Перспективное направление развития энергетики связано с газотурбинными (ГТУ) и парогазовыми (ПГУ) энергетическими установками тепловых электростанций. Эти установки имеют особые конструкции основного и вспомогательного оборудования, режимы работы и управления.
В последние годы были усовершенствованы методы расчета тепловых схем и элементов ГТУ и ПГУ с применением математического моделирования и компьютерной техники. В настоящее время значительное внимание уделяется прогрессивным технологиям сжигания топлива в камерах сгорания ГТУ и улучшению экологических показателей установок. При создании газовых турбин используются новые материалы, улучшаются системы охлаждения их элементов, применяются конструктивные схемы с повышенными значениями давления воздуха после компрессоров, с его промежуточным охлаждением, промежуточным перегревом газов в газовых турбинах, используются регенеративные циклы и схемы с впрыском пара и воды в ГТУ.[1]
Традиционная современная газотурбинная установка (ГТУ) — это совокупность воздушного компрессора, камеры сгорания и газовой турбины, а также вспомогательных систем, обеспечивающих ее работу. Совокупность ГТУ и электрического генератора называют газотурбинным агрегатом.
Рис.1. Газотурбинная установка.
Камера сгорания
В современных ГТУ используется жидкое или газообразное топливо, которое подается в камеру сгорания. Для сжигания топлива необходим окислитель, которым служит кислород воздуха. Воздух повышенного давления поступает в камеру сгорания после компрессора.
При сжигании топлива образуются газообразные продукты сгорания высокой температуры, которые перемешиваются с дополнительным количеством воздуха. Образующийся горячий газ (рабочее тело) направляется в газовую турбину.
Рис.2. Камера сгорания.
1 — подвод топлива, 2 — регистр, 3 — пламенная труба, 4 — смеситель, 5— зона смешения, 6 — зона горения, 7 — корпус, 8 — топливораздающее устройство (форсунка)
Конструкция камеры сгорания зависит от назначения и схемы ГТУ, параметров ее цикла и вида топлива. Вместе с тем существует ряд признаков, по которым можно разделить камеры сгорания ГТУ на несколько типов. Так, камеры сгорания бывают выносные и встроенные. Выносные располагаются вне корпусов турбины и компрессора и соединяются с ними или регенератором трубопроводами, а» встроенные находятся непосредственно в корпусе.
Выносные камеры сгорания, чаще всего используемые в стационарных ГТУ и реже на транспортных (судовых локомотивных и автомобильных), хорошо компонуются с регенератом.[2]
«Разработка сепаратора для гидроочистки дизельного топлива» содержит ...
... Особенности технологических процессов гидроочистки дизельного топлива 1.2.1 Механизм процесса гидроочистки В процессе гидроочистки дизельных фракций протекают следующие ... Основные характеристики дизельного топлива, определяемые его составом, – воспламеняемость, низкотемпературные свойства, теплота сгорания и плотность. ... C4Н10+Н2S д) Бенз- и дибензтиофены гидрируются по схеме: C2H5 S + Н2→ S +Н2 → ...
Рис.3. газотурбинные установки с выносной (а) и встроенной (б) камерами сгорания.
1— компрессор, 2 — турбина, 3 — камера сгорания, 4 — регенератор
Топливо. Его виды
Топливо — это вещество, способное выделять энергию в ходе определённых процессов, которую можно использовать для технических целей.
Газотурбинные установки способны работать как на газообразном, так и на жидком топливе. Это качество делает газотурбинные электростанции более надежными и адаптивными, особенно при автономном энергоснабжении. Возможность работы на двух или трех видах топлива конструктивно может быть реализована в одной газотурбинной установке. В газотурбинных установках в качестве топлива используют дистилляты — продукты перегонки нефти (ГОСТ 10433-75).
В газотурбинных установках могут использоваться следующие виды топлива:
- природный газ;
- сжиженный газ;
- дизельное топливо;
- дистилляты;
- керосин;
- попутный нефтяной газ;
- биогаз (газ, образованный из отходов, сточных вод и мусорных свалок);
- шахтный газ;
- древесный газ и др;
Природный газ
Важнейшим видом газообразного топлива является природный газ, добываемый из чисто газовых и газоконденсатных месторождений. В нашей стране насчитывается свыше 600 месторождений природного газа с геологическими запасами ~ 100 трлн, м3 и суммарными промышленными запасами более 20 трлн. м3. Наиболее крупные ресурсы сконцентрированы в Тюменской области, где промышленные запасы природного газа составляют около 12 трлн, м3.
В Европейской части страны расположены месторождения природного газа с суммарными промышленными запасами около 4 трлн. м8. Примерно такие же запасы природного газа разведаны в Средней Азии. В районах Сибири за пределами Тюменской области разведаны месторождения природного газа с промышленными запасами около 1 трлн. м3.
Мировые промышленные запасы, установленные к концу 1972 г., составляют 53 трлн, м3, в том числе:
|
СССР |
18 |
34% |
Африка |
5 |
10% |
|
|
Ближний Восток |
9,8 |
18% |
Южная Америка |
2,2 |
4% |
|
|
Северная Америка |
9,2 |
17% |
Страны Дальнего Востока |
3 |
5% |
|
|
Западная Европа |
5 |
10% |
Прочие районы |
0,8 |
2% |
|
Промышленные запасы стран Западной Европы распределяются следующим образом, млрд, м3:
|
Нидерланды |
2490 |
ФРГ |
360 |
Дания |
50 |
|
|
Великобритания |
1275 |
Франция |
190 |
Австрия |
15 |
|
|
Норвегия |
425 |
Италия |
175 |
Испания |
15 |
|
При этом запасы газа в Великобритании, Норвегии и Дании полностью сосредоточены в соответствующих секторах Северного моря.
