120-140

При сжигании сернистого мазута температура уходящих газов составляет

160-180°С [11, табл. 9.12, С. 324]. Принимаем для марки котлоагрегата ДКВр-2,5-13 и установленного водяного экономайзера ЭП2-94: θ"ВЭ
= 170°С [11, табл. 8.20, С. 250

8.2 Расчёт потерь теплоты в котельном агрегате

Суммарное количество теплоты, поступившее в котельный агрегат, называют располагаемой теплотой и обозначают . Располагаемая теплота определяется по формуле:

(21)

где - низшая теплота сгорания рабочей массы топлива; - теплота, внесенная поступающим в котлоагрегат воздухом; - физическая теплота топлива, учитывается только при сжигании мазута при предварительном подогреве его от постороннего источника теплоты, а также при отсутствии постороннего подогрева для топлива влажностью , % где Q
i
r
в ккал/кг); - теплота, вносимая в агрегат через форсунку при паровом распыливании жидкого топлива (мазута).

Определение низшей теплоты сгорания рабочей массы топлива

Для мазута низшая теплота сгорания рабочей массы топлива определяется по формуле:

, кДж/кг кДж/кг

(22)

Определение теплоты, внесённой поступающим в котлоагрегат воздухом

При отсутствии воздухоподогревателя
теплота, внесённая поступающим в КА воздухом определяется по формуле:

	(23)
где - энтальпия теоретического объема холодного воздуха, кДж/м3 (кДж/кг); α'т - коэффициент избытка воздуха на входе в топочную камеру.
, кДж/м3 (кДж/кг)	(24)
где с в = 1,2981 кДж/(м3 °С) – теплоёмкость воздуха; t хв – температура холодного воздуха. Принимаем при отсутствии специальных требований t хв = 30°С; V 0 – теоретически необходимое количество воздуха для сжигания 1 м3 газа (1 кг мазута или твёрдого топлива), м3 /м3 (м3 /кг).

Определение физической теплоты топлива

Для обеспечения нормальной работы мазутных форсунок мазут необходимо подогревать до температуры, обеспечивающей требуемую его вязкость. В данном случае физическую теплоту мазута можно определить по формуле:

кДж/кг	(25)
где t тл – температура топлива, °С (для мазута в зависимости от его вязкоски 90-130°С); с тл = =(1,74+0,0025×t тл ) – удельная теплоёмкость мазута, кДж/(кг°С).

При отсутствии постороннего подогрева для топлива влажностью , % где Q
i
r
в ккал/кг, физическая теплота топлива определяется аналогично по ф-ле (33):

где t тл – температура топлива, °С. Принимаем t тл =20°С; с тл – удельная теплоёмкость топлива, (кДж/кг°С).

Теплоёмкость рабочей массы твёрдого топлива рассчитывается по выражению:

, кДж/кг	(26)
где с с тл – теплоёмкость сухой массы топлива, ккал/(кг°С). Принимается по [12, табл.3-1, С.15]

Определение теплоты, вносимой в агрегат паровым дутьём

Теплота, вносимая в КА паровым дутьём («форсуночным» паром), Q
ф
определяется по формуле:

	(27)
где W ф – расход пара, кг/кг. Принимаем по характеристике газомазутной горелки, либо W ф =0,30-0,35 кг/кг; h ф – энтальпия пара, расходуемого на распыливание топлива (по характеристике газомазутной горелки), кДж/кг.

Тепловой баланс котла по обратному методу составляется применительно к установившемуся тепловому режиму, а потери теплоты выражаются в процентах располагаемой теплоты:

,

(28)

Потери теплоты с уходящими газами
определяются по формуле:

,	(29)
где - коэффициент избытка воздуха в уходящих газах, берется из табл. 5 в сечении газохода после последней поверхности нагрева (после водяного экономайзера или воздухоподогревателя); Н УХ – энтальпия уходящих газов, определяется по табл. 6 при соответствующих значениях и выбранной температуре уходящих газов, кДж/м3 ; q4 – потери теплоты от механической неполноты сгорания.

