Аэродинамический расчет теплогенерирующей

АЭРОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ТЕПЛОГЕНЕРИРУЮЩЕЙ

УСТАНОВКИ

3.1 Назначение и виды тягодутьевых устройства

Для работы теплогенерирующей установки необходимо подавать воздух в топку и отводить продукты сгорания.

Тяга и дутье могут быть естественными – за счет самотяги, создаваемой дымовой трубы, и искусственными – воздух в топку подается дутьевыми вентиляторами, а тяга осуществляется дымососами.

Сложный профиль теплогенератора привел к повышению его аэродинамического сопротивления, а снижение температуры отходящих газов – к уменьшению силы тяги, создаваемой трубы данной высоты.

В результате влияния обоих этих факторов в установках с теплогенераторами паропроизводительностью 2,5 т/ч и выше естественная тяга почти полностью уступила место искусственным тяге и дутью.

При сжигании нешлакующихся и малошлакующихся топлива (дрова, торф), можно подавать воздух в топку за счет тяги, т.е. работать без дутьевых вентиляторов.

При сжигании шлакующихся топлив (углей) необходимо искусственное дутье, т.е. установка дутьевых вентиляторов, для преодоления сопротивления слоя шлака и топлива. Иначе в топке, а следовательно, и во всем газовом тракте возникло бы повышенное разрежение, что из-за дополнительных присосов воздуха привело бы к большим коэффициентам избытка воздуха, в вследствие чего снижается К.П.Д. теплогенерирующей установки из-за потери тепла с уходящими газами.

Установка дутьевых вентиляторов требуется также при сжигании газа низкого давления с помощью смесительных горелок и сжигания мазута при использовании механических форсунок с большими расходом мазута и форсунок, где распыливание производится воздухом. При сжигании газа среднего давления и наличии инжекционных горелок, а также сжигании мазута с помощью паровых и механических форсунок небольших размеров необходимое для сгорания количество воздуха эжектируется струей топлива, в этом случае можно обойтись без установки дутьевых вентиляторов.

При создании искусственного дутья производительность вентилятора должна обеспечить подачу необходимо для горения воздуха, а напор – преодолеть суммарное сопротивление воздушного тракта.

В качестве дутьевых обычно устанавливается центробежные вентиляторы среднего давления.

Тяга трубы или дымососа должны преодолеть суммарное сопротивление газового тракта.

Движение потока дымовых газов и воздуха в газовоздушном тракте теплогенерирующей установки является сложным, т.к. газовоздушный тракт имеет повороты, поперечное сечение его неоднократно меняется, а отдельные газоходы заполнены трубными пучками с различными характеристиками. Кроме того, температура и плотность дымовых газов меняется в процессе движения в результате происходящей отдачи теплоты.

Движения дымовых газов и воздуха в газовоздуховодах сопровождается потерей энергии на преодоление сил трения и местные сопротивления.

Определение гидравлических сопротивлений газовоздушного тракта, выбор дутьевых и тяговых устройств производится на основе аэродинамического и теплового расчетов теплогенераторов [3], [11].

Исходными для аэродинамического расчета является скорости (w), температуры (t), расходы воздуха и газов (V) по отдельным участкам соответствующего тракта.

3.2. Основные положения аэродинамического расчета

Целью аэродинамического расчета теплогенерирующей установки (расчетов тяги и дутья) является определение производительности тяговой и дутьевой системы и перепада полных давлений в газовом и воздушном трактах.

Производительность тягодутьевой системы (расход воздуха и газов) Q м³/час определяется по данным теплового расчета для номинальной нагрузки теплогенератора.

Перепад полных давлений на участках тягодутьевого тракта ∆Pn, Па – определяется как сумма сопротивления трения ∆Pтр и местных ∆Pм за вычетом самотяги Рс:

∆Pn=∆Pтр+∆Pм-Рс, Па (3.1)

Все сопротивления делятся на группы: - сопротивления трения, т.е. сопротивления при течении потока в прямом канале, в том числе при продольном омывании пучка труб;

- местные, связанные с изменением формы или направления канала, каждое из которых считается условно сосредоточенным в каком-либо одном сечении канала.

Сопротивление поперечно омываемых трубных пучков обычно не включается в местные сопротивления. Поэтому для теплогенераторов указанная классификация дополняется особым видом сопротивлений – сопротивлением поперечно-омываемых трубных пучков.