Мировая добыча естественного газа возросла за 10 лет более чем в 2 раза. С 1962 по 1972 г. она увеличилась округленно с 540 до 1200 млрд, м3 без учета обратной закачки нефтепромыслового газа в пласт .
Увеличение добычи естественного газа в СССР было приведено в табл. 1. К 1980 г. она увеличится на 145,7 млрд, м3 . Добыча газового конденсата в стране возросла с 0,7 млн. т в 1960 г. до 4,2 млн. т в 1970 г., 6,6 млн. т в 1972 г. и 7,2 млн. т в 1975 г.
Ниже приведена добыча естественного газа в некоторых зарубежных странах в 1972 г. (млрд, м3 при 0°С и 760 мм рт. ст.):
|
США |
638 |
Великобритания |
27 |
ФРГ |
17 |
|
|
Канада |
92 |
Иран |
18 |
Италия |
14 |
|
|
Нидерланды |
58 |
Мексика |
18 |
Венесуэла |
11 |
|
|
Румыния |
28 |
|||||
Состав и теплотехнические характеристики природных газов
Природные газы большинства месторождений не содержат сернистых соединений. Однако в природных газах некоторых месторождений содержится до 5% H2S. При очистке этих газов от сероводорода получают серу, необходимую для ряда отраслей промышленности.
В природных газах большинства месторождений СССР содержится небольшое количество балласта — азота и углекислого газа. Лишь в некоторых месторождениях содержание балласта, преимущественно азота, достигает значительной величины. Балласт в газе существенно снижает его теплоту сгорания, однако сравнительно мало сказывается на жаропроизводительности.
Так, 10% балласта в природном газе, снижая его теплоту сгорания на 10%, уменьшают жаропроизводительность лишь на 20 °С, т. е. на 1%. Некоторые природные газы содержат также гелий.
Состав углеводородов природных газов в значительной степени зависит от того, на какой глубине расположено газовое месторождение. При глубине до 1000—1300 м содержание метана в углеводородной массе газа составляет около 99%, этана до 0,5%, а содержание более тяжелых алканов составляет в большинстве случаев лишь доли процента. Такие газы называют сухими природными газами. Более половины запасов природного газа в стране приходится на долю сухих газов.
Газы, добываемые с больших глубин, также состоят в основном из метана, однако они содержат значительно большее количество его гомологов от этана до гексана и более тяжелых алканов.
При добыче природного газа с больших глубин и снижении его давления гексан и более тяжелые углеводороды, содержащиеся в газе, отделяются в виде конденсата. В конденсате содержатся также пропан, бутан и пентан .
По содержанию в газе конденсата месторождения природного газа можно разбить на четыре группы :
|
Группа |
Содержание в 1м3 газа конденсата, см3 |
Группа |
Содержание в 1м3 газа конденсата, см3 |
|
|
1 |
До 1 |
3 |
50-200 |
|
|
2 |
1-50 |
4 |
Более 200 |
|
При содержании в 1 м3 газа 200 см3 газового конденсата соотношение по теплу конденсата к газу составляет около 25%.
Из газового конденсата вырабатывают сжиженные газы, состоящие в основном из пропана и бутана, и стабилизированный конденсат, близкий по составу к легкому моторному топливу и представляющий большую ценность для народного хозяйства.
Газы газоконденсатных месторождений и после отделения конденсата все же несколько отличаются от сухих природных газов более высоким содержанием гомологов метана и соответственно несколько более высокой теплотой сгорания.
При сгорании газов с повышенным содержанием гомологов метана расходуется большее количество воздуха и соответственно возрастает объем продуктов сгорания. Поэтому максимальная энтальпия и жаро- производительность газов —сухих природных и газоконденсатных месторождений — очень близки.
Состав и свойства природного газа
Горючая масса природных газов состоит из метана и его гомологов— этана, пропана, бутана и пентана. Термодинамически неустойчивые непредельные углеводороды в природных газах не содержатся.
Природный газ обладает рядом существенных преимуществ по сравнению с рассмотренными ранее видами твердого и жидкого топлива, а именно:
1) производительность труда при добыче природного газа примерно в 5 раз выше, чем при добыче нефти, и в 30 раз выше, чем при шахтной добыче угля;
2) стоимость добычи природного газа значительно ниже, чем других видов топлива;
3) природный газ используют в качестве топлива, не прибегая к сложной и дорогостоящей переработке, характерной для жидкого топлива, а также искусственных видов твердого и газообразного топлива;
4) высокая жаропроизводительность природного газа позволяет эффективно применять его в качестве технологического и энергетического топлива;
5) полное отсутствие серы придает особую ценность природному газу, предназначенному для использования в технологии и коммунальном хозяйстве;
6) отсутствие в составе газа токсичной окиси углерода предотвращает возможность отравления в случае утечки газа, что особенно важно при его бытовом использовании;
7)высокая теплота сгорания обусловливает возможность дальнего транспорта природного газа;
8) при работе на природном газе обеспечиваются возможность авторегулировки процесса горения, высокая производительность и хорошие условия труда обслуживающего персонала;
9) использование природного газа позволяет значительно интенсифицировать работу топок, печей и котлов и соответственно снизить стоимость оборудования и уменьшить габариты;
10) при работе на природном газе можно обеспечить достижение весьма высоких КПД, особенно при осуществлении методов комплексного (ступенчатого) использования тепла продуктов сгорания в высоко- и низкотемпературных установках;
11) применение природного газа устраняет загрязнение воздушного бассейна золой и окислами серы, а также обусловленную этим необходимость сооружения высоких и дорогих труб для отвода продуктов сгорания;
12) продукты полного сгорания природного газа, отводимые от котлов и печей, можно использовать в качестве инертных газов и дарового источника углекислоты.
