Азбука горения

Подача газа (Подача топлива)

>> Вернуться к содержанию

Обычно газообразное топливо транспортируется от места хранения или добычи до потребителя посредством ряда более или менее разветвлённых трубопроводов (сеть газоснабжения). Внутри трубопровода газ находится под давлением: от нескольких десятков бар для магистрального газопровода до нескольких десятков миллибар в трубопроводе, по которому газ подводится к конечному потребителю.

Основной проблемой в сетях распределения газообразного топлива является нестабильность давления. Изменение давления газа может приводить к ненормальной работе горелки, вплоть до её отключения. При резких изменениях давления газа (особенно при снижении) может наблюдаться снижение мощности горелки, вплоть до ее отключения. Чтобы избежать подобных проблем, давление газа на головке горелки должно:

• быть больше, чем минимально необходимое давление, которое может компенсировать потерю давления в головке горелки (смотри параграф 2.4.2) и аэродинамическое сопротивление в камере сгорания теплогенератора;
• быть меньше, чем максимально допустимое давление, указанное производителем;
• быть стабильным и соответствовать настройке.

Чтобы обеспечить такие условия, газообразное топливо подаёмся к горелке через ряд устройств управления и безопасности, которые в совокупности обычно называются "газовая рампа".

На рис. 46 показана функциональная схема газовой рампы.

Соединительный модуль состоит из ручного запорного вентиля и антивибрационной соединительной вставки, которая служит для того, чтобы вибрация, возникающая при работе горелки, не передавалась на подводящий газопровод.

Фильтр служит для задержания механических примесей, которые могут присутствовать в газообразном топливе. Эти частицы могут привести к неплотности при закрывании предохранительного и/или запорного клапана.

Стабилизатор давления служит для снижения давления газа, поступающего из основного газопровода, и для поддержания постоянного давления газа на выходе из него независимо от давления поступающего газа и независимо от производительности. Снижение и стабилизация давления осуществляется с помощью устройства мембранного типа, в котором посредством изменения степени сжатия пружины уравновешивается дроссельный клапан и устанавливается необходимое давление на выходе из стабилизатора. Стабилизатор давления такого типа применяется, если давление в газопроводе ниже 500 мбар.

При давлении в газопроводе выше 500 мбар. необходимо использовать редуктор высокого давления который дополнительно комплектуется ПЗК (предохранительно-запорным клапаном), ПСК (предохранительным сбросным клапаном) и манометрами, показывающими давление до и после него и служащими для визуального контроля давления.

Для стабилизатора существует максимально допустимые значения давления на входе и ряд значений давления на выходе, из которых можно выбрать нужное давление в зависимости от установленной в него пружины и фактической производительности.

Редуктор высокого давления и предохранительные устройства нужны тогда, когда давление в основном газопроводе выше максимально допустимой величины указанной производителями тех устройств, что стоят после редуктора.

Если давление в сети газоснабжения меньше, чем максимально допустимое давление, указанное производителем (как правило, в диапазоне от 300 до 500 мбар.), в редукторе высокого давления нет необходимости, а нужен только стабилизатор. Блок электромагнитных клапанов состоит из предохранительного запорного клапана, регулирующего клапана (с регулируемым плавным открыванием) и реле минимального давления газа.

Для горелок мощностью более 1200 кВт, стандарт ΕΝ676 предусматривает, чтобы блок клапанов был дополнен блоком контроля герметичности. Блок контроля служит для проверки герметичности закрытия обоих клапанов перед каждым розжигом и после каждой остановки горелки.

Для горелок малой и средней мощности все вышеописанные элементы газовой рампы, кроме соединительного модуля и редуктора высокого давления, могут быть скомпонованы в едином корпусе. Такое устройство выполняет функции стабилизатора и аварийного отключения и называется газовый мультиблок.

Блоки клапанов могут быть двух типов, в зависимости от конструкции горелки на которой они будут установлены :

• одноступенчатые;
• двухступенчатые.

Использование того или иного типа блоков клапанов зависит от конструктивных особенностей горелки.

В газовой рампе предусмотрено несколько штуцеров для замера давления на выходе из фильтра, на выходе из блока клапанов и давления на головке горелки.