Сопротивление трение возникает при движении потока (дымовых газов, воздуха) в газовоздухопроводах, поперечно-омываемых трубчатых и пластинчатых поверхностях нагрева. При обычных аэродинамических расчетах без учета теплообмена сопротивление трения определяют по формуле:

∆Pтр=λ , Па (3.2)

где λ=ƒ(k,Rе) – коэффициент сопротивления трения;

R - коэффициент шероховатости стенок;

Rе=wdэ/ν - число Рейнольдса;

w - скорость потока, м/с;

ν - коэффициент кинематической вязкости текущей среды,м²/с;

dэ - эквивалентный диаметр, м;

ℓ - полная длина канала, м.

Рекомендации по выбору вида функции ƒ, определению Rе, k, ν, dэ для различных случаев даются в [3].

Все местные сопротивления определяются по формуле:

∆Pм= , Па (3.3)

где , Па – величина динамического давления;

ζ - коэффициент местного сопротивления.

Величина коэффициента местного сопротивления ζ принимается в зависимости от типа местного сопротивления.

Значения ζ для основных характерных местных сопротивлений газового и воздушного трактов теплогенерирующих установок будут приведены ниже.

Подробно вопросы определения коэффициентов местных сопротивлений рассматриваются в [3], параграф 1-Г.

Сопротивление пучков труб при поперечном омывании выражаются формулой:

∆Pпоп =ζ , Па (3.4)

Значение коэффициента сопротивления ζ в этом случае зависит от количества рядов и расположения труб в пучке, а также от числа Re. Скорость потока w определяется для сжатого сечения газохода, расположенного в осевой плоскости труб.

Определение ζ для поперечного омываемых пучков труб производится в [3], параграф 1-В.

Расчет перепада давлений в газовом (включая дымовую трубу) и воздушном тракте согласно [3] ведется со следующим упрощениями.

Расчет всех сопротивлений ведется по плотности сухого воздуха при давлении 101325 Па и по скорости воздуха и газов при этом же давлении. В конце расчета при определении перепада полных давлений по тракту необходимо вносить поправку на разницу плотностей газов и воздуха при нормальных условиях и на отличие среднего эффективного давления в тракте от 101325 Па. При необходимости вводится поправка на запыленность дымовых газов (при слоевом сжигании – только для сланцев).

3.3. Дымовые трубы

Дымовые трубы выполняют кирпичными, железобетонными и стальными. Из кирпича обычно сооружают трубы высотой до 80 м, более высокие железобетонные.

Согласно [9] высота дымовой трубы при искусственной тяге определяется в соответствии с указаниями по расчету рассеивания в атмосфере вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятий, и санитарными нормами проектирования промышленных предприятий. Высота дымовых труб должна приниматься 30, 45, 60, 75, 90, 120, 150, 180 м, диаметр выходных отверстий кирпичных труб – 1,2; 1,5; 1,8; 2,1; 2,4; 3 м.

Если в радиусе 200 м от котельной имеются здания высотой более 15 м, минимальная высота трубы принимается 45 м.

Для теплогенерирующих установок с часовым расходом топлива до 10 т/ч при отсутствии дополнительных указаний следует принимать высоту дымовой трубы 30 м/с обязательной последующей проверкой приземных концентраций вредных выбросов*.

Порядок расчета дымовой трубы

3.3.1. Высота дымовой трубы Н, м (принимается).

3.3.2. Температура дымовых газов на входе в трубу – tд.тр.

Температура газов на выходе в трубу (дымовую) принимается равной температуре газов у дымососа:

tg.тр= , Сº (3.5)

где tух – температура уходящих дымовых газов;

dух – коэффициент избытка воздуха уходящих газов;

tхв – температура холодного воздуха, С˚;

(tух, tхв, dух – принимаются из теплового расчета теплогенератора);

dд.тр= dух+∆d - коэффициент избытка воздуха в дымовой трубе.

¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯

*Определение максимальных приземных концентраций вредных веществ выполняется в рамках домашнего задания.

3.3.3. Расход газов через трубу (на выходе из трубы) определяется для случая работы всех приключенных к трубе теплогенераторов при их номинальной нагрузке.

Vд.тр=ВрVух , м/³ч (3.6)

где Вр – расчетный расход топлива, кг/ч;

Vух – Объем дымовых газов при dух, м³/кг;

n - число работающих теплогенераторов, шт.;

Вр и Vух принимаются из теплового расчета теплогенератора.

3.3.4. Скорость газов на выходе из трубы.

Скорость газов на выходе из трубы, также как и высота трубы, определяет условия рассеивания газов и летучей золы в районе расположения теплогенерирующей установки. Максимальная концентрация вредных газов и уносимой зоны в районе уменьшается с увлечением высоты трубы и выходной скорости газов. Поэтому скорость газов на выходе из трубы определяется расчетом по условиям обеспечения допустимой концентрации вредных примесей при придельной высоте трубы.

