Тепловой баланс котла. Определение кпд брутто и нетто энергоблока тепловой электростанции

Для определения к.п.д. нетто котлоагрегата необходимо подсчитать расход электроэнергии (привод дымосов, дутьевых и мельничных вентиляторов, мельниц, вентиляторов рециркуляции дымовых газов, питателей пыли и сырого угля) и тепла (на обдувку, распыливание мазута, с продувочной водой и на собственные нужды).

Мощность, потребляемая электродвигателем, подсчитывается по замерам силы тока и напряжения, с учётом косинуса 

где I - сила тока, а; V - напряжение, в; Cos  - принимают равным 0,85. Суммарная мощность
, расходуемая электродвигателями всех вспомогательных агрегатов на собственные нужды равна:

где
- мощность, затрачиваемая на привод соответственно дымососов, дутьевых вентиляторов и вентиляторов рециркуляции дымовых газов.

Расход тепла на собственные нужды самого котла могут быть незначительными, тогда общий расход энергии на собственные нужды в % от располагаемого тепла топлива будет составлять:

 сн =
, % (11)

Таким образом, КПД нетто котла равен:

 нетто = бр - сн, % (12)

8 Определение кпд брутто котла методом

обратного баланса.

Определение КПД брутто методом обратного баланса производится косвенным путем и основывается на измерении тепловых потерь парового или водогрейного котла. При этом составление теплового баланса котла заключается в установлении равенства между располагаемым теплом топлива и полезно использованным теплом плюс сумма тепловых потерь.

Уравнение теплового баланса, отнесенное к единице количества топлива, имеет вид:

если располагаемое тепло принято за 100%, то

Отсюда к.п.д. котла по методу обратного баланса находится как разность

где q 1 – полезно использованное тепло, отнесенное к располагаемому теплу и представляющее собой к.п.д. брутто, %; q 2 – потери тепла с уходящими газами, %; q 3 – потери тепла с химической неполнотой сгорания топлива, %; q 4 – потери тепла с механическим недожогом, %; q 5 – потери тепла в окружающую среду с ограждающей поверхности котла, %; q 6 – потери тепла с физическим теплом шлаков, %.

При одинаковой точности замеров, метод обратного баланса обеспечит большую точность в определении к.п.д. по сравнению с методом прямого баланса. По этому метод обратного баланса используется как основной при балансовых испытаниях как паровых, так и водогрейных котлов.

При этом требуются следующие дополнительные измерения:

температуры уходящих газов ( ух, 0 С);

газового анализа уходящих газов (RO 2 = CO 2 + SO 2 ; О 2 , %).

Так как эти величины были определены ранее и занесены в таблицу, то можно продолжать обработку результатов испытания для определения к.п.д. котла методом обратного баланса.

Тепловой баланс котельного агрегата устанавливает равенство между поступающим в агрегат количеством теплоты и его расходом. На основании теплового баланса котельного агрегата определяют расход топлива и вычисляют коэффициент полезного действия, который является важнейшей характеристикой энергетической эффективности работы котла.

В котельном агрегате химически связанная энергия топлива в процессе горения преобразуется в физическую теплоту горючих продуктов сгорания. Эта теплота расходуется на выработку и перегрев пара или нагревание воды. Вследствие неизбежных потерь при передаче теплоты и преобразовании энергии вырабатываемый продукт (пар, вода и т.д.) воспринимает только часть теплоты. Другую часть составляют потери, которые зависят от эффективности организации процессов преобразования энергии (сжигания топлива) и передачи теплоты вырабатываемому продукту.

Тепловой баланс котельного агрегата заключается в установлении равенства между поступившим в агрегат количеством теплоты и суммой использованной теплоты и тепловых потерь. Тепловой баланс котельного агрегата составляется на 1 кг твердого или жидкого топлива или для 1 м 3 газа. Уравнение, при котором тепловой баланс котельного агрегата для установившегося теплового состояния агрегата записывают в следующем виде:

Q р / р = Q 1 + ∑Q n

Q p / p = Q 1 + Q 2 + Q 3 + Q 4 + Q 5 + Q 6 (19.3)

Где Q р / р - теплота, которой располагают; Q 1 - использованная теплота; ∑Q n - общие потери; Q 2 - потери теплоты с уходящими газами; Q 3 - потери теплоты от химического недожога; Q 4 - потери теплоты от механической неполноты сгорания; Q 5 - потери теплоты в окружающую среду; Q 6 - потери теплоты с физической теплотой шлаков.

