+7(499) 136 06 90

+7(495) 704-31-86

[email protected]

Температура горения природного газа в котле


Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Cтраница 1

Теоретическая температура горения на выходе из топки для котлов, оборудованных различными газовыми горелками, при работе на природном газе составляет 1700 - 1900 С, что примерно на 300 - 600 С выше, чем при слоевом сжигании твердого топлива. Температура продуктов горения за котлом типа ДКВ при сжигании каменных углей по расчету составляет 310 - 320 С, а при сжигании природного газа 250 - 260 С. При испытании котла ДКВ-2, оборудованного вертикальными щелевыми горелками с нагрузкой 2 т / ч, получены температуры за котлом 170 - 175 С. При эксплуатационных испытаниях котлов типа ДКВ и ДКВР, оборудованных различными горелками, зафиксированы температуры продуктов горения за котлом от 230 до 270 С.  [1]

Теоретическая температура горения возрастает по мере приближения состава смеси к стехиометрическому и уменьшения содержания инертных компонентов, а также при увеличении начальной температуры смеси и др. При этом увеличивается взрывоопасность смеси; одновременно повышается и нормальная скорость горения. Таким образом, нормальная скорость горения может служить критерием взрывоопасное газовой смеси.  [2]

Теоретическая температура горения, подсчитанная с учетом диссоциации в условиях высокой температуры СОаиШО, равна 1950 при сжигании газа в стехиометрическом объеме сухого воздуха и при исходной температуре газа и воздуха - 0 С.  [3]

Теоретическая температура горения, подсчитанная с учетом диссоциации в условиях высокой температуры СОа и НаО, равна 1950, а с учетом содержания в воздухе 1 % влаги по весу - 1920 ( см. табл. 81, стр.  [4]

Теоретическая температура горения зависит от коэффициента избытка воздуха. При увеличении коэффициента избытка воздуха температура Та снижается.  [6]

Теоретическая температура горения возрастает по мере приближения состава смеси к стехиометрическому и уменьшения содержания инертных компонентов, а также при увеличении начальной температуры смеси и др. При этом увеличивается взрывоопасность смеси; одновременно повышается и нормальная скорость горения. Таким образом, величина нормальной скорости горения может служить критерием взрывоопасное газовой смеси.  [7]

Теоретическая температура горения, как видно из формулы (2.41), отличается от максимальной температуры только на значение теплоты диссоциации.  [8]

Теоретическая температура горения определяет пирометрический уровень в камере. Температура уходящих газов является реальной в выходном сечении камеры. В большинстве случаев она определяет наиболее низкий уровень температур в - камере. Поэтому логично ожидать, что величина эффективной температуры будет находиться между этими Двумя температурами и определять ее как функцию этих температур.  [9]

Теоретическая температура горения, как видно из формулы ( Х-3), отличается от жаропроизводительности только на величину теплоты диссоциации. Известно, что при высоких температурах в продуктах горения происходит диссоциация углекислоты и водяных паров.  [10]

Теоретическая температура горения ( / т) отличается от ка лориметрической тем, что учитывается понижение температуры за счет диссоциации продуктов горения.  [11]

Теоретическая температура горения зависит от коэффициента избытка воздуха. При увеличении коэффициента избытка воздуха температура Та снижается.  [13]

Теоретическая температура горения, полученная при условии полного сгорания топлива в теоретически необходимом для горения объеме воздуха, зависит от состава топлива и его теплоты сгорания. Так как процессы диссоциации практически могут идти при температурах горения свыше 1700 С, то теоретическая температура горения очень близка к калориметрической температуре.  [14]

Теоретическая температура горения определяется по значению тепловыделения в топке QR QE 26 732 кДж / кг с помощью 1 - Т табл. 6.6 Та 1707 К.  [15]

Страницы:      1    2    3    4    5

www.ngpedia.ru

8.3. Температура горения

В теплотехнике различаются следующие температуры горения газов: жаропроизводительность, калориметрическую, теоретическую и действительную (расчетную). Жаропроизводительность tж — максимальная температура продуктов полного сгорания газа в адиабатических условиях с коэффициентом избытка воздуха α = 1,0 и при температуре газа и воздуха, равной 0°C:

tж = Qн /(ΣVcp) (8.11)

где Qн — низшая теплота сгорания газа, кДж/м3; ΣVcp — сумма произведений объемов диоксида углерода, водяного пара и азота, образовавшихся при сгорании 1 м3 газа (м3/м3), и их средних объемных теплоемкостей при постоянном давлении в пределах температур от 0°С до tж (кДж/(м3•°С).

В силу непостоянства теплоемкости газов жаропроизводительность определяется методом последовательных приближений. В качестве начального параметра берется ее значение для природного газа (≈2000°С), при α = 1,0 определяются объемы компонентов продуктов сгорания, по табл. 8.3 находится их средняя теплоемкость и затем по формуле (8.11) считается жаропроизводительность газа. Если в результате подсчета она окажется ниже или выше принятой, то задается другая температура и расчет повторяется. Жаропроизводительность распространенных простых и сложных газов при их горении в сухом воздухе приведена в табл. 8.4. При сжигании газа в атмосферном воздухе, содержащем около 1 вес. % влаги, жаропроизводительность снижается на 25–30°С.