В тех случаях, когда принимаемая высота трубы обеспечивает допустимую концентрацию вредных веществ при сравнительно умеренных скоростях выхода (теплогенераторы средней и малой производительности), скорость газов на выходе из трубы принимается при искусственной тяге

Wвых = 8÷15 м/с

3.3.5. Внутренний диаметр трубы на выходе дымовых газов (устье трубы)

Д.тр= 0,0188 , м (3.7)

Для кирпичной или железобетонной трубы полученная величина диаметра округляется с учетом выбранной высоты до ближайшего типоразмера.

Вывод:

После округления диаметра трубы до ближайшего топоразмера (в случае кирпичной или железобетонной трубы) скорость истечения газов из трубы (Wвых) соответствующим образом пересчитывается по формуле:

Wвых= , м/с (3.8)

В целях предупреждения проникновения дымовых газов в толщу конструкции кирпичных труб не допускается положительное статическое давление на стенке газоотводящего ствола.

Для этого должно выполнятся условие R<1,

где R – определяющий критерий, равный

R= (3.9)

где λ – коэффициент сопротивления трению, для кирпичных труб с учетом кольцевых выступов футеровки λ=0,05 [3];

і – постоянный уклон внутренней поверхности верхнего участка трубы (при отсутствии данных о конструкции трубы принимается равным 0,002[3];

- ускорение силы тяжести, м/с²;

- плотность наружного воздуха при расчетном режиме, кг/м³;

- плотность дымовых газов при расчетном режиме.

Плотность воздуха и газов при температурах, отличных от 0˚С, определяется по формуле:

, (3.10)

где - плотность воздуха (газов) при нормальных условиях, кг/м ³.

Плотность воздуха при нормальных условиях ов = 1,29 кг/м³.

Температуру воздуха принимаем 20˚С, тогда в= 1,29 кг/м³.

Плотность газов можно определить по формуле = 1,293·Мρ кг/м³,

где Мρ =ƒ() – поправка на разность плотностей газов и воздуха, определяемая как функция от объемной доли водяных паров в уходящих газах по рис. 8-9 [6].

Температура дымовых газов – tд.тр

При R>1 следует увеличить диаметр трубы, по формуле (3.8) определить Wвых и снова проверить условие (3.9). Если условие выполняется, следует приступить к дальнейшему расчету.

Сопротивление дымовой трубы

Сопротивление дымовой трубы складывается из сопротивления трения и потери давления с выходной скоростью.

∆Pд.тр=∆Pтр+∆Pвых, Па (3.11)

При постоянном уклоне в трубе сопротивление трения определяется для бетонных и кирпичных труб по формуле 1:

∆Pт= , Па (3.12)

где – плотность воздуха, кг/м³, определяется при температуре

Сопротивление трения в цилиндрических трубах определяется по формуле (3.2).

Потеря давления с выходной скоростью определяются по формуле (3.3), с коэффициентом местного сопротивления выхода ζ=1,0.

3.3.6. Самотяга дымовой трубы.

Величина самотяги дымовой трубы вычисляется по формуле:

Pсам=Н·g(1,2- , Па (3.13)

3.4. Выбор системы золоулавливания

Котельные, предназначенные для работы на твердом топливе, должны оборудоваться установками для очистки дымовых газов от золы, в случаях, когда

А ·Вн>5000, (3.14)

где А - Содержание золы в рабочей массе топлива, %;

В – номинальный часовой расход топлива, кг/ч.

Выбор типа золоуловителей производится в зависимости от объема очищаемых газов, требуемой степени очистки к компоновочных возможностей.

В качестве золоулавливающих устройств в соответствии с [3] следует принимать:

- блоки циклонов ЦКТИ или ЦИИОГАЗ – при объеме дымовых газов от 6000 до 20000 м³/ч;

- батарейные циклоны – при объеме дымовых газов от 15000 до 150000 м³/ч,

Рекомендации по выбору типа золоуловителей в зависимости от паропроизводительности теплогенераторов приводятся в таблице 7-4 [7], характеристики и основные данные о блоках циклонов и батарейных циклонах – там же, в табл. 7-1, 7-2.

Золоуловители предусматриваются индивидуальные к каждому теплогенератору. Установку золоуловителей необходимо предусматривать на всасывающей стороне дымососов, как правило, на открытых площадках. При соответствующем обосновании допускается установка золоуловителей в помещении.

Сопротивление золоуловителей определяется по формуле (3.2). Коэффициенты сопротивления золоуловителей принимается в зависимости от их конструкции, согласно рекомендаций параграфа 2-3 [3].

