Проект теплоэлектроцентрали (ТЭЦ)

Размещено на http://www.

Размещено на http://www.

Министерство образования и науки Российской Федерации

Иркутский Государственный Технический Университет





Кафедра теплоэнергетики





















Пояснительная записка к курсовому проекту

по дисциплине

«Тепловые и атомные электрические

станции»

на тему: «Проект ТЭЦ»



Выполнил: студент гр. ЭСТ-06 - 1 

Власов К.А.









Иркутск 2010


Содержание



1. Исходные данные

	2. Расчет тепловой нагрузки и построение графика

	2.1 На отопление

			2.2 На ГВС

			2.3 Суммарные тепловые нагрузки

	2.4 График тепловых нагрузок

	3. Предварительный выбор основного оборудования

3.1 Предварительный выбор паровых турбин

3.2 Предварительный выбор паровых котлов

4.Расчет расходов сетевой воды

4.1 Расчет расходов сетевой воды на отопление

	4.2 Расчет расходов сетевой воды на ГВС

4.3 Доля воды взятой из подающей магистрали

	4.4 Расход сетевой воды на ГВС из падающей магистрали

	4.5 Суммарный расход сетевой воды на теплофикацию

	4.6 Расчет расхода воды на подпитку теплосети

	5. Расчет тепловой схемы

	5.1 Расчет тепловой схемы подготовки подпиточной и сетевой воды

	5.1.1 Расчет температуры сырой воды после встроенного пучка

	5.1.2 Расход греющего пара на подогреватель (ПВП) после встроенного пучка

5.1.3 Расчет расхода греющей среды на вакуумный деаэратор

5.1.4 Температура сетевой воды в узле смешения перед основными сетевыми подогревателями

5.1.5 Расход греющего пара на основные сетевые подогреватели

	5.1.6 Суммарный расход пара из теплофикационного отбора турбины на подготовку сетевой и подпиточной воды

5.1.7 Тепловая нагрузка пиковых подогревателей

5.2 Расчет тепловой схемы подготовки добавочной воды 

	5.2.1 Расход продувочной воды после расширителя непрерывной продувки высокого давления

	5.2.2 Расход продувочной воды после расширителя непрерывной продувки низкого давления

	5.2.3 Расчет расхода добавочной воды

5.2.4 Расчет температуры добавочной воды после теплообменника непрерывной продувки

5.2.5 Расход пара на ПВП 1 добавочной воды

5.2.6 Расход пара на ПВП 2 добавочной воды

5.2.7 Расход греющего пара на деаэратор добавочной воды

5.2.8 Расчет суммарного расхода пара теплофикационного отбора на подготовку добавочной воды

	6. Баланс пара. Загрузка турбин и котлов

6.1 Расчет суммарного расхода пара теплофикационного отбора

6.2 Составление балансов пара

6.2.1 Расчет РОУ 1,28/0,12

6.2.2 Расчет РОУ 13,8/1,28

Список литературы 

	Приложение А. Графики тепловой нагрузки 

	
1. Исходные данные

тепловая нагрузка турбина котел

Населённый пункт – г. Мурманск

Население: 210000 человек

Топливо – подмосковный уголь

Расчетные характеристики топлива: 

Влажность топлива на рабочую массу (WP)32,1 %	

Зольность топлива на рабочую массу (AP)	 30,6 %

Содержание серы на рабочую массу (SP)	 0,9 %

Содержание углерода на рабочую массу (CP)	24,3 %

Содержание водорода на рабочую массу (HP)0,9 %

Содержание азота на рабочую массу (NP)	 0,4 %

Содержание кислорода на рабочую массу (OP)	8,2 %

Низшая теплота сгорания (QРН)				8,67 МДж/кг

Выход летучих (VГ)						48,0 %

Коэффициент размолоспособности (Кло)				1,7

Продолжительность отопительного периода 275 сут в год.



Топливо

Марка, класс

Химический состав золы на бессульфатную массу, %





SiO2

Al2O3

TiO2

Fe2O3

CaO

MgO

K2O

Na2O

Подмосковный бассей

Б2Р

52

37,6

0,5

8

5,4

0,8

1,7

1,7




2. Расчет тепловых нагрузок



2.1 Расчет теплового потока на отопление



-Тепловая нагрузка на отопление при средней температуре самой холодной пятидневки - 

1 режим :

		

		



где q0=83,4 Вт/м2-укрупненый показатель расхода тепла на отопление жилых зданий на1 м2 общей площади (определяется по расчетной температуре для проектирования отопления);



tнр=-27 0С-расчетная температура для проектирования отопления ;

К=0,25-коэффициент, учитывающий тепловую нагрузку на отопление общественных зданий 

А- общая жилая площадь.

