Проект реконструкции парового котла ГМ-50-14/250 для работы на пониженных нагрузках

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки РФ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение Высшего профессионального образования «Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

КАФЕДРА ТЕПЛОТЕХНИКИ И ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКИ

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

По дисциплине «Котельные установки и парогенераторы»

Тема: Проект реконструкции парового котла ГМ-50-14/250 для работы на пониженных нагрузках

Выполнил студент:

Валеев Глеб Владиславович

Группа: ТЭПзу-10

Санкт-Петербург 2013



Оглавление

Задание на курсовой проект

1. Введение

2. Описание котлоагрегата ГМ-50-14/250

3. Пояснительная записка

Список использованной литературы



Задание на курсовой проект

Выполнить тепловой поверочный расчет парового котла типа ГМ-14-50/250:

нагрузка 80%;

топливо - мазут высокосернистый;

на входе в топку равна 1,1; температура питательной воды Т_пв=104 °С.

Выполнить аэродинамический расчет котельной установки (схемы газового и воздушного трактов разработать самостоятельно);

Выполнить два листа графических работ на формате А1.



1. Введение

Развитие электроэнергетики в России до 2012г.

1.1. Развитие кризисных явлений в экономике в России, общий спад промышленного производства во всех отраслях народного хозяйства обусловили в конце 80-х г.г. снижение темпов роста, а начиная с 1991г. абсолютный спад потребности в электроэнергии. В 1993г. было произведено около 940 млрд. кВт/ч. электроэнергии, что на 14% меньше, чем в 1990г.

1.2. Неоднозначная оценка развитии ситуации в экономике страны предопределяет вариантный подход при определении потребности в электроэнергии на перспективу. Ряд выполненных прогнозов предполагает снижение потребления и производства электроэнергии в период до 1995г., с дальнейшим ростом его до 1250 млрд. кВт/ч к 2010г. Намеченный прирост к 2010г. производства электроэнергии по отношению к 1994г. должен составить около 380 млрд. кВт/ч.

1.3. Масштабы действующего оборудования ТЭС, достигающего предельных наработок и подлежащего техническому перевооружению в период до 2010г. оценивается величиной около 10 млн. кВт или 37% общей установочной мощности электростанции, по АЭС этот показатель составляет 12 млн. кВт. При столь существенных масштабах мощности электроэнергетического оборудования, достигающего предельного ресурса наработки, от выбранной стратегии технического перевооружения в значительной степени будет зависит и технический уровень отрасли в целом.

1.4. Продолжающееся снижение потребности в электроэнергии не должно привести к отказу от вводов энергетических мощностей в период до 2010г. т.к. инерционность развития отрасли не позволит наращивать вводы генерирующих мощностей при увеличении потребности в электроэнергии на этапе выхода из кризисного состояния экономики России. В этих условиях необходимо продолжить и завершить строительство энергетических объектов, обеспечить вводы энергетических мощностей в дефицитных энергосистемах и создать заделы энергетических мощностей для покрытия увеличения потребности в электроэнергии, в особенности после 2010г. Ввод мощностей обеспечит создание заделов для проведения масштабного технического перевооружения электроэнергетической отрасли.

1.5. Основные направления научно-технического прогресса в электроэнергетике - создание и освоение перспективных технологий и оборудования для производства электрической и тепловой энергии, обеспечивающих расширение вовлечения в энергетический баланс низкосортных твердых топлив, ядерной энергии и нетрадиционных возобновляемых источников энергии, значительное снижение вредного воздействия предприятий ТЭК на окружающую среду. Использование результатов разработок по перечисленным направлениям будет способствовать решению стоящих перед электроэнергетикой в перспективе задач по обеспечению надежного электроснабжения народного хозяйства.

1.6. Формирование топливной базы электроэнергии будет сопровождаться кризисной ситуацией в топливодобывающих отраслях: падении добычи нефти и сокращении производства топочного мазута, снижение добычи газа в последние годы и значительное уменьшение приростов добычи газа на перспективу, падение добычи в угольной промышленности.