Калориметрическая температура горения tK — температура, определяемая без учета диссоциации водяных паров и диоксида углерода, но с учетом фактической начальной температуры газа и воздуха. Она отличается от жаропроизводительности tж тем, что температура газа и воздуха, а также коэффициент избытка воздуха α принимаются по их действительным значениям. Определить tK можно по формуле:

tК = (Qн + qфиз)/(ΣVcp) (8.12)

где qфиз — теплосодержание (физическая теплота) газа и воздуха, отсчитываемое от 0°С, кДж/м3.

Природные и сжиженные углеводородные газы перед сжиганием обычно не нагревают, и их объем по сравнению с объемом воздуха, идущего на горение, невелик. Поэтому при определении калориметрической температуры теплосодержание газов можно не учитывать. При сжигании газов с низкой теплотой сгорания (генераторные, доменные и др.) их теплосодержание (в особенности нагретых до сжигания) оказывает весьма существенное влияние на калориметрическую температуру. Зависимость калориметрической температуры природного газа среднего состава в воздухе с температурой 0°С и влажностью 1% от коэффициента избытка воздуха а приведена в табл. 8.5, для сжиженного углеводородного газа при его сжигании в сухом воздухе — в табл. 8.7. Данными табл. 8.5–8.7 можно с достаточной точностью руководствоваться при установлении калориметрической температуры горения других природных газов, сравнительно близких по составу, и углеводородных газов практически любого состава. При необходимости получить высокую температуру при сжигании газов с малыми коэффициентами избытка воздуха, а также для повышения КПД печей, на практике подогревают воздух, что приводит к росту калориметрической температуры (см. табл. 8.6).

Теоретическая температура горения tT — максимальная температура, определяемая аналогично калориметрической tK, но с поправкой на эндотермические (требующие теплоты) реакции диссоциации диоксида углерода и водяного пара, идущие с увеличением объема:

СО2 ‹–› СО + 0,5О2 — 283 мДж/моль (8.13)

Н2О ‹–› Н2 + 0,5О2 — 242 мДж/моль (8.14) При высоких температурах диссоциация может привести к образованию атомарного водорода, кислорода и гидроксильных групп ОН. Кроме того, при сжигании газа всегда образуется некоторое количество оксида азота. Все эти реакции эндотермичны и приводят к снижению температуры горения. Теоретическая температура горения может быть определена по следующей формуле:

tT = (Qн + qфиз – qдис)/(ΣVcp) (8.15)

где qдис — суммарные затраты теплоты на диссоциацию СО2 и Н2О в продуктах сгорания, кДж/м3; ΣVcp — сумма произведения объема и средней теплоемкости продуктов сгорания с учетом диссоциации на 1 м3 газа.

Как видно из табл. 8.8, при температуре до 1600°С степень диссоциации может не учитываться, и теоретическую температуру горения может принять равной калориметрической. При более высокой температуре степень диссоциации может существенно снижать температуру в рабочем пространстве. На практике особой необходимости в этом нет, теоретическую температуру горения необходимо определять только для высокотемпературных печей, работающих на предварительно нагретом воздухе (например, мартеновских). Для котельных установок в этом нужды нет.

Действительная (расчетная) температура продуктов сгорания tд — температура, которая достигается в ­реальных условиях в самой горячей точке факела. Она ниже теоретической и зависит от потерь теплоты в окружающую среду, степени отдачи теплоты из зоны горения излучением, растянутости процесса горения во времени и др. Действительные усредненные температуры в топках печей и котлов определяются по тепловому балансу или приближенно по теоретической или калориметрической температуре горения в зависимости от температуры в топках с введением в них экспериментально установленных поправочных коэффициентов:

tд = tтη (8.16)

где η— т.н. пирометрический коэффициент, укладывающийся в пределах: - для качественно выполненных термических и нагревательных печей с теплоизоляцией — 0,75–0,85; - для герметичных печей без теплоизоляции — 0,70–0,75; - для экранированных топок котлов — 0,60–0,75.

В практике надо знать не только приведенные выше адиабатные температуры горения, но и максимальные температуры, возникающие в пламени. Их приближенные значения обычно устанавливают экспериментально методами спектрографии. Максимальные температуры, возникающие в свободном пламени на расстоянии 5–10 мм от вершины конусного фронта горения, приведены в табл. 8.9. Анализ приведенных данных показывает, что максимальные температуры в пламени меньше жаропроизводительности (за счет затрат тепла на диссоциацию Н2О и СО2 и отвода теплоты из пламенной зоны).

