Месторождений природного

где Тт — абсолютная теоретическая температура горения топлива в топке, К; М — расчетный коэффициент, зависящий от относительного местоположения максимума температуры в топке: при слоевом сжигании твердых топлив М= 0,3...0,5, при факельном сжигании жидких и газообразных топлив М=0,05; С — условный коэффициент загрязнения лучевоспринимающих поверхностей (для гладкотрубных экранов он принимается: 0,6 — при сжигании твердых топлив; 0,55 — при сжигании мазута; 0,65 — при сжигании газообразных топлив); а^—=0,2... ...0,9 — степень черноты топки; Нл — лучевоспринимающая поверхность нагрева, м2; ср — коэффициент сохранения теплоты; Bv — расчетный расход топлива, кг/с; Vcp — средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания 1 кг (1 м3) топлива в интервале температур От—9"т, кДж/(кг • К).

Задача 2.43. Определить температуру газов на выходе из топки котельного агрегата паропроизводительностью ?>=13,9 кг/с, работающего на подмосковном угле марки Б2 состава: Ср = 28,7%; Нр = 2,2%; SS = 2,7%; Np = 0,6%; OP = 8,6%; Ар = 25,2%; ^=32,0%, если известны температура топлива на входе в топку /Т = 20°С, давление перегретого пара />„.„ = 4 МПа, температура перегретого пара /ПП = 450°С, температура питательной воды /П.В=150СС, величина непрерывной продувки Р=4%, теплоемкость рабочей массы топлива с? = 2,1 кДжДкг'К), кпд котлоагрегата (брутто) 7/^ = 86,8%, теоретическая температура горения топлива в топке 0Т=1631°С, условный коэффициент загрязнения С = 0,6, степень черноты топки о,. = 0,708, лучевосприни-мающая поверхность нагрева Нл = 239 м2, средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания Vcp = &,26 кДж/(кг'К) в интервале температур 0Т — д\, расчетный коэффициент, зависящий от относительного местоположения максимума температуры в топке, Л/=0,45, потери теплоты от механической неполноты сгорания топлива #4=2% и потери теплоты в окружающую среду 95 = 0,9%.

//л = 240 м2, в интервале температур #т — 0^ средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания топлива Vcp = 7,37 кДж/(кг'К), расчетный коэффициент, зависящий от относительного местоположения максимума температуры в топке, М =0,45, потери теплоты от механической неполноты сгорания топлива #4 = 2% и потери теплоты в окружающую среду 95 = 0,9%.

Задача 2.51. Определить лучевоспринимающую поверхность нагрева топки котельного агрегата паропроизводительностью Z) = 4,09 кг/с, работающего на природном газе Ставропольского месторождения с низшей теплотой сгорания Ql = 35 621 кДж/м3, если известны давление перегретого пара ра .„ = 4 МПа, температура перегретого пара ?nn = 4250C, температура питательной воды /ПВ = 130°С, величина непрерывной продувки Р=3%, теоретически необходимый объем воздуха V =9,51 м3/м3, кпд котлоаг-регата (брутто) 7/^ = 90%, температура воздуха в котельной fB = 30°C, температура горячего воздуха гг.в = 250°С, коэффициент избытка воздуха в топке 0^=1,15, присос воздуха в топочной камере Аот = 0,05, теоретическая температура горения топлива в топке 0Т = 2040°С, температура газов на выходе из топки 9"^ = = 1000°С, энтальпия продуктов сгорания при 0т^т= = 17500 кДж/м3, условный коэффициент загрязнения ? = 0,65, степень черноты топки вт = 0,554, расчетный коэффициент, зависящий от относительного местоположения максимума температуры в топке, Л/=0,44, потери теплоты от химической неполноты сгорания топлива дъ= 1% и потери теплоты в окружающую среду

Задача 2.52. Определить Лучевоспринимающую поверхность нагрева топки котельного агрегата паропризводительностью D= 13,9 кг/с, работающего на каменном угле с низшей теплотой сгорания б ? = 25 070 кДж/кг, если известны давление перегретого пара/»пп = 4 МПа, температура перегретого пара /ПП = 450°С, температура питательной воды ГП.В=150°С, величина непрерывной продувки Р—4%, теоретически необходимый объем воздуха F° = 6,64 м3/м3, кпд котлоагрегата (брутто) f/ipa = 87%, температура воздуха в котельной /В = 30°С, температура горячего воздуха 4.в = 390°С, коэффициент избытка воздуха в топке с^= 1,25, присос воздуха в топочной камере Аат = 0,05, теоретическая температура горения топлива в топке 0Т = 2035°С, температура газов на выходе из топки 0!J.= 1080°C, условный коэффициент загрязнения ? = 0,6, степень черноты топки аг = 0,546, расчетный коэффициент, зависящий от относительного местоположения максимума температуры в топке, М=0,45, потери теплоты от химической неполноты сгорания топлива q^=l,Q%, потери теплоты от механической неполноты сгорания топлива 174 = 3% и потери теплоты в окружающую среду <7з = 1 %.