1.7. сокращение поставок мазута обуславливается его использование в качестве резервного растопочного топлива. При выделяемых ресурсах газа для электроэнергии его целесообразно использовать для замещения выбывающего мазута на газо-мазутных станциях, на новых сооружениях ТЭЦ в регионах с неблагополучной экологической ситуацией, при техническом перевооружении газомазутных станций.

1.8. На вновь вооружаемых ГРЭС использование газа предусматривается только в районах его добычи и дефицитных энергосистемах для повышения надежности энергоснабжения. Наиболее эффективными энергоустановками, использующими газ, является парогазовые. При выделяемых ресурсах газа и намечаемом развитии электроэнергии вводы ПГУ на электростанциях России в период 2010г. оценивается в 13 млн.кВт.

1.9. Широкое внедрение нового, более экономического оборудования на газе ПГУ и газотурбинных установок ГТУ - взамен устаревших паросиловых установок должен стать перспективным направлением при техническом перевооружении действующих электростанций, работающих на газе, особенно в Европейской части России, где значительная часть действующих мощностей устарела и требует модернизации и реконструкции. Однако до 1995г. из-за отсутствии собственных машиностроительных заводах.

1.10. Внедрение ПГУ и ГТУ и одновременно снижение жидкого резервного топлива электростанциям значительно усложняют эксплуатацию газоснабжающей системы и требуют проведения специальных мероприятий для повышения надежности газообеспечения ТЭС.

1.11. Тепловые электростанции в настоящее время и на перспективу остаются основными источниками электроснабжения. Масштаб развития и структуру тепловых электростанций будет определить складывающийся топливо - энергетический баланс России и цены на топливо. В соответствии с энергетической стратегией основное направление технической политики в электроэнергетике - техническое перевооружение ТЭС с заменой основного оборудования на более экономическое и экологически чистое.

1.12. По оценке НИИЭЭ, при одинаковом энергетическом эффекте относительная экономическая эффективность техническое перевооружения ТЭС в 1,5 - 3 раза выше, чем при новом строительстве, т.к. требует меньше объемов капитальных вложений и меньших сроков выполнения необходимых работ, в первую очередь за счет возможности использования главных корпусов электростанций и объектов производственной инфраструктуры. По оценке института «Энергосеть проект», необходимый объем демонстрируемого оборудования ТЭС состоит до 2010г. около 23 млн.кВт..

1.13. Замещающее оборудование на ТЭС устанавливается, как правило, на старых фундаментах, в старых главных корпусах (при износе конструкций главного корпуса не более 50%). При проведении технического перевооружения необходимо ориентироваться на использование последних достижений по созданию современного оборудования, технологических схем, компоновочных и строительных решений и проводить его с учетом принятых в отрасли концепций по обновлению энергетического производства, при этом:

конденсационные энергоблоки необходимо замещать современными и экономичными энергоблоками или установками, использующими новые технологии (кипящий слой, ПГУ и др.);

на электростанциях работающих, на газе (не менее 70% годового расхода топлива) предусматривать установку ПГУ различных типов (утилизационные или со сбросом в котел) разной единичной мощности;

теплофикационные турбины необходимо заменить более современными с сохранением или увеличением мощности.