	

	

	

	где S=20 м2/чел-норма жилой площади на одного человека;

m=210000 чел. -число жителей.

-Тепловая нагрузка на отопление при средней температуре наиболее холодного месяца-

2 режим:



Продолжительность отопительного периода; 275 сут в год.

Средняя температура воздуха за отопительный период; – 3,20С.

Средняя температура наиболее холодной пятидневки; - 27 0С 

Средняя температура наиболее холодного месяца; –10,5 0С







где tвн=18 0С-внутренняя температура жилых зданий;

tх м - средняя температура наиболее холодного месяца 



-Тепловая нагрузка на отопление при средней температуре воздуха за отопительный период- 

3 режим: 

	

	



где tсрот- средняя температура за отопительный период 



- Летний режим без нагрузки на отопление -



4 режим:







2.2 Расчет теплового потока на горячее водоснабжение



-Тепловая нагрузка на горячее водоснабжение в зимний период:





где а=100 л/чел -суточная норма горячей воды на человека в жилых зданиях;

b=20 л/чел- суточная норма горячей воды на человека в общественных зданиях;

с=4,19 кДж/кг·0С-удельная теплоемкость;

tзхв=5 0С-температура холодной воды в зимний период.



-Тепловая нагрузка на горячее водоснабжение в летний период:







tлхв=15 0С-температура холодной воды в летний период.

β – коэффициент, учитывающий изменение среднего расхода воды на ГВС в неотопительный период (для жилищно-коммунального сектора принимается равным – 0,8).



2.3 Суммарная теплофикационная нагрузка.



-Суммарная теплофикационная нагрузка в 1 режиме:







-Суммарная теплофикационная нагрузка во 2 режиме:







-Суммарная теплофикационная нагрузка в 3 режиме:






-Суммарная теплофикационная нагрузка в 4 режиме:







2.4. Построение графика тепловых нагрузок



Построения графика тепловых нагрузок (приложение1, рис.1) 

	
3. Предварительный выбор основного оборудования



3.1 Предварительный выбор паровых турбин



-Количество теплоты из отборов паровых турбин:







где тэц=0,6-коэффициент теплофикации.







Для покрытия теплофикационного отбора следует использовать турбины:

Т-110/120-12,8 ТМЗ.

-Данные по паровой турбине Т-110/120-12,8 ТМЗ.

номинальная мощность -110МВт;

давление свежего пара -12,8МПа;

температура свежего пара -555 °С;

расход пара на турбину - 480т/ч;

давление пара в конденсаторе - 0,0053МПа;

номинальный расход пара-320 т/ч.

Т-50/60-12,8 ТМЗ.

-Данные по паровой турбине - Т-50/60-12,8 ТМЗ:

номинальная мощность - 50 МВт;

давление свежего пара - 12,8 МПа;

температура свежего пара - 555 °С;

расход пара на турбину – 255 т/ч;

давление пара в конденсаторе - 0,0049МПа;

номинальный расход пара- 185 т/ч	



3.2 Предварительный выбор паровых котлов



Принимаю схему ТЭЦ С поперечной связью.



	∑ D=(1,05 ÷1,07) D =(485+285) 1,07 = 823,9 т/ч



D- производительность котлоагрегата;

D= 770 т/ч- расход пара на турбину;



По производительности выбираем тип котлоагрегата Е-420-13,8 - 560












4. Расчет расходов сетевой воды 



4.1 Расчет расходов сетевой воды на отопление







где tрн=150 0С - расчетная температура сетевой воды в подающем трубопроводе;

tро=70 0С - расчетная температура сетевой воды в обратном трубопроводе.



4.2 Расчет расходов сетевой воды на горячее водоснабжение



-Расход воды на горячее водоснабжение в отопительный период:







-Расход воды на горячее водоснабжение в неотопительный период:



 



График температуры сетевой воды приведен в приложении 1 (Рис.2).



4.3 Доля воды взятой из подающей магистрали.





где tпод - температура воды в подающей магистрали при данном режиме;

tобр - температура воды в обратной магистрали при данном режиме .