При отсутствии эксплуатационных данных значения q
3
, q
4
рекомендуется принимать в соответствии с Методикой определения выбросов загрязняющих веществ в атмосферу при сжигании топлива в котлах производительностью менее 30 тонн пара в час или менее 20 Гкал в час, табл. В1, прил. В
:

- при сжигании мазута: q
3
= 0,2%, q
4
= 0,1%;

Потери теплоты от наружного охлаждения котла: [12, рис.5-1 или 13, табл. 4.5, С. 50].

8.3 Определение КПД брутто котельного агрегата

КПД парового котла определяем по уравнению обратного баланса:

, %	(30)

Полученное значение коррелирует с номинальным КПД по технической характеристики котла (см. табл. 2).

8.4 Расчёт расхода топлива, сжигаемого в топке котельного агрегата

Расход топлива, подаваемого в топочную камеру, определяется по формуле:

, м3 /с (кг/с)	(31)
где Q ка - теплопроизводительность котельного агрегата (см. ф-лу (5)), кВт.

Полученное значение коррелирует с номинальным расходом топлива по технической характеристики горелки (см. табл. 4).

При сжигании твёрдого топлива и мазута необходимо определить расчётный расход топлива. Он учитывает потери теплоты на механическую неполноту сгорания (q
4
), т.к. в продуктах сгорания твёрдого топлива и мазута содержатся частицы несгоревшего топлива:

, кг/с

(32)

При сжигании газа: Вр
=В

Условное топливо используется для сравнения расходов разных видов топлива. Расход топлива КА в пересчёте на условное топливо (у.т.) составляет:

, кг у.т./ч	(33)
где 29308 - низшая теплота сгорания условного топлива в пересчёте на рабочее состояние, кДж/кг (или 7000 ккал/кг).

Коэффициент сохранения теплоты:

(34)

9
Поверочный расчёт топки
котельного агрегата

Цель поверочного расчёта – определить температуру дымовых газов на выходе из топки при известной конструкции топки, т.е. проверить данную конструкцию топочной камеры для выявления условий экономичности и надежности её работы, рационального использования поверхностей нагрева.

Расчет ведется методом последовательных при­ближений:

1. 1. Задаемся температурой на выходе из топки. Согласно [10, табл. 10-6, С.187] температура газов на выходе из топочной камеры при сжигании различных видов топлива составляет:

Мазут -1050-1100 °C

2. Для принятой температуры определяем энтальпию продуктов сгорания на выходе из топки по табл. 6:

3. Подсчитываем полезное тепловыделение в топке по формуле:

, кДж/м3 (кДж/кг) кДж/м3

(35)

По рассчитанной величине полезного тепловыделения определяем теоретическую (адиабатическую) температуру горения (табл. 6). Для этого приравниваем Q
т
к энтальпии продуктов сгорания Н
а
при избытке воздуха в конце топки α"т
.

4. Определяем коэффициент тепловой эффективности экранов:

;	(36)
где х – угловой коэффициент экрана, определяемый по [12, н.1, С.240 или 13, рис. 5.3, С. 57]; ζ – коэффициент, учитывающий снижение тепловосприятия экранных поверхностей нагрева вследствие их загрязнения наружными отложениями или закрытия изоляцией поверхностей. По [13, табл. 5.1, С. 62] ζ =….

Угловой коэффициент х
поверхности, проходящей через первый ряд труб котельного пучка, расположенных в выходном окне топки, равен 1.

5. Эффективная толщина излучающего слоя дымовых газов в топочной камере определяется по формуле:

, м	(37)
где V т – объем топочной камеры, V т = м3 [11, табл. 8.20, С. 248]; F ст – поверхность стен топочной камеры, Fст = м2 [13, табл. 2.9, С. 33]. м

6. Определяем коэффициент ослабления лучей:

	(38)
где – суммарная объёмная доля трехатомных газов, берется по табл. 5. = 11,7 (м×МПа)-1 – коэффициент ослабления лучей трехатомными газами по [13, ф.5.12, С. 62] и проверяется по [13, рис. 5.4, С. 63], (м×МПа)-1 ; – коэффициент ослабления лучей сажистыми частицами, (м×МПа)-1 :
	(39)
где Сr ,Нr – содержание углерода и водорода в рабочей массе топлива.