1.14. Переход экономики страны на рыночные принципы обуславливает необходимость соответствующего изменения концепции централизованного теплоснабжения. В современных условиях действующая концепция развития централизованного теплоснабжения России должна быть пересмотрена в следующих основных направлениях:

1.15. Приоритет малых капиталоемких, но эффективных направлений, включая: ликвидацию (запертой) тепловой мощности на ТЭЦ путем устранения причем недопуска собственно на ТЭЦ и ускоренного строительства тепловых сетей; использование теплофикационных возможностей ГРЭС и АЭС; целенаправленную реконструкцию модернизацию и тех. перевооружение ТЭЦ, внедрение новых технологий на базе различных схем ПГУ и колов с ЦКС;

1.16. Разкрупление энергетики и особенно развитие малых ТЭЦ. Строящиеся малые ТЭЦ и крупные котельные следует включить в единую систему совместной работы энергоисточников на общие тепловые сети. Этим обеспечивается требуемы уровень надежности и качества теплоснабжения при минимальных резервных мощностях в системе;

1.17. Ввод тепловых сетей и техническое перевооружение с применением эффективных отечественных конструкций теплопроводов для тепловых сетей (новые виды теплоизоляции, самокомпенсирующие трубы и т.д.).

2. Описание котлоагрегата типа ГМ-50-14/250

2.1. Котлоагрегат типа ГМ-50-14/250 вертикально-водотрубный с естественной циркуляции. Предназначен для получения пара низкого давления при сжигании газа и мазута.

2.2. Котельный агрегат рассчитан на следующие параметры: номинальная паропроизводительность - 50 т/час.; давление перегретого пара - 250 °С;

температура питательной воды - 104 °С.

2.3. Котел выполнен П-образной компоновки верхностей нагрева, с отдельно вынесенной шахтой водяного экономайзера. В топочной камере размещены испарительные экраны. Трубы фронтального и заднего экранов образуют подвухсветный наклонный под. В верхней поточной камеры трубы заднего экрана разведены в трехразрядный фестон. Трубы боковых экранов в верхней части образуют потолок топочной камеры. В поворотном газоходе находится котельный пучок, расположенный между барабаном и коллектором.

2.4. В опускной конвективной шахте расположен (последовательно по ходу газов) конвективный дренируемый пароперегреватель горизонтального типа и трубчатый воздухоподогреватель.

2.5. Водяной экономайзер установлен за пределами котла и выполнен из чугунных труб, состоит из четырех блоков.

2.6. котлоагрегат оснащен четырьмя газомазутными горелками Бел. КЗ, расположенными в один ярус на боковых стенках котла.

2.7. Тягодутьевая установка котлоагрегата состоит из одного вентилятора типа ВДН-12,5 и одного дымососа типа ДН-19 ВГН. Во время работы котла в зимний период холодный воздух перед поступлением в воздухоподогреватель берется из котельного зала.

2.8. Котельный пучок состоит из барабана внутренним 01490 мм., толщина стенок 30 мм., сталь 20х, трех камер, каждая наружный 0325 мм., толщина стенки 13 мм., опускных труб, соединяющий барабан с камерами. Трубы 0219x9 мм. в количестве 6 штук и трубы наружным 0159x7 мм. в количестве 6 штук являются опускными трубами. Остальные трубы котельного пучка 050x3 мм. являются подъемными. Трубы крепятся к барабану и к трем камерам на сварке.

2.1. Котельный пучок с тремя камерами подвешен на опускных трубах 0219 и 0159мм..которые обеспечивают тепловые расширения в вертикальных и горизонтальных направлениях. Внутри барабана располагается сепарационное устройство.

2.2. Сепарационное устройство выполнено по схеме трехступенчатого испарения.

1.10.1 Первая ступень испарения (чистый отсек средней части барабана) подключены задний экран топки и котельный пучок.

1.10.2 Вторая ступень (соленной отсек по торцам барабана) подключенный боковые экраны.

1. 10.3Третья ступень испарения (соленый отсек) составляют выносные циклоны, к которым подключены экраны фронтовых блоков.

2.3. чистый отсек оборудован отражателями в месте подвода пароводяной смеси, потолочными жалюзи и дырчатыми листами. В солевых отсеках второй ступени испарения установлено 8 внутрибарабанных циклонов (по четыре циклона в каждом отсеке).

2.4. Чистый отсек отделен от соленого перегородками, в нижней части которых находятся трубы 0159 мм., по которым происходит питание второй ступени испарения.