3.5. Расчет газового тракта

Расчет газового тракта ведется на номинальную нагрузку теплогенератора.

Газовое сопротивление теплогенерирующей установки (от топки до выхода газов из дымовой трубы) определяется с учетом поправок,

∆P2=(∆Pтг+∆Pж+∆Pвп+∆Pзу+∆Pб+∆Pд.тр) х Па (3.15)

х М

где Рбар – среднее барометрическое давление, Па, которое зависит от высоты расположения котельной над уровнем моря, Н, м.

График зависимости Рбар от Н см.рис. 2-6 [3]. Если Н не превышает 200 м, понижение барометрического давления можно не учитывать, т.е. принимается Рбар=101325 Па.

М – поправка на разность плотностей М ;

∆Pтг – суммарное газовое сопротивление теплогенератора, которое складывается из сопротивления поперечно-омываемых труб, сопротивления трению в продольном омываемых пучках и сопротивления поворотов газов внутри пучков или вне их.

Согласно[9] газовое сопротивление серийно выпускаемых теплогенераторов следует принимать по данным заводов-изготовителей.

Данные о газовом сопротивлении некоторых теплогенераторов приводится нижев таблицах 3.1., 3.2., 3.3.

Таблица 3.1.

Аэродинамические характеристики парогенераторов серии КЕ

Тип парогенератора	К-2,5	КЕ-4	КЕ-6,5	КЕ-10	КЕ-25
Аэродинамическое сопротивление ∆P тг, Па

Таблица 3.2.

Аэродинамические характеристики парогенераторов серии ДЕ

Тип парогенератора	ДЕ-4	ДЕ-6,5	ДЕ-10	ДЕ-16	ДЕ-25
Аэродинамическое сопротивление ∆P тг, Па				916,8

Таблица 3.3.

Аэродинамические характеристики парогенераторов серии ДКВР

Тип парогенератора	ДКВР-4-13	ДКВР-6,5-13	ДКВР-10-13
Аэродинамическое сопротивление, Па	При номинальной производительности (тв. топливо)
При повышенной производительности (топливо газ, мазут)

Так как в парогенераторах типов ДЕ, КЕ, ДКВР пароперегреватели установлены вместо пучков конвективных труб первого газохода, то аэродинамическое сопротивление пароперегревателя отдельно не рассчитывается. Считается, что установка пароперегревателя не изменяет газовое сопротивление парогенератора.

Для теплогенераторов нетиповых конструкций аэродинамическое сопротивление следует рассчитывать согласно [3].

∆Pд.тр – аэродинамическое сопротивление дымовой трубы, Па, принимается из расчета дымовой трубы;

∆Pзу – аэродинамическое сопротивление золоуловителя, Па, принимается из расчета золоуловителя. При отсуствии золоуловителя ∆Pзу=0.

Сопротивление экономайзера как пучка, Составленного из поперечно омываемых ребристых труб, рассчитывается по общей формуле (3.4).

∆Pэк=ζ , Па (3.16)

где Wэк – средняя скорость дымовых газов в экономайзере – принимается из теплового расчета экономайзера, м/с;

ρ – плотность прт средней температуре дымовых газов в экономайзере, кг/м³. Средняя температура дымовых газов в экономайзере принимается из теплового расчета экономайзера;

ζ – коэффициент сопротивления, принимается согласно рекомендациям параграфа 1-В [3].

Для типового чугунного экономайзера ВТИ, ЦККБ и ЦКТИ согласно[3] коэффициент сопротивления можно принимать

ζ=0,5*Z2 (3.17)

где - число рядов труб экономайзера по ходу газов (из теплового расчета);

∆Pвп - аэродинамическое сопротивление воздухоподогревателя, Па.

Для трубчатых воздухоподогревателей сопротивления складывается из сопротивления трения в трубах и сопротивления входа в трубы и выхода из них.

Скорость в трубах и температура потока для расчета принимаются средние для воздухоподогревателя (из теплового расчета).

∆Pвп= [m (ζвх+ζвых)+ , Па (3.18)

где ℓ - длина труб воздухоподогревателя, м;

ζвх и ζвых – определяются в зависимости от отношения суммарной площади живого сечения трубы к площади живого сечения газохода до и после воздухоподогревателя по рис. УП-11[3];

m – количество последовательно-расположенных по ходу газов отдельных кубов воздухоподогревателя (число ходов по ходу газов),из теплового расчета.

Сопротивление трения определяется по рис. УП-4 [3].