-Доля воды взятой из подающей магистрали в 

1 режиме:







Вся вода на ГВС берется из обратного трубопровода



-Доля воды взятой из подающей магистрали во

2 режиме







-Доля воды взятой из подающей магистрали в 

3 режиме

	

	



-Доля воды взятой из подающей магистрали в

4 режиме:

	

	 - вся вода на ГВС берется из подающего трубопровода.


4.4 Расход сетевой воды на горячее водоснабжение из подающей магистрали



-Расход сетевой воды на ГВС из подающей магистрали в 

1 режиме:



 - вся вода на ГВС берется из обратного трубопровода.



-Расход сетевой воды на ГВС из подающей магистрали во

2 режиме: 







-Расход сетевой воды на ГВС из подающей магистрали в

3 режиме:

	

	



-Расход сетевой воды на ГВС из подающей магистрали в

4 режиме:

	

	

	

4.5 Суммарный расход сетевой воды на теплофикацию.



- Суммарный расход сетевой воды на теплофикацию в 

1 режиме:



- Суммарный расход сетевой воды на теплофикацию во 

2 режиме:







- Суммарный расход сетевой воды на теплофикацию в 

3 режиме:







- Суммарный расход сетевой воды на теплофикацию в

4 режиме:





	

	В летнем режиме для поддержания циркуляции добавляется 10%.



4.6 Расчет расхода воды на подпитку теплосети.



	

	

	= 70 м3 – объем воды в тепловых сетях (на 1 Гкал/ч)

	

	

	-Расход воды на подпитку теплосети в 

	1,2 и 3 режимах:

	

	

	

	

	

	-Расход воды на подпитку теплосети в 

	4 режиме:

	

	

	

	

	
5. Расчет тепловой схемы

	

	



. Принципиальная схема подготовки подпиточной и сетевой воды с вакуумным деаэратором: 1 – конденсатор турбины со встроенным пучком; 2 – пароводяной подогреватель подпиточной воды (ПВПподп); 3 – цех химводоочистки (ХВО); 4 – вакуумный деаэратор; 5 – бак-аккумулятор подпиточной воды; 6 – подпиточный насос; 7 – перекачивающий насос; 8 – сетевой насос; 9 – основные подогреватели сетевой воды (ОП); 10 – пиковый подогреватель сетевой воды (ПП).




5.1 Расчет тепловой схемы подготовки подпиточной и сетевой воды



5.1.1 Расчет температуры сырой воды после встроенного пучка. 

	

	,

	

где QВП =5800 кВт - тепловая мощность встроенного пучка турбины Т-50;

QВП =11600 кВт - тепловая мощность встроенного пучка турбины Т-110;

=5 оС - температура воды на входе во встроенный пучок (зимний период).

=15 оС - летний период.

	

-Температура сырой воды после встроенного пучка в

1,2 и 3 режимах:







-Температура сырой воды после встроенного пучка в 

4 режиме: 





	
5.1.2 Расход греющего пара на подогреватель (ПВП) после встроенного пучка

Расход греющего пара на ПВПподп, кг/с, определяется из уравнения теплового баланса пароводяного подогревателя







где  – температура воды после данного подогревателя (перед ХВО), °С; по условиям работы с ионообменными смолами температура воды перед ХВО должна быть не более 40°С; в расчете принята 36 °С.

 и  – соответственно энтальпии греющего пара и его конденсата, кДж/кг.

-Расход греющего пара на ПВП в

1 режиме: 



tоп= 120°С;

tн = 120+5 = 125°С; - с учетом недогрева 5 °С;

Pн =0,232 МПа;

Pотб = 0,232 ∙1,1 = 0,255 МПа;

= 2717,4 кДж/кг; = 538,14 кДж/кг.







-Расход греющего пара на ПВП во

2 режиме:



tоп= 100°С;

tн = 105°С; - с учетом недогрева 5 °С;

Pн =0,1209 МПа;

Pотб = 0,133 МПа;

= 2687,7 кДж/кг; = 451,96 кДж/кг.







-Расход греющего пара на ПВП в

3 режиме:



tоп= 79°С;

tн = 84°С; - с учетом недогрева 5 °С;

Pн =55,636 кПа;

Pотб = 61,2 кПа;

= 2653,7 кДж/кг; = 361,98 кДж/кг.







