Теплота сгорания антрацита: Показатели технического анализа угля – влага, зольность, сера и теплота сгорания — Водонагреватели, радиаторы, котлы отопления и другие товары для отопления и водоснабжения в Москве

Теплота сгорания антрацита: Показатели технического анализа угля – влага, зольность, сера и теплота сгорания

Содержание

Показатели технического анализа угля – влага, зольность, сера и теплота сгорания

С помощью технического анализа определяют в углях и горючих сланцах зольность, содержание влаги, серы и фосфора, выход летучих веществ на горючую массу, теплоту сгорания и характеристику нелетучего твердого остатка. Все анализы производят по аналитическим пробам угля и сланца, а содержание влаги в рабочем топливе – по лабораторным пробам.

Пересчёт элементарного состава, выхода летучих веществ и теплоты сгорания для углей (кроме сланцев) при переходе на другую массу производится по соотношениям, согласно формулам. При пересчёте элементарного состава и теплоты сгорания сланца зольность А должна быть заменена на A+С02 для соответствующей массы сланца.

ВЛАГА

При анализе углей различают следующие виды влаги:

лабораторную – Wл, определяемую по лабораторным пробам для технических анализов;
аналитическую – Wа, определяемую по аналитическим пробам для элементарного анализа;
воздушно-сухую – Wавс, определяемую по аналитическим пробам при воздушно-сухом состоянии навески в условиях фактического состояния воздуха в лаборатории по относительной влажности и температуре;

гигроскопическую (внутреннюю) – Wги, близкую к Wa, но определяемую по аналитическим пробам, доведенным до воздушно-сухого равновесного состояния при* постоянной относительной влажности (60±2%) и температуре (20±5 °С) воздуха;
рабочую влагу – Wp определяемую по лабораторной пробе с учетом потери влаги при пересылке пробы в лабораторию.

Влага рабочего топлива подразделяется на внутреннюю влагу, равную гигроскопической (Wги), и внешнюю влагу (Wвнешн), определяемую как разность Wвнешн = Wp-Wг,%. Внутренняя гигроскопическая влага (Wги) зависит от относительной влажности и температуры окружающего воздуха и адсорбционной способности углей. Влажность и зольность, составляющие балласт Бр = Wp+Aр топлива, в особенности внешняя влага, ухудшают качество углей, уменьшают сыпучесть, затрудняют классификацию и транспортирование и вызывают смерзание угля в зимнее время.

Угли с повышенным содержанием влаги непригодны к длительному хранению, так как влага способствует самонагреванию и самовозгоранию. В связи с этими техническими условиями и стандартами на угли по видам потребления установлены предельные (браковочные) нормы содержания влаги для отдельных марок и сортов углей.

Тощие угли, полуантрацит и антрацит – менее влажные, бурые угли – более влажные. Содержание влаги в углях и горючих сланцах определяют по ГОСТ 11014-2001. Сущность метода определения содержания влаги заключается в высушивании навески пробы топлива в сушильном шкафу при температуре 105-110 °С до постоянной массы и в вычислении потери массы взятой навески в процентах. Определение содержания влаги ускоренным методом производится по ГОСТ 11014-2001. Сущность ускоренного метода определения содержания влаги заключается в высушивании навески топлива в сушильном шкафу при температуре, повышающейся в течение 5 мин от 130 до 150 °С для аналитической пробы и в течение 20 мин – для лабораторной, и в вычислении потери массы взятой навески топлива в процентах. Расхождения между результатами двух параллельных определений содержания влаги по указанному ГОСТу не должны превышать допустимых значений.

ЗОЛЬНОСТЬ

Угли всегда содержат негорючие минеральные примеси, в состав которых входят карбонаты кальция СаСОз, магния MgC03, гипс CaS04-2h30, колчедан FeS2, редкие элементы. При сжигании угля несгоревшая часть минеральных примесей образует золу, которая в зависимости от ее состава, может быть тугоплавкой или легкоплавкой, сыпучей или сплавленной. Минеральные примеси ухудшают качество углей, уменьшают теплоту сгорания, загружают транспорт перевозкой лишнего балласта, повышают расход угля на единицу вырабатываемой продукции, усложняют условия использования и ухудшают качество кокса.

Минеральные примеси не всегда являются балластом, иногда в них содержатся редкие элементы в количествах, позволяющих их промышленное использование. Кроме того, шлак может быть использован для производства цемента и других строительных материалов.

Зольность углей определяют по ГОСТ 11022-95. Сущность метода заключается в озолении навески топлива в муфеле и прокаливании зольного остатка до постоянной массы при температуре 800-825 °С для углей и 850-875 °С для горючих сланцев и определении массы зольного остатка в процентах к массе навески топлива. Зольность, полученная в результате анализа аналитической пробы, пересчитывается на зольность в абсолютно сухом топливе Ас.

Зольность рабочего топлива Ар в процентах вычисляют по формуле:

Ар =Ас(100-Wр)/100

Определение зольности ускоренным методом производится по ГОСТ 11022-95.

Его сущность заключается в озолении навески угля в муфеле, нагретом до температуры 850-875±25°С, и определении массы зольного остатка в процентах к массе навески.

Расхождения между результатами определения зольности Лс по дубликатам одной лабораторной пробы в разных лабораториях по указанным ГОСТам не должны превышать:

для топлива с зольностью:

до 12%… 0,3%
от 12 до 25%… 0,5%
свыше 25%… 0,7%
свыше 40%… 1,0%

Техническими условиями и ГОСТами устанавливаются средние и предельные (браковочные) нормы зольности для различных марок и классов угля по отдельным шахтам, разрезам и обогатительным фабрикам.

СЕРА

Общая сера, содержащаяся в углях, состоит из колчеданной Sк, сульфатной Sc, и органической Sо серы. Колчеданная сера встречается в углях в виде отдельных зерен и крупных кусков минералов пирита и марказита. При выветривании угля в шахтах, разрезах и на поверхности колчедан окисляется и образует сульфаты.

Сульфатная сера содержится в углях, главным образом в виде сульфатов железа FeS04 и кальция CaS04. Содержание сульфатной серы в углях обычно не превышает 0,1-0,2%. При сжигании сульфатная сера переходит в золу, а при коксовании углей – в кокс. Органическая сера входит в состав органической массы угля. Содержание общей серы и ее разновидной в топливе определяют по ГОСТ 8606-93.

Сера содержится во всех видах твердого топлива, причем содержание общей серы в углях колеблется в основном от 0,2 до 10%.

Сера – нежелательная и даже вредная часть топлива. При сжигании угля она выделяется в виде SO2, загрязняя и отравляя окружающую среду и корродируя металлические поверхности, уменьшает теплоту сгорания топлив, а при коксовании переходит, ухудшая его свойства и качество металла. Выбор путей использования углей часто зависит от содержания в них общей серы. Именно поэтому общая сера – важнейший показатель качества углей.

Содержание общей серы определяют сжиганием навески топлива со смесью окиси магния и углекислого натрия (смесь Эшка), растворением образовавшихся сульфатов, осаждением сульфат-иона в виде сернокислого бария, определением массы последнего и пересчетом его на массу серы. Содержание сульфатной серы определяют растворением сульфатов, содержащихся в топливе, в дистиллированной воде, осаждением сульфат-иона в виде сернокислого бария, определением массы последнего и пересчетом его на массу серы. Содержание колчеданной серы определяют обработкой пробы топлива разбавленной азотной кислотой и растворением в ней сульфатов, образовавшихся при окислении колчедана азотной кислотой с последующим осаждением сульфат-иона в виде сернокислого бария, определением массы последнего и пересчетом его на массу серы. Содержание колчеданной серы определяется по разности между содержанием серы, извлекаемой из топлива азотной кислотой, и водой.

Расхождения между результатами двух параллельных определений содержания серы в одной лаборатории не должны превышать: для угля с содержанием серы до 2% – 0,05%, свыше 2% – 0,1%. Расхождения между результатами определения содержания серы по дубликатам одной лабораторной пробы в разных лабораториях не должны превышать: для угля с содержанием серы до 2% – 0,1%, свыше 2% – 0,2%. Содержание серы ускоренным методом определяют по ГОСТ 2059-54.

Сущность этого метода заключается в сжигании невески угля в струе кислорода или воздуха при температуре 1150±50 °С, улавливании образовавшихся сернистых соединений раствором перекиси водорода и определении объема полученной в растворе серной кислоты титрованием ее раствором едкого кали. Расхождения между результатами двух параллельных определений содержания серы одной пробы для одной лаборатории не должны превышать 0,1%, для разных лабораторий – 0,2%.

ФОСФОР

Содержится в угле в незначительных количествах – 0,003-0,05% и является вредной примесью, так как при коксовании переходит в кокс, а из кокса – в металл, придавая ему хрупкость. В донецких углях содержание фосфора колеблется в пределах 0,003-0,04%, в кузнецких и карагандинских – 0,01-0,05%. Фосфор определяется объемным или фотоколориметрическим методом по ГОСТ 1932-93.

Объемный метод заключается в окислении фосфора, содержащегося в пробе угля, в ортофосфорную кислоту с последующим осаждением фосфора в виде фосфорномо-либденовокислого аммония, растворении последнего в избытке титрованного раствора едкой щелочи, обратном титровании полученного раствора серной кислотой и вычислении процентного содержания фосфора по количеству раствора щелочи, израсходованного для растворения осадка.