При курсовом проектировании для стандартных воздухоподогревателей с трубками диаметром 40x1,5мм (табл. 5-16) – dэ=0,037 м, для скоростей дымовых газов 10-14 м/с и температур в диапазоне (200 - 300°С) можно принять:

ζвх = 0,28; ζвых = 0,37; λ = 0,037 (3.19)

∆Pб – суммарное сопротивление стальных газопроводов и кирпичных боровов состоит из сопротивления трения и местных сопротивлений

∆Pб= ∆Pтр+ ∆Pм, Па (3.20)

При разработки компоновки теплогенерирующей установки большое внимание должно быть уделено рациональной трассировки и компоновке газопроводов (боровов) и их узлов. Простота схемы является важным фактором, способствующим повышению надежности и экономичности установки.

Схемы газопроводов должна выполнятся так, чтобы сопротивление основного потока газов, определяющее необходимое давление дымососа, было минимальным при оптимальных значениях скоростей. Подробные рекомендации по выбору оптимальных скоростей приводятся в п.Ш-10 [3] Для ориентировочных подсчетов можно считать экономическим (оптимальными) скорости: для стальных газопроводов - 8-12 м/с, для кирпичных боровов - 4-6 м/с.

Пример схемы газопроводов приведен на рис. 3.1.

Рис. 3.1. Схема газового тракта теплогенерирующей установки:

а - теплогенератор;б - воздухоподогреватель (экономайзер); в - золоуловитель; г - дымосос; д - дымовая труба.

Местные сопротивления: 1-9, 13 - повороты на 90º; 10 - всасывающий карман; 11 - диффузор; 12 - поворот на 45º; 14 - вход в дымовую трубу; 15 - шифер.

Газопроводы на участке «воздухоподогреватель - золоуловитель» рассчитываются по расходу и температуре газов у дымососа. При отсутствии золоуловителей газопроводы от воздухоподогревателя до дымовой трубы рассчитываются по температуре и расходу газов у дымососа.

Секундный расход газов у дымососа рассчитывается по формуле:

Vq=Bp(Vyx + ∆dVº) , м³/с (3.21)

где В_p - расчетный расход топлива (кг/ч или нм³/ч);

V_yx - объем дымовых газов на 1 кг (нм³) топлива при (из теплового расчета);

Vº - теоретический объем воздуха, м³/кг;

tg - температура газов у дымососа, Cº;

∆ - присос воздуха в газопроводах за воздухоподогревателем.

Присосы воздуха за воздухоподогревателем принимаются 0,01 на каждые 10 м длины стальных и 0,05 на каждые 10 м длины кирпичных газопроводов. Для золоуловителей присос равен 0,05.

Температура газов у дымососа при ∆ ≤0,1 принимается равной температуре газов за воздухоподогревателем (t yx из теплового расчета).

При ∆ ≤0,1 она определяется по приближенной формуле:

tg= , C (3.22)

На коротких участках газового тракта сечения газопроводов и, следовательно, скорости в них обычно определяются присоединительными размерами элементов оборудования, расположенных на этих участках. Но для участков достаточно большое протяженности следует принимать экономические скорости, о которых говорилось выше.

Сечение газопровода (отдельно для стальных и кирпичных боровов) определяется по формуле:

, м (3.23)

где Vg - секундный расход дымовых газов для данного участка (Vyx или Vg), м³/с;

Wэк - экономическая скорость, м/с.

Диаметр стального газопровода определяется по формуле (для круглого сечения):

d= , м (3.24)

Размеры прямоугольного газопровода (стального или кирпичного) определяются по формулам:

h=1,2 , м (3.25)

, м (3.26)

где h - высота канала;

в - ширина канала.

В случае округления размеров (или при заданных размерах) следует уточнять скорость по формуле:

= , м/с (3.27)

Согласно п. Ш-4 [3] и п. 7-9 [9] на длинных участках внутри котельной рекомендуется принимать остальные газопроводы круглого сечения.

Котельные газопроводы имеют, как правило, большое сечение и сравнительно небольшую длину. Вследствие этого относительная длина ℓ/dэ и, следовательно, сопротивление трения в них незначительное и общее сопротивление в них определяется в основном местными сопротивлениями. Поэтому при скоростях газов, меньше 25 м/с, сопротивление трения рассчитывается только для одного-двух наиболее длинных участков постоянного сечения, и полученная величина умножается на отношение суммарной длины газопровода к длине рассчитанных участков. Расчет сопротивления трения ведется по формуле (3.2). При W≤15 м/с и ℓ≤100 и коэффициент λ можно принимать для стальных нефутерованных газопроводов равным 0,02, для стальных футерованных и кирпичных при dэ≥0,9 м, λ=0,03, при dэ<0,9, λ=0,04.