Таблица 8.3. Средняя объемная теплоемкость газов, кДж/(м3•°С)

Температура, °С CO2 N2 O2 CO Ch5 h3 h3O (водяные пары) воздух
сухой влажный на 1 м3 сухого газа
0 1,5981 1,2970 1,3087 1,3062 1,5708 1,2852 1,4990 1,2991 1,3230
100 1,7186 1,2991 1,3209 1,3062 1,6590 1,2978 1,5103 1,3045 1,3285
200 1,8018 1,3045 1,3398 1,3146 1,7724 1,3020 1,5267 1,3142 1,3360
300 1,8770 1,3112 1,3608 1,3230 1,8984 1,3062 1,5473 1,3217 1,3465
400 1,9858 1,3213 1,3822 1,3356 2,0286 1,3104 1,5704 1,3335 1,3587
500 2,0030 1,3327 1,4024 1,3482 2,1504 1,3104 1,5943 1,3469 1,3787
600 2,0559 1,3453 1,4217 1,3650 2,2764 1,3146 1,6195 1,3612 1,3873
700 2,1034 1,3587 1,3549 1,3776 2,3898 1,3188 1,6464 1,3755 1,4020
800 2,1462 1,3717 1,4549 1,3944 2,5032 1,3230 1,6737 1,3889 1,4158
900 2,1857 1,3857 1,4692 1,4070 2,6040 1,3314 1,7010 1,4020 1,4293
1000 2,2210 1,3965 1,4822 1,4196 2,7048 1,3356 1,7283 1,4141 1,4419
1100 2,2525 1,4087 1,4902 1,4322 2,7930 1,3398 1,7556 1,4263 1,4545
1200 2,2819 1,4196 1,5063 1,4448 2,8812 1,3482 1,7825 1,4372 1,4658
1300 2,3079 1,4305 1,5154 1,4532 1,3566 1,8085 1,4482 1,4771
1400 2,3323 1,4406 1,5250 1,4658 1,3650 1,8341 1,4582 1,4876
1500 2,3545 1,4503 1,5343 1,4742 1,3818 1,8585 1,4675 1,4973
1600 2,3751 1,4587 1,5427 1,8824 1,4763 1,5065
1700 2,3944 1,4671 1,5511 1,9055 1,4843 1,5149
1800 2,4125 1,4746 1,5590 1,9278 1,4918 1,5225
1900 2,4289 1,4822 1,5666 1,9698 1,4994 1,5305
2000 2,4494 1,4889 1,5737 1,5078 1,9694 1,5376 1,5376
2100 2,4591 1,4952 1,5809 1,9891
2200 2,4725 1,5011 1,5943 2,0252
2300 2,4860 1,5070 1,5943 2,0252
2400 2,4977 1,5166 1,6002 2,0389
2500 2,5091 1,5175 1,6045 2,0593

Таблица 8.4. Жаропроизводительность газов в сухом воздухе

Простой газ Жаропроизводительность, °С Сложный газ усредненного состава Приближенная жаропроизводительность, °С
Водород 2235 Природный газовых месторождений 2040
Оксид углерода 2370 Природный нефтяных месторождений 2080
Метан 2043 Коксовый 2120
Этан 2097 Высокотемпературной перегонки сланцев 1980
Пропан 2110 Парокислородного дутья под давлением 2050
Бутан 2118 Генераторный из жирных углей 1750
Пентан 2119 Генераторный паровоздушного дутья из тощих топлив 1670
Этилен 2284 Сжиженный (50% С3Н4+50% С4Н10) 2115
Ацетилен 2620 Водяной 2210

Таблица 8.5. Калориметрическая и теоретическая температуры горения природного газа в воздухе с t = 0°С и влажностью 1%* в зависимости от коэффициента избытка воздуха α

Коэффициент избытка воздуха α Калориметрическая температура горения tк, °С Теоретическая температура горения tт, °С Коэффициент избытка воздуха α Калориметрическая температура горения tк, °С
1,0 2010 1920 1,33 1620
1,02 1990 1900 1,36 1600
1,03 1970 1880 1,40 1570
1,05 1940 1870 1,43 1540
1,06 1920 1860 1,46 1510
1,08 1900 1850 1,50 1470
1,10 1880 1840 1,53 1440
1,12 1850 1820 1,57 1410
1,14 1820 1790 1,61 1380
1,16 1800 1770 1,66 1350
1,18 1780 1760 1,71 1320
1,20 1760 1750 1,76 1290
1,22 1730 1,82 1260
1,25 1700 1,87 1230
1,28 1670 1,94 1200
1,30 1650 2,00 1170

Таблица 8.6. Калориметрическая температура горения природного газа tк, °С, в зависимости от коэффициента избытка сухого воздуха и его температуры (округленные значения)