Задача 2.53. Определить лучевоспринимающую поверхность нагрева топки котельного агрегата паропроизводительностью Z)=13,8 кг/с, работающего на высокосернистом мазуте состава: Ср = 83,0%; Нр=10,4%; S' = 2,8%; Ор = 0,7%; Лр = 0,1%; »* = 3%, если известны температура подогрева мазута гт = 90°С, кпд кот-лоагрегата (брутто) ?/®ра=86,7%, давление перегретого пара/>„.„ = = 1,4 МПа, температура перегретого пара ta_„ = 250°С, температура питательной воды ?пв = 100°С, величина непрерывной продувки Р = 3%, количество теплоты, переданное лучевоспринимающим поверхностям Qn= 17 400 кДж/кг, теоретическая температура горения топлива в топке 0Т = 2100°С, температура газов на выходе из топки в1= 1100°С, условный коэффициент загрязнения С = 0,55, степень черноты топки ат = 0,529 и расчетный коэффициент, зависящий от относительного местоположения максимума температуры в топке, М=0,44.

где ат — степень черноты топки; М — коэффициент, характеризующий влияние местоположения максимума температуры на суммарный теплообмен (при сжигании суспензии, как и в работе [2], М = 0,445).

где Та — абсолютная теоретическая температура сгорания топлива, условно принимаемая равной температуре при адиабатном сгорании; М — расчетный коэффициент, учитывающий влияние относительного местоположения максимума температуры х в топке, определяемый выражением М — А — Вх (А = 0,52; В = ==0,3); Нл — лучевоспринимающая поверхность нагрева; ат — степень черноты топки; ф — коэффициент сохранения тепла; В — расход топлива; Vc — средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания; П — химический критерий, учитывающий влияние коэффициента избытка воздуха. Для среднего значения а = 1,2 принимается Я = 0,85.

Для характеристики условий воспламенения и сгорания топлива введено понятие о т-носительного местоположения максимума действительной температуры X. Его определяют как отношение расстояния от пода топки, или, что то же самое,

М — расчетный коэффициент, зависящий от местоположения максимума действительной температуры газов X, определяется по формуле

где от— степень черноты экранированной топки [см. формулу (7-23)]; т)Ср—среднее значение коэффициента тепловой эффективности экранов [см. формулу (7-35)]; Qn.T— лучистое тепловосприятие топкой — кДж/кг [см. формулу (7-36)]; Та и Тт —теоретическая температура горения и температура в конце топки, К; ао=5,67-10~8— коэффициент излучения абсолютно черного тела, кВт/(м2-К4); М — расчетный коэффициент, зависящий от местоположения максимума температуры в топке, а при предварительных вариантных расчетах с использованием номограммы на рис. 7-11.

Непосредственное влияние п и х на значение фактора ослабления для частиц малых размеров показано на рис. 2-3. Из рисунка наглядно виден экстремальный характер зависимости /Сл. (и)-Штриховой кривой показано изменение местоположения максимума в зависимости от показателя преломления п. Во всей рассматривае-

138. Методика оценки работоспособности фонтанной арматуры на период разработки месторождений природного газа Крайнего Севера России.- М.: ВНИИГАЗ, 1998.- 10 с.

Газ подземной газификации твердых топлив (Q% = 2,5 -т-4- 3,77 МДж/м3) получают на станциях подземной газификации углей в Подмосковье, Донбассе и Кузбассе. В связи с открытием новых месторождений природного газа необходимость развития подземной газификации углей в настоящее время стала менее актуальной.

Радикально снизить вредное воздействие теплоисточников на атмосферу городов позволяет изменение их топливного баланса с повышением доли высококачественных топлив, дающих наименьший выход вредных веществ при сжигании прежде всего природного газа, в продуктах сгорания которого отсутствуют сернистый ангидрид и золовые частицы. При сжигании угля, мазута и природного газа на единицу полученного тепла выбросы окислов азота находятся в соотношении 100 : 43 : 28. При сжигании природного газа весьма существенно снижается и поступление в атмосферу бенз(а)пирена. Опыт городов европейской части СССР убеждает в том, что перевод источников теплоснабжения сибирских городов на природный газ должен рассматриваться как весьма действенный способ снижения выбросов вредных веществ в атмосферу. Такой путь решения проблемы чистоты воздушного бассейна над промышленными центрами Восточной Сибири представляется весьма реальным при освоении при-ленских и южно-якутских месторождений природного газа.