Если каждое слагаемое правой части уравнения (19.3) разделить Q p/ p и умножить на 100%, получим второй вид уравнения, при котором тепловой баланс котельного агрегата:

q 1 + q 2 + q 3 + q 4 + q 5 + q 6 = 100% (19.4)

В уравнении (19.4) величина q 1 представляет собой коэффициент полезного действия установки "брутто". Он не учитывает затраты энергии на обслуживание котельной установки: привод дымососов, вентиляторов, питательных насосов и прочие расходы. Коэффициент полезного действия "нетто" меньше КПД "брутто", так как он учитывает затраты энергии на собственные нужды установки.

Левая приходная часть уравнения теплового баланса (19.3) является суммой следующих величин:

Q p / p = Q p / н + Q в.вн + Q пар + Q физ.т (19.5)

где Q B.BH - теплота, вносимая в котлоагрегат с воздухом на 1 кг топлива. Эта теплота учитывается тогда, когда воздух нагревается вне котельного агрегата (например, в паровых или электрических калориферах, устанавливаемых до воздухоподогревателя); если воздух нагревается только в воздухоподогревателе, то эта теплота не учитывается, так как она возвращается в топку агрегата; Q пap - теплота, вносимая в топку с дутьевым (форсуночным) паром на 1 кг топлива; Q физ.т - физическая теплота 1 кг или 1 м 3 топлива.

Теплоту, вносимую с воздухом, рассчитывают по равенству

Q В.BH = β V 0 С р (Т г.вз - Т х.вз)

где β - отношение количества воздуха на входе в воздухоподогреватель к теоретически необходимому; с р - средняя объемная изобарная теплоемкость воздуха; при температуре воздуха до 600 К можно считать с р = 1,33 кДж/(м 3 К); Т г.вз - температура нагретого воздуха, К; Т х.вз - температура холодного воздуха, принимаемая обычно равной 300 К.

Теплоту, вносимую с паром для распыления мазута (форсуночный пар), находят по формуле:

Q пар = W ф (i ф - r)

где W ф - расход форсуночного пара, равный 0,3 - 0,4 кг/кг; i ф - энтальпия форсуночного пара, кДж/кг; r - теплота парообразования, кДж/кг.

Физическая теплота 1 кг топлива:

Q физ.т - с т (Т т - 273),

где с т - теплоемкость топлива, кДж/(кгК); Т т - температура топлива, К.

Значение величины Q физ. т обычно незначительно и в расчетах учитывается редко. Исключением являются мазут и низкокалорийный горючий газ, для которых значение Q физ.т существенно и должно обязательно учитываться.

Если предварительный подогрев воздуха и топлива отсутствует и пар для распыления топлива не используется, то Q p / р = Q р / н. Слагаемые потерь тепла в уравнении теплового баланса котельного агрегата подсчитывают на основании равенств, приводимых ниже.

1. Потерю теплоты с уходящими газами Q 2 (q 2) определяют как разность между энтальпией газов на выходе из котельного агрегата и воздуха, поступающего в котельный агрегат (двоздухоподогревателя), т.е.

где V r - объем продуктов сгорания 1 кг топлива, определяемый по формуле (18.46), м 3 /кг; c р.r , с р.в - средние объемные изобарные теплоемкости продуктов сгорания топлива и воздуха, определяемые как теплоемкости газовой смеси (§ 1.3) с помощью таблиц (см. прил. 1); Т ух, Т х.вз - температуры уходящих газов и холодного воздуха; а - коэффициент, учитывающий потери от механического недожога топлива.