Фотоколориметрический метод заключается в сжигании навески угля со смесью окиси магния и углекислого натрия (смесь Эшка), растворении спекшейся массы в кислоте, удалении кремниевой кислоты из раствора и фотоколориметрическом определении фосфора в фильтрате.

Расхождения между результатами двух параллельных определений содержания фосфора не должны превышать:

При содержании фосфора:

до 0,01%… 0,001%
до 0,05%… 0,003%
до 0,1%… 0,005%
более 0,1%… 0,01%

Вычисление содержания фосфора производят на абсолютно сухую массу угля.

ЛЕТУЧИЕ ВЕЩЕСТВА

При нагревании углей без доступа воздуха образуются твердые и газообразные продукты. Выход летучих веществ является одним из основных показателей для классификации углей по маркам и зависит от степени метаморфизма углей. С переходом к более метаморфизованным углям выход летучих веществ уменьшается. Так, выход летучих веществ на горючую массу Vг для бурых углей колеблется от 28 до 67%, для каменных углей – от 8 до 55% и для антрацита – от 2 до 9%.

Выход летучих веществ для каменных и бурых углей определяется по ГОСТ 6382-65 по весовому методу, а для антрацита и полуантрацита Донецкого бассейна – по ГОСТ 7303-2001 по весовому методу, а для антрацита и полуантрацита Донецкого бассейна – по ГОСТ 7303-90 по объемному методу.

Сущность весового метода заключается в нагревании навески угля в закрытом крышкой фарфоровом тигле при температуре 850±25°С в течение 7 мин и определении потери в массе взятой навески. Выход летучих веществ вычисляется по разности между общей потерей в массе и потерей, происшедшей за счет испарения влаги и удаления углекислоты карбонатов при содержании последней в пробе более 2%. Расхождения между результатами определения выхода летучих веществ Vг не должны превышать 0,5% для углей с Vг менее 45% и 1,0% для углей с Vг>45%.

Сущность объемного метода заключается в нагревании навески антрацита и полуантрацита при температуре 900±10°С в течение 15 мин и определении объема выделившегося газа в см³/г. Расхождения между результатами двух параллельных определений объемного выхода летучих веществ в см³/г по одной пробе не должны превышать 7% к меньшему из них.

На основании значений выхода летучих веществ и характеристики нелетучего остатка можно ориентировочно оценить спекаемость углей, а также предугадать поведение топлива в технологических процессах переработки и предложить рациональные способы сжигания.

ТЕПЛОТА СГОРАНИЯ

Теплота сгорания (Q, ккал/кг) является одним из основных показателей качества углей. Стандартами и техническими условиями предусматривается средняя величина теплоты сгорания топлива на горючую массу по бомбе Q^г_б для угля, а для сланцев на абсолютно сухое топливо – Q^с_б. Теплоту сгорания определяют по ГОСТ 147-95.

Сущность метода заключается в сжигании навески топлива в калориметрической бомбе в сжатом кислороде и определении количества тепла, выделившегося при его сгорании. Теплота сгорания на горючую массу Q^г_б, определенная по бомбе, содержит, помимо теплоты, полученной от сжигания горючей части угля, теплоту, выделяющуюся при образовании и растворении в воде азотной кислоты, и скрытую теплоту парообразования при сгорании водорода, которая передается воде калориметра. Низшая теплота сгорания Q^г_н получается как разность между Q^г_б и теплотой, полученной в бомбе за счет кислотообразования и конденсации водяных паров, которая в практических условиях сжигания угля не может быть использована.

Низшая теплота сгорания Q^г_н получается как разность между Q^г_б и теплотой, полученной в бомбе за счет кислотообразования и конденсации водяных паров, которая в практических условиях сжигания угля не может быть использована:

Q^г_н = Q^г_б – 22,5 (S^r_o + S^r_k) – aQ^г_б – 54Н^г,
где 22,5 – теплота, выделяющаяся при образовании серной кислоты в воде на 1% серы, перешедшей при сжигании угля в бомбе в сернистую кислоту, ккал; S^r_o + S^r_k – количество горючей серы, перешедшей при сжигании угля в бомбе в сернистую кислоту (в процентах), отнесенное на горючую массу пробы угля.

Низшая теплота сгорания угля на рабочую массу Q^р_н, выделяемая при сгорании топлива в промышленных топках, ниже Q^г_н, так как в рабочем топливе содержится балласт Б^р = W^р + A^р и, кроме того, для испарения влаги требуется затратить тепло 6W^р;

Q^р_н для углей может быть вычислена по формуле:

Q^р_н = Q^г_н100 – W^p – A^p100 – 6W^p, ккал/кг,

где Q^р_н – теплота сгорания низшая на рабочую массу, ккал/кг; Q^г_н – теплота сгорания низшая на горючую массу, ккал/кг.

Для горючих сланцев Q^р_н – вычисляется по формуле

Q^р_н = Q^г_н100 – W^p – W^p_испр – CO^p_2K100 – 6W^p – 9,7CO^p_2K,

где 9,7CO^p_2K – поглощение тепла при разложении содержащихся в сланцах карбонатов, ккал/кг.

УСЛОВНОЕ ТОПЛИВО

Ввиду того, что теплота сгорания углей отдельных месторождений, марок и сортов и других видов топлива различна, для удобства планирования потребности топлива, определения удельных норм и фактических расходов топлива, а также для возможности их сравнения введено понятие «условное топливо». За условное принято такое топливо, низшая теплота сгорания которого на рабочую массу Q^р_н составляет 7000 ккал/кг. Для перевода натурального топлива в условное и условного в натуральное пользуются калорийным эквивалентом, величина которого зависит от Q^р_н.

КАЛОРИЙНЫЙ ЭКВИВАЛЕНТ

Калорийный эквивалент Э_к – это отношение низшей теплоты сгорания рабочего топлива к теплоте сгорания условного топлива, т. е.

Э_к = Q^р_н7000.

Перевод натурального топлива В_н в условное В_у производится умножением количества натурального топлива на калорийный эквивалент: В_у = В_н*Э_к.

Перевод условного топлива в натуральное производится делением количества условного топлива на калорийный эквивалент: В_у = В_н/Э_к.

ТЕХНИЧЕСКИЙ ЭКВИВАЛЕНТ

Технический эквивалент применяется для сравнения различных углей и других видов топлива с точки зрения их теплотехнической ценности и определения эквивалентных количеств при замене одного вида топлива другим. Технический эквивалент Э_т – отношение полезно использованного количества тепла данного топлива к теплоте сгорания условного топлива. Полезно использованное тепло единицы массы топлива выражается произведением низшей теплоты сгорания рабочего топлива Q^р_н на КПД установки. Таким образом, технический эквивалент, в отличие от калорийного, учитывает не только величину теплоты сгорания данного топлива, но и степень возможного теплотехнического использования, определяется по формуле:

Э_т = Q^р_н^Y_к7000,

где ^Y_к – КПД данной котельной установки в долях единицы; 7000 – теплота сгорания условного топлива, ккал/кг.

Технический эквивалент для одного и того же топлива всегда меньше калорийного эквивалента. Технический эквивалент практически используется при определении удельных норм и фактического расхода топлива.

АНТРАЦИТ И ПОЛУАНТРАЦИТ | Газогенераторы МСД

Наиболее углефицированным видом естественного топлива является антрацит [89].

Полуаитрацит занимает промежуточное положение между антрацитом н тощими каменными углями. Различия между антрацитом, полуантраци- том и каменными углями рассмотрены в гл. XIII.

Полуантрациты добывают в основном в Донецком бассейне, на Урале (Егоршинское месторождение) и в Приморском крае (Сучанский бассейн).

Состав горючей и рабочей массы полуантрацита, а также теплотехнические характеристики полуантрацита приведены в табл. 68.

Антрацит добывают почти исключительно в Донецком бассейне. Цвет кусков антрацита серовато-черный с металлическим блеском; черта на фарфоровой пластинке темно-серая (до черной). Антрацит характеризуется раковистым изломом и значительной вязкостью. Удельный вес антрацита 1,4—1,7, т. е. выше, чем у каменных углей [73].

Состав и теплотехнические характеристики антрацита даны в табл. 69.

Антрацит классифицируют на следующие марки в зависимости от размера кусков (в мм):

Антрацит плитный — АП	Более 100
Антрацит крупный — АК	50—100
Антрацит мелкий — АМ	6-13
Антрацпг семечко — АС	0—13
Антрацит зубок — АЗ	3-6
Антрацит штыб — АШ	<3
Антрацит рядовой со штыбом — АРШ	<Е0

Таблица 68

Состав и теплотехнические характеристики полуаптраци’/а

Показатели	1 О Ей Хо « X РГ	О и Н 1“ О « И* а о я	В а о о *8« Н рь св ЇМП О Ь-.	Показатели	О О « 5 X РГ	Егоршинское Месторождение (Урал)
	К ® о« Нё	Р. ь со О о р, Рч <Ь к. Н ес	Я ** = 6‘ёё		К * О в Но
Состан горючей массы, %	2,5			Теплота сгорания низ	6400	5900
8Г	0,5	0,7	Шая ккал/кг
Сг	91,0	90,0	93,5	Р‘°2тах. %	19,3	19,4
Иг	3,5 1,3	3,6 1,3	3,2 1,0	/ ор Шах’	21Ю	21. ПРИБ’ %	0,3	0,07
	5,0	5,0	6,0	Vй БОЗД. ПРИБ ’	1,14	1,11
АР 8р	16,0 1,9	2,1,0 0,4	■4,0 0,5	V0 Е прив	1,19	1,16
К + ор ср	71,9	66,5	65,5	V0 С. прив’	1,12	1,08
Нр	2,8	2,7		V0 1 НгО ПрИБ’	0,07	0,08
	0,7	Плавкость золы,
Кр	1,6	1,0	/1	1050	1500
Ор	1,4	3,4	1,1	Н /з	1_50 1300

С уменьшением размера кусков антрацита значительно увеличивается содержание в топливе пустой породы и возрастает его зольность. Так, средняя зольность антрацита марок АП и АК менее 6%, а марок АШ и АРШ более 16% (см. табл. 69).