Североамериканский континент располагает крупными потенциальными ресурсами и доказанными запасами природного газа, причем 3/4 из них приходится на США. Расположение ряда газовых месторождений на незначительной глубине и в пределах промышленно развитых районов в значительной мере определило раннее развитие газодобывающей промышленности в США. Однако отсутствие до определенного времени межрайонных поставок газа сдерживало активное вовлечение крупных месторождений природного газа в энергетический баланс страны. В послевоенный период получает распространение дальнее газоснабжение, подземное хранение природного газа, широко развиваются также распределительные газовые сети. Все это способствовало формированию единой газоснабжающей системы США (табл. 4-4) и превращению ее в один из ведущих элементов энергетического хозяйства не только страны, но и региона в целом.

Вплоть до 1960 г. в Западной Европе применялся в основном искусственный газ. После открытия месторождений природного газа во Франции, в Нидерландах и Италии искусственный газ начал заметно вытесняться природным. В настоящее время доля природного газа в общем потреблении газа такова (в %): в Австрии — 86, в Бельгии — 100, во Франции — 91, ФРГ — 86, в Италии —

В связи с открытием месторождений природного газа все заводы по производству искусственного газа из каменного угля ликвидированы. После очистки от сероводорода газ месторождения Лак направляется в различные районы Франции: Бордо, Байонну, Тулузу, Биарриц, Нант, Гренобль, Лион, Сент-Этьен, Дижон и др.

Разведанные ресурсы газа в Ираке до сих пор точно не определены, но по предварительным (1975г.) оценкам составляют 779 млрд. м3. Девять основных крупных нефтяных месторождений страны дают одновременно и природный газ. Кроме того, обнаружено пять месторождений природного газа, которые пока не разрабатываются. Правительство Ирака принимает энергичные меры к использованию природного газа. Его начали применять на государственных тепловых электростанциях, но пока в незначительном количестве около 2 млн. м3 в сутки. Добыча газа в Ираке в 1975 г. составила 3,5 млрд. м3.

В стране имеется несколько малопроизводительных месторождений природного газа. Два из них — Наруто и Мобато — в районе Тибы соединены с Токио газопроводом. На западном побережье островов Хонсю и Хоккайдо имеется несколько небольших и малодебитных месторождений газа, которые быстро истощаются.

«Проблемы освоения месторождений природного газа»;

источников благодаря тому, что он предусматривает постепенную отмену правительственного контроля над промысловыми ценами на газ -и создает особые стимулы для поисков месторождений природного газа в тех районах, где разведочные работы сопряжены с большими трудностями и очень высокими затратами.

троэнергии и ее распределением. До открытия месторождений природного газа в Северном море газовая промышленность Великобритании, особенно благодаря усилиям Ф. Дента, занимала ведущее положение в области разработок технологии получения и использования газа, начало которым было положено в 1936 г экспериментами по изучению газификации угля (процесс Лурги* в Германии. Естественным является интерес, проявленный амери канскими промышленниками, к опыту, накопленному в этой области Великобританией, поскольку запасы природного газа в США сокращаются, а стоимость энергии растет. С одной стороны, в США действуют около 14 лицензионных установок для получения синтетического газа, основанных на использовании Британского каталитического процесса и производящих его в объеме 33 млн. м3/сут (12 млрд. м3/год). С другой стороны, США всячески поощряют дальнейшие разработки, проводимые в Великобритании в области газификации угля. Приобретенная в ФРГ и расположенная в г. Вестфилде (Шотландия) оригинальная установка, в основу которой положен процесс Лурги, производила коммунальный газ, используя при этом уголь близлежащего карьера с 1960 г. до 1974 г., т. е. до тех пор, пока его не закрыли. Основанная в США фирма «Континентал ойл» («Коноко»), проявляющая повышенный интерес к разработкам в области использования угля, заключила сделку с Британской газовой корпорацией, предусматривающую расширение установки путем добавления агрегатов по очистке и синтезу метана, в основе которых лежит процесс, разработанный Ф. Дентом в 1937 т., для производства синтетического природного газа в промышленном масштабе. Модернизация предприятия началась в конце 1972 г. и закончилась опытными поставками в течение двух месяцев синтетического природного газа потребителям г. Файл (Шотландия) по городской системе распределения газа; таким образом была доказана взаимозаменяемость различных газовых установок. Проект был завершен в 1974 г. Стоимость проекта составила 6 млн. долл., дополнительная установка была выкуплена Британской газовой корпорацией для проведения дальнейших исследований.