В соответствии с высокой эффективностью добычи и применения природного газа XX съезд КПСС в 1956 г. принял решение о коренном изменении структуры топливного баланса и опережающем развитии добычи нефти и газа.
Темп роста добычи природного газа (включая попутный нефтепромысловый) и увеличение его доли в топливном балансе иллюстрируются следующими данными.
В 1945 г. было добыто около 3 млрд, м3 газа и доля газа в топливном балансе составила 2,3%.
В 1960 г. добыча газа возросла до 45,3 млрд, м3, а его доля в топливном балансе увеличилась до 7,9%.
В 1975 г. было добыто 289 млрд, м3 газа, а его удельный вес в топливном балансе превысил 21%
Сжиженный газ
Сжиженные газы состоят из легкоконденсирующихся при сжатии газообразных углеводородов. Основные их компоненты — пропан и бутан.
Сжиженные газы выпускают в соответствии с ГОСТом 10196-62 трех марок: 1) технический пропан, 2) технический бутан и 3) смесь технических пропана и бутана.
Технический пропан должен содержать не менее 93% СзН8+С3Нв. не более 4% С2Н6+С2Н4 и не более 3% С4Н10+С4Н8 при отсутствии С5Н12 И С5Н10.
В техническом бутане должно содержаться не менее 93% С4Н10 + + С4Н8, не более 3% С5Н12+С5Н10 и не более 4% СзН8+СзН6 при отсутствии СгНв и С2Н4.
В смеси технических пропана и бутана должно содержаться не более 4% С2Н6+С2Н4 и не более 3% С5Н12 + С5Н10.
Содержание жидкого остатка не должно превышать 2% (объемн.) в техническом пропане при —20°С, а в остальных газах—при +20 °С. В 100 м3 газа может присутствовать не более 5 г H2S. При содержании в воздухе 0,5% газа должен ощущаться его запах.
Сжиженные газы хранят и транспортируют в .виде жидкости, а сжигают в газообразном состоянии.
Топливо поступает к потребителям в цистернах или тонкостенных баллонах, заполненных сжиженным газом, над уровнем которого скопляется газовая фаза.
Перед сжиганием сжиженный газ регазифицируют. Для регазификации в промышленных установках снижают давление в хранилищах, отводя газовую фазу к горелкам и подогревая жидкую фазу.
В таблице приведены .соотношения СО2 и О2 в продуктах полного сгорания сжиженных газов, а также значения коэффициентов разбавления сухих продуктов горения h и избытка воздуха а.[3]
Дизельное топливо
Дизельное топливо — это жидкое нефтяное топливо, представляющее собой смесь углеводородов, получаемое из керосиново-газойлевых фракций прямой перегонки нефти, применяемое в дизельных двигателей внутреннего сгорания и для газотурбинных энергетических установок
Основные эксплуатационные показатели дизельного топлива:
- цетановое число, определяющее высокие мощностные и экономические показатели работы двигателя;
- фракционный состав, определяющий полноту сгорания, дымность и токсичность отработавших газов двигателя;
- вязкость и плотность, обеспечивающие нормальную подачу топлива, распыливание в камере сгорания и работоспособность системы фильтрования;
- низкотемпературные свойства, определяющие функционирование системы питания при отрицательных температурах окружающей среды и условия хранения топлива;
- степень чистоты, характеризующая надежность работы фильтров грубой и тонкой очистки и цилиндро-поршневой группы двигателя;
- температура вспышки, определяющая условия безопасности применения топлива в дизелях;
- наличие сернистых соединений, непредельных углеводородов и металлов, характеризующее нагарообразование, коррозию и износ.
Дизельное топливо зимних и летних сортов, маркируют по сере и, кроме того, летние — по температуре вспышки, зимние — по температуре застывания. Обозначение марок дизтоплива начинается, как правило, с одной из трех букв: Л (летнее), 3 (зимнее) или А (арктическое).
Затем идет цифра 0.2, 0.4 или 0.5, обозначающая максимально допустимое содержание серы в процентах. Далее идет цифра, которая для летнего дизтоплива характеризует температуру вспышки в закрытом тигле, а для зимнего — температуру застывания. С целью исключения ошибок «минус» перед значением температуры пишется словом, а не знаком «-«.