2.5. Пар выносных циклонов поступает в чистый отсек, где смешивается с паром первой ступени испарения. Далее пар сепарируется, проходя через потолочные жалюзи и дырчатый лист. Затем пар из верхней части барабана направляется в пароперегреватель.

2.6. Всего циркуляционных контуров (испарительных) - девять. Из них восемь разделенные экраны топки, а девятый котельный пучок.

2.7. В третью ступень испарения входят две панели фронтовой стенки топки. Питание каждой камеры панелей осуществляется из выносных циклонов по четырем трубам 0102 мм.. Пароводяная смесь из вертикальных камер фронтовых панелей поступает по трем трубам 0123 мм., смесь идет от каждой камеры к выносным циклонам.

2.8. Подвод питательной воды из барабана в выносной циклон осуществляется по трубам 076 мм..Пароводяная смесь из водяного циклона по двум трубам 0133 мм. поступает в чистый отсек верхнего барабана.

2.9. Пароводяная смесь из верхних камер боковых панелей по двум трубам 0133 мм. от каждой камеры подается в соленый отсек.

2.10. В первую ступень испарения (чистый отсек) входят две панели задней стенки топочной камеры.

2.11. Питательная вода подводится по двум трубам 0133 мм. к каждой панели из барабана. Пароводяная смесь из испарительных поверхностей поступает в чистый отсек барабана.

2.12. Вода опускается из барабана в три коллектора 0325 мм. по шести трубам 0219 мм. и по шести трубам 0159 мм.. Пароводяная смесь, образующаяся в испарительных трубах 060x3 мм., поднимается в чистый отсек.

2.13. Пар из барабана котла по четырем трубам 0102 мм. поступает в камеру насыщенного пара 0219 мм.. Далее проходит по ста тридцати трем змеевикам из труб 032x3 мм. и идет в камеру перегретого пара 0273 мм.. Затем через главную паровую задвижку поступает в главный паропровод.

2.14. Змеевики пароперегревателя расположены в конвективной шахте горизонтально в шахматном порядке. Поверхность нагрева 165 м².

2.15. В котле установлен трубчатый воздухоподогреватель вертикального типа.

2.16. Расположение труб 040x1,6 мм. шахматное. Холодный воздух подводится по коробам двумя потоками, проходит между трубамии сверху вниз и по коробу отправляется в экономайзер. Поверхность нагрева воздухоподогревателя - 496 м². Чугунный водяной экономайзер состоит из четырех блоков: нижний левый, верхний левый, нижний правый, верхний правый. Блоки экономайзера выполнены из ребристых чугунных труб, соединенных между собой чугунными калачами.

2.17. Дымовые газы по газоперепускному коробу подводятся к нижнему правому блоку чугунного экономайзера (1 ступень), идет вверх через верхний правый блок, затем по верхнему газовому коробу делает поворот и проходит сверху вниз через верхний левый и нижний левый блоки (2 ступень).

2.18. Питательная вода подводится к нижний части второй ступени, поднимается по ребристым трубам вверх, из верхней части второй ступени перебрасывается по четырем трубам 060x3 мм. в нижнею часть 1 ступени. Из верхней части 1 ступени экономайзера вода по четырем трубам 060x3 мм. отводится в барабан котла. Поверхность нагрева - 1634 м².

2.19. Обмуровка котла выполняется «тяжёлой».

2.20. Обмуровка (кроме потолка наклонного пода) имеет толщину 510 мм. и выполняется в два слоя:

первый слой - кладка из шамотного кирпича толщина 125 мм.; второй слой - кладка из красного кирпича 5 = 385 мм.

2.21. Обмуровка наклонного пода и конвективной части выполнены двумя слоями:

первый слой - шахматного кирпича 6 = 385 мм.; второй слой - из диатомного кирпича 5 = 155 мм.

