Подготовка к сжиганию газового топлива. Разновидности газового топлива

Лекция 16 Подготовка к сжиганию газового топлива Разновидности газового топлива Горючие газы, применяемые в народном хозяйстве в качестве топлива или химического сырья, по своему происхождению делятся на природные и искусственные. Природный газ чисто газовых месторождений и попутный газ, получаемый при добычи нефти, добывается из недр земли. Искусственные газы получаются при переработке твердого и жидкого топлива или являются побочными продуктами некоторых производств. Природный газ представляет собой смесь различных углеводородов, причем основным компонентом является метан, содержание которого доходит до 95-98 %. В природном газе также содержится в небольших количествах двуокись углерода, азот, пыль и водяной пар. В некоторых природных газах имеется сероводород, содержание которого не превышает 3-4 %. Все природные газы чисто газовых месторождений легче воздуха. Нефтепромысловый (попутный) газ содержится в растворенном виде в нефти . При извлечении нефти на поверхность и снижении давления содержащийся в ней газ выделяется. Попутный газ отделяют в сепараторах от нефти, а затем из него выделяют ценные химические продукты и легко сжижаемые углеводороды. В отличие от природного газа нефтепромысловый содержит меньше метана и больше тяжелых углеводородов. Поэтому теплота сгорания и плотность его выше, чем у природного. Сжиженные газы представляют собой смесь углеводородов, в основном пропана и бутана, с небольшими примесями более тяжелых углеводородов. Источниками их получения являются попутные газы нефтяных и газоконденсатных месторождений и газы, при переработке нефти. К искусственным газам относят коксовый, сланцевый, генераторный и доменный. Коксовый газ вырабатывается на коксохимических заводах в качестве побочного продукта при производстве металлургического кокса из коксующихся каменных углей. Высокотемпературное коксование углей заключается в сухой перегонке без доступа воздуха измельченного угля при температуре 1000-1150 оС в специальных печах. В результате этого процесса получается твердый остаток – кокс и газообразный продукты. После извлечения из сырого газа аммиака, ароматических углеводородов и очистки от примесей коксовый газ используется как топливо. Сланцевый газ получают путем термической переработки горючих сланцев в камерных печах. Процесс аналогичен коксованию, однако основной его целью является получение химических продуктов и газового топлива. После очистки сланцевый газ может подаваться потребителям в чистом виде или в смеси с природным газом. Генераторный газ является продуктом термической переработки твердого топлива в присутствии окислителя, причем вся горючая часть топлива переходит в газовую фазу. Доменный газ получается при выплавке чугуна в доменных печах как обычный продукт. Горючие газы также можно классифицировать по низшей теплоте сгорания Qi : - высококалорийные газы с Qi > 31,4 МДж/м3 (природные, попутные, а также сжиженные); - среднекалорийные газы с Qi = 12,6÷31,4 МДж/м3 (коксовый, сланцевый, генераторный, получаемый при газификации с парокислородным дутьем под давлением); - низкоклорийные газы с Qi < 12,6 МДж/м3 (доменный, генераторный смешанный и газы подземной газификации углей). В зависимости от температуры горения tmax горбчие газы по Равичу М.Б. делят на 5 групп: 1. с tmax>2000 оС (природный, нефтепромысловый, сжиженный, коксовый, сланцевый и другие газы, которые целесообразно использовать для высокотемпературных процессов); 2. с tmax=1700÷1950 оС (смешанный – 50 % коксового и 50 % доменного – и генераторнгые газы из битуминозных топлив, которые используются в среднетемпературных процессах); 3. с tmax=1400÷1700 оС (доменный, некоторые генераторные и другие газы, которые используются в среднетемпературных и низкотемпературных процессах); 4. с tmax=750÷1400 оС (многочисленные отбросные газы – ваграночные, заводов технического углерода, продувочные, - которые часто не утилизируются); 5. с tmax<750 оС (газы, которые в качестве топлива не используются). Обработка природного газа на месте его добычи.  