В СССР, а впоследствии и в России в соответствии с ГОСТ 305-82 дизельное топливо делилось на следующие марки:
- летнее — используется при температуре воздуха не ниже 0°С и имеет в своем обозначении кол-во серы и температуру вспышки, например, Л-0,2-40;
- зимнее — применяется при температурах не ниже -20°С и имеет в обозначении кол-во серы и температуру застывания, например, З-0,05 (-25°С);
- арктическое — применяется до -50°С, имеет в обозначении кол-во серы и температуру застывания, например, А-0,05 (-50°С).
В настоящее время вышеуказанный стандарт СССР устарел, но старые обозначения солярки еще можно встретить в запросах потребителей.
В Европейском союзе с начала введения в 1993 г. стандарта EN 590 (первоначально Евро-1), дизельное топливо приобрело классификацию по температурно-климатическим зонам применения: Class A — F для температур от +5 до -20 °С, Class 0 — 4 для температур от -20 до -44 °С.
Производство дизельного топлива является сложным технологическим процессом. Качественную солярку могут производить лишь крупные нефтеперерабатывающие заводы, использующие самые передовые технологии. Только при полном контроле каждого технологического шага можно обеспечить требуемые характеристики дизельного топлива. Процесс производства состоит из трех основных этапов:
- а )первичная переработка;
б) вторичная переработка
в) смешение всех компонентов топлива.
а) Прежде чем попасть в топливный бак автомобиля, локомотива или теплохода, нефть проходит сложный процесс переработки. Она, представляя собой смесь многих углеводородов, от самых легких, типа эфиров, до гудрона и асфальтенов, способна при разделении на фракции дать все виды моторного топлива. Это и есть первая стадия нефтепереработки, в результате которой получается лучшее по многим показателям топливо. После чего для получения очищенной нефти из нее удаляются механические примеси. Очищенная таким образом нефть поступает в систему ректификационных колонн, предназначенных для ее перегонки. Ректификационные колонны — это именно та часть нефтеперерабатывающего комплекса, где нефть разделяется на различные фракции: бензин, керосин, дизель, мазут. Этот ключевой процесс называется ректификацией. В ректификационных колоннах нефть, нагретая до определенных температур, отдает только определенные, необходимые для получения данного продукта фракции. Так, для дизельного топлива этот диапазон при атмосферном давлении составляет от 180 до 360 °С, а секции оборудования, где ведется процесс, также называются атмосферными. Это самая легкая и недорогая часть производственной технологии, и проходит она быстро, но выход дизельного топлива здесь невелик и составляет максимум 22-25%.
б) Отделенный от остальных фракций дизель подается в систему вторичной переработки. Где более тяжелые углеводородные фракции, требуют дальнейшей переработки крекинг-процессом.
В процессе вторичной переработки в дизельной фракции изменяется химический состав и содержание углеводородов. Это обеспечивает процесс крекинга (дословно с английского — расщепления).
В ходе его длинномерные молекулы расщепляются и на выходе получаются компоненты, пригодные для сгорания в цилиндрах двигателя.
Видов крекинг-процесса несколько: термический, ведущийся без катализаторов, гидрокрекинг, в ходе которого нефтепродукты взаимодействуют с водородом, содержащимся в реакторе, а также каталитический, где в роли инициаторов и ускорителей процесса выступают некоторые металлы — железо, никель, а иногда и губчатая платина. Это нелегкий и весьма энергоемкий, но необходимый этап. В ходе его выход легких компонентов увеличивается до 70-80% объема исходного сырья.
Далее полуфабрикаты дизельного топлива очищаются от серы и других вредных примесей. С этой целью нефтепродукты подвергаются гидрокрекингу. Такая очистка позволяет обеспечить соответствие дизельного топлива экологическому классу. В ходе взаимодействия с водородом, обладающим высокой химической активностью при высокой температуре и давлении образуются сернистые и некоторые другие соединения, которые затем удаляются из реактора. Обессеривание стоит весьма недешево, и расходы на него нередко превышают половину общей стоимости выработки дизельного топлива, особенно если сырьем служат наиболее распространенные сегодня высокосернистые нефти. Заключительным этапом освобождения продукта от примесей служит щелочная очистка, проводящаяся при помощи раствора едкого натра. В ходе его удаляются органические кислоты и сернистые соединения.
в) Наконец, в качестве финального процесса изготовления дизтоплива, продукты крекинга и прямой переработки смешиваются в необходимых пропорциях — как правило, исходя из допустимого содержания серы, а потом отгружаются потребителю. На этом же этапе вводятся и всевозможные присадки. Дизельные присадки необходимы для улучшения потребительских свойств топлива, например, увеличения цетанового числа, повышения смазывающей способности, снижению коррозии и других. Антигелевые присадки позволяют использовать солярку в зимних условиях, предотвращая ее загустевание, образование и выпадение парафина.
Несмотря на кажущуюся простоту, компаундирование является весьма длительным и дорогостоящим процессом. Сложномодифицированные топлива, имеющие в своем составе десятки присадочных компонентов, требуют многократного проведения химических анализов в ходе процесса, строгого соблюдения параметров и режимов смешивания, которое иногда проводится при повышенных температурах и давлениях, требуя применения сложного и дорогостоящего оборудования. При необходимости получения высокой морозоустойчивости иногда может потребоваться также и депарафинизация.
