
- •1. Топливо и его сжигание
- •Топливо и его состав
- •Классификация органического топлива
- •Состав топлива
- •Состав твердого и жидкого топлива
- •Элементный состав топлива
- •Теплотехническая оценка элементов топлива
- •Состав газообразного топлива
- •Теплота сгорания топлива (теплотворная способность)
- •Горение топлива
- •Расчеты горения топлива
- •Количество воздуха для горения
- •Действительное количество воздуха
- •Состав и количество продуктов сгорания
- •Определение энтальпии продуктов сгорания
- •Определение температуры сгорания Различают: 1) калориметрическую
- •2. Камеры сгорания гту
- •2.1. Требования, предъявляемые к камерам сгорания
- •2.2. Основные показатели работы камер сгорания
- •Особенности конструкции и основные типы камер сгорания гту
- •Газотурбинные установки
- •Применение газотурбинных установок в нефтяной и газовой промышленности
- •Термодинамические процессы и циклы гту
- •Классификация гту
- •Идеальные циклы в простейшей гту
- •Термодинамический цикл гту с подводом теплоты при постоянном давлении
- •Термодинамический цикл гту с подводом теплоты при постоянном объеме
- •Реальный цикл гту
- •Основные показатели, характеризующие работу гту
- •Внутренние потери
- •Способы повышения экономичности гту
- •Применение регенерации теплоты уходящих газов
- •Гту со ступенчатым сжатием с промежуточным охлаждением и гту со ступенчатым расширением с промежуточным подводом теплоты
- •3.4.4. Парогазовые установки (пгу)
- •Эксплуатационные характеристики газотурбинных установок
- •Основные положения теории подобия лопаточных машин
- •Частичные нагрузки газотурбинных установок
- •Характеристики многоступенчатых компрессоров
- •Согласование режимов работы элементов гту
- •Статические характеристики гту
- •4.3. Тепловой расчет схемы гту
- •4.3.1. Задачи и основные положения расчета
- •4.3.2. Порядок расчета при использовании осредненных значений
- •Первый этап расчета
- •Степень понижения давления в турбине
- •Двухвальные турбины
- •Второй этап расчета
- •Третий этап расчета
- •5. Основные параметров газотурбинных установок
- •5.1. Определение основных параметров газотурбинных установок на основе обобщенных характеристик
- •Техническая характеристика гпа с газотурбинным приводом
- •5.2. Расчет располагаемой мощности гту при планировании режима работы кс
- •Параметры и коэффициенты для определения индивидуальных норм затрат топливного газа и поправочных коэффициентов к нормам
- •5.3. Определение мощности на муфте нагнетатель - гту по параметрам сжимаемого газа
- •5.4. Определение расхода топливного газа для гту
- •6. Диагностика гту
- •6.1. Коэффициенты технического состояния по мощности, к.П.Д. И топливному газу
- •Изменение относительной мощности (в %) в зависимости от дефектов проточной части
- •Изменение политропического к.П.Д. (в %) центробежного нагнетателя в зависимости от зазора и эрозионного подреза лопаток
- •6.2. Определение технического состояния гту и ее загрузки по характеристикам нагнетателя и на основании обобщенных характеристик
- •Механические потери (в кВт) в зависимости от типа привода
Элементный состав топлива
|
Элементы топлива |
|||||||
Индекс |
С |
H |
O |
N |
S летучая |
А |
W |
|
|
|
|
|
|
S орг. |
S колч. |
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|||||
|
|
|
||||||
|
|
Сера в топливе может находиться в виде различных соединений: органических соединений So, колчедана Sк и сернистых солей в виде сульфатов CaSO4, FeSO4 и др. Органическая и колчеданная сера могут гореть и их объединяют в летучую серу Sк + So = Sл . Сульфаты не горят и являются балластом топлива.
S общая = S органическая + S колчеданная + S сульфатная
органические Fe S2 (серный колчедан) минеральные соли
соединения
S летучая
Минеральная часть в процессе сгорания не участвует и полностью переходит в золу.
Она состоит из солей алюминия Al, кремния Si и кальция Ca .
