Камеры сгорания газотурбинных двигателей Пчёлкин Ю.М., страница 3

Кроме того, они позволяют наиболее просто получать большие тепловые нагрузки при высокой экономичности пропесса горения. Природные горючие газы разных месторождений — это обычно смеси различных углеводородов, чаще всего метанового ряда, и незначительного количества СО„СО, й1, и др. Газы некоторых месторождений содержат более 90 % метана, это так называемые сухие газы. Их низшая теплота сгорания (4 = 29,3 —;37,8 МДж!м' при нормальных условиях. Природные газы, основой которых являются 1! высшие углеводороды, называют жирными. они имеют низшую теплоту сгорания К = 30.5 —;70 МДж'м', Некоторые данные о природных газах ряда меторождений приведены в прил.

4. В ГТД может использоваться искусственное газообразное топливо — генераторныл газ. Его получают в специальных устройствах — газогенераторах, Газифицируют чаще всего уголь, сланец, торф или тяжелые нефтяные остатки. Генераторные газы в зависимостиотокислителя (дутья) различаются посоставу и теплоте сгорания. При подаче к слою топлива в качестве дутья воздуха получается воздушный газ. Воздух подается в количестве, недостаточном для полного сгорания всего топлива. а необходимом лишь для окисления его некоторой части.

Слой этого топлива образует зону окисления. Продукты сгорания, поднимаясь вверх, попадают в зону восстановления, где они газифицнруют массу твердого топлива. Выше расположены зоны сухой перегонки и подсушки, составляющие участок подготовки топлива к газификации. Так как углерод составляет основу твердого топлива, а воздух состоит в основном из смеси кислорода и азота (объемные доли соответственно 21 и 79 34), в воздушном генераторпом газе должно содержаться 34,7 % СО и 65,3 !4 К,.

Эта смесь, где горючим компонентом является только оксид углерода, имеет невысокую низшую теплоту сгорания К = = 4,44 МДж 'м'. Реально в этом газе всегда присутствуют двуокись углерода, водяной пар, водород, метан и другие примеси, и (7„' =- = 4,!9 —:4,6 МДж,'м'.

Преимущество процесса — доступность дутья. Однако вследствие низкой теплоты сгорания получаемого газа, высокой температуры шахты и газообразного продукта, снижающей долговечность конструкции и приводящей к большим потерям теплоты, воздушный генераторный газ имеет ограниченное использование. При подводе к предварительно раскаленному углю водяного пара получают водяной генеразорный газ. Так как все реакции протекают с большой затратой теплоты, топливо в газогенераторе надо подогревзть, например, чередуя подачу воздуха и пара.

При этом попеременно выдается или основной продукт, или воздушный (продувочный) газ. Водяной газ содержит Н., и СО в равных количествах. Оба компонента — горючие вещества. Низшая теплота сгорания газа ~„" = 11,7 МДж!м'. Практически в его составе всегда есть примеси СОм СН„!'(, и др., поэтому !'!"„=- !Π—;! 1,3 МДж/м'. Периодичность процесса, переменность термического режима шахты, сложность установки и ее регулирования, повышенная стоимость дутья (пара) являются серьезными недостатками получения водяного генераториого газа. При подаче дутья в виде паровоздушной смеси получается смешанный газ, обеспечивающий непрерывный, устойчивый режим работы газогенератора.

Получаемый газ имеет средние по сравнению с рассмотренными выше характеристики и состав воздушного и водяного газов. Примерный состав и основные характеристики генераторных газов приведены в прил. 5. !2 Геператорные газы помимо твердых част>шек пыли обычно несут с собой и значительное количество смолы. Перед подачей газа в камеру сгорания его необходимо очистить от этих примесей во избежание износа и осмоления деталей газового тракта и системы регулирования. Газ подземной газификации получают из углей, залегающих в пласте.

Для этого бурятся две скважины, одна — для нагнетания окислителя (воздуха), в котором сгорает часть угольного пласта, вторая — для отвода получаемого г;за, При этом нет неоГходимости в извлечении угля из недр земли, его транспортировании и обработке. Наиболее целесообразно использование залежей, обычная разработка которых затруднительна или не экономична. Некоторые данные о продуктах подземной газификации углей приведены в прил. 6. Газообразные топлива получаются в качестве технологических отходов прои .водств: термической переработки нефти (крекинг, пиролиз), коксования и полукоксования углей, доменного процесса и т. п. Составы и некоторые показатели различных газов даны в прил 7.

Жидкое топливо Природнь>ч жидким топливом является только нефзь, которая не служит промышленным топливом. В технике используют искусственное жидкое топливо, в основном являющееся продуктом той или иной переработки нефти. Нефти различных месторождений иногда значительно отличаются по составу, но всегда главным элементом является углерод, массовая доля которого достигает 85 % и более. Остальную часть в основном составляет водород (до 14 ".'о), кислород (до 1 ч(), сера и др. Некоторые нефти содержат до 5 ',4 серы. Их называют высокосернистымн.

В нефти, в частности, содержатся часто углеводороды метанового ряда С„Н„„, нафтенового С„Н,„ и ароматического С„Н.,„,. Точно определить вид и количество отдельных соединений химическим анализом очень сложно. Искусственное жидкое топливо наиболее просто получается перегонкой нефти, т. е. испарением суммы фракций при нагревании до опре. деленной температуры с последующей конденсацией паров. При подогреве природной нефти примерно до 420 — 450 К выделяются фракции различных сортов бензина плотностью 0,72— 0,76 кг>м'. Бензин принято считать состоящим из 85 % Сг и 15 % Нг. Среднее значение низшей теплоты его сгорания (К = 42,2 —: —:46,! МДж.'кг.