Керосин
Керосин -(горючая смесь жидких углеводородов (от C8 до C15) с температурой кипения в интервале 150—250 °C, прозрачная, бесцветная (или слегка желтоватая), слегка маслянистая на ощупь, получаемая путём прямой перегонки или ректификации нефти.
Основные физико-химические свойства керосина: вязкость — 1,2 — 4,5 мм2/с (при 20 С);плотность — 0,775 — 0,850 г/см3 (при температуре 20 С); температура вспышки — 28…..72 С; теплота сгорания — 42,9 — 43,1 МДж/кг; КПВ -1.2 — 8,0 %. Окрас от бесцветного до жёлтовато и даже светло-коричневой.
В зависимости от химического состава и способа переработки нефти, из которой получен керосин, в его состав входят предельные ал фактические углеводороды (20-60%), нафтеновые (20-50%), бициклические ароматические (5-25%), непредельные (до 2%).
Например, керосин из туймазинской нефти cодержит 47% парафиновых, 17% нафтеновых, 30 ароматических и 6% непредельных углеводородов.
Температура помутнения керосина (температура выпадения кристаллов твёрдых углеводородов из керосина) характеризует его работоспособность при сравнительно низкой температуре окружающего воздуха. Кристаллики парафина отлагаются на фитиле и могут понижать силу света.
КПВ — концентрационный предел воспламенения. Область воспламенения пара (газа) — интервал концентрации горючего вещества, равномерно распределённого в данной окислительном среде (обычно в воздухе), в пределах которого вещество способно воспламеняться от источника источника зажигания с последующим распространением самостоятельного горения по смеси.
Кислотное число, кислотность (число нейтрализации) — масса КОН (в мг), необходимая для нейтрализации свободных кислот, в100 мл испытуемого керосина.
В зависимости от сырья выход керосиновых дистиллятов температура кипения tk и плотность их варьируется в широких пределах.
Прежде керосин использовался только для осветительных нужд, главным образом в керосиновых лампах, и в медицине. Современные области применения: реактивное топливо (преимущественно авиационные керосин), компонент жидкого ракетного топлива (окислитель — жидкий О2 или HNO3), производственно-технические керосин (технический керосин, ранее тракторный) и бытовой керосин (осветительный керосин).
Авиационный керосин (авиакеросин) служит в двигателях летательных аппаратов не только топливом, но также хладагентом и применяется для смазывания деталей топливных систем. Поэтому он должен обладать хорошими противоизносными и низкотемпературными свойствами, высокой термоокеслительной стабильностью и большой удельной теплотой сгорания. Содержание ароматических углеводородов в этих керосинах не должно превышать 20 — 25%, непредельных (по йодному числу) — 2,4%.
Попутный нефтяной газ
Газы нефтяные попутные — это природные газы, сопровождающие нефть и выделяющиеся при ее добыче. Характерной особенностью состава газов нефтяных попутных является наличие в них, кроме метана, также этана, пропана, бутанов и паров более тяжелых углеводородов. Во многих газах нефтяных попутных присутствуют сероводород и негорючие компоненты: азот, углекислый газ, а также редкие газы — He, Ar. Последние содержатся в количествах, редко представляющих прмышленный интерес.
Нефть и газ скапливаются в таких участках земной коры (“ловушках”), где физические и геологические условия благоприятствуют длительному сохранению. В нефтяной залежи газ, сопровождающий нефть, может находиться в растворенном виде (тяжелые углеводороды) или располагаться над нефтью, образуя газовую “шапку”. Состав свободных газов, находящихся непосредственно над нефтью или мигрировавших в выше расположенные коллекторы, может сильно отличаться от состава газов, растворенных в нефти. Состав газов нефтяных попутных, выделяющихся из нефти в процессе ее добычи, значительно отличается от состава свободных газов, добываемых из газоносных пластов того же месторождения. Влиянием растворимости тяжелых углеводородов могут быть объяснены часто наблюдаемые расхождения в составе образцов газов, получаемых из одной и той же нефтяной скважины. Состав газов сильно зависит от условий отбора пробы, от давления, под которым находится газ в скважине, соотношения в пробе свободного газа из залежи и газа, выделившегося из нефти при ее подъеме в скважине. В связи с этим содержание и состав тяжелых углеводородов в газах, отобранных на одной и той же площади, показывают значительные колебания. Это относится и к таким хорошо растворимым газам, как H S и C O .
При вскрытии пласта скважиной вначале начинает фонтанировать газ газовой шапки, а затем,по мере падения давления, начинает выделяться газ, растворенный в нефти. В некоторых случиях, когда газ полностью растворен в нефти, он добывается вместе с нефтью. Количество газа в кубических метрах, приходящееся на 1 m добываемой нефти, называют газовым фактором, который для различных месторождений неодинаков и зависит от природы месторождения, режима его эксплуатации и может изменяться от 1-2 м до нескольких тысяч м на 1 m добываемой нефти. Состав газов нефтяных попутных зависит от природы нефти, в который они заключены, а также от принятой схемы отделения газа от нефти при выходе их из скважины. Состав попутных газов некоторых нефтегазовых месторождений Росси показан в таблице.