Котельные агрегаты и промышленные печи работают, как правило, под некоторым разрежением, которое создается дымососами и дымовой трубой . Вследствие этого через не плотности в ограждениях, а также через смотровые лючки и т.д. подсасывается из атмосферы некоторое количество воздуха, объем которого необходимо учитывать при расчете I ух.

Энтальпию всего поступающего в агрегат воздуха (с учетом присосов) определяют по коэффициенту избытка воздуха на выходе из установки α ух = α т + ∆α.

Общий подсос воздуха в котельных установках не должен превышать ∆α = 0,2 ÷ 0,3.

Из всех потерь теплоты величина Q 2 - самая значительная. Величина Q 2 возрастает с увеличением коэффициента избытка воздуха, температуры уходящих газов, влажности твердого топлива и забалластированности негорючими газами газообразного топлива. Снижение присосов воздуха и улучшение качества горения приводят к некоторому уменьшению потери теплоты Q 2 . Основным определяющим фактором, влияющим на потерю теплоты уходящими газами, является их температура. Для снижения Т ух увеличивают площадь теплоиспользующих поверхностей нагрева - воздухоподогревателей и экономайзеров.

Величина Т ух влияет не только на КПД агрегата, но и на капитальные затраты, необходимые для установки воздухоподогревателей или экономайзеров. С уменьшением Т ух возрастает КПД и снижаются расход топлива и затраты на него. Однако при этом возрастают площади теплоиспользующих поверхностей (при малом температурном напоре площадь поверхности теплообмена необходимо увеличивать; см. § 16.1), в результате чего повышаются стоимость установки и эксплуатационные расходы. Поэтому для вновь проектируемых котельных агрегатов или других теплопотребляющих установок значение Т ух определяют из технико - экономического расчета, в котором учитывается влияние T ух не только на КПД, но и на величину капитальных затрат и эксплуатационных расходов.

Другой важный фактор, влияющий на выбор Т ух, - содержание серы в топливе. При низкой температуре (меньше, чем температура точки росы дымовых газов) возможна конденсация водяных паров на трубах поверхностей нагрева. При взаимодействии с сернистым и серным ангидридами, которые присутствуют в продуктах сгорания, образуются сернистая и серная кислоты. В результате этого поверхности нагрева подвергаются интенсивной коррозии.

Современные котельные агрегаты и печи для обжига строительных материалов имеют Т ух = 390 - 470 К. При сжигании газа и твердых топлив с небольшой влажностью Т ух - 390 - 400 К, влажных углей

Т ух = 410 - 420 К, мазута Т ух = 440 - 460 К.

Влажность топлива и негорючие газообразные примеси являются газообразующим балластом, который увеличивает количество получающихся при горении топлива продуктов сгорания. При этом повышаются потери Q 2 .

При использовании формулы (19.6) следует иметь в виду, что объемы продуктов сгорания рассчитывают без учета механического недожога топлива. Фактическое количество продуктов сгорания с учетом механической неполноты горения будет меньше. Это обстоятельство учитывают, вводя в формулу (19.6) поправочный коэффициент a = 1 - р 4 /100.

2. Потеря теплоты от химического недожога Q 3 (q 3). Газы на выходе из топки могут содержать продукты неполного горения топлива СО, Н 2 , СН 4 , теплота сгорания которых не использована в топочном объеме и далее по тракту котлоагрегата. Суммарная теплота сгорания этих газов и обусловливает химический недожог. Причинами появления химического недожога могут быть:

• недостаток окислителя (α <; 1);
• плохое перемешивание топлива с окислителем (α ≥ 1);
• большой избыток воздуха;
• малое или чрезмерно высокое удельное энерговыделение в топочной камере q v , кВт/м 3 .

Недостаток воздуха приводит в тому, что часть горючих элементов газообразных продуктов неполного горения топлива может вообще не сгорать из-за отсутствия окислителя.

Плохое перемешивание топлива с воздухом является причиной или местного недостатка кислорода в зоне горения, или, наоборот, большого его избытка. Большой избыток воздуха вызывает снижение температуры горения, что уменьшает скорости реакций горения и делает процесс сжигания неустойчивым.