7. Степень черноты факела:

	(40)
где m – коэффициент, характеризующий долю топочного объема, заполненного светящейся частью факела; – степень черноты светящейся части факела и несветящихся трехатомных газов, какой обладал бы факел при заполнении всей топки соответственно только светящимся пламенем или только несветящимися трехатомными газами.

Коэффициент m
определяем по [13, табл. 5.2, С.65] в зависимости от удельной нагрузки топочного объёма:

q v =, кВт/м3 q v = кВт/м3

(41)

Тогда с помощью интерполяции определяем m
=0,19.

8. Определяем степень черноты топки:

(42)

9. Параметр, учитывающий расположение максимума температур пламени по высоте топки, определяем в зависимости от относительного положения максимума температуры пламени по высоте топки:

М = 0,54 – 0,2·х т	(43)
где х т – относительное положение максимума температуры пламени по высоте топки:
х т = х г + Δх ; х г = h г /H г	(44)
где х г – относительный уровень расположения горелок; h г – расстояние от пода топки до оси горелки; H г – расстояние от пода топки до середины выходного окна топки; Δх =0,15 – поправка при сжигании газа и мазута. М = 0,54 – 0,2· 0,14 = 0,512

10. Средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания на 1 кг сжигаемого твёрдого и жидкого топлива или на 1 м3
газа при нормальных условиях:

, кДж/(м3 К)

(45)

11. Действительная температура на выходе из топки:

(46)

1172-1100 =72 < ±100°С т.к. расхождение между полученной температурой на выходе из топки и ранее принятой не превышает ±100°С, то расчёт считаем оконченным. В ином случае задаёмся новым уточнённым значением температуры на выходе из топки (по ф-ле (56)) и весь расчёт повторяется с п. 1 по п. 11.

12. По диаграмме Н
-θ (табл. 6) определяем действительную энтальпию продуктов сгорания на выходе из топки: .

13. Количество теплоты, воспринятой в топке на 1 м3
топлива, определяем по формуле:

(47)

10 Т
еплообмен в конвективных поверхностях нагрева котельного агрегата

Конвективные поверхности нагрева играют важную роль в процессе получения пара, а также для использования теплоты продуктов сгорания, покидающих топку. Они передают теплоту наружной поверхности труб путем конвекции и лучеиспускания.

Поверочный тепловой расчет конвективных поверхностей нагрева выполняется с целью определения при известной конструкции испарительных поверхностей температуру дымовых газов на выходе из котельных пучков.

В данной курсовой работе температуру дымовых газов на выходе из котла принимаем по рекомендациям завода-изготовителя. Для котлов типа ДЕ, КЕ, ДКВр температура θ"кп
дана в [11]. Например, для котла марки ДКВр-2,5-13 по [11, табл. 8.20, С.250] температура дымовых газов на выходе из котла при сжигании мазута составит .

По Н
-θ диаграмме определяем энтальпию продуктов сгорания на выходе из котла (при α"КП
): .

Количество теплоты, отданное продуктами сгорания, приравниваем к теплоте, воспринятой водой или паром через конвективные поверхности нагрева, и определяем по формуле:

, кДж/м3 (кДж/кг)

где φ=0,966– коэффициент сохранения теплоты, см. ф.(42); Н '– энтальпия продуктов сгорания перед входом в конвективный пучок, кДж/м3 (кДж/кг). Приравниваем к энтальпии продуктов сгорания на выходе из топки Н 'КП =Н "т = 7973 кДж/м3 ; ΔαКП =0,05+0,1=0,15 – присос воздуха в конвективные поверхности нагрева котла; Н о прс. = Н о в – энтальпия воздуха, присосанного в конвективную поверхность нагрева, кДж/м3 (кДж/кг). Определяем по ф-ле (32) Н о прс. = Н о в = 406,9 кДж/м3 .

кДж/м3

11 Поверочно-конструктивный расчет водяного экономайзера

Питательная вода перед поступлением в котёл последовательно проходит по трубам водяного экономайзера снизу вверх. Такое её движение необходимо, т.к. при нагревании воды падает растворимость находящихся в ней газов, они выделяются из неё в виде пузырьков и удаляются через воздушный сборник. Чтобы лучше омывать трубы, скорость движения воды следует принимать не менее 0,3 м/с до 1,5 м/с. Скорость движения газов принимают не менее 3 м/с (оптимальная скорость 6-9 м/с). Число труб в ряду должно быть не менее 3 (2 для малых типоразмеров котлов) и не более 10.