Сортированный антрацит является ценным видом топлива для газогенераторов, печей и котлов с топками для слоевого сжигания угля. Антрацит марок АШ и АРШ (после измельчения) используют в камерных топках.

Применение несортированного антрацита со штыбом (АРШ) для слоевого сжигания нецелесообразно вследствие больших потерь топлива с провалом и уносом.

Сухие продукты полного сгорания антрацита, не разбавленные воздухом, содержат — 20,2% 1Я02 и — 79,8% 1М2.

Состав продуктов сгорания антрацита при различной степени разбавления воздухом, а также значения коэффициентов избытка воздуха а и разбавления сухих продуктов сгорания к приведены в табл. 70.

Располагаемое тепло продуктов сгорания антрацита д, потери тепла с уходящими газами q2 и уменьшение потерь тепла с уходящими газами вследствие снижения их температуры Ад можно подсчитать по универсальным формулам, справедливым для всех видов топлива, а также по локальным формулам [6]:

(XVI. 1) (XVI.2) (XVI. 3) (ХУІ.4)

Д — 0,01іГІр хг2;

Чч = 0,01 (І у г 7/

0’2 = 0,01 (<У. Г-И„)2,

Д72 = 0,01 (іу г — іуг) Z.

Состав к теплотехнические характеристики антрацита

Марка антрацита

Показатели

Trp

Прив-

Av,

Прив’

S1′ к

1||1ИВ

V» прип’

Vй ЕЦприв’

У° с. г. прив

Н20 прип, 11 Плаикость золы, ГС <1 It Із

Состав горючей массы топлива (средний по Донецкому бассейну), %

Sop

Нг

0Г

Выход летучих Vr % Теплота сгорания Ql, к кал/кг Состан рабочей массы, %

АР

S! U-

Нр

О*’

Теплота сгорании низшая QP, к кал/кг

*^2 шах-

, max’ ^

Р, ккал/нм3 И, ккал/нм3 В

1,5

0,8

93,5

2,0

0,8

1. 4

3.5 8150

5.0

13.3

1,7

76.4

1.4 0,8 1,3

0500

20,2

2150

915

870

0,90

0,8

2.0 0,25 1,11 1,15 1,10 0,05

1060

1170

1200

7,0

16,7

1.7

70,5

1,4

0,8

1.9 сооо

10,2

2140

910

865

0,95

1,2

2.8 0,3 1,11 1,15

1.9 0,06

1070

1200

1:40

4.0

5.7

1.7 85,0

1,6

0,9

1.1 7250

20,2 21 НО 915 875 0,95 0, 0,7 0,25 1,11 1,14 1,10 0,04

1060

1170

1200

0,0

16,9

71,8

1.4 0,8

1.4

6100

20,2

2150

915

870

0,95

1,0

2,8

0,3

1,11

1,15

1,10

0,05

1070

1200

1240

Состав и теплотехнические характеристики’продуктов полного сгорания антрацита

Состав сухих продуктов полного сгорания, %	Коэффициент разбавления сухих продуктов сгорания Л	Коэффициент избытка воздуха а	Калориметрия е — ская темпер ату- Ра горения <К£П
1Ю>	О,	N.
20,2	0,0	79,8	1,00	1,00	2140
20,0	0,2	79,8	1,01	1,01	2120
19,8	0,4	79,8	1,02	1,02	2100
19,6	0,6	79,8	1,03	1,03	2080
19,4	0,8	79,8	1,04	1,04	2070
19,2	1,0	79,8	1,05	1,05	2060
19,0	1,3	79,7	1,06	1,06	2040
18,8	1,5	79,7	1,07	1,Й7	2020
18,6	1,7	79,7	1,09	1,09	2ІХЮ
18,4	1,9	79,7	1,10	1,10	1990
18,2	2,1	79,7	1,11	1,11	1970
18,0	2,3	79,7	1,12	1,12	1960
17,8	2,5	79,7	1,13	1,13	1940
17,6	2,7	79,7	1,15	1,15	1930
17,4	2,9	79,7	1,16	1,16	1910
17,2	3,1	79,7	I,17	1,17	1890
17,0	3,4	79,6	1,19	1,19	1870
16,8	3,6	79,6	1,20	1,20	1360
16,6	3,8	79,6	1,21	1,21	1840
16,4	4,0	79,6	1,23	1,23	1830
16,2	4,2	79,6	1,24	1,24	І8Ю
16,0	4,4	79,6	1,26	1,26	І800
15,8	4,6	79,6	1,28	1,28	І790
15,6	4,8	79,6	1,29	1,29	1770
15,4	5,0	79,6	1,31	1,30	1750
15,2	5,2	79,6	1,33	1,33	1730
15,0	5,4	79,6	1,34	1,34	1710
14,8	5,6	79,6	1,36	1,36	І690
14,6	5,8	79,6	1,38	1,38	1670
14,4	6. 0	79,6	1,40	1,40	1640
14,2	6,2	79,6	1,42	1,42	_
14,0	6,4	79,6	1,44	1,44
13,8	6,6	79,6	1,46	1,46
13,6	6,8	79,6	1,48	1,48	_
13,4	7,0	79,6	1,51	1,50	_
13,2	7,3	79,5	1,53	1,52	_
13,0	7,5	79,5	1,55	1,54
12,8	7,7	79,5	1,58	1,57	_
12,6	7,9	79,5	1,60	1,59
12,4	8,1	79,5	1,63	1,62	_
12,2	8,3	79,5	1,66	1,65
12,0	8,5	79,5	1,68	1,67
11,8	8,7	79,5	1,71	1,70
11,6	8,9	79,5	1,74	1,73	_
11,4	9,1	79,5	I,77	1,76	_
11,2	9,4	79,4	1,80	1,79	_
М^о	9,6	79,4	1. 83	1,82	_
	І 9,8	79,4	1,87	1,86	_
	10.0	79,4	1.90	1,89	_
	10,2	79,4	1,94	1,93

Состав сухих продуктов полного сгорания, %	Коэффициент разбавления сухих продуктов сгорания К	Коэффициент избытка воздуха а	Калориметрическая температура горения („ад
ИОа	О.	N. .
10,2	10,4	79,4	1,98	1,97
10,0	10,6	79,4	2,02	2,01	—
9,8	10,8	79,4	2,06	2,05
9,0	11,0	79,4	2,10	2,09
9,4	11,2	79,4	2,15	2,14
9,2	11,4	79,4	2,20	2,19
9,0	11,0	79,4	2,25	2,24
8,8	11,8	79,4	2,30	2,29
8,6	12,0	79,4	2,35	2,34
8,4	12,2	79,4	2,40	2,39
8,2	12,5	79,3	2,46	2,45
8,0	12,7	79,3	2,52	2,51
7,8	12,9	79,3	2,59	2,58
7,6	13,1	79,3	2,66	2,65	—
7,4	13,3	79,3	2,73	2,71	—
7,2	13,6	79,2	2,80	2,78
7. ,8	79,2	2,88	2,86
0,8	14,0	79,2	2,97	2,95	—
0,0	14,2	79,2	3,07	3,05
6,4	14,4	79,2	3,16	3,14	—
0.2	14,6	79,2	3,26	3,24	—
0,0	14,8	79,2	3,36	3,34	—
5,8	15.0	79,2	3,46	3,43
5,6	15.2	79,2	3,60	3,57
5,4	15,4	79,2	3,74	3,71	—
5,2	15,6	79,2	3,88	3,85
5,0	15,8	79,2	4,04	4,01	—

Примечание. 2 = 1 м ИОг 13,33

Вначения величины 2 для антрацита при температуре уходящих газов от 100 до 300° С