Коэффициент избытка воздуха α Температура сухого воздуха, °С
20 100 200 300 400 500 600 700 800
0,5 1380 1430 1500 1545 1680 1680 1740 1810 1860
0,6 1610 1650 1715 1780 1840 1900 1960 2015 2150
0,7 1730 1780 1840 1915 1970 2040 2100 2200 2250
0,8 1880 1940 2010 2060 2130 2200 2260 2330 2390
0,9 1980 2030 2090 2150 2220 2290 2360 2420 2500
1,0 2050 2120 2200 2250 2320 2385 2450 2510 2560
1,2 1810 1860 1930 2000 2070 2140 2200 2280 2350
1,4 1610 1660 1740 1800 2870 1950 2030 2100 2160
1,6 1450 1510 1560 1640 1730 1800 1860 1950 2030
1,8 1320 1370 1460 1520 1590 1670 1740 1830 1920
2,0 1220 1270 1360 1420 1490 1570 1640 1720 1820

Таблица 8.7. Калориметрическая температура горения tк технического пропана в сухом воздухе с t = 0°С в зависимости от коэффициента избытка воздуха α

Коэффициент избытка воздуха α Калориметрическая температура горения tк, °С Коэффициент избытка воздуха α Калориметрическая температура горения tк, °С
1,0 2110 1,45 1580
1,02 2080 1,48 1560
1,04 2050 1,50 1540
1,05 2030 1,55 1500
1,07 2010 1,60 1470
1,10 1970 1,65 1430
1,12 1950 1,70 1390
1,15 1910 1,75 1360
1,20 1840 1,80 1340
1,25 1780 1,85 1300
1,27 1750 1,90 1270
1,30 1730 1,95 1240
1,35 1670 2,00 1210
1,40 1630 2,10 1170

Таблица 8.8. Степень диссоциации водяного пара h3O и диоксида углерода CO2 в зависимости от парциального давления

Температура, °С Парциальное давление, МПа
0,004 0,006 0,008 0,010 0,012 0,014 0,016 0,018 0,020 0,025 0,030 0,040
Водяной пар h3O
1600 0,85 0,75 0,65 0,60 0,58 0,56 0,54 0,52 0,50 0,48 0,46 0,42
1700 1,45 1,27 1,16 1,08 1,02 0,95 0,90 0,85 0,8 0,76 0,73 0,67
1800 2,40 2,10 1,90 1,80 1,70 1,60 1,53 1,46 1,40 1,30 1,25 1,15
1900 4,05 3,60 3,25 3,0 2,85 2,70 2,65 2,50 2,40 2,20 2,10 1,9
2000 5,75 5,05 4,60 4,30 4,0 3,80 3,55 3,50 3,40 3,15 2,95 2,65
2100 8,55 7,50 6,80 6,35 6,0 5,70 5,45 5,25 5,10 4,80 4,55 4,10
2200 12,3 10,8 9,90 9,90 8,80 8,35 7,95 7,65 7,40 6,90 6,50 5,90
2300 16,0 15,0 13,7 12,9 12,2 11,6 11,1 10,7 10,4 9,6 9,1 8,4
2400 22,5 20,0 18,4 17,2 16,3 15,6 15,0 14,4 13,9 13,0 12,2 11,2
2500 28,5 25,6 23,5 22,1 20,9 20,0 19,3 18,6 18,0 16,8 15,9 14,6
3000 70,6 66,7 63,8 61,6 59,6 58,0 56,5 55,4 54,3 51,9 50,0 47,0
Диоксид углерода CO2
1500 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4
1600 2,0 1,8 1,6 1,5 1,45 1,4 1,35 1,3 1,25 1,2 1,1
1700 3,8 3,3 3,0 2,8 2,6 2,5 2,4 2,3 2,2 2,0 1,9
1800 6,3 5,5 5,0 4,6 4,4 4,2 4,0 3,8 3,7 3,5 3,3
1900 10,1 8,9 8,1 7,6 7,2 6,8 6,5 6,3 6,1 5,6 5,3
2000 16,5 14,6 13,4 12,5 11,8 11,2 10,8 10,4 10,0 9,4 8,8
2100 23,9 21,3 19,6 18,3 17,3 16,5 15,9 15,3 14,9 13,9 13,1
2200 35,1 31,5 29,2 27,5 26,1 25,0 24,1 23,3 22,6 21,2 20,1
2300 44,7 40,7 37,9 35,9 34,3 32,9 31,8 30,9 30,0 28,2 26,9
2400 56,0 51,8 48,8 46,5 44,6 43,1 41,8 40,6 39,6 37,5 35,8
2500 66,3 62,2 59,3 56,9 55,0 53,4 52,0 50,7 49,7 47,3 45,4
3000 94,9 93,9 93,1 92,3 91,7 90,6 90,1 89,6 88,5 87,6 86,8

Таблица 8.9. Максимальные температуры, возникающие в свободном пламени, °С

Газ Газовоздушная смесь, близкая по составу к стехиометрической Газокиcлородная смесь
h3 2045 2660
CO 2100 2920
Ch5 1870 2740
C2H6 1890
C3H8 1920 2780
C4h20 1890
C2h3 2320 3000

fas.su

5.3. Сжигание газообразного топлива.

5.3.1. Газорегуляторная установка.

Топливом для котельной является природный газ, поступающий с ГРС. Природный газ с давлением 1-2 МПа, температура, расход и давление которого регистрируются приборами коммерческого учета, поступает на первую ступень редуцирования. Давление после первой ступени редуцирования регулируется клапаном регулятора давления .

