Твердое топливо
Твердое органическое топливо по степени углефикации исходного органического материала делят на древесину, торф, бурый уголь, каменный уголь и антрацит (см. табл. 1.7). Пригодность твердого топлива в определенных областях использования определяется его химическим составом и свойствами. Для оценки качества углей разработана промышленная бассейновая классификация углей. Все угли, имеющие высшую теплоту сгорания во влажном беззольном состоянии Qf менее 24 МДж/кг, называются бурыми углями. Угли, имеющие величину Qf выше 24 МДж/кг и выход летучих на сухое беззольное состояние Vdaj более 9%. называются каменными углями. Угли, имеющие величину Qsf выше 24 МДж/кг и выход летучих менее 9 %, называются антрацитами.
В соответствии с принятой в СССР промышленной классификацией бурые угли подразделяют по влажности топлива, находящегося в рабочем состоянии, на три группы: Б1 (Wt >40%); Б2 (Wt =30—40 %); БЗ (<30%). Каменные угли разделяют на марки:
Антрациты делят на собственно антрациты (А) и полуантрациты (ПА).
Марки угля различают по выходу летучих и характеру летучего остатка. Характеристики угля в пределах одних и тех же марок определяются для каждого угольного бассейна отдельно. Принятая в СССР система классификации каменных углей не является универсальной, что в известной степени ограничивает ее применение, например в случаях замены одного вида угля другим. Кроме промышленной классификации каменных и бурых углей в СССР разработана единая петролого- геохимическая классификация, в основу которой положены выход летучих веществ и петрографический состав угля.
Петрографический состав угля. Уголь по своей природе является веществом, неоднородным по цвету, блеску, твердости, пористости и другим параметрам. С целью классификации углей все геохимические, микрокомпоненты углей разделены на три группы: вит- ринита (Vt) — микрокомпоненты угля этой группы в отраженном свете под микроскопом представляют собой аморфные слоистые вещества серого цвета; инертинита (F) — микрокомпоненты угля этой группы включают вещества с хорошо различимой структурой древесины желтовато-белого цвета; липтинита (L)— микрокомпоненты угля, представляющие собой материал оболочек спор с включением в него смолистых веществ. Наиболее ценными являются микрокомпоненты угля групп витринита и липтинита, наименее ценными — группы инертинитов; последние имеют повышенное содержание кислорода и относительно низкую теплоту сгорания. Микрокомпоненты группы инертинита имеют наибольшую удельную поверхность и наиболее склонны к саморазогреванию и самовозгоранию.
Влага твердого топлива. Твердое топливо способно удерживать в своем объеме определенное количество влаги в результате химического и физико-химического гетерогенного взаимодействия с веществом угля. Влагу общую W, удерживаемую веществом угля, условно делят на внешнюю Wex и гидратную Wm. К внешней влаге относят влагу, попавшую в массу угля в пласте, а также влагу, попавшую при добыче, хранении и транспортировке топлива за счет грунтовых вод и из атмосферного воздуха (свободная влага); сорбированную влагу и заполняющую капилляры и открытые поры массы угольного вещества (связанная влага). Внешняя влага легко удаляется из угля механическими средствами и термической сушкой при температуре до 105°С. К гидратной влаге относят влагу, входящую в состав кристаллогидратов минеральных примесей топлива, и коллоидную влагу, являющуюся составной частью угольного вещества. Гидратная влага выводится из топлива для большинства кристаллогидратов при температурах 150—200 °С, а при кратковременном пребывании в высокотемпературной среде полное выделение гидратной влаги происходит при температурах среды свыше 600 °С. Гидратная влага составляет лишь несколько процентов от общего содержания воды в топливе. При увеличении зольности топлива доля гидратной влаги растет.
При длительном пребывании на воздухе (например, при хранении) влажность топлива стабилизируется, так что давление насыщенного пара влаги топлива уравновешивается парциальным давлением влаги воздуха, т. е. его относительной влажностью. Твердое топливо с такой установившейся влажностью называют воздушно-сухим топливом, а его влагу — влагой воздушно-сухого топлива или лабораторной Wh.