Потребители природного газового топлива, в том числе ТЭС, получают его по магистральным газопроводам, в которые природный газ поступает после предварительной переработки на газовых заводах, целями такой переработки являются обеспечение длительной и надежной эксплуатации газопроводов, повышение энергетической ценности газового топлива, предотвращение образования оксидов серы при его сжигании (без этого применение газового топлива в быту стадо бы невозможным из-за токсичности таких оксидов), создание возможности обнаруживать утечки газа по запаху. Надежной работе газопроводов может препятствовать наличие в газе H2S и H2O. При пониженных температурах на внутренней поверхности труб водяной пар конденсируется, вода растворяет в себе сероводород и превращается в сероводородную кислоту. Растворы кислот, как известно, обладают коррозионной агрессивностью, т.е. способны повреждать газопровод. Причиной выхода газопровода из строя может служить также конденсация высших углеводородов, обусловленная большим давлением, под которым перекачивается газ (до 10 - 15 МПа), и пониженными температурами. Образование жидкостных пробок в газопроводе приводит к гидравлическим ударам, а выброс жидкого конденсата в топку - к взрыву. То и другое вызывает механические повреждения оборудования, поэтому недопустимо. Наконец, при наличии в газе водяного пара в условиях высоких давлений и пониженных температур углеводороды способны образовывать твердые (кристаллические) соединения - газгидраты, которые могут забивать трубопровод. С учетом сказанного обработка газа перед подачей его в газопровод включает в себя: а) очистку газа от механических примесей; б) глубокую очистку от сернистых соединений (допустимое остаточное содержание H2S - не более 0,02 г/м3 или 0,0013%); в) извлечение из газа высших углеводородов (в основном пропана и бутана), используемых в народном хозяйстве как высококачественное бытовое топливо - "сжиженный газ" и в качестве добавки к жидким моторным топливам; г) осушение газа и (иногда) очистку его от диоксида углерода. Завершающей операцией при подготовке газа к подаче в газопровод является его одоризация - придание запаха, позволяющего легко обнаруживать присутствие газа в воздухе. Одоризацию осуществляют введением в газ небольших количеств резко пахнущих веществ, обычно меркаптанов. Подача газа на ТЭС проводится по магистральным газопроводам под давлением. Основные характеристика газового топлива 1.Плотность газа. Плотность газа определяют пикнометрическим методом, который заключается во взвешивании сосуда определенного объема, заполненного газом. Применяемый для этой цели тонкостенный стеклянный сосуд объемом 100 - 200 см3 называется газовым пикнометром. В него впаяны две трубки с кранами. Вместимость V пикнометра определяют посредством взвешивания его после заполнения сухим воздухом (масса G1) и после заполнения водой (G2). Разность этих масс обусловлена разностью плотностей воды rН2О и воздуха rв: G2 - G1 = V(rH2O - rв) (1) Плотность сухого воздуха при температуре 0 °С и давлении 101,3 кПа составляет 1,293 г/дм3, при других давлении r и температуре t плотность определяется выражением Объединив формулы (1) и (2), после несложных преобразований получаем формулу для расчета вместимости пикнометра, дм3: (3) где массы G1 и G2 выражены в граммах; плотность rН2О - в г/дм3; давление P - в кПа; температура t - в °С. Для определения плотности газа взвешивают пикнометр, заполненный этим газом. Различие масс пикнометра с газом (G3) и с воздухом (G1) определяется аналогично предыдущему разностью плотностей газа и воздуха. (4) Отсюда получаем формулу для определения плотности газа при тех t и P, при которых он находиться в пикнометре; (5) Пересчет плотности на нормальные условия (101,3 кПа и 0 °С) проводится по формуле, аналогичной выражению (3): (6) 2.Содержания влаги.  Количество влаги в газе может характеризоваться различными показателями. Влагосодержание d показывает массу, г, водяного пара, приходящуюся на 1 м3 сухого газа, приведенного к стандартным условиям (t = 20°С; р = 101,3 кПа). Абсолютная влажность Wm - масса, г, водяного пара, приходящаяся на 1 м3 влажного газа. Объемная доля влаги (относительная объемная влажность) WV - содержание влаги в газе, % об. Cоотношение между названными показателями выражается формулами (7) Чтобы определить количество влаги в газе, известный объем газа V, м3, пропускают через поглотительную склянку, заполненную сорбентом - осушителем (например, прокаленным хлористым кальцием или силикагелем). До и после пропускания газа склянку взвешивают, по привесу устанавливают массу поглощенной из газа влаги. Влагосодержание газа находят по формуле (8) где P и t - фактические давления, кПа, и температура,°C, при которых газ проходил через поглотительную склянку; Р1 - парциальное давление водяного пара в газе, равное P1 = P·WV / 100, кПа. 3.