Далее топливный газ с давлением около 0,5 МПа поступает в трубное пространство подогревателя, теплоносителем которого является пар 0,3-0,6 МП. Температура топливного газа после подогревателя изменяется регулировочным клапаном, установленным на трубопроводе пара. После подогревателя давление топливного газа снижается второй ступенью редуцирования до 3-80 кПа. После второй ступени редуцирования газ поступает на горелки котлов через стандартные блоки газооборудования (СБГ). Перед СБГ каждого котла измеряется и регистрируется давление, расход, температура газа. Давление газа после СБГ каждого котла также регистрируется

5.3.2. Особенности процесса горения природного газа.

Выбор типа и количества газовых горелок, их размещение и организация процесса сгорания зависят от особенностей теплового и аэродинамического режима работы промышленной установки. Правильное решение этих задач определяет интенсивность технологического процесса и экономичность установки. Теоретические предпосылки и опыт работы свидетельствуют, что при проектировании новых газовых установок основные показатели их работы, как правило, могут быть улучшены. Однако здесь следует отметить, что неправильно выбранный способ сжигания газа и неудачное расположение горелок снижают производительность и к. п. д. установок.

При проектировании промышленных газовых установок задачи интенсификации технологического процесса и повышения эффективности использования топлива должны решаться с наименьшими материальными затратами и с соблюдением ряда других условий, таких как надежность работы, безопасность и т. д.

При сжигании природного газа в отличие от сжигания других видов топлива можно в широких пределах изменять характеристики факела. Поэтому он может быть использован практически для установок любого назначения. Здесь следует лишь помнить, что требуемая максимальная интенсификация технологического процесса, повышение к. п. д., а также удовлетворение других требований, предъявляемых к установке, не могут быть обеспечены только выбором той или иной газовой горелки, а будут достигнуты при правильном решении всего комплекса вопросов теплообмена и аэродинамики, начиная от подачи воздуха и газа и кончая удалением отработанных продуктов горения в атмосферу. Особое значение имеет начальная стадия процесса — организация сжигания газа.

Природный газ – это газ без цвета. Значительно легче воздуха. Присутствие газа в воздухе помещений, колодцах, шурфах более 20% вызывает удушье, головокружение, потерю сознания и смерть. По санитарным нормам природный газ (метан) относится к 4 классу опасности (вещество малоопасное). Малотоксичен, ядом не является.

Состав природного газа:

- Метан 98,52%;

- Этан 0,46%;

- Пропан 0,16%;

- Бутан 0,02%;

- Азот 0,73%;

- Углекислый газ 0,07%.

Если природный газ прошел все степени очистки, то его свойства мало отличаются от свойств метана. Метан – простейший элемент из ряда метановых углеводородов. Свойства метана:

- удельная теплота сгорания 7980 Ккал/м3;

- сжижается при t°=-161°С, затвердевает при t°=-182°С;

- плотность метана – 0,7169 кг/м3 (легче воздуха в 2 раза);

- температура воспламенения t°=645°С;

- температура горения t°=1500 ÷ 2000°С

- пределы взрываемости 5 ÷ 15%.

При взаимодействии с воздухом образуются высоко взрывоопасные смеси, способные взрываться, производить разрушения.

Горение любого топлива, в том числе и газового, является реакцией химического соединения его с кислородом и сопровождается выделением теплоты. Количество теплоты, получаемое при полном сгорании 1 м3 (или 1 кг) газа, называется его теплотой сгорания. Различают теплоту сгорания низшую, в которой не учитывается скрытая теплота образования водяных паров, содержащихся в продуктах горения, и высшую, когда эта теплота учитывается. Разница между высшей и низшей теплотой сгорания зависит от количества водяных паров, образующихся при сгорании топлива, и составляет примерно 2500 кДж на 1 кг или 2000 кДж на 1 м3 водяных паров.

Теплота сгорания различных видов топлив может значительно различаться. Так, например, дрова и торф имеют низшую теплоту сгорания до 12500, лучшие каменные угли—до 31000, а нефть около 40000 кДж/кг. Природный газ имеет низшую теплоту сгорания 40—44 МДж/кг.

Полное время сгорания  определяется временем д смесеобразования (диффузионных процессов) и временем к протекания химических реакций горения (кинетических процессов). С учетом того, что может происходить наложение этих стадий процесса, получаем д+к.

При кд (горение протекающее одновременно со смесеобразованием в топке называется диффузионным, так как это смесеобразование включает процессы турбулентной (в заключительной стадии — молекулярной) диффузии).

При дкк (горение заранее подготовленной смеси нередко условно называют кинетическим, оно определяется кинетикой химических реакций).

Когда дик соизмеримы, процесс горения называют смешанным.

Следующий этап за смесеобразованием — нагрев и воспламенение топлива. При смешивании струи горючего газа со струёй воздуха и постепенном повышении их температуры при некоторой температуре произойдет воспламенение смеси. Минимальную температуру, при которой смесь воспламеняется, называют температурой воспламенения.

