Горючая масса нефтепромысловых газов, как и природного газа, состоит из метана и его гомологов. Однако в нефтепромысловых газах содержится меньше метана и значительно больше этана, пропана, бутана и пентана. По­этому теплота сгорания горючей углеводородной массы нефтепромысловых газов значительно выше, чем природных газов.

Содержание азота в нефтепромысловых газах значительно колеблется. По­мимо азота, в них содержится обычно небольшое количество двуокиси угле­рода, а в нефтепромысловом газе, добываемом в месторождениях с сернистой нефтью, содержится сероводород.

Состав нефтепромысловых газов некоторых месторождений СССР при­веден в табл. 104.

Добыча нефтепромыслового газа характеризуется следующими цифрами II] (в млрд. мэ):

17.8 18.9 19,6

1950 г. 1,7 1966 г

1958 г. 5,4 1967 г

1960 г.. 14,2 1968 г

1965 г.. 16,5

До настоящего времени не весь нефтепромысловый газ полностью соби­рается и используется. В 1967 г. доля используемого газа была доведена до 70 %. В дальнейшем намечено увеличить долю используемого нефтепромыс­лового газа до 83—85% [139].

Месторождение	Горизонт	Состав газа, %	Удельный вес по воздуху
СШ	С2н.	С„н.	С, н10	С5н, а	С, Си	Нгв	Со*	N.
Туймаэинское	Угленосный	30,0	13,0	14,3	6,3	3,3	М	0,7	1,0	30,0	1,08
Туймазинское	Девонский	39,5	20,0	18,5	7,7	2,8	1,4	—	0,1	10,0	1,08
Мухановское	Кунгурсюй	57,5	15,0	11,0	8,0	4,0			1,5	3,0	0,96
Муханопское	Девонский	42,7	20,0	19,5	0,5	2,9	—		0,2	5,2	1,07
Ромашкинское	Девонек* й	40,0	16,5	18,0	7,5	3,8	1,1	—	0,1	10,0	1,10
Шугурооское	Угленосный	23,7	12,0	10,0	2,8	1,5	1,0	2,0	1,0	46,0	1,02

Содержащиеся в нефтепромысловом газе углеводороды от С2Нв до С5Н12 являются ценным сырьем для химической промышленности.

Неоднородность углеводородного состава нефтепромысловых газов и различное содержание азота обусловливают значительное различие в тепло­те сгорания нефтепромысловых газов. Но поскольку с увеличением теплоты ■сгорания соответственно возрастает и объем продуктов сгорания, энтальпия

1 м:> продуктов сгорания нефтепромысловых газов, их жаропроизводитель — ность и величина К02тах меняются в весьма малой степени. Данные о составе некоторых нефтепромысловых газов и их теплотехнических характеристи­ках, приведенные в табл. 104 и 105, иллюстрируют указанное положение.

Так, теплота сгорания газа Туймазинского месторождения (Башкирская АССР) колеблется от 11 200 до 14 200 ккал/нм3, т. е. в пределах 27% по отно­шению к наименьшей теплоте сгорания газа, а жаропроизводительность туй — .мазипского газа колеблется от 2010 до 2050°, т. е. в пределах 2% по отноше­нию к наименьшей жаропроизводительности газа. Энтальпия, т. е. теплота сгорания, отнесенная к 1 нм3 сухих продуктов горения (в стехиометрическом объеме воздуха) Р, колеблется от 970 до 1000 ккал/нм3, т. е. в пределах 3%, или в девять раз меньше, чем колебания теплоты сгорания ()в.

Теплота сгорания мухановского газа (Куйбышевско-Бугурусланский неф­тяной район) колеблется от 13 240 до 14 650 ккал/нм3, т. е. в пределах 10% до отношению к наименьшей теплоте сгорания газа. Теплота сгорания, отне­сенная к 1 нм3 сухих продуктов горения, колеблется от 990 до 1000 ккал/нм3, т. е. в пределах 0,5%, или в 20 раз меньше, чем колебания теплоты сгорания газа <2н. Теплота сгорания попутного газа Шугуровского месторождения, со­держащего 46% азота, на 46% ниже теплоты сгорания газа Ромашкинского месторождения, однако энтальпия 1 .и3 сухих продуктов сгорания Шугуров — ского газа ниже только на 4%, а жаропроизводительность на 5%.