|
Месторождение |
Метан |
Этан |
Пропан |
Бутан |
Высшие углеводороды |
Другие газы N2,CO2, H2S |
|
|
Туймазинское |
41,9 |
20 |
17,3 |
7,9 |
3,3 |
9,6 |
|
|
Ромашкинское |
37 |
20 |
18,5 |
8,2 |
4,7 |
11,6 |
|
|
Бугурусланское |
72,5 |
9,8 |
7,5 |
8,3 |
— |
1,9 |
|
|
Грозненское |
30,8 |
7,5 |
21,5 |
20,4 |
19,8 |
— |
|
|
Сураханское |
89,7 |
0,16 |
0,13 |
0,28 |
1,26 |
8,4 |
|
Большая часть газов нефтяных попутных относится к «жирным» газам, содержащим, кроме метана, тяжелые углеводороды (пропан, бутан и т.д.) в количестве 50 г/м и выше. Газы, состоящие преимущественно из метана и содержащие до 50 г/м тяжелых углеводородов, называют «сухими», или «тощими». Это, в основном, газы чисто газовых месторождений, содержание метана в них может составлять 90-98 %. При переработке жирные газы прежде всего подвергаются удалению бензина, в результате чего из них выделяются углеводороды, входящие в состав бензина. Полученный при данном процессе бензин называется газовым. После отбензинивания газы нефтяные попутные состоят преимущественно из метана, а также небольших количеств этана, пропана и бутана.[4]
Биогаз
Под биогазами подразумеваются метансодержащие газы, которые образуются при анаэробном разложении органической биомассы. В зависимости от источника получения биогазы подразделяются на три основных вида:
- газ метантенков, получаемый на городских очистных канализационных сооружениях (БГ КОС);
- биогаз, получаемый в биогазовых установках (БГУ) при сбраживании отходов сельскохозяйственных производств (БГ СХП);
- газ свалок, получаемый на полигонах отходов, содержащих органические компоненты.
Состав и количество биогаза не являются постоянными и зависят от вида перерабатываемого субстрата и от технологии производства биогаза. Усредненный состав биогазов в соответствии с приведенной классификацией представлен в таблице
турбина биогаз топливо
Классификация и состав биогазов
|
Компоненты биогаза |
Содержание компонентов |
|||
|
БГКОС |
БГСХЛ |
БГТБО |
%, об. |
|
|
CH4 |
60-65 |
55-75 |
35-80 |
|
|
CO2 |
16-34 |
27-44 |
0-34 |
|
|
N2 |
0-3 |
0-3 |
0-82 |
|
|
O2 |
— |
— |
0-31,6 |
|
|
H2 |
— |
0,01-0,02 |
0-3,6 |
|
|
CO |
— |
0,01-0,02 |
2,8 |
|
|
H2S |
— |
До 1 |
0-70ррт |
|
Газ метантенков городских канализационных очистных сооружений характеризуется более стабильным составом. Содержание основного горючего компонента — метана — на разных очистных сооружениях изменяется от 60 до 65 % по объему. Более значительные колебания состава газа наблюдаются при переработке отходов сельскохозяйственного производства, при этом в газе присутствует некоторое довольно значительное количество сероводорода. Поэтому перед использованием требуется очистка газа от H2 S.
Процессы образования первых двух видов биогазов протекают в стационарных устройствах. Технологические параметры процесса (расход и влажность субстрата, температура брожения, длительность сбраживания) более или менее управляемы. Иная ситуация наблюдается на полигонах и свалках отходов, где биологическое разложение слоев мусора происходит с течением времени (пригодный к использованию биогаз образуется примерно через 10-15 лет), причем процесс газообразования неуправляем. Для сбора газа бурятся скважины или газовые колодцы. Конструкция и способ эксплуатации скважины, содержание влаги в толще отходов оказывают дополнительное влияние на состав газа. Содержание метана в газе может изменяться в широких пределах (35-80 %).
Помимо метана и балластных азота и углекислого газа могут присутствовать сернистые соединения, меркаптаны, галогенсодержащие соединения, ароматические углеводороды (всего более 100 компонентов).[5]
Шахтный газ
Рудничный газ с давних времен считается опасным побочным явлением горной выработки. В разработках месторождений каменного угля метаносодержащий рудничный воздух вытягивается с помощью вентиляторов и поступает в атмосферу. Первопричиной разработки технологий по сбору метана из шахт была безопасность, так как метан при взаимодействии с кислородом взрывоопасен. На сегодняшний момент от 30 до 40% собираемого рудничного газа в дальнейшем используется в том числе в качестве топлива для мини ТЭЦ на основе газовых двигателей.
Рудничный газ — это опасное побочное явление угольной промышленности, так как в соединении с воздухом он может образовывать взрывные смеси. Основной составляющей рудничного газа является метан (25-60%) который возникает при геохимическом преобразовании субстанций в уголь (карбонизации).
Рудничный газ встречается в свободном виде в трещинах, ущельях и порах, а так же как адсорбированный скрытый газ на внутренней поверхности угля или на боковых породах. Проблема его утилизации приобретает все большее значение в рамках возрастающей необходимости решения проблем климата, экологии и защиты окружающей среды. Технология когенерации, т.е. совместного производства тепла и электроэнергии представляет экологически и экономически привлекательную возможность утилизации метана.