Температура воспламенения не является физико-химической константой вещества, так как кроме природы горючего газа зависит от концентрации газа и окислителя, а также от интенсивности теплообмена между газовой смесью и окружающей средой.

Существуют верхний и нижний пределы концентрации газа и окислителя и вне этих пределов при данной температуре смеси не воспламеняются. При повышении температуры газо-воздушной смеси согласно закону Аррениуса происходит увеличение скорости реакции пропорционально е-Е/RT, этой же величине пропорционально тепловыделение. Если тепло потери зоны горения, связанные с теплообменом с окружающей средой, превышают тепловыделение, то воспламенение и горение невозможны. Обычно разогрев протекает одновременно со смесеобразованием.

Газо-воздушная смесь, в которой содержание газа находится между нижним и верхним пределами воспламенения, является взрывоопасной. Чем шире диапазон пределов воспламенения (называемых также пределами взрываемости), тем более взрывоопасен газ. По химической сущности взрыв газо-воздушной (газокислородной) смеси — процесс очень быстрого (практически мгновенного) горения, приводящий к образованию продуктов горения, имеющих высокую температуру, и резкому возрастанию их давления. Расчетное избыточное давление при взрыве природного газа 0,75, пропана и бутана — 0,86, водорода—0,74, ацетилена—1,03 МПа. В практических условиях температура взрыва, не достигает максимальных значений и возникающие давления ниже указанных, однако они вполне достаточны для разрушения не только обмуровки котлов, зданий, но и металлических емкостей, если в них произойдет взрыв.

В результате воспламенения и горения возникает пламя, которое является внешним проявлением интенсивных реакций окислителя вещества. Движение пламени по газовой смеси называется распространением пламени. При этом газовая смесь делится на две части— сгоревший газ, через который пламя уже прошло, и несгоревший газ, который вскоре войдет в область пламени. Граница между этими двумя частями горящей газовой смеси называется фронтом пламени.

Факелом называют поток, содержащий смесь воздуха, горящих газов, частиц топлива и продукты сгорания, в котором происходит разогрев, воспламенение и горение газообразного топлива.

При обычных температурах в топках (1000—1500 °С) углеводороды, включая метан, даже в очень малые промежутки времени в результате термического разложения дают заметные количества элементарного углерода. В результате появления в факеле элементарного углерода процесс горения в известной степени приобретает элементы гетерогенного, т. е. протекающего на поверхности твердых частиц. Наличие катализаторов (окислов железа, никеля) значительно ускоряет процесс разложения метана и других углеводородов.

Таким образом, в топке или рабочем пространстве печи между моментом ввода газа и воздуха и получением конечных продуктов горения в результате наложения процесса термического распада углеводородов и цепной реакции окисления наблюдается весьма сложная картина, характеризующаяся наличием как продуктов окисления СО2 и Н2О, так и СО, Н2, элементарного углерода и продуктов неполного окисления (из последних особо важное значение имеет формальдегид). Соотношение между указанными компонентами будет зависеть от условий и длительности нагревания газа, предшествующего реакциям окисления.

При горении топлива происходят химические процессы окисления его горючих составляющих, сопровождающиеся интенсивным тепловыделением и быстрым подъемом температуры продуктов сгорания.

Различают гомогенное горение, протекающее в объеме, когда топливо и окислитель находятся в одинаковом агрегатном состоянии, и гетерогенное горение, происходящее на поверхности раздела фаз, когда горючее вещество и окислитель находятся в различных агрегатных состояниях.

Горение газообразного топлива является процессом гомогенным. При горении скорость прямого процесса несоизмеримо больше скорости обратного, поэтому обратной реакцией можно пренебречь. Напомним, что для гомогенной реакции горения выражение скорости прямой реакции будет иметь вид:

где —время; Т—абсолютная температура; К—универсальная газовая постоянная; k—константа скорости реакции, зависящая от природы реагирующих веществ, действия катализаторов, температуры; k0—эмпирическая константа; Е—энергия активации, характеризующая наименьшую избыточную энергию, которой должны обладать сталкивающиеся частицы, чтобы произошла реакция.

Из выражений (второе из них называют уравнением Аррениуса) следует, что скорость реакции возрастает с увеличением концентраций (давления в системе) и температуры и с уменьшением энергии активации. Экспериментальные измерения дают для энергии активации значительно меньшую величину, чем приведенные закономерности химической кинетики. Это объясняется тем, что процессы горения газов относятся к цепным реакциям и протекают через промежуточные стадии с непрерывным образованием активных центров (атомов или радикалов).

Например, при горении водорода (рис. 3) с помощью свободных атомов кислорода и радикалов гидроксила образуются три активных атома водорода вместо одного, имевшегося в начале рассматриваемого этапа реакции. Такое утроение происходит на каждом этапе, и в цепных реакциях лавинообразно нарастает количество активных центров. Кроме того, взаимодействие между неустойчивыми промежуточными продуктами идет гораздо быстрее, чем между молекулами.