Малое удельное тепловыделение в топке (q v = BQ p / н /V т, где В - расход топлива; V T - объем топки) является причиной сильного рас сеяния теплоты в топочном объеме и ведет к снижению температуры. Завышенные значения qv также вызывают появление химического недожога. Объясняется это тем, что для завершения реакции горения требуется определенное время, а при значительно завышенном значении qv время нахождения топливовоздушной смеси в топочном объеме (т.е. в зоне наиболее высоких температур) оказывается недостаточным и ведет к появлению в газообразных продуктах сгорания горючих составляющих. В топках современных котельных агрегатов допустимое значение qv достигает 170 - 350 кВт/м 3 (см. § 19.2).

Для вновь проектируемых котельных агрегатов значения qv выбирают по нормативным данным в зависимости от вида сжигаемого топлива, способа сжигания и конструкции топочного устройства. При балансовых испытаниях эксплуатируемых котельных агрегатов величину Q 3 рассчитывают по данным газового анализа.

При сжигании твердого или жидкого топлива величину Q 3 , кДж/кг, можно определить по формуле(19.7)

3.Потеря теплоты от механической неполноты сгорания топлива Q 4 (g 4). При горении твердого топлива остатки (зола, шлак) могут содержать некоторое количество несгоревших горючих веществ (в основном углерода). В результате химически связанная энергия топлива частично теряется.

Потеря теплоты от механической неполноты сгорания включает ее потери вследствие:

• провала мелких частиц топлива через зазоры в колосниковой решетке Q пр (q пр);
• удаление некоторой части недогоревшего топлива со шлаком и золой Q шл (q шл);
• уноса мелких частиц топлива дымовыми газами Q ун (q ун)

Q 4 - Q пp + Q ун + Q шл

Потеря теплоты q yн принимает большие значения при факельном сжигании пылевидного топлива, а также при сжигании неспекающихся углей в слое на неподвижных или подвижных колосниковых решетках. Значение q ун для слоевых топок зависит от видимого удельного энерговыделения (теплонапряжения) зеркала горения q R , кВт/м 2 , т.е. от количества выделяющейся тепловой энергии, отнесенного к 1 м 2 горящего слоя топлива.

Допустимое значение q R BQ р / н /R (В - расход топлива; R - площадь зеркала горения) зависит от вида сжигаемого твердого топлива, конструкции топки, коэффициента избытка воздуха и т.д. В слоевых топках современных котельных агрегатов величина q R имеет значения в пределах 800 - 1100 кВт/м 2 . При расчете котельных агрегатов величины q R, q 4 = q np + q шл + q ун принимают по нормативным материалам. При балансовых испытаниях потерю теплоты от механического недожога рассчитывают по результатам лабораторного технического анализа сухих твердых остатков на содержание в них углерода. Обычно для топок с ручной загрузкой топлива q 4 = 5 ÷ 10%, а для механических и полумеханических топок q 4 = 1 ÷ 10%. При сжигании пылевидного топлива в факеле в котельных агрегатах средней и большой мощности q 4 = 0,5 ÷ 5%.

4. Потеря теплоты в окружающую среду Q 5 (q 5) зависит от большого числа факторов и главным образом от размеров и конструкции котла и топки , теплопроводности материала и талщины стенок обмуровки, тепловой производительности котлоагрегата, температуры наружного слоя обмуровки и окружающего воздуха и т. д.

Потери теплоты в окружающую среду при номинальной производительности определяют по нормативным данным в зависимости от мощности котлоагрегата и наличия дополнительных поверхностей нагрева (экономайзера). Для паровых котлов производительностью до 2,78 кг/с пара q 5 - 2 - 4%, до 16,7 кг/с - q 5 - 1 - 2%, более 16,7 кг/с - q 5 = 1 - 0,5%.