Содержание в продуктах сгорания ИОв + СО, %	Ъ	Содержание в продуктах сгорания НО, + СО, %	Ъ	Содержание в продунтах сгорания НОа + СО, %	Ъ	Содержание в продуктах сгорания КО, + СО, %	Г
20,2	3,87	16,8	4,57	13,4	1 5,СО	10,0	7,40
20,1	3,90	16,7	4,59	13,3	5,65	9,9	7,46
20,0	3,92	16,6	4,62	13,2	5,70	9,8	7,52
19,9	3,94	16,5	4,64	13,1	5,75	9,7	7,59
19,8	3,96	16,4	4,66	13,0	5. 80	9,6	7,66
19,7	3,98	16, г	4,69	12,9	5,85	9,5	7,76
19,6	3,99	16,2	4,72	12,8	5,90 !	9,4	7,86
19,5	4,01	16,1	4,74	12,7	5,94	9,3	7,95
19,4	4,02	16,0	4,76	12,6	5,98	9,2	8,04
19,3	4,04	15,9	4,80	12,5	6,02	9,1	8,12
19,2	4,05	15,8	4,83	12,4	6,07	9,0	8,20
19,1	4,07	15,7	4,86	12,3	6,11	8,9	8,28
19,0	4,08	15,6	4,89	12,2	6. 15	8,8	‘ 8,35
18,9	4,10	15,5	4,92	12,1	6,20	8,7	8,45
18,8	4,11	15,4	4,95	12,0	6,25	8,6	8,55
18,7	4,13	15,3	4,98	11,9	6.30	8,5	8,65
18,6	4,15	15,2	5,00	11,8	6.35	8,4	8,75
18,5	4,18	15.1	5,03	11,7	6,40	8,3	8,85
18,4	4,20	15,0	5,06	11,6	0,45	8,2	8,95
18,3	4,22	14,9	5,09	11,5	6. 50	8,1	9,05
18,2	4,24	14,8	5,12	11,4	6,55	8,0	9,15
18,1	4,26	14,7	5,15	11,3	6,60	7,9	9,25
18,0	4,29	14,6	5,18	11,2	6,65	7,8	9,37
17,9	4,32	14,5	5,21	11,1	6.70	7,7	9,50
17,8	4,34	14,4	5,24	11,0	6,75	7,6	9,61
17,7	4,36	14,3	5,27	10,9	6,80	7,5	9,72
17,6	4,38	14,2	5,30	10,8	6,85	7,4	9,85
17,5	4,40	14,1	5,33	10,7	6,90	7,3	10,00
17,4	4,42	14,0	5,26	10,6	6,96	7,2	10,12
17,3	4,44	13,9	5,40	10,5	7,03	7,1	10,25
17,2	4,47	13,8	5,44	10,4	7,12	7,0	10,40
17,1	4,49	13,7	5,48	10,3	7И9
17,0	4,52	13,6	5,52	10,2	7,26	—
16,9	4,54	13,5	5,56	10,1	7,33

Для антрацита марки АШ (см. — + 9НР + Т7Р + 0,1йау г10 ) (*у. г — *„) = 322

= 322 ккал/кг

2 322

Дг= -100= дГ|о0 -1С0 = 5,2%.

Подсчет 2.

При сжигании в котлоагрегате производительностью 150 т пара в час антрацита марки АШ, предварительно подсушенного до содержания влаги 2%, были получены продукты полного сгорания с содержанием 1Ю2 = 14,25%. Температура уходящих газов 140°, температура воздуха 20° Подсчитать потери тепла с уходящими газами.

1- Й метод. По формуле (XVI.2) и табл. 71

92 = 0,01 (1у г — д г = 0,01 (140 — 20) • 5,285 = 6,34% ж 6,3%.

2- Й метод. По универсальной формуле

Чг=-—,——————————————— [С’ + (к — 1) ВК-100 = [0,82 + 0,42-0,95.0,78] ■ 100 = 6,3%.

/щах

3- Й метод. На основе определения теплоты сгорания и состава сжигаемого антрацита потери тепла с уходящими газами подсчитаны равными 6,1% без учета содержания влаги в воздухе. С учетом содержания влаги в воздухе д2 = 6,2%.

Следовательно, расхождение в подсчетах дг на основе жаропроизводительности и теплоты сгорания составляет всего лишь 0,1%, несмотря на то что при подсчетах по первым двум методам не учитывалось повышение жаропроизводительности вследствие подсушки антрацита. С учетом этого положения различия в подсчетах по рассматриваемым методам практически нет.

Потери тепла с уходящими газами при работе на твердом топливе в ряде случаев

Подсчитывают по отношению к сгоревшему топливу, т. е. за вычетом потерь топлива вследствие провала и уноса (<74)

-испр 9»(1М-9») о/

= 100

Подсчет 3.

При сжигании антрацитового штыба с примесью 15% тощего каменного угля получены продукты сгорания с содержанием: И02 = 12,75% и СО = 0,13. Температура уходящих газов 160°; температура воздуха 40,4°. Подсчитать потери тепла с уходящими газами <?2СПР с Учетом потерь тепла вследствие механической неполноты сгорания = 9,7%.

1- Й метод. Поскольку теплотехнические характеристики антрацита и тощего каменного угля близки, а присадка каменного угля к антрациту невелика, определяем потери тепла по формуле (XVI.2), принимая значение 7* по табл. 71 для антрацита

Дг = 0,01 (гу г — ) г = 0,01 (160 — 40,4; — 5,85 = 7,0″/

ЮО — 04 100 — 9,7

?2ИСПР = 9* —ШсТ“ = 7’° -Тоб^- = 6-3%-

2- Й метод. ’+0ДЗ~ = 6,7%-

2- Й метод. По универсальной формуле (Х.24) на основе теплосодержания 1ил3 сухих продуктов сгорания Р и коэффициента разбавления продуктов сгорания Н

Ь _ К02та*_____________ ?012_____

П~ аОг+СО ~ 12,75 + 0,13 _ 1,01

30,2-СО-/г.1СО 30,2-0,13-1,57.100

?з— р = 915 —6,7%.

Шунгит. Вблизи деревни Шуньга у Онежского оаера и на Кольском полуострове обнаружен своеобразный вид топлива, названный шунгитом.

Горючая масса шунгита содержит около 97% углерода, 1% водорода и 2% кислорода [71, 90].

Изучено четыре разновидности шунгита. Первая разновидность характеризуется весьма малой зольностью — порядка 2—4%. Однако ее наличие обнаружено лишь в виде весьма тонких прожилок толщиной 1—2 см. Вторая разновидность шунгита содержит около 40% минеральной массы, третья — 60—80%, а четвертая — более 90%. Высокая зольность шунгита, наряду с термической неустойчивостью топлива и малым выходом летучих, крайне затрудняет его использование. Многочисленные попытки, предпринимавшиеся в этом направлении, пока не увенчались успехом [91].

В Северо-Западный район страны издалека завозят каменный уголь и транспортируют природный газ из Средней Азии. Намечается подача природного газа также иа Тюменской области. В соответствии с этим интересно повторить попытку использования местного топлива — шунгита, на этот раз совместно с природным газом.

Комментирование и размещение ссылок запрещено.

Классификация угля: виды, марки

Основной показатель любого топлива — удельная теплота сгорания. Для бурого угля этот показатель составляет около 3500, для антрацита 7400 ккал/кг. Мы в своих расчетах используем 5300 ккал/кг. В справочниках иногда приводят значение 7000 ккал/кг, но эти цифры относятся к угольному концентрату.

Виды и сорта угля

Уголь классифицируется по многим параметрам (география добычи, химический состав), но с «бытовой» точки зрения, покупая уголь, достаточно разобраться в маркировке и возможности использования в Термороботе.
По степени углефикации выделяют три вида угля: бурый, каменный и антрацит. Используют следующую систему обозначений угля: Сорт = (марка) + (класс крупности).

Бурые		Б
Каменные	Длиннопламенные	Д
	Газовые	Г
	Жирные	Ж
	Коксовые	К
	Отощенно-спекающиеся	ОС
	Слабоспекающийся	СС
	Тощие	Т
Антрациты		А

Кроме основных марок, приведенных в таблице, выделяют также промежуточные марки каменного угля: ДГ (длиннопламенно-газовые), ГЖ (газовые жирные), КЖ (коксовые жирные), ПА (полуантрациты), бурые угли также делятся по группам.
Коксующиеся марки угля (Г, кокс, Ж, К, ОС) в теплоэнергетике практически не используются, так как они являются дефицитным сырьем для коксохимической промышленности.

По классу крупности (размеру кусков, фракции) сортовой каменный уголь подразделяется на:

П	Плитный	более100 мм
К	Крупный	50-100 мм
О	Орех	26-50 мм
М	Мелкий	13-25 мм
С	Семечко	6-13 мм
Ш	Штыб	менее 6 мм
Р	Рядовой	не ограниченный размерами

Кроме сортового угля в продаже присутствуют совмещенные фракции и отсевы (ПК, КО, ОМ, МС, СШ, МСШ, ОМСШ). Размер угля определяют исходя из меньшего значения самой мелкой фракции и большего значения самой крупной фракции, указанных в названии марки угля.
Например, фракция ОМ (М — 13–25, О — 25-50) составляет 13–50 мм.

Кроме указанных сортов угля в продаже можно встретить угольные брикеты, которые прессуют из низкообогащенного угольного шлама.

Сравнение теплоты сгорания, коэффициента утилизации тепла и КПД при отоплении газом, жидким и твёрдым топливом

Особенности конструкции котлов объясняют, почему сжиженный газ лучше подходит для отопления частного дома, чем дизельное топливо, уголь, пеллеты или дрова.

Жидкотопливные (например, дизельные) и твердотопливные (например, угольные и использующие дрова и пеллеты) котлы используют естественную тягу. Газовые котлы могут использовать искусственную тягу.
Среднегодовой КПД жидкотопливных и твердотопливных котлов с естественной тягой не поднимается выше 85%. Для газовых котлов с искусственной тягой этот показатель составляет 97-98%. Относительный КПД газовых конденсационных котлов может превышать 100%.
Коэффициент утилизации теплоты сгорания твёрдого топлива (уголь, дрова, пеллеты) составляет лишь 68%. Жидкое топливо используется не более чем на 77%. Современные газовые котлы обеспечивают коэффициент утилизации теплоты до 98%.