Рис. 3. Схема цепной реакции горения водорода

Суммарная скорость реакции горения водорода определяется скоростью наиболее медленной реакции (выражаемой уравнением Н+О2ОН+Н2) =kCнСо, где Сн, Со — концентрации атомарного водорода и молекулярного кислорода.

Процессы окисления углеводородов, составляющих органическую часть природных и попутных газов, являются наиболее сложными. До сего времени отсутствуют четкие представления о кинетическом механизме протекания реакций, хотя можно с уверенностью сказать, что горение имеет цепной характер при наличии периода индукции и протекает с образованием многочисленных промежуточных продуктов частичного окисления и раз­ложения.

Приближенная схема стадийного горения метана может быть представлена набором следующих реакций:

Хотя начальные и конечные продукты реакции горения – газы, в промежуточных продуктах помимо газов может быть элементарный углерод в виде мельчайшей сажистой взвеси .

Скорость реакции горения окиси углерода зависит от концентраций в зоне реакции окиси углерода и водяных паров, а скорость цепного горения метана и других углеводородов — от концентраций атомарного водорода, кислорода и водяных паров.

Горение газового топлива представляет собой совокупность сложных аэродинамических, тепловых и химических процессов. Процесс горения газообразного топлива состоит из нескольких стадий: смешение газа с воздухом, нагрев полученной смеси до температуры воспламенения, зажигание и горение.

studfiles.net

Энергия-СПБ

Рассмотрение процессов горения топлива и анализ уравнения теплового баланса котельного агрегата показывают, что для успешного сжигания топлива требуется создание в топочных устройствах соответствующих температурных режимов. Режим топочной камеры характеризуют следующие условные температура горения и температура газов на выходе из топки: 1) калориметрическая максимальная; 2) калориметрическая; 3) теоретическая.

Калориметрической максимальной называется такая температура горения, которую могли бы иметь продукты полного сгорания топлива при теоретическом количестве воздуха (α = 1) и при условии, что вся теплота, выделенная топливом, израсходовалась только на нагрев продуктов горения.

Калориметрической называется температура горения и температура газов на выходе из топки, которую приобрели бы продукты полного сгорания топлива при отсутствии потерь теплоты и любом значении коэффициента избытка воздуха α, превышающем единицу.

Теоретическая температура горения и температура газов на выходе из топкиотличается от калориметрической тем, что при ее определении учитывается эндотермический процесс диссоциации продуктов сгорания при высокой температуре (Т >2100 К). При обычно достигаемых в топках температурах (1470 - 2050 К) диссоциация СО2 и Н20 практически отсутствует (см. § 12.4), и в случае полного горения теоретическая температура горения и температура газов на выходе из топки с достаточной точностью совпадает с калориметрической.

Теоретическую температуру горения рассчитывают на основе уравнения энергетического баланса процесса сжигания 1 кг или 1 м3 топлива:(19.14)

где QB - теплота, вносимая с горячим воздухом, нагреваемым в пределах котлоагрегата (в воздухоподогревателе); ср.г - средняя объемная изобарная теплоемкость продуктов сгорания; Ттеор - теоретическая температура горения.

Следует помнить, что в теплоту Qp/р входит теплота нагретого воздуха QB.BН 1см. формулу, которую он получил до входа в воздухоподогреватель (в паровом или водяном калорифере). Левая часть уравнения (19.14) представляет собой тепловыделение в топке при сжигании 1 кг или 1 м3 топлива. Величину срг можно вычислить как теплоемкость газовой смеси, состоящей из трех компонентов: двухатомных газов, сухих трехатомных газов и водяных паров. Теплоемкости этих компонентов приведены в прил. 1. В этом случае уравнение (19.14) принимает вид

Это уравнение показывает, что тепловыделение в топке равно энтальпии продуктов сгорания при Гтеор. Из равенства (19.15) определяют теоретическую температуру горения:

В этом уравнении неизвестны величина Ттеор и значения теплоемкостей CpN2, СрСо2 СРН2О которые ей соответствуют. Теоретическую температуру горения находят методом подбора или графическим путем с помощью IТ - диаграммы, которую строят следующим образом. Задаются несколькими значениями температуры газов и определяют для них энтальпию по правой части уравнения (19.15). Затем, выбрав масштабы температур и энтальпий в прямоугольной системе осей координат IT, проводят кривую I = f (T) и по диаграмме находят температуру, при которой I будет равно левой части уравнения (19.15), т.е. I = QT. В этом случае I представляет собой теоретическую энтальпию продуктов сгорания. На рис. 19.30 приведена IT - диаграмма, по которой определена теоретическая температура горения для конкретного числового примера, приведенного в конце настоящей главы.

Анализ уравнения (19.16) показывает, что теоретическая температура горения и температура газов на выходе из топки зависит в основном от четырех факторов:

  1. теплоты сгорания и, следовательно, от вида и свойств сжигаемого топлива (в Qp/р входит Qрн);
  2. коэффициента избытка воздуха, основное влияние которого сказывается на величине объема продуктов сгорания;
  3. температуры подогрева воздуха;
  4. совершенства организации процесса горения (т.е. от величины химического недожога q3).