Для того, чтобы присоединить газовую рампу к горелке, необходим соединительный адаптер.

Как уже говорилось, если давление газа в питающем газопроводе меньше, чем максимально допустимое значение, то редуктор высокого давления не требуется. В этом случае газовая рампа может поставляться в виде мультиблока.

Газовая рампа выбирается исходя из минимально необходимого давления газа на входе в рампу достаточного для преодоления сопротивления самой рампы, головки горелки и теплогенератора.

Причем, чем больше давление газа перед рампой, тем ниже (и, соответственно дешевле) типоразмер рампы. Более подробно подбор газовой рампы рассмотрен в разделе 3.

На горелке установлен ряд компонентов, которые играют важную роль в настройке и регулировании всей системы подачи газа теплогенератора. В частности в газовых и комбинированных горелках установлен дроссельный клапан (заслонка), регулирующий расход газа. Этот клапан приводится в действие серводвигателем посредством механического эксцентрика с изменяемым профилем.

В промышленных горелках серий MB, ΤΙ, ER применяются электронные системы управления подачей топлива и воздуха (электронный кулачек).

На газовых горелках большой мощности, как правило, устанавливается реле максимального давления газа. Оно отключает горелку в том случае, если давление в газопроводе на подаче превышает допустимое.

 

 

2.6.1.1. Расчёт диаметра подающего газопровода

Для расчёта потери давления в подающем газопроводе используется следующая формула:

где:

ΔΡΑ-Β - потеря давления на участке между точками А и В (Па);

λ - коэффициент трения;

V - средняя скорость газа (м/с);

ρ - плотность газа (кг/м³ ) при 15°С и 1,013 мбар;

Lобщ - общая длина газопровода (м);

Di - внутренний диаметр газопровода (м).

Среднюю скорость газа можно вычислить по следующей формуле:

где:

Q - расход газообразного топлива (м³ /час); Di - внутренний диаметр газопровода (м).

Расход газа можно рассчитать по следующей формуле:

где:

Q - расход газообразного топлива (м³ /час);

m - максимальная мощность горелки (кВт);

Нi - низшая теплота сгорания газообразного топлива (кВт-ч/м³ );

Напомним, что 1 кВт-ч = 3600 кДж.

Коэффициент трения λ можно рассчитать по следующей формуле:

где:

Di, - внутренний диаметр газопровода (м);

Re - число Рейнольдса, которое можно рассчитать по следующей формуле:

где:

Di - внутренний диаметр газопровода (м);

γ - кинематическая вязкость газообразного топлива (м²/c);

Q - расход газообразного топлива (м³ /ч).

Вязкость газообразного топлива можно определить по графику изображенному на рис. 53.

На графике показана абсолютная вязкость, выраженная в микроПуазах. Напомним, что кинематическая вязкость связана с динамической вязкостью следующим уравнением:

где

γабсолютная - Динамическая или абсолютная вязкость (кг/м-с);

γ - кинематическая вязкость газообразного топлива (мг/с);

ρ - плотность газа (кг/м³ ) при 15°С и 1,013 мбар.

На практике абсолютная вязкость измеряется в Пуазах (П), которые пересчитываются следующим образом:

Потеря давления в подающем газопроводе на участке между точкой входа газа и газовой рампой должна находиться в допустимых пределах. В этих пределах должна обеспечиваться правильная работа редуктора (если таковой имеется). В системах с низким давлением (р < 40 мбар), потеря давления не должны выходить за следующие пределы:

 

Таблица 10. Максимальные потери давления в газопроводах

Газ	Потеря давления (мбар)
Городской газ Смесь природного газа и воздуха	0,5
Природный газ Заменители природного газа Сжиженный нефтяной газ в смеси с воздухом	1,0
Сжиженный нефтяной газ (G.P.L.)	2,0

 

Потеря давления в газопроводе - это сумма распределённых потерь давления (на трение) в самом газопроводе и местных потерь давления в стыках и в запорно-регулирующей арматуре (фильтры, вентили и т.д.).

Потеря давления в запорно-регулирующей арматуре рассчитывается по принципу эквивалентной длины. Местному сопротивлению ставится в соответствие прямой участок газопровода, потеря давления в котором будет равна потери давления в этом элементе.