Теплота сгорания

Топливо	W_в, МДж/кг	W_н, МДж/кг
Антрацит (марки А)	32-34	19-27
Бурые угли	25-29	10-17
Древесный уголь	30	—
Дрова	19
Каменные угли длиннопламенные (Д)	31-32	21-24
Торф	22-25	8. 4-11
Природный газ	38.23
Пропан-бутан		42.16
Дизельное топливо	42.7
Пеллеты	19

Теплоту сгорания, определяемая без учета потерь на испарение воды, которая содержится в топливе и продуктах сгорания, называют высшей теплотой W_в. Теплота сгорания с учётом потерь на испарение воды — называется низшей теплотой W_н.

При расчёте производительности современных котлов на газообразном топливе используется высшая удельная теплота сгорания топлива. Жидкотопливные и твердотопливные котлы рассчитываются по низшей удельной теплоте сгорания топлива.

Дело в том, что в связи с высокой температурой процесса горения топлива и сложностью регулировки тепловой реакции жидкотопливных и твердотопливных котлов используются процессы с естественной дымовой тягой. Для горения газового топлива применяются процессы с искусственной тягой.

При работе атмосферных котлов (то есть котлов с естественной тягой) принято выбрасывать в атмосферу дымовые газы вместе с парами воды при температуре выше 100°С. В таких случаях теплоту парообразования считают паразитной, так как она не используется в теплообменных процессах.

Именно поэтому для тепловых расчетов котлов, в которых не используется теплота конденсации пара, содержащегося в продуктах сгорания, учитывается только низшая теплота сгорания топлива.

КПД котла

Максимального КПД атмосферные котлы, использующие жидкое и твёрдое топливо, достигают при температурах теплоносителя выше 100°. При этом коэффициент утилизации тепла остается низким из-за высокой температуры дымовых газов.

Поскольку теплоносители (вода, антифриз) закипают при температурах выше 100°, теплоноситель не нагревается выше 90°. При рабочих температурах теплоносителя 40°-80°, среднегодовой КПД атмосферных котлов не превышает 85%.

Современные газовые котлы с принудительной тягой (вентиляторные, конденсационные) не нуждаются в поддержании тяги, поэтому достигают максимального КПД 97-98% при любых температурах теплоносителя.

Конденсационные котлы используют температуру конденсации пара для нагрева теплоносителя, и достигают максимального относительного (относительно котлов не использующих процесс конденсации пара) КПД до 110%, при низких температурах теплоносителя (40°).

Коээфициент утилизации тепла

Коэффициент утилизации тепла – отношение количества теплоты, воспринятой котлом-утилизатором, к теплу топлива, сожженного в печи.

Коэффициент утилизации тепла современных газовых котлов с закрытой камерой сгорания, с регулируемой процессором подачей газа и воздуха превышает 99%.

Коэффициент утилизации тепла всех атмосферных котлов не превышает 90% в связи с тем, что в процессе сгорания в атмосферных котлах не используется часть теплого воздуха, который забирается из помещения, нагревается в топке выделяемой топливом энергией до температуры, превышающей 100° и выбрасывается в дымовую трубу.

Коэффициент утилизации тепла твердотопливных котлов не превышает 80% в связи с высокой температурой в реакторе (топке) и сложностью её регулировки.

Таким образом, коэффициент использования теплоты сгорания газообразного топлива в современных котлах с закрытой камерой сгорания достигает 98%, причем рассчитывается по высшей теплоте сгорания (если используется котел конденсационного типа). Жидкое топливо используется не более чем на 77%, а твердое всего лишь на 68%.

Читайте также: Сравнение расходов на отопление дома при помощи газа и других видов топлива.

Учебное пособие по химии сжигания углеводородов

Пожалуйста, не блокируйте рекламу на этом сайте.
Без рекламы = для нас нет денег = для вас нет бесплатных вещей!

Полное сжигание углеводородов

Любой углеводород сгорает в избытке кислорода с образованием газообразного диоксида углерода и водяного пара.

Для полного сгорания углеводорода:

⚛ газообразный кислород — избыток реагента

⚛ углеводород — ограничивающий реагент

Мы можем написать общее словесное уравнение для полного сгорания любого углеводорода, как показано ниже:

углеводород + избыточный газообразный кислород → газообразный диоксид углерода + водяной пар

Углеводороды включают алканы, алкены и алкины, поэтому мы можем сказать, что:

⚛ любой алкан сгорает в избытке кислорода с образованием газообразного диоксида углерода и водяного пара

алкан + избыток газообразного кислорода → газообразный диоксид углерода + водяной пар

⚛ любой алкен сгорает в избытке кислорода с образованием газообразного диоксида углерода и водяного пара

алкен + избыток газообразного кислорода → газообразный диоксид углерода + водяной пар

⚛ любой алкин сгорает в избытке кислорода с образованием газообразного диоксида углерода и водяного пара

алкин + избыток газообразного кислорода → газообразный диоксид углерода + водяной пар

Пример: полное сгорание метана

Метан, CH _{4 (г)}, представляет собой углеводород. Это соединение, состоящее только из элементов углерода (C) и водорода (H).

Метан — это газ при комнатной температуре и давлении. Это обычный компонент природного газа, который используется в качестве топлива.

Метан сгорает в избытке кислорода с образованием газообразного диоксида углерода (CO _{2 (г)}) и водяного пара (H ₂ O _(г)).

Сгорание с избытком кислорода называется полным сгоранием.

Мы можем написать сбалансированное химическое уравнение для представления полного сгорания газообразного метана, как показано ниже:

Напишите словесное уравнение для полного сгорания метана:

общее уравнение:	реактивы			→	товаров
слово уравнение:	метан	+	газообразный кислород	→	углекислый газ	+	водяной пар

Запишите молекулярную формулу для каждого реагента и продукта в словесном уравнении:
Реагенты Продукты
метан:
газообразный кислород:
CH _{4 (г)}
O _{2 (г)}
углекислый газ:
водяной пар:
CO _{2 (г)}
H ₂ O _(г)

Напишите несбалансированное химическое уравнение, подставив молекулярную формулу для названия каждого реагента и продукта в словесное уравнение:

общее уравнение:	реактивы			→	товаров
уравнение слова:	метан	+	газообразный кислород	→	углекислый газ	+	водяной пар
несбалансированное химическое уравнение:	CH _{4 (г)}	+	O _{2 (г)}	→	CO _{2 (г)}	+	H ₂ O _(г)

Уравновесить химическое уравнение:

несбалансированное химическое уравнение:	CH _{4 (г)}	+	O _{2 (г)}	→	CO _{2 (г)}	+	H ₂ O _(г)
No. Атомы C:	1			=	1			C-атомы сбалансированы
Кол-во атомов H:	4			≠			2	Атомы H НЕ сбалансированы
Необходимо умножить количество молекул воды на 2 , чтобы уравновесить атомы водорода.Затем проверьте баланс этого нового химического уравнения, как показано ниже.
	CH _{4 (г)}	+	O _{2 (г)}	→	CO _{2 (г)}	+	2 H ₂ O _(г)
Кол-во атомов C:	1			=	1			C-атомы сбалансированы
No.Атомы H:	4			=			4	Сбалансированные атомы H
Кол-во атомов O:			2	≠	2	+	2	Атомы O НЕ сбалансированы
Необходимо умножить количество молекул кислорода на 2 , чтобы уравновесить атомы кислорода. Затем проверьте баланс этого нового химического уравнения, как показано ниже:
	CH _{4 (г)}	+	2 O _{2 (г)}	→	CO _{2 (г)}	+	2H ₂ O _(г)
Кол-во атомов C:	1			=	1			C-атомы сбалансированы
No.Атомы H:	4			=			4	Сбалансированные атомы H
Кол-во атомов O:			4	=	2	+	2	Атомы О сбалансированы

Сбалансированное химическое уравнение полного сгорания газообразного метана:
CH _{4 (г)} + 2O _{2 (г)} → CO _{2 (г)} + 2H ₂ O _(г)

Неполное сжигание углеводородов

Если присутствует недостаточно газообразного кислорода для сгорания углеводорода, чтобы произвести наиболее окисленную форму углерода, которой является газообразный диоксид углерода, мы называем реакцию неполным сгоранием углеводорода.

Для неполного сгорания углеводорода:

⚛ газообразный кислород — ограничивающий реагент

⚛ углеводород — избыток реагента

Неполное сгорание углеводорода обычно приводит к возникновению «сажистого» пламени из-за присутствия углерода (C) или сажи как продукта реакции неполного сгорания.

Водород в углеводороде будет окислен до воды, H ₂ O, но углерод в углеводороде может или не может быть окислен до газообразного монооксида углерода (CO _(г)).

Пример: неполное сгорание метана

В конкретном эксперименте избыточный газообразный метан (CH _(g)) сжигался в ограниченном количестве газообразного кислорода с образованием сажи (твердого углерода) и водяного пара.