Для сравнения топлив по их способности поглощать влагу из воздуха используют значение равновесной влажности, соответствующей температуре воздуха 20 °С и его относительной влажности 60 %. Влага топлива, находящаяся в этих условиях, называется гигроскопической. Наибольшее значение влажности, которой может достигнуть твердое топливо без свободной влаги на его внешней поверхности, называют его максимальной влагоемкостью WMSLKC. Внешняя Wrex и лабораторная Wh влага топлива связана с общей рабочей влажностью W топлива соотношением
Здесь общая Wf и внешняя Wrex влага топлива выражена в процентах от массы топлива в рабочем состоянии, а лабораторная влага Wh — в процентах от лабораторной пробы.
Термическое разложение твердого топлива, выход летучих веществ. Твердое органическое топливо является термически нестойким веществом, которое при нагревании разлагается, в результате чего происходит деструкция (распад) термически нестойких сложных углеводородсодержащих соединений массы топлива с выделением горючих (водорода, углеводородов, окиси углерода) и негорючих (углекислоты и водяных паров) газов. Оценку топлива по выходу летучих определяют путем нагревания измельченной пробы- воздушно-сухого топлива массой 1 г без доступа воздуха при температуре 850°С в течение 7 мин. Выход летучих V, определенный как уменьшение массы пробы топлива за вычетом содержания в нем влаги, относят к массе топлива в сухом беззольном состоянии.
По мере увеличения степени углефикации топлива выход летучих веществ Vdat уменьшается (см. табл. 1.7).
Величина Vda составляет, %: для сланцев—80—90; торфа — 70; бурых углей — 40—60; каменных углей марки Г — 35—40; тощих углей—11 —13; антрацитов — 2— 9. При нагревании выход летучих начинается при температурах, °С: для торфа—100—120, бурых углей 140— 160; для тощих углей и антрацитов—400—450 и завер- шается при температуре свыше 1000—1100°С. После завершения выхода летучих из топлива остается высокопо- ристый твердый остаток, содержащий углеродный продукт деструкции угля и зольную его часть, называемый коксовым остатком. Температура воспламенения летучих веществ ниже температуры воспламенения коксового остатка, поэтому, как правило, горение частицы натурального твердого топлива начинается с воспламенения летучих и скорость горения во многом зависит от параметра Vdaf топлива.
Минеральные компоненты твердого топлива. Минеральные (негорючие) компоненты в твердом топливе возникли либо за счет минеральных веществ исходного органического материала, либо вследствие попадания их в массу топлива извне на стадиях углеобразования или добычи угля. В зависимости от причины попадания минеральных примесей в топливо их подразделяют на: 1) первичные примеси — обусловленные наличием минеральных веществ в исходном органическом материале; количество этих примесей не превышает 0,5 % массы топлива в сухом состоянии; 2) вторичные примеси—минеральные вещества, занесенные в залежи топлива ветром и водой (глина, песок и т. д.) и образующиеся в результате жизнедеятельности бактерий (сульфаты, пирит, карбонаты и др.); вместе с первичными эти примеси также называют внутренними, поскольку они распределены в самой залежи топлива; 3) третичные или внешние примеси—минеральные вещества, попавшие в топливо из окружающих горных пород при его добыче; доля этих примесей зависит от геологических особенностей месторождения топлива метода его добычи.
Примеси твердого топлива образованы большим количеством минеральных веществ, главными из которых являются: силикаты (глинозем А120з, кремнезем Si02, глина), сульфиды (FeS2, CaS), карбонаты (СаСОз, MgC03, FeC03), сульфаты (CaS04, MgS04), закиси и окиси металлов, фосфаты, хлориды, соли щелочных металлов и др. Некоторые из этих веществ объединены в минералы сложного состава, например: каолинит А120зХ X2Si02-2H20, доломит CaMg(C03)2, ортоклаз К2ОХ XAl203-6Si02 и др. Соотношение между отдельными компонентами минеральных примесей и общее их количество по отношению к массе топлива существенно зависят от месторождения топлива и могут сильно различаться. Кроме основных компонентов в минеральных примесях твердого топлива присутствуют также соединения многих редких и рассеянных химических элементов: платины, кобальта, германия, урана и др.