Значение ∆Pтр, определенное согласно вышеизложенным рекомендациям, подставляется в формулу (3.23) для определения ∆Pб.

Потери давления в местных сопротивлениях ∆Pм определяются по общей формуле (3.3) согласно рекомендаций параграфа 2-ж [3]. Для каждого местного сопротивления определяется его коэффициент местного сопротивления ζ и умножается на динамический напор при скорости, к которой отнесен ζ. Затем потери давления во всех местных сопротивлениях суммируются:

, Па (3.28)

где і =1,2,…, n, а

n - общее количество местных сопротивлений.

Приведем значение или способы определения для некоторых наиболее характерных местных сопротивлений газового тракта с учетом рекомендуемых [3] упрощений. Для любых плавных поворотов на 90º ζ=0,3. Для углов поворота, отличных от 90º ζ, пересчитывается пропорционально углу (ζ

Для плотности открытого шибера (поворотного клапана) ζ=0,1.

Коэффициент местного сопротивления всасывающего кармана дымососа ζ=0,2.

Диффузор за дымососом выбирается таким, чтобы его коэффициент сопротивления не превышал ζ=0,2-0,25 (согласно п. Ш-17 [3]).

Коэффициент местного сопротивления типового входа в трубудля ориентировочных расчетов можно принимать ζ=1,1.

Перепад полных давлений по газовому тракту при уравновешенной тяге рассчитывается по формуле:

∆Pn=P"т+∆Pг-Рсам, Па (3.29)

где P"т - разрежениена выходе из выходе из топки, необходимое для предотвращения выбивания газов; обычно принимают P"т=20+30 Па;

Рсам - суммарная самотяга газового тракта, Па, с соответствующим знаком;

∆Pг - суммарное сопротивление газового тракта, определенное по формуле (3.19), Па.

3.6. Расчет воздушного тракта

Расчет воздушного тракта, как и газового, ведется на номинальную нагрузку теплогенератора. Все исходные данные: температура воздуха, живое сечение и средняя скорость воздуха в воздухоподогревателе и т.п. поднимаются из теплового расчета или определяются по нормативному

Так же, как и для газопроводов, при разработке компоновки теплогенерирующей установки большое внимание должно быть уделено рациональной трассировке и компоновке воздушного тракта.

Воздуховод обычно выполняется стальным или круглого прямоугольного сечения. Так же, как и для газопроводов, желательное применение воздуховодов круглого сечения на достаточно протяженных участках. Размеры этих воздуховодов должны принимается из расчета соблюдения экономических скоростей воздуха, обеспечивающих минимум суммарных эксплуатационных затрат. Рекомендации по выбору оптимальных скоростей в воздуховодаххолодного и горячего воздуха приводятся в п. Ш-10 [3]. Для ориентировочных подсчетов можно принять для воздуховодов холодного воздуха Wэк=8-12 м/с, для горячего воздуха (после воздухоподогревателя) Wэк=16-18 м/с.

Пример схемы воздушного тракта приведен на рис. 3.2.

Рис. 3.2. Схема воздушного тракта теплогенерирующей установки:

а - теплогенератор; б - воздухоподогреватель, в - дутьевой вентилятор; местные сопротивления: 1-патрубок для забора воздуха; 2-всасывающий карман; 3-диффузор; 4-10 - повороты на 90º.

(От заборного окна до воздухоподогревателя или до топочного устройства, если воздухоподогреватель отсутствует).

Количество холодного воздуха, подаваемое дутьевым вентилятором

Vхв=ВрVº(dт-∆dт+∆dвп) , м³/ч (3.30)

где - коэффициент избытка воздуха в топке;

- присос воздуха в топке;

- относительная утечка воздуха в воздухоподогревателе, принимаема равной присосу в нем по газовой стороне;

tхв - температура холодного воздуха, засасываема вентилятором из котельной, при расчете типовых конструкций принимается равной 30ºС[3]. В зависимости от местных условий tхв может приниматься другой.

Все величины, входящие в формулу (3.30), берутся из теплового расчета. Исходя из экономических скоростей воздуха сечение главного канала воздуховода холодного воздуха ƒв= , м². Диаметр воздухопровода круглого сечения d= м. Размеры прямоугольного воздухопровода а=1,2 , м; В= , м.

Так же, как и в газопроводах, в случаи округления размеров по формуле (3.27) уточняется скорость воздуха.

3.6.2. Воздухопровод горячего воздуха (в случае установки воздухоподогревателя).