Мы можем написать сбалансированное химическое уравнение, чтобы представить это неполное сгорание метана в этом эксперименте, как показано ниже:

Напишите уравнение неполного сгорания метана в словах:

общее уравнение:	реактивы			→	товаров
слово уравнение:	метан	+	газообразный кислород	→	твердый углерод	+	водяной пар

Запишите молекулярную формулу для каждого реагента и продукта в словесном уравнении:
Реагенты Продукты
метан:
газообразный кислород:
CH _{4 (г)}
O _{2 (г)}
твердый углерод:
водяной пар:
C _(с)
H ₂ O _(г)

Напишите несбалансированное химическое уравнение, подставив формулу названия каждого реагента и продукта в словесное уравнение:

общее уравнение:	реактивы			→	товаров
слово уравнение:	метан	+	газообразный кислород	→	твердый углерод	+	водяной пар
несбалансированное химическое уравнение:	CH _{4 (г)}	+	O _{2 (г)}	→	C _(т)	+	H ₂ O _(г)

Уравновесить химическое уравнение:

несбалансированное химическое уравнение:	CH _{4 (г)}	+	O _{2 (г)}	→	C _(т)	+	H ₂ O _(г)
No. Атомы C:	1			=	1			C-атомы сбалансированы
Кол-во атомов H:	4			≠			2	Атомы H НЕ сбалансированы
Необходимо умножить количество молекул воды на 2 , чтобы уравновесить атомы водорода.Затем проверьте баланс нового уравнения:
	CH _{4 (г)}	+	O _{2 (г)}	→	C _(т)	+	2 H ₂ O _(г)
Кол-во атомов C:	1			=	1			C-атомы сбалансированы
No.Атомы H:	4			=			4	Сбалансированные атомы H
Кол-во атомов O:			2	=			2	Атомы О сбалансированы

Уравновешенное химическое уравнение неполного сгорания газообразного метана в этом эксперименте имеет следующий вид:
CH _{4 (г)} + O _{2 (г)} → C _(с) + 2H ₂ O _(г)

Теплота сгорания

Теплота сгорания (ΔH _c ⁰) — это энергия, выделяющаяся в виде тепла, когда соединение полностью сгорает с кислородом в стандартных условиях. Химическая реакция обычно представляет собой реакцию углеводорода с кислородом с образованием диоксида углерода, воды и тепла. Его можно выразить числами:

энергия / моль топлива (кДж / моль)
энергия / масса топлива
энергия / объем топлива

Теплота сгорания традиционно измеряется калориметром бомбы. Его также можно рассчитать как разницу между теплотой образования (Δ _f H ⁰) продуктов и реагентов.

Теплотворная способность

Теплотворная способность или Энергетическая ценность вещества, обычно топлива или пищи (см. Пищевая энергия), представляет собой количество тепла, выделяющееся при сгорании определенного количества вещества. Энергетическая ценность является характеристикой каждого вещества. Он измеряется в единицах энергии на единицу вещества, обычно массы, например: кДж / кг, кДж / моль, ккал / кг, БТЕ / м³. Теплотворная способность обычно определяется с помощью калориметра бомбы.

Теплота сгорания топлива выражается как HHV, LHV или GHV.

Высшая теплота сгорания

Определяется величина, известная как высшая теплотворная способность ( HHV ) (или валовая энергия или верхняя теплотворная способность или высшая теплотворная способность ( GCV ) или более высокая теплотворная способность ( HCV )) путем доведения всех продуктов сгорания до исходной температуры перед сгоранием и, в частности, конденсации любого образующегося пара. В таких измерениях часто используется температура 25 ° C.Это то же самое, что и термодинамическая теплота сгорания, поскольку изменение энтальпии реакции предполагает общую температуру соединений до и после сгорания, и в этом случае вода, полученная при сгорании, является жидкой.

Более высокая теплотворная способность учитывает скрытую теплоту парообразования воды в продуктах сгорания и полезна при расчете теплотворной способности топлива, когда конденсация продуктов реакции практически возможна (например, в газовом котле, используемом для отопления помещений. ).Другими словами, HHV предполагает, что весь водный компонент находится в жидком состоянии в конце сгорания (в продукте сгорания).

Нижняя теплота сгорания

Величина, известная как нижняя теплотворная способность ( LHV ) ( низшая теплотворная способность ( NCV ) или низшая теплотворная способность ( LCV )), определяется путем вычитания теплоты испарения водяного пара из более высокая теплотворная способность. Это рассматривает любой образовавшийся H ₂ O как пар.Таким образом, энергия, необходимая для испарения воды, не выделяется в виде тепла.

Расчеты

LHV предполагают, что водный компонент процесса сгорания находится в парообразном состоянии в конце сгорания, в отличие от более высокой теплотворной способности (HHV) (также известной как высшая теплотворная способность или брутто CV ), которая предполагает все вода в процессе горения находится в жидком состоянии после процесса горения.

LHV предполагает, что скрытая теплота испарения воды в топливе и продуктах реакции не восстанавливается. Это полезно при сравнении видов топлива, в которых конденсация продуктов сгорания нецелесообразна или тепло при температуре ниже 150 ° C не может использоваться.

Приведенное выше является лишь одним определением более низкой теплотворной способности, принятым Американским институтом нефти (API), и они использовали справочную температуру 60 ° F (15,56 ° C).

Другое определение, используемое Ассоциацией поставщиков газоперерабатывающих предприятий (GPSA) и первоначально используемое API (данные, собранные для исследовательского проекта API 44), заключается в том, что нижняя теплотворная способность — это энтальпия всех продуктов сгорания за вычетом энтальпии топлива в эталонная температура (в исследовательском проекте API 44 использовалась 25 ° C.В настоящее время GPSA использует температуру 60 ° F) за вычетом энтальпии стехиометрического кислорода (O ₂) при эталонной температуре за вычетом теплоты испарения паросодержащих продуктов сгорания.

Различие между ними состоит в том, что это второе определение подразумевает, что продукты сгорания все возвращается обратно к исходной температуре, но тогда содержание тепла от конденсации паров считается не полезно. Это легче вычислить по более высокой теплотворной способности, чем при использовании предыдущего определения, и на самом деле это даст немного другой ответ.

Теплотворная способность брутто

Полная теплотворная способность (см. AR ) учитывает воду в выхлопе, выходящую в виде пара, и включает жидкую воду в топливе перед сгоранием. Это значение важно для таких видов топлива, как древесина или уголь, которые обычно содержат некоторое количество воды перед сжиганием.

Измерение теплотворной способности

Более высокая теплотворная способность экспериментально определена в калориметре бомбы путем скрытия стехиометрической смеси топлива и окислителя (например.(два моля водорода и один моль кислорода) в стальном контейнере при 25 ° инициируется устройством зажигания, и реакции горения завершаются. Когда водород и кислород вступают в реакцию во время горения, появляется водяной пар. Затем емкость и ее содержимое охлаждают до исходных 25 ° C, и более высокая теплотворная способность определяется как тепло, выделяющееся между идентичными начальной и конечной температурами.

Когда определяется нижняя теплотворная способность (LHV), охлаждение прекращается при 150 ° C, и тепло реакции восстанавливается только частично.Предел 150 ° C — выбор произвольный.

Примечание: более высокая теплотворная способность (HHV) рассчитывается с произведением воды в жидкой форме , тогда как более низкая теплотворная способность (LHV) рассчитывается с произведением воды в паровой форме .

Связь между теплотворной способностью

Разница между двумя значениями теплотворной способности зависит от химического состава топлива. В случае чистого углерода или монооксида углерода обе величины нагрева почти идентичны, разница заключается в содержании явного тепла в диоксиде углерода между 150 ° C и 25 ° C (явный теплообмен вызывает изменение температуры.Напротив, скрытая теплота добавляется или вычитается для фазовых переходов при постоянной температуре. Примеры: теплота испарения или теплота плавления). Для водорода разница гораздо более значительна, поскольку она включает в себя явную теплоту водяного пара между 150 ° C и 100 ° C, скрытую теплоту конденсации при 100 ° C и явную теплоту конденсированной воды между 100 ° C и 25 ° C. С. В целом, более высокая теплотворная способность водорода на 18,2% выше его более низкой теплотворной способности (142 МДж / кг против 120 МДж / кг). Для углеводородов разница зависит от содержания водорода в топливе.Для бензина и дизельного топлива более высокая теплотворная способность превышает более низкую теплотворную способность примерно на 10% и 7%, соответственно, для природного газа примерно на 11%.

Обычный метод соотнесения HHV с LHV:

HHV = LHV + h _v x (n _{h3O, out} / n _{топливо, дюйм})

где h _v — теплота испарения воды, n _{h3O, out} — это количество моль испарившейся воды и n _{топлива, в} — количество молей сожженного топлива.^[1]

Большинство применений, сжигающих топливо, производят водяной пар, который не используется, и, таким образом, теряет его теплосодержание. В таких случаях приемлемой мерой является более низкая теплотворная способность. Это особенно актуально для природного газа, в котором из-за высокого содержания водорода образуется много воды. Общая энергетическая ценность относится к газу, сжигаемому в конденсационных котлах и на электростанциях с конденсацией дымовых газов, которые конденсируют водяной пар, образующийся при сжигании, с рекуперацией тепла, которое в противном случае было бы потрачено впустую.

Использование терминов

По историческим причинам эффективность электростанций и теплоэлектростанций в Европе рассчитывается на основе LHV, в то время как, например, в в США он обычно основан на HHV. Это приводит к особому результату: современные теплоэлектроцентрали, где применяется конденсация дымовых газов, могут показывать КПД, превышающий 100% в Европе.