В зависимости от способа образования выделяются три вида рудничного газа:
1)Рудничный газ из нетронутых горными работами месторождений (метан угольных пластов)
Метан угольных пластов более чем на 90% состоит из метана и в некоторых месторождениях может быть получен независимо от угольных разработок. Состав газа, как правило, стабильный, так что газ может подаваться в существующие газопроводы
2)Рудничный газ из действующих горных разработок (метан угольных разработок)
Метан угольных разработок — это освобожденная в результате добычи угля метаново-воздушная смесь, которая из соображений безопасности должна отводиться. Метан угольных разработок обычно имеет долю кислорода от 5 до 12 объемных %. Однако метаново-воздушное соотношение может скачкообразно измениться, что затрудняет его применение в качестве источника энергии в газовых двигателях
3)Рудничный газ из законсервированных шахт (метан угольных шахт)
Даже после остановки разработки месторождений каменного угля может происходить освобождение рудничного газа. Рудничный газ в своем составе из законсервированных горных разработок обычно не имеет кислорода и изменяет свой состав очень медленно.
Процесс горения топлива в ГТУ
Горение топлива в камере сгорания ГТУ происходит в смеси с воздухом. При этом протекает химическая реакция окисления горючих компонентов топлива. Окислителем служит кислород, которого в воздухе при нормальных условиях содержится примерно 21% по объему. При соединении кислорода с углеродом, водородом и серой топлива образуются соответственно углекислый газ, водяной пар и диоксид серы:
- С + О2 = СО2;
2Н2 + О2 = 2Н2O;
- S + О2 = SO2.
Чтобы эти реакции прошли полностью, необходимо определенное количество кислорода. Так как топливо в камере сгорания ГТУ смешивается не с чистым кислородом, следует определить количество воздуха, в котором содержится требуемое количество кислорода. Необходимое для полного сжигания 1 кг топлива количество воздуха (кг/кг), называемое стехиометрическим количеством.
При полном окислении всех компонентов и отсутствии потерь горение происходит при наибольшей для данного топлива температуре. Обычно действительная температура горения ниже максимальной, так как воздух в зону горения подается с небольшим избытком, не до конца сгорают отдельные компоненты и из-за процессов диссоциации небольшая часть теплоты не выделяется. С ростом температуры топлива и воздуха, поступающих в камеру сгорания, температура горения увеличивается.
Если топливо и окислитель находятся в газообразном состоянии и тщательно перемешаны, такую смесь называют гомогенной.
Если топливо и окислитель находятся в разных фазах (например, жидкость и газ), такую смесь называют гетерогенной. Горение гомогенной и гетерогенной смесей происходит по-разному. Все процессы горения, присущие гомогенной смеси, являются частью процессов, происходящих в гетерогенной. Химическая реакция горения идет с вполне определенной скоростью. Скоростью гомогенной реакции называют количество вещества, реагирующего в единице объема в единицу времени. Так как обеспечить самопроизвольное горение смеси одновременно во всем объеме невозможно, то в камерах сгорания применяют воспламенение от постороннего источника.
Слой определенной толщины, в котором происходят процессы, предшествующие химической реакции горения и собственно химическая реакция горения, называют фронтом пламени. В неподвижной гомогенной смеси фронт пламени распространяется с определенной скоростью, которая, в основном, зависит от скорости химической реакции.
Сжигание топлива в камере сгорания газотурбинной установки
Материалы, из которых изготавливают камеры сгорания стационарных ГТУ, должны быть дешевыми. Кроме того, камеры сгорания должны обеспечивать возможность работы на разных топливах (газообразном и жидком, легком и тяжелом) и полной автоматизации ГТУ, а также быть экономичными и надежными. Экономичность камер сгорания оценивается коэффициентом полезного действия, который зависит от гидравлических потерь и полноты сгорания топлива. Полнота сгорания топлива характеризуется термическим коэффициентом полезного действия камеры сгорания, а гидравлические потери — гидравлическим кпд.
Потери теплоты в камере сгорания складываются из потерь в окружающую среду и потерь, связанных с несовершенством процесса сгорания топлива. Для уменьшения первых потерь камеры сгорания изолируют. Как правило, эти потери невелики. Вторые потери возникают из-за недожога и они складываются из потерь на физический и химический нёдожог.
Любое топливо горит в газообразном состоянии (жидкое — после так называемой газификации, предшествующей собственно реакции горения).
Одной из причин физического недожога жидкого топлива является неправильно организованный процесс горения, при котором оно не успевает газифицироваться, перемешаться с окислителем и уносится из зоны горения. Другой причиной физического недожога является термическое разложение топлива при недостатке кислорода. В этом случае топливо разлагается на летучие фракции и углерод, образующий вместе с золой твердые частицы.
Физический недожог не только снижает экономичность камер сгорания, но и влияет на их надежность. Наличие твердых несгоревших частиц вызывает эрозию проточной части турбины. При этом липкая зола нарастает на лопатках турбины, в результате чего снижаются ее мощность и кпд, а также появляется небаланс ротора Возникающие иногда отложения в самой камере сгорания приводят к неравномерному нагреву пламенных труб, их короблению и растрескиванию, а отрывы наростов могут повредить проточную часть турбины.
Химический недожог связан с недостаточным временем пребывания газа в зоне горения, т. е. при этом не успевает произойти химическая реакция горения. Химический недожог возникает при недостаточной длине камеры сгорания и переохлаждении ее отдельных участков, а также при низкой температуре горения и др. Полнота сгорания топлива зависит от температуры в зоне горения и давления в камере сгорания.