Потери теплоты в окружающую среду распределяются по различным газоходам котлоагрегата (топка, пароперегреватель, экономайзер и т.д.) пропорционально теплоте, отдаваемой газами в этих газоходах. Эти потери учитывают, вводя коэффициент сохранения теплоты φ = 1 q 5 /(q 5 + ȵ к.а) где ȵ к.а - КПД котельного агрегата.

5. Потеря теплоты с физической теплотой удаляемых из топок золы и шлаков Q 6 (q 6) незначительна, и ее следует учитывать только при слоевом и камерном сжигание многозольных видов топлива (типа бурых углей, сланцев), для которых она составляет 1 - 1,5%.

Потери теплоты с горячей золой и шлаком q 6 , %, рассчитывают по формуле

где а шл - доля золы топлива в шлаке; С шл - теплоемкость шлака; Т шл - температура шлака.

При факельном сжигании пылевидного топлива а шл = 1 - а ун (а ун - доля золы топлива, уносимой из топки с газами).

Для слоевых топок а сл шл = а шл + а пр (а пр - доля золы топлива в "провале"). При сухом шлакоудалении температура шлака принимается Т ш = 870 К.

При жидком шлакоудалении , которое наблюдается иногда при факельном сжигании пылевидного топлива Т шл = Т зол + 100 К (Т зол - температура золы в жидкоплавком состоянии). При слоевом сжигании горючих сланцев к зольности Aр вводится поправка на содержание углекислоты карбонатов, равная 0,3 (СО 2), т.е. зольность принимается равной А Р + 0,3 (СО 2) р / к. Если удаляемый шлак находится в жидком состоянии, то значение величины q 6 достигает 3%.

В печах и сушилках, применяемых в промышленности строительных материалов, помимо рассмотренных потерь теплоты приходится учитывать также потери на прогрев транспортных устройств (например, вагонеток), на которых материал подвергается тепловой обработке. Эти потери могут доходить до 4% и более.

Таким образом, КПД "брутто" может быть определен как

ȵ к.а = g 1 - 100 - ∑q потерь(19.9)

Теплоту, воспринятую вырабатываемым продуктом (пар, вода), обозначим Qк.a, кВт, тогда имеем:

для паровых котлов

Q 1 = Q к.а = D (i n.n - i п.н) + pD/100 (i - i п.в) (19.10)

для водогрейных котлоагрегатов

Q 1 = Q к.а = М в с р.в (Т вых - Т вх) (19.11)

Где D - производительность котла, кг/с; i п.п - энтальпия перегретого пара (если котел вырабатывает насыщенный пар, то вместо i п.в следует поставить (i пн) кДж/кг; i п.в - энтальпия питательной воды, кДж/кг; р - количество воды, удаляемой из котлоагрегата с целью сохранения допустимого содержания солей в котловой воде (так называемая непрерывная продувка котла), %; i - энтальпия котловой воды, кДж/кг; М в - расход воды через котлоагрегат,кг/с; с р.в - теплоемкость воды, кДж/(кгК); T вых - температура горячей воды на выходе из котла; Т вх - температура воды на входе в котел.

Расход топлива В, кг/с или м 3 /с, определяют по формуле

B = Q к.a /(Q р / н ȵ к.a) (19.12)

Объем продуктов сгорания (см. § 18.5) определяют без учета потери от механического недожога. Поэтому дальнейший расчет котельного агрегата (теплообмен в топке, определение площади поверхностей нагрева в газоходах, воздухоподогревателя и экономайзера) осуществляется по расчетному количеству топлива В р:

(19.13)

При сжигании газа и мазута В р = В.

При выработке пара в котле раб.вещ-во (вода) обычно проходит последовательно водонагревательные, испарительные и пароперегревательные поверхности. В отд-х случ. котел м. не иметь экономайзера или пароперегревателя.

Теплота, воспринятая водой в экон-ре, МДж/кг или (МДж/м 3):Q Э =D/B(h² П.В. -h¢ П.В), где h² П.В. , h¢ П.В. -энтальпии пит. воды на вх. и вых. Экон-ра, МДж/кг

Тепловосприятие испарит. поверх-тей, если условно считать пар сухим насыщенным (на испарение воды): Q ИСП. =D/B(h Н.П. -h² П.В),где h Н.П. -энтальпия нас.пара.