Чтобы обеспечить незакипание воды и не допустить разрушение чугуна экономайзера, температуру на выходе из экономайзера принимаем на 20°С ниже температуры насыщения при заданном давлении в барабане котла:

t
"ВЭ
< 194-20 < 174 °С.

Последовательность расчёта:

1. Определяем количество теплоты, которое должны отдать продукты сгорания при принятой температуре уходящих газов:

, кДж/м3 (кДж/кг)

(48)

где φ= – коэффициент сохранения теплоты, см. ф.(34); Н 'ВЭ – энтальпия продуктов сгорания на входе в водяной экономайзер, кДж/м3 (кДж/кг). Определяем по табл. 6 по температуре продуктов сгорания на выходе из котла θ"кп и α'ВЭ : Н 'ВЭ = 2584 кДж/м3 ; Н "ВЭ - энтальпия дымовых газов на выходе из экономайзера, кДж/м3 (кДж/кг). Определяем по табл. 6 для ранее выбранной температуры θ"ВЭ (см.п.9.1) и α"ВЭ : Н "ВЭ = 1398 кДж/м3 ; ΔαВЭ =0,1 – присос воздуха в экономайзер; Н о в – энтальпия воздуха, кДж/м3 (кДж/кг), по ф-ле (25): Н о в = 406,9 кДж/м3 .

2. Приравняв теплоту, отданную продуктами сгорания, к теплоте, воспринятой в водяном экономайзере, определяем энтальпию воды после водяного экономайзера по формуле:

, кДж/кг	(49)
где h 'вэ – энтальпия воды на входе в водяной экономайзер: h 'вэ =418,7 кДж/кг; D КА –паропроизво-дителъностъ котла: D КА = 1,8 кг/с; D пр – расход продувочной воды, определяется по формуле:
D пр = 0,01 р ∙D КА , кг/с	(50)
где р – процент продувки котлоагрегата, р = 10 % (cм. ф.(5)).

D
пр
= 0,1 ∙1,8 = 0,18 кг/с

кДж/кг

Таким образом, температура воды после экономайзера составит: , что меньше 174°С. Для установки принимаем чугунный водяной экономайзер некипящего типа.

4. Определяем температурный напор:

, °С	(51)
где Δt б , Δt м - большая и меньшая разности температур между продуктами сгорания и водой в экономайзере, °С: Δt б = 355-171 =184 °С; Δt м = 184 -100= 84 °С

5. Согласно [11, табл.9.2, С. 318] для данного котла принимаем к установке блочный чугунный экономайзер типа ЭП2-94 с количеством труб в ряду z1
= 5 и длиной труб 3000 мм. Проверяем его конструктивные характеристики.

6. Определяем действительную скорость продуктов сгорания:

, м/с	(52)
где V ВЭ г – средний объем дымовых газов в водяном экономайзере, м3 /м3 (м3 /кг). Определяем по табл. 5 при среднем коэффициенте избытка воздуха V ВЭ г = м3 /м3 ; θВЭ ср - среднеарифметическая температура продуктов сгорания в экономайзере, °С; F эк – площадь живого сечения экономайзера для прохода продуктов сгорания, м2 . θВЭ ср =( θ"ВЭ + θ'ВЭ )/2 = (355+100)/2 = 227,5 °С

Площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания при установке чугунного водяного экономайзера определяется по формуле:

, м2	(53)
где F тр – площадь живого сечения трубы для прохода продуктов сгорания, м2 . По [13, табл.6.3, С. 90] для выбранной трубы F тр = 0,184 м2

м2

м/с

Полученная скорость продуктов сгорания находится в допустимых пределах (от 6 до 9 м/с).