В соответствии с этим подсчеты располагаемого тепла и потерь тепла с уходящими газами и вследствие неполноты сгорания можно выполнять на основе рассмотренных обобщенных характеристик продуктов сгорания.

В табл. 106 приведены состав продуктов полного сгорания нефтепромыс­ловых газов с 1Ю2гпах около 13% при различных коэффициентах избытка воздуха а и разбавления продуктов сгорания к, а также калориметрические температуры горения £кал [163].

Подсчеты располагаемого тепла продуктов сгорания нефтепромыслового гао и иотери тепла. Располагаемое тепло продуктов сгорания и потери тепла с уходящими газами можно подсчитать по формулам (XXIV.1) и (XXIV.2), значения величины Z приведены в табл. 107; потери тепла вследствие хими­ческой неполноты горения нефтепромыслового газа можно подсчитать по формуле

40СО+30Н. + 100СН,

^ СОа -|- СО + СИ, ‘ (ААУ.1)

Ч *< НС

НС

5 *< •Ч *73 О 0 О К О
И О) И О О О Я О
А X
Се О О О Я О
3 * Л Я ^ £ ®
К << И •ч *< Тз О Я 5′
1-3 13 О ЕС О О И Е
Со А О ЕЕ О К 5 К«
П О

Ъз

СВ & 3 И ?

—а			СО	**	Н-*-
00	Ю	О	N5		ГО
Со О	І • О	СЛ О	О	8	8

Сл

"о

Теплотворная способность С? Р, ккал/нм*

Теоретический объем воз­духа V*, им*/пм*

00

Со 05

Теоретический объем сухих продуктов сгорания Ус< г, пм3/нм*

СО О

05 О

Теоретический объем влаж­ных продуктов сгорания

У^, им*/им9

Отношение объемов сухих и влажных продуктов сгорания В

Теплотворная способность, отнесенная к 1 ил* сухих продуктов сгорания, Р, Ккал/чмл

О о 8 8

О О Оо со со :>з со м ООО

Теплотворная способность, отнесенная к 1 нм* влажных продуктов сгора­ния, Н, ккал/нм3

Го ГчО ГС> го

TOC o "1-5" h z о о о о о

00 оо О0 00 £ч

О о о о о

Жаропроиэводительность при сжигании в абсолютно сухом воздухе *тах’ °С

І-ь.	Го	N5	ГС	N5	Ю
О	О	О	О	О	О
			СІ	С->»
О	О	О	О	О	О

Жаропроияводительнооть при сжигании в воздухе, содержащем 1% влаги

Я02 ;пах сухих продунтов сгорания, %

Состав сухих продук­тов полі ого сгора­ния, %	Коэффициент	Калориметрическая температура горс — иия /ка °С	Состав сухих продуп — тсв полного сгора­нии, %	Коэффициент	І І С о Ю 1. А 5 Я ОГ ч 5 с «0 ? 5 Їм £ 33
1Ю3	0*		Я ‘£ 2 с П і — — * У, > ~ 5 * а° Г. с С О	СЗ Р* Сс о 5 д	Й0г	0,		1 Разоавленип сухих продуктов сгорания к	Избытка воздуха а