Чтобы правильно рассчитать размеры газопровода, следует определить следующие параметры.

Lфак - фактическая длина газопровода (м);

Lэквив - сумма участков газопровода эквивалентной длины, соответствующих потерям давления в местных сопротивлениях См);

Lобщ - общая длина газопровода, сумма фактической длины и эквивалентной длины (м):

Эквивалентную длину, соответствующую элементам газопровода с местным сопротивлением, можно определить по таблице 11, в которой приведены эквивалентные длины основных элементов, имеющих местное сопротивление.

Для того, чтобы определить общую длину, нужно задаться диаметром газопровода, с учётом того, что максимальная скорость потока газообразного топлива равна приблизительно 1 м/с. Значение общей длины необходимо будет скорректировать, если при вычислениях по формуле 2.6.1-1 получается диаметр отличный от заданного вначале.

В разделе 5 приведены таблицы, в которых даны значения расхода газа для стального и медного газопровода и его общей длины. Обратите внимание, что для подбора диаметра газопровода необходимо знать общую длину газопровода и расход газа.

 

Таблица 11. Эквивалентная длина различных элементов газопровода

Диаметр, мм	Изгиб 90'	Трой­ник	Крестовое соединение	Остро­угольный изгиб	Вентиль
Природный газ — смеси СН4/воздух - попутный газ
<= 22,3	0,2	0,8	1,5	1	0,3
От 22,3 до 53,9	0,5	2	4	1,5	0,8
От 53,9 до 81,7	0,8	4	8	3	1,5
>=81,7	1,5	6,5	13	4,5	2
Сжиженный нефтяной газ L.P.G. - смеси
<= 22,3	0,2	1	2	1	0,3
От 22,3 до 53,9	0,5	2,5	5	2	0,8
От 53,9 до 81,7	0,8	4,5	9	3	1,5
>= 81,7	1,5	7,5	15	5	2

 

Таблица 12. Пример расчёта диаметра газопровода

Резьба (дюйм)	3/8	1/2	3/4	1	1 1/4	1 1/2	2	2 1/2	3
Di, мм	13,2	16,7	22,3	27,9	36,6	42,5	53,9	69,7	81,7
Толщина, мм	2	2,3	2,3	2,9	2,9	2,9	3,2	3,2	3,6
L,m	Расход (м³ /час)
2	1,69	3,23	7,13	13,18	27,72	41,75	80,04	161,62	246,99
4	1,14	2,18	4,81	8,89	18,70	28,16	53,96	109,03	168,37
6	0,91	1,73	3,82	7,06	14,85	22,36	42,83	88,53	133,62
8	0,77	1,47	3,25	6,00	12,61	18,98	36,36	73,44	113,38
10	0,68	1,30	2,86	5,28	11,10	16,71	32,01	64,66	99,82
15	0,54	1,03	2,27	4,19	8,81	13,26	26,40	51,30	79,19
20	0,46	0,87	1,93	3,56	7,48	11,26	21,56	43,52	67,18
25	0,40	0,77	1,70	3,14	8,59	9,91	18,98	38,31	59,14
30	0,36	0,69	1,53	2,83	5,94	8,93	17,10	34,52	53,28
40	0,31	0,59	1,30	2,40	5,04	7,58	14,51	29,29	45,20
50	0,27	0,52	1,14	2,11	4,43	8,67	12,77	25,78	39,78
75	0,22	0,41	0,91	1,67	3,52	5,29	10,13	20,44	31,54
100	0,18	0,35	0,77	1,42	2,98	4,49	8,59	17,34	26,75

 

 

2.6.1.2. Выбор газовой рампы

Для горелок малой и средней мощности (бытового и коммерческого применения) газовую рампу необходимо выбирать из каталога производителя (обязательно с учетом потерь давления на данной рампе).

Чтобы правильно подобрать газовую рампу необходимо просуммировать все потери давления, начиная от точки ввода газа и кончая горелкой. Эта сумма не должна превышать начальное давление в точке ввода газа.