2.22. Обмуровка конвективной шахты крепиться к каркасу при помощи кронштейнов и листов. Наклонные и горизонтальные потоки выполнены из бетона:

первый слой - шамотобетон, имеет толщину 8 = 145 мм.; второй слой - диатомобетон 8 = 145 мм.; третий слой - штукатурка 8=10 мм.

2.23. Барабан и камера котлоагрегата изолируются асбозуристом. Барабан изолируется только по наружной поверхности. Та часть барабана, которая расположена а газоходе, не изолируется.

2.24. Данный котлоагрегат укомплектован следующей тягодутьевой установкой.

2.32.1. Вентилятор ВДН - 12,5: производительностью 40x10³ м³/час.; полный напор 36 Па;

число оборотов 980 об/мин.

2.32.2. Дымосос ДН-18 ВГМ: производительностью 85x10³ м³/час.; полный напор 46,2 Па;

допускается число оборотов 1000 об/мин.; максимальная температура 250 °С.

2.33. Горелочное устройство - это четыре комбинированные газомазутные горелки конструкции Бел. КЗ типа №8 с улиточно - тангенциальным подводом вторичного воздуха, с прямоточной подачей первичного воздуха через центральную трубу, в которую для мазута устанавливается форсунка.

2.34. Горелки размещены на боковых стенках топки, по две на каждой, напротив друг друга в один ярус. Организация горения топлива обеспечивает языковый шибер горелки, регулируя которым можно добиться необходимого положения факела в топке.

2.35. Основные конструктивные размеры котла-прототипа приведены в таблице 2.1



Таблица 2.1

3. Пояснительная записка

Котельный агрегат представляет собой сложный теплообменный аппарат, в котором во взаимной связи протекает ряд процессов: горение, теплообмен от продуктов сгорания к поверхности нагрева и от неё к теплоносителю, физико-химические процессы в греющих газах, теплоносителе и др.. Работа котельного агрегата при стационарном режиме описывается большим количеством нелинейных алгебраических уравнений. Совместное решение их, особенно при ручном способе, крайне затруднено. С целью упрощения вычислительных операций полный расчет котлоагрегата делят на ряд самостоятельных расчетов слабо взаимных между собой или позволяющих заранее оценить влияние таких связей. Возможность выполнения теплового расчета независимо от других сильно упрощает проведение расчетных операций. Данные теплового расчета являются исходными для проведения остальных расчетов: гидравлического, аэродинамического и др.

Задача теплового расчета котельного агрегата заключается в определении: котельный агрегат газовый воздушный

параметров, характеризующий его работу на определенной нагрузке, при известной конструкции котлоагрегата;

размеры поверхности нагрева всех его элементов при заданной конструктивной схеме агрегата и значениях основных параметров в характерных сечениях газового и парового трактов.

Первый тип расчета называется поверочный, а второй конструкторским.

Поверочный тепловой расчет производят для существующего котельного агрегата. Задачей этого расчета является определение экономичности котла и оценка надежности его работы для заданного топлива, притом в некоторых случаях не только для номинальной нагрузки котла, но и для нагрузок, отличающих от нее. Задачей поверочного расчета может явиться также оценка работы котла после реконструкции топочных устройств или поверхностей нагрева с целью повышения его производительности или экономичности. Расчетное задание для поверочного теплового расчета отличается от конструкторского теплового расчета тем, что известны тип котлоагрегата и его топочного устройства, а также величина поверхностей нагрева и их конструктивные характеристики, определяемые по чертежам. При проведении теплового расчета подлежит определению температура газов в конце топки и по всему газовому тракту, а также температуры и скорость воды, воздуха и пара в отдельных элементах котельного агрегата. В отечественном котлостроении принят единый научный обоснованный метод теплового расчета котельных агрегатов, являющихся результатом обобщения обширных теоретических и экспериментальных исследований проведенных за последние десятилетия. Начало создания такого нормативного метода было положено профессором В.И. Гриневецким еще 1905г.. В дальнейшим методика теплового расчета непрерывно совершенствовалась благодаря накоплению экспериментальных материалов и обобщению результатов теоретических исследований. В настоящее время основным руководящим материалом для теплового расчета котельных агрегатов является разработанный ВТИ (Всесоюзный теплотехническим институтом) и ЦКТИ (Центральным котлотурбинным институтом) нормативный метод теплового расчета котельных агрегатов.