13,0	0,0	87,0	1,00	1,00	2040	8,8	6,8	84,4	1,48	1,44	1570
12,8	0,3	8(’>, 9	1,01	1,01	2060	8,6	7,1	84,3	1,51	1,46	1540
12,6	0,6	86,7	1,03	1,03	2030	8,4	7,4	84,2	1,55	1,50	1510
12,4	1,0	86,6	1,05	1,04	2010	8,2	7,7	84,1	1,58	1,53	1490
12,2	1,3	86,5	1,06	1,05	1990	8,0	8,1	83,9	1,62	1,56	1470
12,0	1,6	86,4	1,08	1,07	1Г60	7,8	8,4	83,8	1,67	1,61	1430
11,8	1,9	86,3	1,10	1,09	1930	7,6	8,7	83,7	1,71	1,65	1400
11,6	2,2	86,2	1,12	1,11	1900	7,4	0,0	83,6	1,76	1,68	1370
11,4	2,6	86,0	1,14	1,13	1880	7,2	9,4	83,4	1,81	1,74	1330
11,2	2,9	85,9	1,16	1,15	1850	7,0	9,7	83,3	1,86	1,73	1300
11,0	3,2	85,8	1,18	1,16	1840	6,8	10,0	83,2	1,91	1,83	1270
10,8	3,5	85,7	1,20	1,18	1820	6,6	10,3	83,1	1,97	1,88	1240
10,6	3.9	85,5	1,23	1,21	1800	6,4	10,7	82,9	2,03	1 ,Р4	1220
10,4	4,2	85,4	1,25	1,23	1780	6,2	11,0	82,8	2,10	2,00	1200
10,2	4,5	85,3	1,27	1,25	1760	6,0	11,3	82,7	2,17	2,06	1180
10,0	4,8	85,2	1,30	1,27	1740	5,8	11,6	82„6	2,24	2,13	1150
9,8	5,1	85,1	1,33	1,30	1710	5,6	12,0	82,4	2,32	2,20	1120
9,6	5,5	84,9	1,35	1,32	1680	5,4	12,3	82,3	2,41	2,28	1080
9,4	5,8	84,8	1,38	1,35	1650	5,2	12,6	82,2	2,50	2,37	1050
9,2	6,1	84,7	1,41	1,37	1630	5,0	12,9	82,1	2,60	2,46	1010
9,0	6,4	84,6	1,44	1,40	1600

Примечание» В02 тах сухих продуктов полного сгорания попутных нефтепромысловых газов ~13,0%.

Аналогичной формуле (XXIV.5) для подсчета потерь тепла вследствие не­полноты горения природного газа, но с несколько отличными коэффициен­тами.

Помимо формулы (XXV.!), справедливой только для нефтепромыслового газа, можно пользоваться другими, более общими формулами, а именно: формулой, пригодной для всех углеводородных газов, кроме ацетилена,

?з = (ЗСО 2,5Н2 8,5СН4)й%

Или универсальной формулой

= (3020 СО + 2580 Н2 + 8550СН4)к: Р%.

Коэффициент использования нефтепромыслового газа подсчитывают по формуле

К. и.т. = 100 — (д2 + 9з)%.

Подсчет 1.

Состав продуктов сгорания нефтепромыслового газа И02 = 9,0; 02 = 6,2; СО = 0,3; Н2 = 0,2; СНЛ = 0,1; N.. — 74,2%. Температура [‘уходящих [газов равна 600°, воз­духа 30°.

Проверить правильность анализа уходящих газов, подсчитать потери тепла с уходя­щими газами и вследствие химической неполноты горения, определить коэффициент ис­пользования топлива в установке.