7. Определяем коэффициент теплопередачи от дымовых газов к воде:

k = k н ∙ с т	(54)
где k н ,с т – определяем по [13, рис. 6.9, С. 92] в зависимости от среднеарифметическая температура продуктов сгорания в экономайзере θВЭ ср =237 °С, ТВЭ ср = 237 +273,15= 510,15 °С.

k
= 22,6∙ 0,95 = 21,47 Вт /(м2
∙К)

8. Определяем площадь поверхности нагрева водяного экономайзера:

, м2

(55)

9. По полученной поверхности нагрева экономайзера окончательно устанавливаем его конструктивные характеристики. Общее число труб ВЭ:

n = Н вэ / Н тр	(56)
где Н тр – площадь поверхности нагрева одной трубы с газовой стороны, м2 . По [13, табл.6.3, С. 90] для выбранной трубы Н тр =.2,95 м2

n
= 230,69 / 2,95 =78,2 ≈ 80

Число рядов труб:

m = n /z 1	(57)
где z 1 – принятое число труб в ряду.

m
= 80/ 5 = 16

Окончательно принимаем к установке блочный
водяной экономайзер ВТИ с количеством труб в ряду 16

Для очистки от внешних отложений, особенно между ребрами, чугунные водяные экономайзеры снабжаются устройствами, предназначенными для обдувки наружных поверхностей труб паром или сжатым воздухом. Так как обдувка эффективна на определенной глубине труб, чугунные водяные экономайзеры компонуются в группы от четырех до восьми рядов труб, между которыми оставляется разрыв около 500 мм, где расположен обдувочный аппарат [15, рис. 5-11, С. 191]. Т.о. принятый экономайзер компонуем следующим образом: 4+8+4

Экономайзер соединён с последним газоходом котла металлическим, изолированным коробом (см. рис. 6). К нижней первой по ходу воды трубе и верхней последней присоединяются специальные патрубки и коллекторы для установки арматуры и приборов - воздушников, предохранительных клапанов, задвижек, обратных клапанов, термометров и манометров. Обвязка водяного экономайзера по воде показана на чертеже графической части данной курсовой работы
.

Рис. 4. Детали чугунного водяного экономайзера системы ВТИ

[7, рис. IV.13, С.124]: а - ребристая труба; б - соединение труб

Рис. 5.
Типоразмеры блочных экономайзеров системы ВТИ

Рис. 6. Пример установки одноколонкового экономайзера ВТИ за котлом ДКВр-10-13

12 Подбор взрывных предохранительных клапанов

Помещения котельных установок, в которых расположены агрегаты, работающие на газовом или жидком топливе, не относятся к взрывоопасным помещениям. Но при авариях, а также несоблюдении Правил безопасности и эксплуатационных инструкций в них могут образовываться взрывоопасные концентрации газа, а искрение электроприборов или внесение открытого огня могут вызвать взрыв газовоздушной смеси, разрушение оборудования и строительных конструкций.

Во избежание разрушений при возможном взрыве газовоздушной смеси предохранительные взрывные клапаны устанавливаются в местах, где могут образоваться газовые мешки.

В соответствии с Правилами безопасности эксплуатации для котлов производительностью 6,5 т/ч в верхней части топки устанавливаются взрывные клапаны общей площадью не менее 0,5 м2

. На последнем газоходе котла, экономайзере и золоуловителе устанавливают не менее
2 клапанов
с минимальной общей площадью 0,5 м2

.

Принимаем для установки над топкой один взрывной предохранительный клапан круглым сечением(1,413 м2
). Также устанавливаем два клапана того же размера на втором газоходе котла, два в верхней части экономайзера, … на боровах от каждого котла к дымовой трубе.

Принимаем конструкцию предохранительных взрывных клапанов из асбестовой мембраны толщиной 5 мм с крестообразными шлицами глубиной 2 мм (свободно лежащую асбоглиняную плиту). Со стороны газохода под мембраной ставим сетку из металлической проволоки диаметром 1 мм и размерами ячеек 50×50 мм. Эта сетка придает клапану механическую прочность при возможном прикосновении к асбесту снаружи. Прочность заделки клапана в кладке обеспечивается упорными лапами из уголков, привариваемых к коробу. Асбестовые пластины, свободно лежащие над проёмом пластины, опираются на выступающие элементы КА или кирпичную кладку. По периметру пластина уплотняется мятой огнеупорной глиной.