При определенной температуре термический кпд достигает максимального значения. Повышение температуры в камере сгорания увеличивает скорости испарения и горения топлива и сокращает период его воспламенения. До определенной температуры термический кпд растет. Дальнейшее повышение температуры снижает его, так как усиливаются процессы диссоциации СО2 и Н2О, при которых теплота поглощается. При увеличении давления в камере сгорания термический кпд растет, так как увеличивается скорость горения.
Гидравлический кпд камер сгорания оценивают по потерям полного давления.
Гидравлические потери обусловлены: трением потока о стенки камеры сгорания; турбулентными потерями; потерями на смешение потоков; потерями давления вследствие подвода теплоты. В среднем для современных камер сгорания полный кпд камер сгорания колеблется в пределах 0,92-0,98.
Процесс горения топлива можно разделить на несколько стадий. При сжигании газообразного топлива это образование смеси, разогрев ее и горение, получение рабочих газов. При сжигании жидкого топлива вначале происходят пирогенное разложение (без доступа кислорода) и испарение капель, а затем процесс горения идет так же, как при использовании газообразного топлива.
До подачи в камеру сгорания топливо соответствующим образом обрабатывают (очищают, подогревают и повышают его давление до необходимого).
Затем жидкое топливо через форсунки, а газообразное через горелки подается в камеру сгорания. Время горения топлива определяется временем испарения, смешения, разогрева и протекания химической реакции.
Для эффективной работы камер сгорания необходимо: разделение пространства внутри пламенной трубы на зоны горения и смешения; оптимальное распределение топлива по ее сечению; турбулизация потока в зоне горения; стабилизация фронта пламени; организация охлаждения основных элементов. Температура рабочих газов, попадающих в турбину стационарных ГТУ гораздо ниже температуры горения топлива. Ни одно топливо не будет качественно гореть при низкой температуре из-за неустойчивости процесса горения. Для хорошего горения необходимо, чтобы температура в зоне горения была 1600—1800°С. Поэтому рабочий объем камер сгорания условно делят на две зоны — зону горения, куда подаются первичный воздух и топливо, и зону смешения, куда подаются продукты сгорания и вторичный воздух.
Количество подаваемого в зону горения первичного воздуха больше, чем его стехиометрическое количество.
Вблизи от места подачи топлива в пламенную трубу его необходимо перемешивать с первичным воздухом. Для этого поток первичного воздуха делают турбулентным. Турбулизацию, позволяющую интенсифицировать процессы массо- и теплообмена, улучшить смесеобразование и увеличить скорость горения за счет перехода от ламинарного к турбулентному горению, осуществляют с помощью регистров, плохо обтекаемых тел (конусов), перфорированных пластин и др.
Так как в камере сгорания скорость движения потока значительно выше, чем скорости распространения пламени, то для удержания пламени в устойчивом положении необходимо иметь источник постоянного зажигания — стабилизатор фронта пламени. В камере сгорания его роль выполняют плохо обтекаемые тела фронтового устройства (завихрители) или дежурные горелки.
Рис.4. Схемы образования вторичных токов в зоне горения:
- а — с помощью конуса, б — с помощью лопаточного завихрителя (регистра);1 — корпус, 2 — пламенная труба, 3 — регистр
Две схемы образования обратных токов показаны на рис.4,а,б. За конусом (рис.4,а) создается зона разрежения, в которую из зоны горения подсасываются горячие продукты сгорания. Лопаточный завихритель (рис.4,б) закручивает поток первичного воздуха вокруг оси камеры сгорания. Воздух при этом оттесняется к стенкам пламенной трубы, а вокруг оси камеры сгорания создается зона разрежения, в которую устремляются горячие продукты сгорания.
Топливо подается к внешней границе зоны обратных токов, так как вследствие высокой турбулентности воздушного потока здесь происходит наиболее быстрое перемешивание топлива с первичным воздухом. Горячие продукты сгорания подогревают и испаряют свежие порции топлива, а также постоянно поджигают смесь.
Вывод
Топливо, по образному выражению В. И. Ленина, — это хлеб промышленности. С развитием промышленности, транспорта и механизированного сельского хозяйства потребность в топливе стремительно возрасла.
Мировые запасы топлива оцениваются в 12 800 млрд, т условного топлива (т у. т.), т. е. топлива с теплотой сгорания 7000 ккал/кг. Из этого количества около 11200 млрд, т составляют ресурсы угля, 740 млрд, т — нефти и 630 млрд, т — естественного газа.
Топливо-это источник большого количества энергии и тепла. Оно является важным элементом в промышленном производстве, в том числе в газотурбинных установках. Одной из важных проблем является загрязнение окружающей среды, поэтому множество ученых со всего мира стараются создать более экологичное топливо, которое будет оказывать наименьшее неблагоприятное воздействие на атмосферу воздуха и на среду в целом.
Список используемое литературы
[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/referat/gaz-turbinalyi-ondyir-yilar/
1. С.В.Цанаев, В.Д.Буров, А.Н.Ремезов. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций, 1986.
2. В.С.Соколов. Газотурбинные установки, 1986.
3. М.Б.Равич. Эффективность использования топлива,1977.
4. Н.А.Берлин, Г.М.Карпенко. Добыча нефтяного газа,1983.
5. В.В.Благунина. Биоресурсы// Химия и жизнь, 2007.