Таблиц а 107 Значения величины 2 длп пэпутны* нефтепромысловых гл;юв Содержа­ние в про­дуктах сгорания СОг+СО + + СН., % Температура уховящих газов, °С 1 Содержа­ние в про­дуктах сгорания СО,-г СО + + СН«, % Температура уходящих газов, °С До 300 1 Ез О “Iі § С-5 О О V О О ІО 8 05 1 § Г- § 1 О О О> О О О Н 300—500 О Сэ Й § Сэ 1 3 і — 900—1100 13,0 3,96 4,13 4,22 4,32 4,41 8,8 5,45 5,65 5,78 5,91 6,04 12,8 4,00 4,17 4,26 4,35 4,46 8,6 5,55 5,75 5,88 6,01 6,14 12,6 4,05 4,22 4,32 4,42 4,52 8,4 5,69 5,88 6,02 6,14 6,23 12,4 4,10 4,27 4,38 4,48 4,57 8,2 5,77 5,98 6,12 6,24 6,38 12,2 4,15 4,32 4,43 4,51 4,62 8,0 5,90 6,11 6,25 6,37 6,52 12,0 4,21 4,38 4,48 4,58 4,69 7,8 6,06 6,26 6,40 6,55 6,69 11,8 4,28 4,45 4,55 4,65 4,76 7,6 6.18 6,40 6,55 6,68 6,82 11,6 4,34 4,52 4,61 4,72 4,82 7,4 6,34 6,55 6,70 6,84 6,99 11,4 4,40 4,58 4,68 4,79 4,89 7,2 6,50 6,70 6,85 7,00 7,15 11,2 4,46 4,65 4,74 4,85 4,96 7,0 6,65 6,87 7,01 7,17 7,32 11,0 4,52 4,71 4,82 4,92 5,04 6,8 6,80 7,04 7,18 7,34 7,50 10,8 4,58 4,78 4,87 4,98 5,10 6,6 7,00 7,22 7,38 7,54 7,70 10,6 4,67 4,87 4,96 5,08 5,20 6,4 7,20 7,42 7,58 7,73 7,90 10,4 4,74 4,94 5,04 5,15 5,25 6,2 7,40 7,62 7,80 7,06 8,14 10,2 4,80 5,00 5,11 5,22 5,34 6,0 7,61 7,85 8,04 8,19 8,37 10,0 4,90 5,10 5,20 5,31 5,44 5,8 7,83 8,09 8,27 8,42 8,60 9,8 4,99 5,19 5,30 5,41 5,54 5,6 8,08 8,33 8,52 8,69 8,90 9,6 5,06 5,26 5,36 5,49 5,60 5,4 8,36 8,62 8,87 9,00 9,20 9,4 5,16 5,35 5,45 5,59 5,70 5,2 8,64 8,00 9,11 9,30 9,50 9,2 5,25 5,45 5,55 5,68 5,80 5,0 8,96 9,22 9,45 9,60 9,85 9,0 5,35 5,55 5,65 5,78 5,90

1. По табл. 106 в продуктах полного сгорапия нефтепромыслового газа при содержании 1Юа = 9,0% должно содержаться около 6,4% кислорода. Поэтому содержание его в про­дуктах сгорания в количестве 6,2% не вызывает возражений.

Поскольку в продуктах горения содержатся наряду с НОг и 02 продукты неполного сгорания (СО, Н2 и СН4),— проводим проверочный подсчет Н02п1ах по формуле

НО _ (ИОг 4-СО+СН.) 100

2а* 100 — 4,76 (Ог — 0,4С!0 — 0,2 Нг — 1.ВСН1) “

_____________ (9.0+0,3 + 0,1)100_________________

_100-4,76(6,2-0,4.0,3-0,2.0,2- 1,6-0,1) — 1,5’и °’

Поскольку 1Ю*тах продуктов горения соответствует его значению для нефтепромыс­ловых газов, анализ продуктов сгорания не вызывает возражений.

2. Потери тепла с уходящими газами определяем по формуле

92 = 0,01 ‘(1у т-1в)г%.

При содержании в продуктах сгорания 9,4% углеродсодержащях газов и температу­ре 600° величина Ъ для нефтепромысловых газов по табл. 107 равна 5,45. Следовательно,

Дг = 0,01 (600 — 30) 5,45 = 31,0%.

3. Потери тепла вследствие химической неполноты горения по формуле (XXV.1) для неф­тепромыслового газа равны

40.0,3 + 30.0,2 + 110-0,1 „ ,

9з= 9,0+ 0,3+0,1 =3,1%.

4. Коэффициент использования нефтепромыслового газа в установке равен

Сжижештые газы состоят из легкокопденсирующихся при сжатии газо­образных углеводородов. Основными их компонентами являются пропан и бутан.