-Расход греющего пара на ПВП в

4 режиме:



tоп= 65°С;

tн = 70°С; - с учетом недогрева 5 °С;

Pн =31,201 кПа;

Pотб = 34,32 кПа;

= 2629,9 кДж/кг; = 302,32 кДж/кг.






5.1.3 Расчет расхода греющей среды на вакуумный деаэратор.



,



где - расход подпиточной воды после вакуумного деаэратора;

= 51° С - температура подпиточной воды после вакуумного деаэратора;

= 31°С - температура сырой подпиточной воды перед вакуумным деаэратором;

 - температура греющей воды для вакуумного деаэратора (берется из графика температур сетевой воды).



Расход греющей среды на вакуумный деаэратор в 1 режиме: 

=120°С 







-Расход греющей среды на вакуумный деаэратор в 2 режиме: 

=100°С 







-Расход греющей среды на вакуумный деаэратор в 3 режиме: 

По условию работы вакуумного деаэратора температура греющей среды должна быть не ниже 100оС. Принимаю = 100 оС.







-Расход греющей среды на вакуумный деаэратор в 4 режиме: 







5.1.4 Температура сетевой воды в узле смешения перед основными сетевыми подогревателями.

	

	,



где Gобр – расход сетевой воды в обратном трубопроводе тепловой сети, кг/с.

.



-для 1 режиме:









-для 2 режиме:









-для 3 режиме:







-для 4 режиме:









5.1.5 Расход греющего пара на основные сетевые подогреватели

Расход сетевой воды через основные сетевые подогреватели Gоп определяется из расхода сетевой воды в подающей магистрали с учетом расхода сетевой воды на вакуумный деаэратор Gгр



.



Расход пара на основные подогреватели, кг/с, определяется из уравнения теплового баланса поверхностного подогревателя







-Расход греющего пара на основные подогреватели в 

1 режиме:




	



-Расход греющего пара на основные подогреватели в 

2 режиме:





	



-Расход греющего пара на основные подогреватели в

3 режиме:





	



-Расход греющего пара на основные подогреватели в

4 режиме:





	

	

	5.1.6 Суммарный расход пара из теплофикационного отбора турбины на подготовку сетевой и подпиточной воды.



.

	-Суммарный расход пара на подготовку сетевой воды в 1 режиме:

 



-Суммарный расход пара на подготовку сетевой воды во 2 режиме:



 



-Суммарный расход пара на подготовку сетевой воды в 3 режиме:



 



-Суммарный расход пара на подготовку сетевой воды в 4 режиме:







	5.1.7 Тепловая нагрузка пиковых подогревателей

Нагрузка пиковых подогревателей сетевой воды, кВт, рассчитывается по формуле







где tпод – температура сетевой воды в подающем трубопроводе (после основных подогревателей), °С; 



Из графика температур сетевой воды видно, что необходимость в пиковом подогреве есть в первых двух режимах.

	

-для 1 режима: 



-для 2 режима: 

В 3-м и, тем более, в 4-м режимах необходимости работы пиковых подогревателей нет.



	5.2 Расчет схемы подготовки добавочной воды для котлов

	

	

Принципиальная схема подготовки добавочной воды: 1 – барабан котла; 2 – расширитель непрерывной продувки первой ступени (РНП ВД); 3 – расширитель непрерывной продувки второй ступени (РНП НД); 4 – теплообменник непрерывной продувки (ТНП); 5 – подогреватель добавочной воды перед ХВО (ПВП1); 6 – ХВО; 7 – пароводяной подогреватель добавочной воды перед деаэратором (ПВП2); 8 – атмосферный деаэратор добавочной воды (ДА); 9 – перекачивающий насос.

	
5.2.1 	Расход продувочной воды после расширителя непрерывной продувки высокого давления.

Количество продувочной воды после расширителя непрерывной продувки высокого давления (РНП ВД), кг/с, определяется по формуле



,



где Gпр – расход продувочной воды, кг/с; принимается 3% от суммарной паропроизводительности котлов, так как принята схема ТЭЦ с поперечными связями;

 – энтальпия пара с давлением 0,6 МПа, отводимого от РНП ВД в деаэратор питателной воды, кДж/кг;

hпр – энтальпия продувочной воды после барабана котла (перед расширителями), кДж/кг; определяется по давлению в барабане котла Рб; давление в барабане принято на 10% выше давления на выходе из котла;

– энтальпия продувочной воды после расширителя, равная энтальпии конденсата при давлении 0,6 МПа, кДж/кг.