Многие производители двигателей оценивают расход топлива двигателями по более низкой теплотворной способности.Американские потребители должны знать, что соответствующий показатель расхода топлива, основанный на более высокой теплотворной способности, будет несколько выше.

Разница между определениями HHV и LHV вызывает бесконечную путаницу, когда цитирующие не удосуживаются указать используемое соглашение. ^[2], поскольку обычно для электростанции, работающей на природном газе, разница между двумя методами составляет 10%.

Учет влажности

И HHV, и LHV могут быть выражены в единицах AR (учитывается вся влажность), MF и MAF (только вода от сжигания водорода).AR, MF и MAF обычно используются для обозначения теплотворной способности угля:

AR (Как получено) указывает, что теплотворная способность топлива была измерена со всеми присутствующими минералами, образующими влагу и золу.
MF (без влаги) или Dry указывает, что теплотворная способность топлива была измерена после того, как топливо было высушено от всей присущей ему влаги, но все еще сохраняло свои золообразующие минералы.
MAF (без влаги и золы) или DAF (без содержания влаги и золы) означает, что теплотворная способность топлива была измерена при отсутствии собственной влаги и минералов, образующих золу.

Столы теплоты сгорания

Высшая (HHV) и Низкая (LHV) Теплотворная способность
некоторых обычных видов топлива ^[3]
Топливо	HHV МДж / кг	HHV БТЕ / фунт	HHV кДж / моль	LHV МДж / кг
Водород	141.80	61 000	286	121,00
метан	55,50	23 900	889	50.00
этан	51,90	22 400	1,560	47,80
Пропан	50,35	21 700	2,220	46,35
Бутан	49,50	20 900	2 877	45,75
пентан				45,35
Бензин	47,30	20 400		44. 40
Парафин	46,00	19 900		41,50
Керосин	46,20	19 862		43,00
Дизель	44,80	19 300
Уголь (антрацит)	27,00	14 000
Уголь (лигнит)	15,00	8 000
Дерево	15.00	6 500
Торф (влажный)	6,00	2 500
Торф (сухой)	15,00	6 500

Более высокая теплотворная способность
некоторых менее распространенных видов топлива ^[3]
Топливо	HHV МДж / кг	БТЕ / фунт	кДж / моль
Метанол	22,7	9 800	726. 0
этанол	29,7	12 800	1 300,0
пропанол	33,6	14 500	2,020,0
Ацетилен	49,9	21 500	1 300,0
Бензол	41,8	18 000	3 270,0
Аммиак	22,5	9 690	382,0
Гидразин	19.4	8,370	622,0
гексамин	30,0	12 900	4 200,0
Углерод	32,8	14 100	393,5

Теплота сгорания для некоторых обычных видов топлива (более высокое значение)
Топливо	кДж / г	ккал / г	БТЕ / фунт
Водород	141,9	33,9	61 000
Бензин	47. 0	11,3	20 000
Дизель	45,0	10,7	19 300
этанол	29,7	7,1	12 000
Пропан	49,9	11,9	21 000
Бутан	49,2	11,8	21 200
Дерево	15,0	3,6	6 000
Уголь (лигнит)	15.0	4,4	8 000
Уголь (антрацит)	27,0	7,8	14 000
Природный газ	54,0	13,0	23 000

Более низкая теплотворная способность некоторых органических соединений (при 15,4 ° C) ^{[ необходима ссылка ]}

Неправильное преобразование единиц измерения. Например, если посмотреть на бутан, 21896,1 БТЕ / фунт составляет 50,93 МДж / кг.

Топливо	МДж / кг	МДж / л	БТЕ / фунт	кДж / моль
Парафины
Метан	50.009	–	23 934,6	802.34
этан	47,794	–	22 871,8	1437,17
Пропан	46,357	–	22 182,6	2044.21
Бутан	45,752	–	21 896,1	2659,30
Пентан	45,357	28,39	21 705.9	3272,57
гексан	44,752	29,30	21 415,6	3856,66
Гептан	44,566	30,48	21 326,0	4465,76
Октан	44,427	31,23	22 748,1	5430
Нонан

PPT — Тепловыделение при горении Презентация PowerPoint, скачать бесплатно

Тепловыделение при горении 朱信 Hsin ChuProfessorDept. Экологической инженерииНациональный университет Ченг Кунг

1. Введение • Важно иметь возможность количественно оценить тепловые изменения, происходящие при сгорании топлива, поэтому мы должны рассмотреть термодинамику процесса сгорания. • Следующий слайд (Рис. 3.1) Элементарная открытая система внутри границы, содержащая рабочую жидкость, которая изначально представляет собой смесь топлива и воздуха. Смесь может воспламениться и сгореть при постоянном давлении (как в котлах) или горение может происходить при постоянном объеме.

2. Сжигание при постоянном давлении • Система сгорания должна подчиняться Первому закону термодинамики, но применение этого закона на первый взгляд может показаться трудным из-за изменения химического состава «рабочего тела» от смесь топлива и воздуха к образующимся продуктам сгорания. • Применение Первого закона к открытой системе на рис. 3.1 дает для каждого кг рабочей жидкости следующее уравнение: (U2 — U1) + (P2V2 — P1V1) + g (Z2 — Z1) + ½ (C22 -C12) = QW (1)

Термины в левой части являются соответственно изменением внутренней энергии жидкости (u), «работой потока», участвующей в продвижении жидкости через систему ( pv), изменение потенциальной энергии жидкости (z) и, наконец, ее изменение кинетической энергии (c). • Работа, выполняемая системой (W), в случае котла, равна нулю, поэтому правая часть уравнения представляет количество тепла, переданного в систему (Q).

Изменения потенциальной и кинетической энергии жидкости можно считать незначительными, поэтому уравнение (1) упрощается до: (U2 — U1) + (P2V2 — P1V1) = Q • Энтальпия жидкости, H , задается формулой H = U + PV, ведущей к окончательной форме уравнения стационарного потока: h3 — h2 = Q (2)

Это простое выражение связывает тепло, передаваемое через границу системы, с изменением энтальпия жидкости на входе и выходе из системы.• Позже мы увидим, как это приводит к очень удобному методу измерения эффективности котла. Мы можем подойти к этой проблеме, рассмотрев отдельно энтальпии реагентов и продуктов.

3. Энтальпия смеси газов • Изменение энтальпии реагентов можно рассчитать путем суммирования изменений энтальпии каждого из составляющих газов. • Изменение энтальпии газа как функция температуры определяется выражением H = cp (△ t), что на первый взгляд может показывать прямолинейную зависимость между изменением энтальпии и разностью температур.

Температурные изменения, возникающие при горении, значительны; например, азот может попасть в систему сгорания при температуре окружающей среды (25 ℃) и нагреваться в пламени примерно до 2000 ℃. • При более низкой температуре азот имеет удельную теплоемкость при постоянном давлении 1,04 кДж / кг / К, повышаясь до 1,30 кДж / кг / К при температуре пламени. • Все газы имеют значения cp, которые увеличиваются с температурой, поэтому диаграмма свойств, связывающая энтальпию реагентов HR с их температурой, будет кривой, аналогичной кривой на рис.3.2 (следующий слайд).

Изменение энтальпии смеси может быть получено суммированием изменений каждого из ее компонентов, уравнение, описывающее кривую: • Для большинства целей достаточно усредненного значения CP, взятого по температурному интервалу, но изменение теплоемкости с температурой не является линейным, и для точной работы следует использовать табличные значения энтальпии.

4. Энтальпия сгорания • Аналогично, диаграмма энтальпия-температура для продуктов будет следующей: • Если некоторое количество тепла покинуло систему, энтальпия продуктов будет меньше энтальпии реагентов при такая же температура.• Таким образом, мы можем нарисовать две кривые на диаграмме энтальпии-температуры, одну для реагентов и одну для продуктов, причем кривая для продуктов расположена ниже кривой для реагентов. (Рис. 3.3, следующий слайд).

Энтальпия △ h35

При любой заданной температуре расстояние по вертикали между двумя кривыми на рис. 3.3 представляет собой энтальпию, выделяемую в процессе сгорания. В общем, величина этой величины будет зависеть от выбранная температура.• Стандартная принятая температура составляет 25 ℃, а величина △ h35 — энтальпия сгорания рассматриваемого топлива.

Некоторые примеры энтальпии сгорания газообразного топлива приведены в таблице 3. 1.

При сгорании всех вышеуказанных видов топлива образуется вода в дымовых газах, которые можно рассматривать как присутствующие в жидкой или паровой фазе. • Все приведенные выше значения энтальпии сгорания относятся к воде в паровой фазе.• Если требуется энтальпия сгорания воды в жидкой фазе, необходимо учитывать скрытую теплоту испарения водяного пара, образующегося в продуктах сгорания (Hfg): (h35) f = (△ h35) g — n × Hfg, где n представляет количество кмоль воды, произведенной на кмоль топлива.