На горизонтальных и вертикальных стенках газоходов устанавливаем предохранительные взрывные клапаны откидного типа. Они представляют собой пластину, соединенную с рамой при помощи нижних петель, на которых она откидывается при взрыве. Крышка изготовлена в виде плиты из смеси огнеупорной глины с асбестом, армированной металлической сеткой.

При размещении клапана так, что при его срабатывании могут быть травмированы люди, предусматриваем защитный козырёк и отвод.

Кроме того, согласно Правилам Ростехнадзора в котельных, работающих на пылевидном и газовом топливе, площадь остеклённых проемов стен, световых и вентиляционных фонарей должна составлять не менее 30%
поверхности одной из наибольших наружных стен. Эти остеклённые проёмы, а также открывающиеся наружу двери могут рассматриваться как предохранительные взрывные клапаны. В конструкции покрытия здания котельной установки должна быть предусмотрена легко сбрасываемая кровля. Для того чтобы остекленный проём мог срабатывать как предохранительный клапан, его рама, закреплённая на боковых петлях должна легко открываться наружу.

13 Проверка баланса теплоты КА

По окончании поверочного теплового расчета котла и конструктивного расчета хвостовых поверхностей нагрева определяется величина невязки теплового баланса, которая не должна превышать 0,5%.

Абсолютная невязка определяется по формуле:

, кДж/м3 (кДж/кг)	(58)
гдеQ р r – располагаемое количество теплоты; ηКА – КПД брутто котельного агрегата; Q т – количество теплоты, воспринятой в топке; Q КП – количество теплоты, воспринятой в конвективных пучках; Q ВЭ – количество теплоты, воспринятой в водяном экономайзере.

Примечание: Количество теплоты, воспринятое воздухоподогревателем, не учитывается исходя из особенностей его работы: воздухоподогреватель увеличивает энтальпию газов в топочной камере и за счет этого, увеличивает тепловосприятие поверхностей нагрева котла. Вклад воздухоподогревателя в тепловой баланс учтен тепловосприя­тием поверхностей нагрева котла.

кДж/м3

Относительная невязка:

(59)

- расчет верен.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Проведение поверочного расчёта котлоагрегата необходимо при проектировании и реконструкции теплогенерирующих установок. Результаты расчёта являются базой для последующего подбора оборудования, определения теплотехнических, экономических и экологических показателей работы теплогенерирующей установки.

В заключении необходимо привести основные результаты теплового расчета котла:

- расчетный расход топлива при номинальной мощности, кг/ч, кг/с;

- КПД "брутто" котла, %;

- значения тепловых потерь котла q2

... q6

, %;

- значения температур газов и воды (пара) до и после отдельных поверхностей нагрева, °С.

Теплогенерирующие установки являются дорогостоящим сооружением, требующим привлечения больших капитальных и эксплуатационных затрат. Кроме того, в выбросах котлов содержатся токсичные вещества, которые определяют низкое качество атмосферного воздуха в городах России.

При сжигании углеводородного топлива образуются следующие виды токсичных веществ: оксид углерода СО (4-й класс опасности), диоксид серы SО2
(3-й класс опасности), диоксид азота NO2
(2-й класс опасности), полициклические углеводороды (главным образом бенз(а)пирен С20
Н12
(1-й класс опасности)), а также взвешенные вещества (зола, сажа и коксовые остатки), токсичность которых зависит от содержащихся в них примесей.

Достаточно подсчитать экономию средств за год при повышении коэффициента полезного действия котла на 0,1...1 %, чтобы убедиться в важной роли профессионального подхода
к решению вопросов проектирования и эксплуатации теплогенерирующих установок.

Котельная с 5 котлами марки ДКВр-6,5-13 в год потребляет топлива:

млн. м3
п.г./год.

где 5500 – число часов использования установленной мощности для паровой котельной установки, ч/год.

Затраты на закупку топлива (природного газа) ориентировочно составят:

тыс. руб. в год

где 1,6 – ориентировочная стоимость топлива (средне рыночные цены) за 2008 г. Для других видов топлива:

Если КПД брутто котлоагрегата повысится всего на 1%, тогда:

1. изменится расход топлива на один КА:

млн. м3
п.г./год.