Тепловосприятие пароперегревателя (на перегрев пара): Q ПП. =D/B(h П.П. -h Н.П),где h Н.П. -энтальпия пер.пара.

S-ное кол-во теплоты,пошедшей на выработку пара,МДж/кг(МДж/м 3):Q ПОЛ. =Q Э +Q ИСП. +Q ПП. =D/B(h П.П. - h¢ П.В).

С учетом продувки из котла части воды для поддержания определенного ее солесодержания, а также при наличии в кот-ной установке передачи части нас.пара на сторону и при дополнительном пароперегревателе для вторичного перегрева пара полезно затраченная теплота на ед. сжигаемого топлива, МДж/кг(МДж/м 3):Q ПОЛ. = D/B(h П.П. -h¢ П.В)+D ПР /B(h ПР -h¢ П.В)+D НАС.П /B(h Н.П -h¢ П.В)+D ВТ.П /B(h² ВТ.П -h¢ ВТ..П).

Где D ПР, D НАС.П, D ВТ.П -расходы продувочной воды, нас. пара и пара ч/з вторичный пароперегреватель, кг/с; h ПР, h² ВТ.П,h¢ ВТ..П -энтальпии продувочной воды, пара на вх. и вых. вторичного пароперегревателя.

С учетом выработки перегретого и нас.пара, наличия продувки воды и вторичного перегрева пара КПД котла, %,опред.по ф-ле: h К =(Q ПОЛ. /В×Q Р Н)×100% Þ определ-е КПД котла как отношение полезно затраченной теплоты к располагаемой теплоте топлива-это определение его по прямому балансу. Определение КПД котла ч/з нахождение тепловых потерь наз-ся методом обратного баланса:

h К =100-(q У.Г +q Х.Н +q М.Н +q Н.О +q Ф.Ш)=100-Sq ПОТ.

Этот КПД котла не учитывает затрат эл.энергии и теплоты на собственные нужды (приводы насосов, вентиляторов, дымососов, механизмов топливоподачи и пылеприготовления, работы обдувочных аппаратов). Такой КПД котла наз.КПД брутто и обозначают: h БР К или h БР.

Если потребление энергии в ед. времени на указанное вспомогательное оборудование составляет SN с, МДж, а уд. затраты топлива на выработку эл.энергии b, кг/МДж, то КПД котель-й установки с учетом потребления энергии вспомогательным оборудованием наз-ся КПД нетто ,% и опред. по ф-ле:

Тепловой баланс котельного агрегата устанавливает равенство между поступающим в агрегат количеством теплоты и его расходом. На основании теплового баланса определяется расход топлива и вычисляется коэффициент полезного действия, эффективность работы котельного агрегата.

В котельном агрегате химически связанная энергия топлива в процессе горения преобразуется в физическую теплоту горючих продуктов сгорания. Эта теплота расходуется на нагревания воды. Вследствие неизбежных потерь при передаче теплоты и преобразования энергии вырабатываемый продукт (вода) воспринимает только часть теплоты. Другую часть составляют потери, которые зависят от эффективности организации процессов преобразования энергии (сжигания топлива) и передачи теплоты вырабатываемому продукту.

Уравнение теплового баланса для установившегося теплового состояния агрегата:

где – располагаемая теплота, ;

– полезно использованная теплота, ;

Суммарные потери, ;

– потери теплоты с уходящими газами, ;

– потери теплоты от химического недожога, ;

– потери теплоты от механической неполноты сгорания, ;

– потери теплоты в окружающую среду, ;

– потери теплоты с физической теплотой шлаков .

Левая приходная часть уравнения теплового баланса (38) является суммой следующих величин:

где – теплота, вносимая в котлоагрегат с воздухом на 1 топлива; эта теплота учитывается тогда, когда воздух нагревается вне котельного агрегата (например, в паровых или электрических калориферах, устанавливаемых до воздухоподогревателя); если воздух нагревается только в воздухонагревателе, то, теплота не учитывается, так как она возвращается в топку агрегата;

– теплота, вносимая с паром для распыления мазута (форсуночный пар);

– физическая теплота 1 топлива.