По ходу движения газа суммарная потеря давления газа складывается из:

• Н1 - аэродинамическое сопротивление в камере сгорания;
• Н2 - потеря давления на головке горелки;
• Н3 - потеря давления на газовой рампе;
• Н4 - потеря на подводящем газопроводе.

Следует проверять выполнение следующего условия, где Η - минимальное давление в точке ввода газообразного топлива

Желая облегчить расчёты, некоторые производители предоставляют диаграммы потерь давления в газовой рампе в виде суммы потери давления на газовой рампе и на головке горелки (Н2 + НЗ).

Поэтому выбранная газовая рампа должна соответствовать следующему уравнению:

Зная максимально допустимое значение суммы Н2 + Н3 с помощью графика (рис. 55), несложно подобрать газовую рампу.

График характеристической кривой газовой рампы часто изображается вместе с рабочим диапазоном горелки, что облегчает выбор.

 

 

2.6.1.3. Подача сжиженного нефтяного газа (LPG)

Сжиженные нефтяные газы получают при перегонке сырой неочищенной нефти или из природного газа и отходов процесса переработки нефти. Состав сжиженного нефтяного газа может немного меняться, но, как правило, он включает смеси пропана и бутана, которые являются высокочистым топливом.

Сжиженный нефтяной газ вырабатывается и хранится в жидком состоянии. Это удешевляет его хранение и транспортировку.

Коэффициент пересчёта объёма этого вещества из газообразного состояния в жидкое, может меняться и обычно составляет 250 Нм³ /м³. Это означает, что при переходе из газообразного состояния в жидкое, объём смеси уменьшается в 250 раз, - даже в небольшой ёмкости можно хранить значительное количество топлива.

Для получения одного кубометра сжиженного нефтяного газа в газообразном состоянии, требуются 4 литра этого газа в жидком состоянии.

Упругость паров сжиженного нефтяного газа достаточно низкая, поэтому его сжижают до давления 3-5 бар. Сжиженный нефтяной газ можно доставлять отдельному потребителю или ряду потребителей.

В первом случае потребитель должен обеспечить себе достаточный запас топлива в виде набора последовательно соединённых баллонов весом по нескольку десятков килограммов, или в виде небольших специальных ёмкостей, объёмом, как правило, до 5 м³.

Во втором случае распределительная сеть с низким или средним давлением выходит из одного большого хранилища и обеспечивает транспортировку до отдельного пользователя.

Первый вариант используется для подачи газа к отдельным изолированным потребителям или к тем потребителям, у которых есть какие-либо специфические требования. Использование распределительной сети удобно в случае небольших населённых пунктов. По сравнению с индивидуальными ёмкостями, установленными в частном секторе, централизованная система даёт значительную экономию и более надёжно обеспечивает непрерывность работы.

Сжиженный нефтяной газ, содержащийся в нижней части ёмкости, находится в жидком состоянии, а в верхней части - в газообразном. Ёмкость нельзя полностью заполнить топливом в жидком состоянии, потому что при увеличении температуры жидкость, которая является несжимаемой и находится под давлением, может расшириться, вызвав взрыв. Часть ёмкости должна оставаться не заполненной жидкостью. Эта часть соответствует не менее 20% от общего объёма.

В горелках и другом газоиспользующем оборудовании сжиженный нефтяной газ почти всегда используется в газообразном состоянии.

Сжиженный нефтяной газ может забираться непосредственно через верх ёмкости в газообразном состоянии или через нижнюю часть - в жидком виде, а затем переходить в газообразное состояние в специальных испарителях.

Если топливо отбирается в газообразном состоянии через верх ёмкости, давление в ней падает, и баланс между жидкой и газообразной фракциями топлива меняется. Постепенно жидкое топливо испаряется, и первоначальное давление восстанавливается. Испарение сжиженного нефтяного газа является эндотермическим процессом: жидкая фракция при испарении поглощает тепло. Охлаждение жидкой фракции пропорционально потраченному количеству газообразного топлива и определяет дальнейшее падение давления в ёмкости. При отборе сжиженного газа с постоянной скоростью и в определенном количестве, устанавливается такое равновесное состояние, при котором тепло, необходимое для перехода сжиженного газа из одного физического состояния в другое, компенсируется теплом, поступающем извне через стенки ёмкости в результате теплообмена с внешней средой. Необходимо помнить, что теплообмен между окружающей средой и ёмкостью происходит только через ту поверхность стенок, которые соприкасаются с жидкой фракцией нефтяного газа.