Сжиженные газы применяют в химической технологии, а также в каче­стве топлива в коммунально-бытовых и небольших промышленных установ­ках и выпускают в соответствии с ГОСТ 10196-62 трех марок: 1) технический пропаи, 2) технический бутан и 3) смесь технических пропана и бутана.

Технический пропан должен содержать не менее 93% С3Н0 Ц-С3Н*, не более 4% С2Н6 + С2Н4 и не более ЗУ С4Н10 + С4Н8 при отсутствии СйН12 и СВН10.

В техническом бутане должно содержаться не менее 93% С4Н10 + С4Н8, не более 3% С5Н12-|- С5Н10 и не более 4% С3Н8 4- С3Нв при отсутствии С3Нв и С2Н4.

В смеси технических пропана и бутана должно содержаться не более

4% С2Н6 + С2Н4 и не более 3% С5Н12 + С5Н10.

Предусматривается наличие жидкого остатка не более 2% по объему в техническом пропане при температуре минус 20°, а в остальных газах при плюс 20°. В 100 м3 газа может содержаться не более 5 е Н23. При содержании п воздухе 0,5% газа должен ощущаться его запах.

Сжиженные газы хранят и транспортируют в виде жидкости, а сжигают в газообразном состоянии.

Топливо поступает к потребителям в цистернах или тонкостенных бал­лонах, заполненных сжиженным газом, над уровнем которого скопляется газовая фаза.

Перед сжиганием сжиженный газ регазифицируют. Регазификацию в про­мышленных установках осуществляют путем снижения давления в хранили­щах вследствие отвода газовой фазы к горелкам и подогрева жидкой фазы. У мелких потребителей регазификацию осуществляют только путем сниже­ния давления газовой фазы при открывании вентиля баллона и отборе газа в горелки.

Сжижеппый газ широко используют для газоснабжения сельской мест­ности и районов, не подключенных к газовым сетям. Его также применяют для повышения теплоты сгорания различных видов газообразного топлива. Так, в Великобритании для покрытия пиковых нагрузок к коксовому газу добавляют 10—15% технического пропана [164].

Поскольку перевод горелок на пропан или бутан требует только смены сопел, сжиженный газ можно использовать в качестве резервного топлива для обеспечения бесперебойной подачи газа квалифицированным промыш­ленным потребителям в случае кратковременных перебоев в подаче сетевого газа.

Производство и потребление сжиженных газов быстро возрастают.

В СССР в 1967 г. произведено более 3,5 млн. т сжиженных газов. Две трети этого количества использовано в химической технологии, а остальной газ — преимущественно в качестве бытового топлива. В 1967 г. сжиженный газ поставлялся 5 млн. потребителей [139].

Теплота сгорания 1 нм3 бутана превышает теплоту сгорания пропаиа при­близительно па 30%. Поэтому теплота сгорания сжиженных газов может ме­няться в значительной степени. Однако обобщенные характеристики сжижен­ных газов остаются практически постоянными [6].

В табл. 108 приведены соотношения С02 и 02 в продуктах полного сгора­ния сжиженных газов, а также значения коэффициентов разбавления сухих продуктов горения к и избытка воздуха ос. В этой же таблице дана калори­метрическая температура горения сжижепных газов при сжигании с различ­ным избытком воздуха [165].

Потери тепла с уходящими газами и физическое тепло продуктов сгорания сжиженных газов можно подсчитать по формулам (Х.16) и (Х.17) или по