Т.к. предварительный подогрев воздуха и топлива отсутствует и пар для распыления топлива не используется, то формула (39) принимает вид:

Коэффициентом полезного действия водогрейного котла называют отношение полезной теплоты, израсходованной на выработку горячей воды, к располагаемой теплоте котла. Не вся полезная теплота, выработанная котельным агрегатом, направляется потребителям, часть теплоты расходуется на собственные нужды. С учетом этого различают КПД котла по выработанной теплоте (КПД-брутто) и по отпущенной теплоте (КПД-нетто).По разности выработанной и отпущенной теплоты определяется расход на собственные нужды.

В итоге КПД-брутто котла характеризует степень его технического совершенства, а КПД-нетто – коммерческую экономичность. КПД-брутто котельного агрегата определяется по уравнению прямого баланса:

где – относительные потери теплоты с уходящими газами, от химической неполноты сгорания топлива, от наружного охлаждения.

Относительные потери теплоты с уходящими газами определяются по формуле:

– потери теплоты от механической неполноты сгорания (учитывается только при сжигании твердого и жидкого топлива), %

6.1.4 Расчет количества топлива, сжигаемого в котельном агрегате

Общий расчет топлива, подаваемого в топку котельного агрегата:

где – расход воды через котельный агрегат, кг/с;

– энтальпия горячей и холодной воды (на выходе и входе водогрейного котла) , кДж/кг

Таким образом,

Список использованных источников

1. Строительная климатология. СНиП 23-01-99.

2. Котельные установки. СНиП II-35-76.

3. Энергетическая эффективность жилых и общественных зданий. Нормативы по энергопотреблению и теплозащите. ТСН 23-341-2002 Рязанской области Администрация Рязанской области г. Рязань – 2002.

4. Тепловые сети. СНиП 2.04.07-86.

5. Тепловой расчет котельных установок. Методические указания для выполнения расчетной работы №1. Мордовский государственный университет им.Н.П.Орагева. Саранск, 2005.

6. Эстеркин Р.И. Котельные установки. Курсовое и дипломное проектирование: Учеб. пособ. Для техникумов. – Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. Отд-ние, 1989.

7. Выбор и расчет теплообменников. Учебное пособие. Пензенский государственный университет. Пенза, 2001.

8. Роддатис К.Ф. Котельные установки. Учебное пособие для студентов неэнергетических специальностей вузов. – М.: «Энергия», 1977.

9. Роддатис К.Ф., Полтарецкий А.Н. Справочник по котельным установкам малой производительности. – М.: Энергоатомиздат, 1989.

10. Бузников Е.Ф., Роддатис К.Ф., Берзиньш Э.Я.. Производственные и отопительные котельные 2-е изд. – М.: Энергоатомиздат, 1984.

11. Справочник эксплуатационника газифицированных котельных. Л.Я.Порецкий, Р.Р.Рыбаков, Е.Б.Столпнер и др. – 2-е изд., перераб. и доб. - Л.: Недра,1988.

12. Александров А.А., Григорьев Б.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара: Справочник. Рек. Гос. службой стандартных справочных данных. ГСССД Р-776-98 – М.: Издательство МЭИ. 1999.

13. Сайт компании «Виссманн» www.viessmann.ru

14. Сайт компании «Grundfos» www.grundfos.ru

15. Сайт компании «Ридан» www.ridan.ru

ПРИЛОЖЕНИЕ А

Таблица А.1 – Единицы измерения энергии

Таблица А.2 –Характеристика некоторых видов топлива

Таблица 1- Климатические параметры холодного периода года

Примечание - Абсолютная минимальная температура воздуха выбрана из ряда наблюдений за период 1881-1985 гг.; в СНиП 2.01.01-82 "Строительная климатология и геофизика" абсолютная минимальная температура воздуха для отдельных пунктов определялась методом приведения.