Расход горячего воздуха определяется в соответствии с тепловым расчетом по формуле:

Vгв=VºВр(dт-∆dт) , м³/ч (3.31)

где tгв - температура горячего воздуха принимается непосредственно из теплового расчета.

На этот расход рассчитывается воздуховод от воздухоподогревателя до топочного устройства.

Размеры воздухопровода горячего воздуха определяются по тем же формулам, что и для воздуховода холодного воздуха.

3.6.3. Суммарное сопротивление воздушного тракта.

Суммарное сопротивление воздушного тракта состоит из:

сопротивления топочного устройства - ∆Pту

сопротивлений воздуховодов холодного и горячего воздуха

сопротивления воздухоподогревателя - ∆Pвп

∆P=(∆Pту+∆P

где ∆Pту - сопротивление топочного устройства при слоевом принимается по таблице 3.4.

Таблица 3.4.

Необходимое давление воздуха под решеткой в слоевых топках

№ Тип топки и сорт топлива Необходимое давление при ∆Pт, Па

А. Механические и полумеханические топки

1. Топка с цепной решеткой.

Бурые углы типа челябинских, А =6,5 785

Слабоспекающиеся каменные углы типа СС,

Апр=2 785

Неспекающиеся каменные углы типа Д и Г,

Апр=4 785

Антрациты АС, АМ, АРШ, АСМ 900

2. Шахтно-цепные топки.

Торф кусковой, W =45-50% 785

3. Топки с цепной решеткой и забросом топлива на

слой.

Бурые угли, каменные угли V A =4 490/590

4. Топки с шурующей планкой.

Бурые угли и каменные угли с V A =4

5. Топка с забрасывателем и неподвижным слоем.

Бурые угли 590/785*

Антрациты АС и АМ, Апр=2 980/1375*

Каменные угли с V A =4 590/785*

Антрациты АРШ, АСШ с Апр =3 980/1375*

6. Топки с наклонно-переталкивающих решетками.

Бурые угли с W ≤40%, Апр=6,5+10 590

Сланци, Апр=25 590

7. Шахтные топки.

Торф, W ≤40%, A =10% 590

8. Скорость топки.

Рубленная 690

Дробленные отходы и опилки 980

9. Топки с неподвижной решеткой и ручным забросом.

Рядовые каменные угли 785

Остальные виды топлива 980

¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯

* В знаменателе - необходимое давление в воздушном коробе перед топкой для топок с ПМЗ.

При сжигании газа и мазута ∆Pту принимается как сопротивление горелки. Аэродинамические сопротивления некоторых горелок, используемых в теплогенераторах типа ДЕ, КЕ и ДКВР приводятся в таблице 3.5.

Аэродинамическое сопротивления горелочных устройств

Тип горелки ГМ-2,5 ГМ-4,5 ГМ-7 ГМ-10 ГМП-16 ГМГ-1,5 м

Аэродинамичес.

сопр., Па 785 883 1080 1570 3924 1178

Тип горелки ГМГ-2м ГМГ-4м ГМГ-5м РГМГ-4 РГМГ-6,5 РГМГ-7

Аэродинамичес.

сопр., Па 1178 1178 1178 980 1080 1962

∆P - сопротивление воздуховода холодного воздуха.

Расчет воздуховодов сводится к определению местных сопротивлений. Сопротивления трения при скоростях воздуха меньше 10 м/с могут не учитываться. При скоростях холодного воздуха 10-20 м/с сопротивления трения учитываются приближенно: подсчитываются сопротивления трения одного-двух наиболее длинных участков постоянного сечения и полученная величина умножается на отношение суммарной длины воздухопровода к длине рассчитываемого участка.

Сопротивление трения подсчитывается по формуле (3.2) с приближенным значением коэффициента λ=0,02 (железный нефутерованный воздуховод).

Местные сопротивления определяются так же, как и для газопроводов. Коэффициент местного сопротивления патрубка для забора воздуха можно принимать 0,2 + 0,3.

∆P - сопротивление воздухопровода горячего воздуха.

Расчет сопротивлений воздухопровода горячего воздуха ведется в соответствии со всеми упрощениями, указанными для расчета газопроводов при искусственной тяге.

∆Pвп - сопротивление воздухоподогревателя (по воздуху).

Подробно расчет сопротивлений воздухоподогревателей разных типов рассматривается в параграфе 3-Г [3].