Таблица 108 Состав и теплотехнические характеристики продуктов полного сгорания сжиженных газ<;в Состав продуктов сгорапия Коэффициент Калориметрическая температура горений <];аг °С Со2 О. | 1 Раибпвлсшш су­хих продуктов горении Н Избытка воздуха 14,0 0,0 815,0 1,00 1,00 2110 13,8 0,3 85,9 1,01 1,01 2090 13,6 0,6 85,8 1,03 1,03 2070 13,4 0,0 85,7 1,05 1,04 2050 13,2 1,2 85,6 1,06 1,05 2030 13,0 1,5 85,5 1,08 1,07 201С 12.8 1.8 85,4 1,09 1,08 1 ‘,190 12,6 2,1 85,3 1,11 1,10 1970 12,4 2,4 85,2 1,13 1,12 I 12,2 2,7 85,1 1,15 1,14 1!‘20 12,0 3,0 8), 0 1,17 1,16 1900 11,8 3,3 84,9 1,19 1,18 ■1870 11,6 3,6 84,8 1,21 1 10 1850 11.4 3,0 84,7 1,23 1.21 1820 11,2 4,2 84,6 1,25 1,23 1П(;0 11,0 4,5 84,5 1,27 1,25 1780 10,8 4,8 84,4 1,29 1,27 1750 10,6 5,1 84,3 1,32 1,30 1730 10,4 5,4 84,2 1,35 1.32 1700 10,2 5,7 84,1 1,37 1,34 1680 10,0 6,0 84,0 1,40 1,37 1650 9,8 6,3 83,9 1,43 1,40 ІііЗО 9,6 6,6 83,8 1,46 1,42 І ОГО 9,4 6,9 Я3,7 1,40 1,45 1580 9,2 7,2 83,6 1,52 1,48 1500 9,0 7,5 83,5 1,55 1,50 1540 8,8 7,8 83.4 1,59 1,54 1510 8,6 8,1 83,3 1,63 1,58 1490 8,4 8,4 83,2 1,67 1,61 1460 8,2 8,7 83,1 1,71 1,65 1430 8,0 9,0 83,0 1,75 1,6". 1400 7,8 9,3 82,9 1,80 1,73 1380 7,6 9,6 82,8 1,85 1,78 1350 7,4 9,9 82,7 1,90 1,82 1320 7,2 10,2 82,6 1,95 1,87 1290 7,0 10,5 82,5 2,00 1,91 1260 6,8 10,8 82,4 2,06 1,97 1230 6,6 11,1 82,3 2,12 2.03 1200 6,4 11,4 82,2 2.19 2,09 1170 6,2 11,7 82,1 2,26 2,16 1140 6,0 12,0 82,0 2,34 2,23 1110 5,8 12,3 81,9 2,42 2,30 1080 5,6 12,6 81,8 2,50 2,38 1050 5,4 12,9 81,7 2,60 2,46 1020 5,2 13,2 81,6 2,70 2,55 990 5,0 13,5 81,5 2,80 2,65 960

Примечание. С02 тах сухвк продуктов полного сгорания сжиженных газов ~14,0%.

Значении величины 2 длп сжиженных гадов Содержание в продуктах сгорании СОа “(“ СО “(“ -{- СІІ1 • % Температуря уходящих галоп, °С Содержание в продуктах сгорания СО? -)- СО + сн,+ зс, н,. О/ Температура уходящих гаг;ов, °С О 8 1 О О СС О ‘| О 3 7 О О " О О О Я 300—500 Сэ 0 0 — 1 3 О 700—900 14,0 4,00 4,12 4,22 4,32 9,4 5,55 5,70 5,84 5,97 13,8 4,04 4,10 4,2о 4,30 9,2 5,65 5,80 5,94 6,07 13,6 4,08 4,20 4,31 4,41 9,0 5,75 5,90 6,05 6,17 13,4 4,12 4,24 4,35 4,46 8,8 5,86 6,02 0,17 6,31 13,2 4,19 4,29 4,40 4,51 8,6 5,99 6,15 6,30 6,44 13,0 4,24 4,35 4,46 4,58 8,4 6,12 6,27 6,44 6,56 12,8 4,29 4,41 4,52 4,64 8,2 6,24 6,40 6,65 6,70 12,6 4,35 4,47 4,58 4,70 8,0 6,37 6,53 6,70 6,85 12,4 4,41 4,54 4,65 4,76 7,8 6,50 6,66 6,83 6,98 12,2 4,47 4,60 4,71 4,82 7,6 6,66 6,82 7,00 7,16 12,0 4,53 4,66 4,77 4,89 7,4 6,82 6,98 7,16 7,32 11,8 4,60 4,73 4,84 4,96 7,2 6,97 7,14 7,32 7,49 11,0 4,СО 4,79 4,30 5,02 7,0 7,16 7,33 7,51 7,68 11,4 4,73 4,86 4,97 5,09 6,8 7,35 7,52 7,72 7,90 11,2 4,79 4,92 5,04 5,17 6,6 7,55 7,72 7,92 8,11 11,0 4,85 4,£8 5,11 5,23 6,4 7,75 7,92 8,12 8,33 10,8 4,91 5,04 5,16 5,29 6,2 7,96 8,12 8,32 8,54 10,6 5,00 5,14 5,26 5,39 6,0 8,20 8,37 8,59 8,80 10,4 5,09 5,22 5,35 5,48 5,8 8,45 8,62 8,87 9,10 10,2 5,17 5,31 5,44 5,57 5,6 8,75 8,92 9,17 9,40 10,0 5,20 5,40 5,54 5,67 5,4 9,05 9,22 9,47 9,70 9,8 5,30 5,50 5,65 5,77 5,2 9,40 9,55 9,82 10,05 9,6 5,45 5,60 5,74 5,87 5,0 9,70 9,90 10,10 10,40