Скрытая теплота при 25 ℃ составляет 44 000 кДж / кмоль из произведенной воды. • Пример 1: значение h35 для метана составляет -802 300 кДж / кмоль с водой в паровой фазе.Рассчитайте △ h35 для случая, когда весь водяной пар конденсируется. • Решение: соответствующее стехиометрическое уравнение горения для метана: Ch5 + 2 O2 → CO2 + 2 h3Oi.e. На каждый кмоль сгоревшего топлива образуется 2 кмоль водяного пара. (△ h35) f = (△ h35) g — 2 × Hfg = -802,300 — 2 × 44,000 = -890,300 кДж / кмоль

5. Постоянная -volume Сжигание • Тепло, выделяемое при сжигании твердого или жидкого топлива, измеряется путем сжигания образца топлива при постоянном объеме, поэтому важно смотреть на термодинамику этого процесса, а также на процесс сгорания при постоянном давлении. .• Двигатель внутреннего сгорания (автомобили) — это система сгорания постоянного объема.

6. Внутренняя энергия сгорания • Сгорание смеси топлива и воздуха при постоянном объеме легче всего представить как происходящее внутри жесткого закрытого контейнера. • Уравнение энергии Первого закона для замкнутой системы: (U2 — U1) = Q –W (3) • Поскольку граница системы фиксирована, никакая работа не может пересечь ее, поэтому уравнение (3) становится: (U2 — U1) = Q

Изменение внутренней энергии может быть связано с повышением температуры следующим образом: △ U = cV (△ t) • Таким образом, мы можем построить диаграмму внутренней энергии-температуры для реагентов и продуктов сгорания в одном и том же Так как график энтальпии-температуры был построен в разделе 3. (Рис. 3.4, следующий слайд)

внутренняя энергия △ U25

Кривые на рис. 3.4 описываются следующим образом: • Еще раз, при любой заданной температуре внутренняя энергия продуктов должна быть меньше, чем у реагентов (поскольку тепло покинуло систему). • Разница между двумя кривыми при эталонной температуре 25 ℃ называется внутренней энергией сгорания этого топлива.

Каждое топливо будет иметь два значения внутренней энергии сгорания: одно для воды в паровой фазе и одно для воды в жидкой фазе.• Эти два значения будут отличаться внутренней энергией испарения (Ufg) воды при 25 ℃, которая составляет 37 602 кДж / кмоль.

7. Связь между h35 и △ U25 • Эти две величины связаны с типами топлива, поскольку измерения теплотворной способности обычно выполняются при постоянном давлении для газообразного топлива и при постоянном объеме для жидкого и твердого топлива. • Поскольку все виды топлива сжигаются при постоянном давлении в отопительных установках, естественно возникает вопрос о природе и величине разницы между двумя значениями.

Мы получаем • Термины (PV) для твердых и жидких тел очень малы, поэтому для любого реагента или продукта в газовой фазе: PV = nR Отсюда: △ h35 = △ U25 + RT (nP — nR), где nP и nR представляют собой общее количество кмолей продуктов сгорания и реагентов в газовой фазе соответственно.

Если nP = nR, то △ h35 и △ U25 будут иметь одинаковое значение. • Пример 2: △ h35 для пропана (C3H8) составляет -2 045 400 кДж / кмоль с водой в паровой фазе.Рассчитайте соответствующую внутреннюю энергию сгорания. • Решение: мы можем написать стехиометрическое уравнение для пропана, игнорируя присутствие азота и любого избыточного кислорода, поскольку они будут присутствовать как в реагентах, так и в продуктах: C3H8 + 5 O2 → 3 CO2 + 4 h3OSo nP — nR = 7 — 6 = 1

△ h35 = △ U25 + RT (nP — nR) -2,045,400 = △ U25 + (8,314 × 298 × 1) △ U25 = -2,047,878 кДж / кмоль • В заключение, обычно существует небольшая численная разница между энтальпией и внутренней энергией сгорания топлива. Однако очень важна фаза любой воды, образующейся при сгорании.

8. Теплотворная способность • Термины «энтальпия сгорания» и «внутренняя энергия сгорания» имеют точные термодинамические определения. • Однако в более практических ситуациях инженеры обычно используют теплотворную способность как меру тепла, выделяемого при сжигании единицы количества топлива. • Теплотворная способность жидкого топлива, измеренная при постоянном объеме, отличается от его внутренней энергии сгорания.Такие расхождения небольшие.

Теплотворная способность топлива обычно выражается в кДж (или МДж) на м3 (газообразное топливо) или кДж (МДж) на кг, что применимо ко всем типам топлива. • Если теплотворная способность включает скрытую теплоту конденсации производимой воды, ее обычно называют «высшей теплотворной способностью», где, как если бы вода находится в паровой фазе, используется термин «низшая теплотворная способность». • Также используются выражения «более высокая теплотворная способность» и «более низкая теплотворная способность».

Топливо может иметь четыре значения теплотворной способности: (1) высшая теплотворная способность при постоянном объеме; (2) высшая теплотворная способность при постоянном давлении; (3) низшая теплотворная способность при постоянном объеме; (4) низшая теплотворная способность при постоянном давлении. • Числовые значения (1) и (3) близко соответствуют двум значениям U25, а значения (2) и (4) близки к двум значениям для h35.

Значение hfg для воды при 25 ℃ составляет 2442 кДж / кг. • Пример 3: Жидкое топливо состоит из 86% углерода и 14% водорода (по массе).Его высшая теплотворная способность составляет 43,5 МДж / кг. рассчитать низшую теплотворную способность. • Решение: h3 + ½ O2 → h3 Из 2 кг водорода образуется 18 кг водяного пара. Таким образом, масса водяного пара, образующегося при сгорании 1 кг топлива, составляет 0,14 × 9 = 1,26 кг, низшая теплотворная способность топлива тогда составляет 43,5 — 1,26 × 2,442 = 40,42 МДж / кг

на килограмм на основе, водород имеет гораздо более высокую теплотворную способность , чем углерод. Углерод имеет теплотворную способность 32,8 МДж / кг, тогда как молекулярный водород имеет низшую теплотворную способность 120.9 МДж / кг. • Теплотворная способность углеводородного топлива не может быть предсказана с какой-либо степенью точности на основе этих цифр, но есть неявное предположение, что теплотворная способность топлива может быть примерно связана с относительными количествами углерода и водорода, из которых оно изготовлено. вверх. • Общая тенденция проиллюстрирована на рис. 3.5 (следующий слайд). Диапазон отношения C: H простирается от антрацита и битуминозного угля (самое высокое соотношение C: H) до природного газа (самое низкое).

Гораздо более последовательную тенденцию демонстрируют жидкое и газообразное топливо, в которых доля водорода намного выше, чем в углях.• На Рис. 3.6 (следующий слайд) показана высшая теплотворная способность этих видов топлива в зависимости от их отношения C: H. Остаточное жидкое топливо (H, M и Z) Дистиллятное масло (G и K) Пропан (P) Природный газ (N)

Можно получить приблизительную оценку теплотворной способности твердого или жидкого топлива на основе его окончательного анализа и теплотворной способности его горючих компонентов. • Для этой цели соответствующие значения высшей теплотворной способности составляют: углерод 33,9 МДж / кг водорода 144,4 МДж / кг серы 9.4 МДж / кг • Расчетная теплотворная способность определяется как где C, H, O и S — массы этих элементов, присутствующих в 1 кг топлива. Предполагается, что кислород в топливе уже связан с присутствующим водородом.

Теплотворная способность газообразного топлива измеряется с помощью прибора , известного как калориметр Мальчика. Принцип работы этого устройства схематично показан на рис. 3.7 (следующий слайд). По сути, это противоточный теплообменник.

При достижении стационарных условий количество тепла, выделяемого при сжигании топлива, рассчитывается на основе повышения температуры охлаждающей воды и ее массового расхода.• Устройство спроектировано таким образом, чтобы средняя начальная и конечная температуры газа была близка к эталонному значению 25 ℃.

Эта температура значительно ниже точки росы продуктов сгорания , поэтому измеренное значение является высшей теплотворной способностью топлива. • Не весь водяной пар, образующийся при сгорании топлива, может конденсироваться в калориметре, но это можно исправить, подавая в калориметр почти насыщенный воздух.

Теплотворная способность жидкого или твердого топлива измеряется в калориметре бомбы (рис.3.8, следующий слайд). • Это устройство состоит из сферического сосуда, содержащего небольшой образец топлива в атмосфере сжатого кислорода. Бомба погружена в изолированную водяную баню, которая действует как калориметр тепла, выделяемого при инициировании горения.

Изменение температуры воды измеряется чувствительным термометром , и, зная тепловую емкость устройства, можно определить выделяемое тепло. • Еще раз: повышение температуры происходит снизу, чуть выше эталонной температуры 25 ℃ с максимальным повышением примерно на 4 ℃.

На практике теплоемкость устройства оценивается экспериментально путем сжигания известного количества эталонного топлива, обычно бензойной кислоты, в устройстве. • В бомбу вводится некоторое количество воды, чтобы обеспечить насыщение, следовательно, конденсацию всей воды, образующейся при сгорании топлива.

определение теплоты сгорания и синонимы теплоты сгорания (английский)

теплота сгорания () — это энергия, выделяющаяся в виде тепла, когда соединение полностью сгорает с кислородом в стандартных условиях.Химическая реакция обычно представляет собой реакцию углеводорода с кислородом с образованием диоксида углерода, воды и тепла. Его можно выразить числами:

энергия / моль топлива (кДж / моль)
энергия / масса топлива
энергия / объем топлива

Теплота сгорания обычно измеряется бомбовым калориметром. Его также можно рассчитать как разницу между теплотой образования () продуктов и реагентов.