2. затраты на закупку топлива в таком случае составят:

тыс. руб. в год

3. экономия средств: тыс. руб. в год.

Пропорционально должна снизиться и нагрузка на окружающую среду. Чем меньше будет сжигаться топлива, тем меньше поступит токсичных веществ в атмосферу, что в конечном итоге позволит снизить плату за выбросы вредных веществ.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. СНиП 23 – 01 – 99 (2003) Строительная климатология

2. СНиП II-35-76* Котельные установки. Изменение № 1 от 11
.09.97 г.

3. СНиП 41-02-2003 Тепловые сети

4. ГОСТ 21204-97 Горелки газовые промышленные. Общие технические требования

5. СТП ННГАСУ 1-1-98; СТП ННГАСУ 1-2-98; СТП ННГАСУ 1-3-98; СТП ННГАСУ 1-4-9; СТП ННГАСУ 1-5-98; СТП ННГАСУ 1-6-98; СТП ННГАСУ 1-7-98

6. Бузников, Е. Ф. Производственные и отопительные котельные / Е. Ф. Бузников, К. Ф. Роддатис, Э. Я. Берзиньш. – Изд. 2-е, перераб. и доп. – М. : Энергоатомиздат, 1984. – 248 с. : ил.

7. Гусев, Ю. Л. Основы проектирования котельных установок : Учебное пособие / Ю. Л. Гусев – Изд. 2-е, перераб. и доп. – Л. : Стройиздат, 1973. – 248 с. : ил.

8. Делягин, Г. М. Теплогенерирующие установки : Учеб для вузов / Г. М. Делягин, В. И. Лебедев, Б. А. Пермяков. – М. : Стройиздат, 1986. – 559 с. : ил.

9. Лебедев, В. И. Расчёт и проектирование теплогенерирующих установок систем теплоснабжения
: Учеб. пособие для вузов / В. И. Лебедев, Б. А. Пермяков, П. А. Хаванов. – М. : Стройиздат, 1992. –360 с. : ил.

10. Либерман
, Н. Б. Справочник по проектированию котельных установок систем центрального теплоснабжения / Н. Б. Либерман, М.Т. Нянковская. – М.: Энергия, 1979.–224 с. : ил. – (Общие вопросы проектирования и основное оборудование)

11. Роддатис, К. Ф. Справочник по котельным установкам малой производительности / К. Ф. Роддатис, А. Н. Полтарецкий ; под ред. К.Ф. Роддатиса – М. : Энергоатомиздат, 1989. – 488 с. : ил.

12. Тепловой расчёт котельных агрегатов : Нормативный метод / под ред. Н. В. Кузнецова, В. В. Митора, И. Е. Дубовского, Э. С. Карасиной – Изд. 2-е, перераб. – М. : Энергия, 1973. – 296 с. : ил.

13. Эстеркин, Р. И. Котельные установки. Курсовое и дипломное проектирование : Учеб. пособие для техникумов / Р. И. Эстеркин. – Л. : Энергоатомиздат. Ленингр. отд-ние, 1989. – 280 с. : ил.

Дополнительная литература:

14. Бузников, Е. Ф. Перевод котлов ДКВ и ДКВР на газообразное топливо / Е. Ф. Бузников, К. Ф. Роддатис, В. А. Спейшер. ; под ред. Л. Н. Хитрина – М. ; Л. : Энергия, 1964. – 192 с. : ил.

15. Климов, Г. М. Эффективность работы котельной установки центральной системы теплоснабжения промышленного предприятия. – Н.Новгород: ННГАСУ, 2004.

16. Климов, Г. М. Паровые котлы: устройство и основные характеристики - – Н.Новгород: ННГАСУ, 2004.

17. Роддатис, К. Ф. Котельные установки : Учеб. пособие для студентов неэнергетических специальностей вузов / К.Ф. Роддатис – М. : Энергия, 1977. – 432 с. : ил.

18. Щёголев, М.М. Топливо, топки и котельные установки / М.М. Щёголев – Изд. 4-е, перераб. – М. : Государственное издательство литературы по строительству и архитектуре, 1953. – 545 с. : ил.