кг/с;

МПа;

т/ч.



Расход отсепарированного пара РНП ВД, кг/с, определяется из уравнения материального баланса расширителя



т/ч.

	
5.2.2 Расход продувочной воды после расширителя непрерывной продувки низкого давления.

Количество продувочной воды после расширителя непрерывной продувки низкого давления (РНП НД), кг/с, определяется по формуле



,



где  – энтальпия пара с давлением 0,12 МПа, отводимого от РНП НД в атмосферный деаэратор добавочной воды, кДж/кг;

 – энтальпия продувочной воды после расширителя, равная энтальпии конденсата при давлении 0,12 МПа, кДж/кг.



т/ч.



Расход отсепарированного пара РНП НД, кг/с, определяется из уравнения материального баланса расширителя



т/ч.



	5.2.3 Расчет расхода добавочной воды



Количество добавочной воды, кг/с, определяется по формуле







где  потери с продувочной водой (после ТНП), кг/с;

 потери в основном цикле с утечками, кг/с; приняты 1,5% от суммарной производительности котлов; 

 количество невозвращённого с производства конденсата, кг/с; 

кг/с;

	

	G



5.2.4 Расчет температуры добавочной воды после теплообменника непрерывной продувки



Температура добавочной воды после теплообменника непрерывной продувки, С, определяется из уравнения теплового баланса водоводяного ТНП



,



где  – температура сырой добавочной воды, принимается зимой 5С; летом 15С;

 – температура продувочной воды после теплообменника непрерывной продувки, С; эта вода может сбрасываться в канализацию, поэтому ее температура не должна превышать 50С;

1,2 – коэффициент, учитывающий собственные нужды химцеха (принято 20% расхода обрабатываемой воды ).



-Отопительный период


С.



-Неотопительный период



С.



5.2.5 Расход пара на ПВП 1 добавочной воды.

Расход пара теплофикационного отбора на ПВП1, кг/с, определяется по формуле



,



где  – температура добавочной воды после ПВП1 (перед ХВО), С; по условиям работы с ионообменными смолами принята 35С.

-Расход пара на ПВП 1 добавочной воды в

1 режиме:





-Расход пара на ПВП 1 добавочной воды в



2 режиме:







-Расход пара на ПВП 1 добавочной воды в

3 режиме:





В 4 режиме подогрев добавочной воды в ПВП1 не требуется (37,60С).



5.2.6 Расход пара на ПВП 2 добавочной воды.

Расход пара на ПВП2, кг/с, определяется по формуле



,



где  – температура добавочной воды перед деаэратором добавочной воды (после ПВП2) С; принята 85С;

– температура добавочной воды после химводоочистки, С; принимается на 5С меньше, чем перед цехом ХВО (30С). 



-Расход пара на ПВП 2 добавочной воды в

1 режиме:







-Расход пара на ПВП 2 добавочной воды в 

2 режиме:







-Расход пара на ПВП 2 добавочной воды в 

3 режиме:







-Расход пара на ПВП 2 добавочной воды в

4 режиме:







5.2.7 Расход греющего пара на деаэратор добавочной вод.

Для определения расхода греющего пара на деаэратор составляются уравнения теплового и материального балансов атмосферного деаэратора (без учета выпара деаэратора):



;

,



где  – расход воды на выходе из деаэратора, кг/с;

 – температура деаэрированной воды после атмосферного деаэратора, равная 104С. 

Из полученной системы уравнений определяется расход пара на деаэратор



.



-Расход греющего пара на деаэратор 0,12 МПа в 

1 режиме:





-Расход греющего пара на деаэратор 0,12 МПа в 



2 режиме:





-Расход греющего пара на деаэратор 0,12 МПа в 

3 режиме:





-Расход греющего пара на деаэратор 0,12 МПа в 



4 режиме:







5.2.8 Расчет суммарного расхода пара теплофикационного отбора на подготовку добавочной воды



.


Первый режим



т/ч.



-Второй режим



т/ч.



-Третий режим



т/ч.



-Четвертый режим 



т/ч.




6.Балансы пара. Загрузка турбин и котлов



6.1 Расчет суммарного расхода пара теплофикационного отбора



Расход пара из теплофикационных отборов турбин равен сумме расходов пара на подготовку подпиточной, сетевой и добавочной воды:



.