Влияние потери с физической теплотой золы и шлаков q6 на величину Ттеор незначительно.

Для заданного вида топлива и способа его сжигания основное влияние на величину Гтеор оказывают коэффициент избытка воздуха и температура его подогрева. Например, при горении газа характер этого влияния подобен влиянию концентрации и температуры подогрева на нормальную скорость распространения пламени (см. рис. 18.4).

Другой важной характеристикой работы топочной камеры является температура газов на выходе из топки Тт Эта температура всегда меньше вычисленной теоретической вследствие отдачи газами теплоты той поверхности нагрева (котла или обжигаемого в печах изделия), которая может воспринимать теплоту с помощью лучеиспускания (радиации) непосредственно от топочных газов и горящего топлива.

Температуру газов на выходе из топки Тт находят путем совместного решения уравнений теплового баланса топки и теплоотдачи:

где QT - тепловыделение в топке; Iт и Тт - энтальпия продуктов сгорания и температура на выходе из топки; (φ.- коэффициент сохранения теплоты [φ = (100 - q5)/100]; ат = агаст - приведенная степень черноты топочной камеры (см. § 15.2); QЛ - теплота, отдаваемая топке путем излучения; Тэф - эффективная температура факела, К; Тст - температура стенки экрана, К; Нл - площадь лучевоспринимающей поверхности топки.

В топочной камере существует сложное поле температур. Лучистый тепловой поток, воспринимаемый различными частями экранов, будет неравномерным. Например, в зоне, где находится горящий факел, тепловой поток, падающий на экраны, выше, чем в верхней или нижней части топки.

Эффективная температура факела ТЭФ - это такая усредненная температура, при которой равномерный тепловой поток, падающий на Нл, равен суммарному количеству теплоты, воспринимаемой экранами от факела при фактических температурах топочной среды.

Экранные поверхности являются серыми телами. Поэтому в условиях топочной камеры существенное значение имеют отраженные тепловые потоки. При загрязнении поверхностей экранов их температура возрастает. Следовательно, возрастают и потоки собственного излучения стенок экранов, и их влияние на суммарный перенос теплоты в топочной камере. Собственное излучение экранов учитывают с помощью коэффициента загрязнения.

Вводя понятие средней теплоемкости с учетом коэффициента § по (19.18), придаем уравнению (19.17) следующий вид

средняя теплоемкость в интервале температур от Ттеор до Тт.

При проверочном расчете топки в соответствии с нормативным методом температуру на выходе из топки определяют по формуле

Коэффициент М учитывает влияние горения (относительное положение факела в объеме топки) на теплообмен и зависит от типа топки, вида топлива и места расположения горелок по высоте топки. В общем случае М = А - Вх. При камерном сжигании высокореакционных твердых топлив и слоевом сжигании всех топлив А = 0,59 и В = 0,5. При сжигании газа или мазута М = 0,54 ÷ 0,2х. Величина х = h2/h3, где h2 - высота расположения горелки над подом топки, a h3 - расстояние от пода топки до середины сечения для выхода газов из топки. Для слоевых топок с пневмомеханическими забрасывателями х = 0,1; при сжигании топлива в толстом слое х = 0,14.

Рассмотренный метод определения температуры газов на выходе из топки не учитывает процесса теплопередачи от наружного загрязненного слоя к теплоносителю. Метод, разработанный Всесоюзным теплотехническим институтом им. Ф. Э. Дзержинского (ВТИ) совместно с Энергетическим институтом им. Г. М. Кржижановского (ЭНИН), позволяет дополнительно учесть влияние температуры теплоносителя, термического сопротивления слоя загрязнения экранных поверхностей, степени их черноты и др. Этот метод основан на решении системы из четырех уравнений: первые два уравнения являются соответственно правой и левой частями уравнения (19.17); третье представляет собой уравнение теплопередачи между наружным слоем загрязнения поверхности нагрева и теплоносителем; четвертым является уравнение для определения эффективной температуры топочной среды. Оно учитывает влияние таких факторов, как вид топлива, угол наклона горелки и степень экранирования топочной камеры.

Подробный расчет теплообмена в топке и определение температуры на выходе из топки по методам ЦНИПКИ им. И. И. Ползунова и ВТИ - ЭНИН приведены в специальной литературе.

Котельный завод Энергия-СПБ производит различные модели топок:

  • Топки ТШПМ;
  • Топки ТЛПХ;
  • Топки ТЛЗМ;
  • Топки ЗП-РПК;
  • Топки РПК;
  • Топки ТЧЗМ.

Транспортирование топок и другого котельно-вспомогательного оборудования осуществляется автотранспортом, ж/д полувагонами и речным транспортом. Котельный завод поставляет продукцию во все регионы России и Казахстана.

kotel-kv.com


Смотрите также