Тепловой расчет следует начать с определения объемов и теплосодержаний продуктов сгорания во всех газоходах котла. Для этой цели по данному топливу определяет его характеристики, выбирают значение коэффициента избытка воздуха в топке в зависимости от типа и рода топлива и значения присосов воздуха по газоходам котла.

После расчета состава и количества продуктов сгорания приступают к определению теплосодержания продуктов сгорания и воздуха. Подсчёт теплосодержаний ведутся в форме таблиц. При составлении таблицы значение теплосодержаний обычно вычисляют для интервала температур от 100 °С до 2000-2500 °С через каждые 100 °С.

Тепловой расчет топки. Определению подлежит температура газов на выходе из топки. Этой температурой при поверочном расчете предварительно задаются (т.к. она необходима для определения промежуточных величин) и уточняют путем последовательных приближений т.к. устойчивость горения жидкого топлива очень высока, то температуру дымовых газов в конце топки выбирают в пределах 900-1200 °С. Разница в значениях дымовых газов в конце топки принятых и определённых не должна превышать 100 °С.

Тепловой расчет конвективных поверхностей нагрева котла (а также фестон) производят поверочным способом. Цель расчета этих поверхностей нагрева заключаются в определении температуры дымовых газов на выходе из них. Количество тепла воспринимаемая котельным пучком, определяется по уравнению баланса. По уравнению теплопередачи определяется количества тепла, переданное поверхности нагрева пучка, отнесённое к 1 кг (м³) топлива. Принятая температура газов за пучком уточняется. Если расхождение между значениями тепловосприятия по уравнению баланса и теплопередачи не превышает 5% для фестонов и 2% для котельных пучков, расчет не уточняется. При больших расхождениях расчет следует повторить.

При расчете пароперегревателя задаются температурой газов на выходе. Определяют тепло, отданное газами в перегревателе, и определяют тепловосприятие пароохладителя (или температуру перегрева).

Расчет тепловосприятия экономайзера производится путем последовательных приближений. По известной температуре на выходе в экономайзер (определена из расчетов предыдущих поверхностей нагрева), и температуре воды на входе экономайзер. Рассчитывается температура газов и воды за экономайзером.

При расчете воздухоподогревателя известны температура газов на входе (из расчёта экономайзера) и температура воздуха, подаваемого а агрегат. Путем последовательных приближений определяются температуры уходящих газов и воздуха.

Если получена температура уходящих газов отличается от принятой не более, чем на ±10 °С, а температура горячего воздуха - не более, чем ±40 °С, расчет теплообмена в котле считается законченным и найденные температуры окончательными, т.к. следующее приближение может их уточнить только на 2-3 °С.

Затем определяется невязка теплового баланса по уравнению:

- количество тепла, воспринятого

лучевоспринимающими поверхностями топки, испарительными пучками, пароперегревателем и экономайзером.

При правильном выполнении расчета невязка не должна превышать 0,5%.



Пояснительная записка к аэродинамическому расчету.

Целью аэродинамического расчета (расчета тяги и дутья) является определение производительности тяговой и дутьевой систем и перепада полных давлений в газовом и воздушном трактах для последующего выбора тягодутьевых машин.

Расходы воздуха в дутьевой и газа в тяговой системах определяются по данным теплового расчета для номинальной нагрузки котла.

Перепады полных напоров в газовом и воздушных трактах определяются по рекомендациям [3] и зависят от сопротивления трактов.