Влагу различают :
- гигроскопичную (химически связанную);
внешнюю (удерживается в топливе механически, при сушке испаряется).
Ср + Hр + Oр + Nр + Sрл + Ар +Wр = 100 % - рабочее тело (по массе)
Если топливо осушить, т.е. удалить влагу, то получится:
Сс + Hc + Oc + Nc + Scл + Ас = 100 % - сухая масса топлива
Элементный состав сухой массы топлива используется для определения засоренности его золой.
Условно удалив из сухой массы топлива минеральную часть, получится:
СГ + HГ + OГ + NГ + SГл + = 100 % - горючая масса топлива
Состав горючей массы ископаемого топлива зависит от характера и условий происхождения топлива и его геологического возраста. Этот состав позволяет более точно установить структуру топлива без воздействия на него внешних условий.
Органическая масса включает в себя только:
С0 + H0+ O0 + N0 = 100 % - органическая масса топлива
Пересчет топлива из одной массы в другую производится по следующим формулам:
горючая
органическая
сухая
органическая
рабочая
органическая
сухая
горючая
рабочая
сухая
Х - содержание какого либо компонента в массе. Например, С:
Для практических теплотехнических расчетов используют элементный состав рабочего топлива, а составы сухой, горючей и органической массы служат для оценки отдельных характеристик топлива, сравнения различных сортов топлива.
Теплотехническая оценка элементов топлива
Углерод С
Является основным горючим элементом топлива. Его содержание на горючую массу составляет:
в древесине и торфе - 60…65 %;
в бурых углях - 67…72 %;
в каменных углях - 76…90 %;
в антрацитах - 92…94 %, т.е.
с увеличением геологического возраста твердого топлива содержание в нем углерода возрастает.
Состав жидких нефтяных топлив является достаточно стабильным и содержание в них углерода колеблется в узких пределах (86…87 %).
Углерод характеризуется высоким удельным тепловыделением:
QРН = 33600 кДж/кг.
Водород Н2
Является вторым важнейшим горючим элементом топлива. Его содержание на горючую массу составляет от 6,5 % (в древесине) до 1,5 % (в антрацитах). В нефтяных топливах содержание водорода колеблется в пределах 10…12 %,
Тепловая ценность водорода:
QРН = 119000 кДж/кг, QРВ = 141500 кДж/кг.
Сера S
Является третьим и весьма нежелательным элементом топлива. Ее содержание колеблется от 0 до 5…6 %.
Теплотворная способность серы QРН = 9000 кДж/кг,
При горении серосодержащего топлива в промышленных печах наряду с сернистым газом SO2 выделяется определенное количество сернистого ангидрида SO3 .
Наличие SO3 вызывает возникновение низкотемпературной (сернокислотной коррозии различного оборудования; кроме того, соединяясь с водяными парами, содержащимися во всех продуктах сгорания, вызывает сернокислотные дожди, загрязнение атмосферы.
Кислород О2 и азот N2
Являются нежелательными элементами топлива. Наличие их в топливе снижает содержание горючих элементов.
Кислород, кроме того, связывает часть горючих веществ в топливе и, тем самым, обесценивает его.
Азот в топливе способствует образованию в продуктах сгорания окислов азота, обладающих высокой токсичностью.
Кислород и азот принято называть внутренним балластом топлива. Содержание их в жидком нефтяном топливе незначительно (0,5 …1,75 %). В твердом топливе азота содержится лишь несколько процентов.
Минеральные вещества (зола)
Это негорючая часть топлива, которая остается после его полного сгорания, Содержание золы с топливе нормируется ГОСТами (в дизельном топливе 0,02 %, в мазуте - 0,3 %, в твердых топливах 30 % и более.
Зола является внешним балластом топлива, снижает содержание горючих элементов в топливе, вызывает дополнительные затраты на добычу и транспортировку, вызывает эрозивный износ оборудования. Содержание ванадия в золе может вызывать (при определенных условиях) появление высокотемпературной коррозии. Соли натрия являются катализатором сернокислой коррозии.
Влага
Относится к внешнему балласту, снижает содержание горючих элементов, снижает тепловую ценность топлива.
На 1 кг влаги расходуется 2,51 МДж/кг.