-Первый режим



т/ч.



-Второй режим



т/ч.



-Третий режим



т/ч.



-Четвертый режим



т/ч.



6.2 Составление балансов пара



Определив необходимые количества пара из теплофикационных отборов турбин, загружаются выбранные турбины, и определяются расходы острого пара на турбины с помощью диаграмм режимов. При определении расхода пара на турбины приняты номинальные значения электрической мощности турбин Т-110-12,8 и Т-50/60-12,8 (соответственно, 110 МВт и 50 МВт).



6.2.1 Расчет РОУ 1,28/0,12.

Расход охлаждающей воды на 1 кг первичного пара для РОУ 1,28/0, рассчитывается по формуле







где W – расход охлаждающей воды на охладитель, т/ч;

 и  – энтальпии, соответственно, первичного (1,28 МПа) и вторичного пара (0,12 МПа), кДж/кг;

 – энтальпия охлаждающей воды, кДж/кг (в качестве охлаждающей принята питательная вода с температурой 160С);

 – энтальпия конденсата вторичного пара, кДж/кг;

 – коэффициент, учитывающий долю воды, не испаряющейся в охладителе и сливаемой в дренажную систему (=0,65÷0,7).



Расход первичного пара на РОУ 1,28/0,12 определяется по формуле:

-Первый режим



;



-Второй режим

.



6.2.2 Расчет РОУ 13,8/1,28.







где W – расход охлаждающей воды на охладитель, т/ч;

 и  – энтальпии, соответственно, первичного (13,8 МПа) и вторичного пара (1,28 МПа), кДж/кг;

 – энтальпия охлаждающей воды, кДж/кг (в качестве охлаждающей принята питательная вода с температурой 160С);

 – энтальпия конденсата вторичного пара, кДж/кг;

 – коэффициент, учитывающий долю воды, не испаряющейся в охладителе и сливаемой в дренажную систему (=0,65÷0,7).

Расход первичного пара на РОУ 1,28/0,12 определяется по формуле:

-Первый режим







-Второй режим







-Третий режим






-Четвертый режим







В качестве источника пиковой мощности, для покрытия пиковых тепловых нагрузок, по величине Qпп=164,194МВт выбираем 3 водогрейных котла КВ-Р-52,8-150 с суммарной теплопроизводительностью 174,6 МВт. 



Табл.1 Баланс пара на ТЭЦ

Приход

Расход

Наименование

1

2

3

4

Наименование

1

2

3

4

Острый пар 13,8 МПа

Е-420-13,8-560

420

420

320

411,5

Т-110-12,8

480

480

480

400

 Е-420-13,8-560

389

359,8

368

-

 Т-50/60-12,8

256

256

195

−











 РОУ-13,8/1,28

73

43,8

13

11,5

 Итого

809

779,8

688

411,5

 Итого

809

779,8

688

411,5

Пар производственного отбора 1,28 МПа

 РОУ-13,8/1,28

101,9

61

18

16

 СН

 25

20 

18 

16 











 РОУ1,28/0,12

76,9

41

-

-

 Итого

101,9

61

18

16

 Итого

101,9

61

18

16

Пар теплофикационного отбора 0,12 МПа

Т-110-12,8(DТ-ОТБ=320)

320

320

320

51,03

 ПВП подп.

47,2

45,9

44,8

14,52











 ОП

548

506

370

33,7

 Т-50/60-12,8(DТ-ОТБ=185)

185

185

98,12

−

 ПВП1

0,43

0,414

0,112

-











 ПВП2

2,83

2,56

2,48

2,46

 РОУ-1,28/0,12

93,91

50,414

-

−

 Д 0,12 МПа

0,65

0,54

0,44

0,35

 Итого

598,91

555,414

418,12

51,03

 Итого

598,91

555,414

418,12

51,03




Список литературы



1. Тепловые и атомные электрические станции. Расчёт тепловых схем ТЭЦ. Учебное пособие для студентов теплоэнергетических специальностей очной и заочной форм обучения. Составители: Никифорова С.В., Сушко С.Н., Воронков В.В. – Иркутск: изд-во ИрГТУ, 2010 г. – 94 с.

2. Справочники по теплоэнергетическому оборудованию.




Приложение А



Графики тепловых нагрузок





Рис. А1 График тепловых нагрузок

	 

	Рис. А2 График температуры сетевой воды

Размещено на http://www.