Солее удобной формуле (Х.20) и вспомогательной расчетной табл. 109, со­ставленной для сжиженных газов.

Потери тепля вследствие химической неполноты горения можно уста­новить по формуле

„ __ 42СО 4- 35Н? + 120СН.1 п/ о

Ч* = ——- СО. + СО+СН4— %- (ХХУ.^)

Коэффициент использования сжиженного газа подсчитывают по формуле к. и.т. = 100 — + д3)°4.

Подсчет 1.

Прп сжигании сжиженного газа получены продукты сгорания следующего состава: С02 — 10,2; 02 — 5,4; СО — 0,4; Н., — 0,2; СН4 — 0,1; Л, — 83,7%.

Температура уходящих газов 250°, температура воздуха 20°.

Проверить правильность анализа продуктов сгорания, подсчитать потери тепла с уходящими газами и вследствие химической неполноты горения, определить коэффициент использования сжиженного газа в установке.

1.В продуктах полного сгорания сжиженного газа при наличии 10,2% С02 должно содержаться около 5,7% Ог (см. табл. 108). Следовательно, расхождение между содер­жанием кислорода по данным анализа продуктов сгорания и по справочной таблице невелико.

Поскольку в продуктах сгорания содержатся СО, Н2 и СН4, т. е. имеет место не­полнота сгорания, а табл. 108 составлена для продуктов полного сгорания сжиженного’

Гп _ (С02 + С0 + СП.,). 100

2 шах 100 —4,76(Ог —0,4с0 —0,2Нг- 1 ,ССН1) —

____________ (10,2 + 0,4+0,1)100______________ „с-

_ 100 —4,76(5,4 —0,4-0,4 —0,2-0,2— 1,6-0,1) ~ ‘

Полученное в результате проверки значение С02тах близко к табличному для сжижен­ных газов, поэтому данные анализа продуктов сгорания не вызывают замечаний.

2. Потери тепла с уходящими газами подсчитываем по формуле

?2=0,01 («,. г —?в) Я»’

При содержании в продуктах сгорания сжиженного газа 10,7% (С02 + СО + СГ14) и температуре продуктов сгорания 250° величина Ъ по расчетной табл. 109 равна 4,95. Следовательно,

= 0,01 (250-20) 4,95 11,4%.

3. Потери тепла вследствие химической неполноты горения по формуле (XXV.2) для

Сжиженного газа равны

42-0,4 -1- 35-0,2 + 120-0,1 73 = 10,2 + 1,4+0,1 =3-3°/о.

4. Коэффициент использования тепла сжиженного газа в установке равен

;.и. т. = 100 — (11,4 + 3,3) = 85,3%.