Продолжая нагревать нефть до 470 — 490 К, получают лигроин плотностью 0,77 — 0,79 кг'м'. Керосин получают прн перегонке нефти от температуры примерно 490 до 590 К. Он состоит в среднем нз 86 ',4 Сг и 14 >й Нг. Плотность керосина 0,79 — 0,87 кг!м', низшая теплота сгорания (Зг =- =- 41,9 —;42,2 МДж'кг.

При нагревании остатка нефти примерно от 550 до 640 К получают дизельное и моторное топливо плотностью 0,87 — 0,9 кг м', 13 и, мм /С 570 755 555 575 515 555 555 О55 75 Рис. 1. Влияние температуры Т ив вязкость жидких топлив; 1 — реактивное топливо то.!: 2— топливо дли газотурбинных установок: 3 — дизельное топливо; З моторное топлено; 5 — мазут флотский Ф.З; С вЂ” мазут флотский Ф-12; 7 — мазут топочный М-ЧО; 3 — ма. зут топочный М.!00 Общий выход легких фракций из нефти большинства месторождений 25 — 35 %.

Оставшаяся смесь более тяжелых фракцнл — мазут, в нем сконцентрирована основная часть золы. Мазут имеет примерно следующий состав: Сг' =- 85,0 —:87,0 ',о, Нр = — 11 —:!3 %; Ор:-= 0 —; 03 о, Хр .= 0 04 о„' Бр. 0'1 05 ой (иногда и до 6 оо) )егв =: 0,1 —:!О ',о. Низшая теплота сгорания мазута ((~', =- 39,8 —: —;42,6 МДж,'кг. Мазут можно использовать как топливо и как сырье для получения масел и легкого жидкого топлива. Применяя, например, метод крекинга (расщепления), из мазута можно дополнительно получать (более 40 'о от массы мазута) легкие крекинг-продукты: бензина, керосина и др.

Процесс крекинга заключается в термическом разложении тяжелых углеводородов при температуре 500— 1000 К, атмосферном илп повышенном давлении (5 — 10 МПа и более). Некоторое количество жидкого топлива получают методом сжпжения газов или специальной переработкой твердых топлив, например гидрогенизацией каменных углей. Жидкое топливо характеризуется следуюгцими основными физикохимическими свойствами: кинематической вязкостью, плотностью, теплоемкостью, фракционным составом, температурой кристаллизации и вспышки, а также зольностью.

КПНСЛгал(иисСКал ВЯЗКОС1ПЬ вЂ” СВОйСтВО жИДКОСтИ ОКаЗЫВатЬ СО- противление взаимному перемещению частиц. (слоев), движущихся с различными скоростями, обусловливающее появление сил внутреннего трения между ними. Кинематическая вязкость и жидких топлив измеряется (в мме(с) при определенной температуре Т, обычно 293, 323, 353 илп 373 К. От вязкости топлива зависят условия его транспортирования (перекачивания), а также условия и качество распыливания. С повышением температуры Т жидкого топлива его вязкость р уменьшается до некоторого значения резко, а затем менее заметно (рис.

!). Бензин, керосин, дизельное топливо имеют небольшую вязкость (8 — 12 мм"гс) даже при температуре до 250 К, что позволяет применять эти топлива без предварительного подогрева и получать хорошее распыливание в форсунках различных типов. Более тяжелое топливо (мазуты) даже при температуре 293 — 303 К могут иметь вязкость более 80 — 140 мй(2/с, (то затрудняет перекачивание его по трубопроводам. Достаточно качественное распыливание такого топлива невозможно без предварительного подогрева его до 350— 420 К.

Особенно вязкие мазуты перед подачей в форсунку подогревают до 600 †8 К. !4 !!Лап!НОСИ!Ь ЖИДКОГО ТОПЛНВЗ Ут О!.ЫЧНО ОПРЕДЕЛЯЮТ (В Кгсм ) прн 293 К, От плотности жидкого топлива зависит его количество по массе, которое можно разместить в баке данного объема системы топливоподачи ГТД, а это, в свою очередь, обусловливает больший нли меньший срок непрерывной работы двигателя на данном режиме работы. Теплоелскссть жидкого топлива — это количество теплоты, необходимое для повышения температуры 1 кг топлива иа 1 К. Теплоемкость растет при понижении плотности или повышении температуры топлива. В расчетах обычно теплоемкость принимают равной 1,65— 2,1 КДж!(Кг. К) в зависимости от плотности топлива, Фракционный состав топлива определяет закономерность выкипания различных фракций при нагревании. Легкий фракционный состав топлива позволяет ему быстрее испаряться, что способствует уменьшению времени образования топливовоздушиой (паровоздушной) смеси и ее выгорания.

Быстрое и обильное испарение в начальной стадии разогрева (горения) топлива облегчает его зажигание и, следовательно, пуск двигателя. Результаты определения фракционного состава представляют или в табличной форме в виде данных о температурах начала и конца испарения определенной доли навески топлива (см. прил. 9), или в виде зависимостей Л6, от Т (рнс. 2).