Расчет сопротивлений трубчатых воздухоподогревателей с поперечным умыванием и поворотами воздуха вне пучка производится по формуле:

∆Pвп=K(∆Pпоп+∆Pпов) Па (3.33)

где ∆Pпоп - сопротивление поперечно омываемых трубных пучков, Па;

∆Pпов - сопротивление поворотов в перепускных коробах, Па;

K - поправочный коэффициент, принимается при числе ходов по воздуху не более двух

равным 1,05; при числе ходов больше двух - 1,15.

Сопротивление поворотов на 180º определяется как местное сопротивление по общей формуле (3.3) с коэффициентом ζ=3,5. При этом расчетное сечение (F) для определения скорости рассчитывается как средние из трех сечений: на входе (F ), на выходе (F ) и в середине поворота (F ) по формуле:

, м² (3.34)

При этом F и F принимаются без учета загромождения трубами, т.е. по размерам короба.

Сопротивление поперечно омываемых трубных пучков определяется по общей формуле (3.4), где коэффициент сопротивления гладкотрубного шахматного пучка

ζ=ζ (£ +1) (3.35)

£ - число рядов труб по глубине пучка (общее количество рядов труб по ходу воздуха);

ζ - коэффициент сопротивления, отнесенный к одному ряду пучка.

ζ определяется согласно рекомендациям п. 1-18 [3]. Для стандартных воздухоподогревателей из таблице 5-16 [7] в диапазоне скоростей воздуха 5+7 м/с и температур 90+150ºС ζ можно принимать равным 0,273.

3.6.4. Самотяга.

Самотяга любого участка воздушного тракта определяется по формуле

∆P=±H(1,2 - ), Па (3.36)

Самотяга воздушного тракта подсчитывается только для двух участков.

Первый участок - воздухоподогреватель, для которого расчетная высота принимается равной разности отметок ввода воздухопровода холодного воздуха и вывода воздухопровода горячего воздуха.

Второй участок - весь воздухопровод горячего воздуха, расчетная высота которого принимается равной разности отметок вывода воздухопровода горячего воздуха из воздухоподогревателя и входа в топку, т.е. оси горелки или оси поверхности полотна решетки.

При отсутствии воздухоподогревателя самотяга не рассчитывается.

3.6.5. Перепад полных давлений воздушного тракта.

∆P=∆P-∆Pc-P'm, Па (3.37)

где

P'm=P''m+H'·0,95·g, Па

P''m=20 Па - разрежение на выходе из топки;

H' - расстояние по вертикали между центрами сечений выхода газов из топки и ввода в топку.

3.7.Выбор дымососов и вентиляторов

После определения расчетных величин расхода дымовых газов или воздуха и сопротивления тракта при номинальной нагрузке теплогенератора выбор вентилятора или дымососа сводится к подбору машины, обеспечивающей с соответствующими запасами требуемые производительность и давление, и потребляющей при принятом способе регулирования наименьшее количество энергии.

Основными параметрами дымососов и вентиляторов являются их производительность и полное давление.

Производительность машины (расход) - Q, м³/ч определяется при фактически имеющих место в машине условия - температура и давление перемещаемой среды.

Полное давление машины - Р, Па представляет собой перепад полных давлений в выходном и входным патрубках дымососа или вентилятора.

Расчетная производительность машины определяется по формуле:

Q p= ß , м³/ч (3.38)

где ß - коэффициент запаса по расходу, принимается по таблице 3.6;

Q - расход газа или воздуха при номинальной нагрузке, м³/ч.

Для дымососа Q=Vg·3600, м³/ч

где Vg определяется по формуле (5.9).

Для дутьевого вентилятора Q=Vхв, м³/ч

где Vхв определяется по формуле (6.1).

Расчетное полное давление машины

Рр=ß ·∆Р, Па (3.39)

где ß - коэффициент запаса по давлению, принимается по таблице 7.1;

∆Р - перепад полных давлений в тракте при номинальной нагрузке, Па, определяется по формуле (5.14) для дымососа и по формуле (6.8) для дутьевого вентилятора.

Таблица 3.6.

Коэффициенты запаса для выбора тягодутьевых машин

Характеристика теплогенераторов	Коэффициенты запаса
ß	ß
дымосос	вентилятор	дымосос	вентилятор
Средне и большой производительности D>20 т/ч 1,05 1,05 1,1 1,1 Малой производительности D≤20 т/ч 1,1 1,05 1,2 1,1

Мощность электродвигателя

Установленная мощность электродвигателя к тягодутьевому устройству определяется по формуле:

N=1,1 , кВт (3.40)

где - эксплутационный к.п.д. машины при расчетном режиме (в долях).

По подсчитанной мощности подбирается без каких-либо дополнительных запасов электро двигатель (или ближайший больший по мощности).

Дата добавления: 2015-08-29