Компонентный состав.  Хроматографический метод определения компонентного состава газовых смесей отличается быстротой, высокой точностью при определении как больших, так и малых концентраций компонентов, незначительным объемом подаваемого на анализ газа. Приборы, в которых реализуется этот метод, называют хроматографами. Сущность газохроматографического анализа заключается в разделении газовой смеси на компоненты и последующей регистрации количества каждого компонента. Технологическая схема подачи газового топлива. Газ на электростанцию поступает от магистрального газопровода или от газораспределительной станции (ГРС) с давлением 0,7-1,3 МПа по одной линии подземного трубопровода. Газохранилище на территории электростанции не сооружают. Для снижения давления газа у форсунок парогенераторов до 0,13-0,2 МПа предусматривается его дросселирование в газорегулирующем пункте (ГРП). Дросселирование возможно в одну или в две ступени в зависимости от общего перепада давления газа. Из-за резкого шума при дросселировании газа ГРП обычно размещают в отдельном здании на территории электростанции. Производительность ГРП на электростанциях, работающих на газовом топливе в качестве основного, рассчитывается на максимальный расход газа всеми рабочими парогенераторами. Производительность ГРП на электростанциях, сжигающих газ в качестве буферного топлива, определяется по требуемому количеству газа для летнего режима. На газомазутных станциях мощностью КЭС до 1200 и ТЭЦ до 900 МВт можно сооружать один ГРП. При больших мощностях сооружаются соответственно два или более ГРП. В каждом ГРП предусматривается одна резервная установка, регулирующая давление газа. Прокладка всех газопроводов в пределах ГРП и до парогенераторов выполняется наземной. Принципиальная схема газоснабжения электростанции показана на рис 1. Рис.1 Схема газоснабжения на электростанции; 1-магистральная задвижка, 2-задвижка с электрическим приводом, 3-регулятор давления газа, 4-предохранительный клапан,5-автоматический регулятор расхода газа, 6-отсекающий быстродействующий клапан, 7-манометр, 8-расходомер, 9-задатчики регуляторов давления, 10-фильтр, 11-продувочная «свеча», 12-подвод газа к запальнику горелок. Для очистки газа от механических примесей перед регулирующими клапанами имеются фильтры. Давление газа при входе в ГРП и после регулирующих клапанов контролируются манометрами. Количество газа, подаваемого в ГРП , регистрируется расходомером. На газопроводах перед и после ГРП применяют задвижки с электроприводом. Для предотвращения повышения давления за регулирующими клапанами выше допустимого устанавливают предохранительный клапан. На случай внезапного прекращения подачи газа, например при аварийном отключении регулятора давления, предусмотрена байпасная линия, которую можно включить дистанционно. Этой же линией пользуются при ремонте оборудования ГРП. На газопроводе к каждому парогенератору имеются: запорная задвижка, шайба расходомера, регулятор расхода газа, импульсный отсекающий быстродействующий клапан, работающий автоматически в зависимости от падения давления воздуха у горелок до заданного значения, а также при остановке электродвигателя дутьевого вентилятора или дымососа. Регулятор расхода газа управляется исполнительным механизмом системы автоматики горения по двум импульсам: давлению пара в парогенераторе и перепаду давления на диафрагме паромера. Для продувки газопроводов имеются продувочные свечи с плотными запорными устройствами, выведенные за пределы здания в места, недоступные для пребывания людей. Через свечи удаляют воздух перед растопкой парогенератора, а при остановках удаляют газ из отключенных участков газопровода. Расход газа, поступающего на электростанцию, измеряется в м3/ч при нормальных условиях автоматически.