Если газ отбирается со скоростью большей, чем допустимый предел, температура в ёмкости резко падает - вплоть до образования на поверхности ёмкости слоя льда. Это ухудшает теплообмен с окружающей средой, и в конце отбор топлива из ёмкости прекращается.

Из описания данного процесса следует, что количество газа, которое можно забирать из ёмкости, зависит от интенсивности теплообмена между ёмкостью и окружающей средой. Характер же теплообмена зависит от формы, материала и цвета ёмкости, а также от свойств внешней среды, где она устанавливается. Производители ёмкостей сообщают максимальный допустимый расход для определенных стандартных условий. Обычно он выражается в кг/час. Произ­водительность может меняться от 0,5 кг/час для маленьких баллонов до 20 кг/час для ёмкостей более 5 м³. Следует помнить, что скорость подачи топлива из ёмкости зависит от степени её заполнения. Скорость подачи уменьшается при снижении уровня заполнения. Это происходит из-за того, что давление снижается и поверхность теплообмена ёмкости уменьшается. Чтобы поддерживать достаточное давление на подаче нельзя использовать все содержимое ёмкости. Минимальный уровень заполнения ёмкости, ниже которого подача топлива прекращается, определяется производителем ёмкости и соответствует приблизительно 25% от её объёма.

Из всего этого следует, что действительно можно использовать приблизительно 55% от геометрического объёма ёмкости.

Для расчёта потенциального количества тепла, которое можно получить из хранящегося в ёмкости топлива, используется следующее уравнение:

где:

Es - количество теплоты, которое можно получить из хранящегося в ёмкости газа (МДж); VG - геометрический объём ёмкости (м³ ); d - плотность сжиженного нефтяного газа, которая равна 0,52 кг/л; HTC_LPG - низшая теплотворная способность сжиженного нефтяного газа, которая равна приблизительно 46 МДж/кг.

Оценочное число заправок ёмкости в год равно:

где:

n - количество заправок ёмкости в год;

Es - количество теплоты которое можно получить из хранящегося в ёмкости газа (МДж);

Еu - требуемое количество теплоты (МДж).

Необходимо всегда следить за тем, чтобы общая установленная мощность не превышала максимально допустимый расход сжиженного газа из ёмкости, а именно:

где:

mtank - максимальный расход сжиженного газа из ёмкости (кг/час);

musers - максимальный расход сжиженного газа, необходимый для потребителей (кг/час);

Рu - мощность установленных потребителей (кВт);

HTC_LPG - низшая теплотворная способность сжиженного нефтяного газа, которая равна приблизительно 12,78 кВт-ч/кг.

Если расход сжиженного газа превышает предельно допустимое максимальное значение для установленных ёмкостей, его необходимо отбирать в жидком состоянии. В этом случае отбор производят со дна ёмкости, там, где топливо находится в жидком состоянии. Затем с помощью теплообменника (испарителя) происходит процесс испарения. Такая система обеспечивает полное испарение сжиженного нефтяного газа и одновременно позволяет его подогревать, предотвращая образование конденсата. Этот метод применяют тогда, когда стоимость выпаривания оправдывается сложностью системы. Он обязателен в том случае, когда ёмкость размещается в земле, и теплообмен между нею и внешней средой недостаточен.

Снижение внутриемкостного давления, (обычно 5 бар) до рабочего (например, для малых потребителей оно составляет 30 мбар), как правило, осуществляется в две стадии.

Первый редуктор понижает давление до 1,5 бар, а второй - до 30 мбар (150 мбар - для промышленных горелок).

Сжиженный нефтяной газ в газообразном состоянии имеет плотность более чем на 50% большую, чем воздух, поэтому при случайной утечке он стелется по земле и застаивается в углублениях на полу. Для его удаления не всегда достаточно проветривания помещения.

Следует помнить, что при использовании сжиженного газа датчики загазованности и вентиляционные отверстия следует располагать на уровне пола.

>> Вернуться к содержанию