Все сопротивления разделяются на три группы:

1) Сопротивления трения, т.е. сопротивления при течении потока в прямом канале, в том числе при продольном омывании пучков труб:

, где

- коэффициент сопротивления трения.

2) Сопротивления поперечно омываемых трубных пучков:



, где

-коэффициент сопротивления, зависящий от количества рядов и расположения труб в пучке, а так же от числа Re.

3) Местные сопротивления. К ним относятся: сопротивление, вызванное изменением сечения; отводы и колена; повороты в пучках труб; тройники; раздающие и собирающие короба:

, где

-коэффициент местного сопротивления, зависит в основном от геометрической формы рассматриваемого участка.

Основные исходные данные для расчета потерь давления в пакетах поверхностей нагрева агрегата - скорости и температуры, живые сечения и прочие конструктивные данные - принимаются из теплового расчета.



Список использованной литературы

1. 261 Федеральный закон от 23.11.2009 г. «Об энергосбережении и повышении энергоэффективности».

2. Стерман Л.С. Тепловые и атомные электрические станции: учебник для студентов вузов / Л.С. Стерман, В.М. Лавыгин, С.Г. Тишин. М.: Энергоиздат, 2008.

3. Теплотехника: учебник для студентов вузов / B.C. Луканин [и др.]. М.: Выс. шк., 2009. 672 с.

4. Правила технической эксплуатации тепловых энергоустановок. М.: Энергоиздат, 2006.

5. Александров А.А., Теплофизические свойства воды и водяного пара. М.: МЭИ, 2003. 165 с.

6. СНИП-Н-35-76. «Котельные установки».

7. Экология для инженера: Учебно-справочное пособ./ Панин В. Ф., Сечин А. И., Федосова В. Д. Под ред. В. Ф. Панина. М.: Издательский дом «Ноосфера», 2001. 356 с.

8. Бухгалтерский учет в схемах и рисунках. Учебн. пособие. / Камарджанова Н.А., Картошова И.В. Изд.2-е доп. и перераб. М.: ИНФРА-М, 2002. 494 с.

9. Зах Р.Г. Котельные установки. Учебник. М.: Энергия, 1968. 352 с.

10. Теплотехнический справочник. Том 2. Изд.2-е, перераб. М.: Энергия, 1976. 896 с.

11. Эстеркин Р.И. Котельные установки. Курсовое и дипломное проектирование. Учебн. пособ. Л.: Энергоатомиздат, 1989. 280 с.

12. Паровые котлы малой и средней мощности./Александров К.Г. М.: Энергоатомиздат, 1981. 243 с.

13. Тепловые и атомные станции. Справочник. Под общей редакцией В.А. Григорьева и В.М. Зорина, т. 3. М.: Энергоиздат, 1982.

14. Котельные установки и тепловые сети. Учебник для техникумов. / Павлов И.И. Изд.2-е испр. и доп. М.: Стройиздат, 1977. 300 с.

15. Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов. ПБ 10-574-03. СПб.: Деан, 2004. 205 с.

16. Кругликов П.А. Технико-экономические основы проектирования ТЭС и АЭС. СПб, СЗТУ, 2004.

17. Режимы работы и управление теплоэнергетическими установками /Субботин В.И. М.: «Фирма Испо-Сервис», 2001. 214 с.

18. Липов Ю.М., Самойлов Ю.Ф., Виленский Т.В. Компоновка и тепловой расчет парового котла. Учебное пособие - М.: Энергоатомиздат, 1988. 208 с.

19. Рихтер Л.А., Елизаров Д.П., Лавыгин В.М. Вспомогательное оборудование тепловых электростанций. Учебное пособие. М.: Энергоатомиздат, 1987. 216 с.

20. Л.Н. Сидельковский, В.Н. Юренев "Котельные установки промышленных предприятий". 1988 Москва Энергоатомиздат.

Размещено на Allbest.ru

...