О содержании минеральных примесей в топливе судят по его зольности. Зольность А — это негорючий остаток, образующийся при полном окислении всех горючих компонентов топлива в стандартных лабораторных условиях при температуре 800°С, выраженный в % исходной массы топлива. Зольность твердого топлива в зависимости от его месторождения меняется в широких пределах — от 2—3 % до 60—70 %
При нагреве твердого топлива (в том числе и в процессах горения топлива) в минеральных примесях топлива просходят физические и химические преобразования, приводящие к образованию из минералов новых, более простых химических соединений, преимущественно окислов. Так и при температурах 400—600 °С колчедан окисляется.
При температуре выше 600 °С разлагаются карбонаты СаСОз, при температуре выше 1000°С—сульфаты CaSC4, а в окислительной среде закись железа FeO переходит в его окись Fe203; происходит потеря массы минеральных примесей, главным образом, за счет образования двуокиси углерода С02.
Несгоревшая часть топлива образует очаговые остатки, которые в общем случае включают золу и шлак.
Зола — порошкообразный негорючий остаток, образовавшийся после термического разложения и обжига минеральных примесей топлива в процессе его горения. Зола может быть в виде летучей золы и в виде провала. Летучая зола (зола уноса, или унос)—пылевидные фракции золы, выносимые продуктами сгорания из топки котла или осаждающиеся в его конвективных газоходах. Провал — более крупные фракции золы, выпадающие в холодную воронку топки или под колосниковую решетку. Шлак — минеральные примеси, подвергшиеся высокотемпературному нагреву, в результате которого они расплавились или спеклись и приобрели, в конечном счете, значительную прочность.
Главными составляющими очаговых остатков являются окислы: SiOr, А1203, FeO, Fe203, CaO, MgO; сульфаты: CaS04, MgS04, FeSO,; в меньших количествах присутствуют фосфаты, окислы щелочных металлов KjO н Na20 и другие соединения. Различают окислы: кислые— Si02, ТЮ2, Р205; основные —CaO, MgO, FeO, К20, Na20 и амфотерные — А1203, Fe203. Соотношение, в котором шлак содержит окислы, выражают через его кислотность и основность.
Кислотность шлака К—это отношение в нем кислых окислов к суммарному содержанию основных и амфотерных окислов (в % по массе):
Шлаки и зола, для которых К>1, называют кислыми, при 0>1—основными, не удовлетворяющие этим двум условиям — нейтральными.
Плавкость золы и шлаков. Поведение очаговых остатков при высоких температурах (их размягчение, плавление, текучесть образовавшегося расплава) относится к числу важнейших теплотехнических характеристик твердого топлива. Эти характеристики топлива существенно влияют на конструкцию котла, его надежность, условия его эксплуатации и как следствие этого — на себестоимость вырабатываемой теплоты. Практически все компоненты золы являются тугоплавкими. Так, температура плавления, °С: Si02 = 1728, А1203 = 2050, Fe203=1562, СаО = 2585, MgO = 2800 и т. д. В то же время зола образует многокомпонентные системы, в которых за счет образования эвтектических сплавов появление жидкой фазы наблюдается при температурах, значительно меньших, чем температуры плавления чистых ее компонентов. Оценку плавкости золы и шлаков в СССР, как правило, проводят, используя метод конусов— по степени деформации стандартного образца, выполненного из материала золы при его нагревании.
Образец представляет собой трехгранную пирамиду из золы со стороной основания 6 мм и высотой 13 мм. Деформация образца при нагревании возникает за счет потери его прочности под действием гравитационных сил. Образец нагревают в лабораторной криптоловой электропечи в полувосстановительной газовой среде (смесь N2, С02, СО, Н2), которая возникает вследствие проникновения в рабочую зону газов из криптонового слоя. При медленном нагревании образца фиксируют следующие состояния образца и соответствующие им температуры среды: 1) температуру начала деформации образца (А )—которую определяют по появлению первых признаков оплавления вершины конуса образца; 2) температуру плавления образца (в) — при которой образец превращается в полусферу с высотой примерно равной половине основания; 3) температуру жидкоплавного состояния образца (/с), при которой образец растекается по подставке, введенной в печь для его нагрева.
Температура плавления образца (в) зависит от состава золы; для большинства топлив, чем больше содержание в золе Al203+Si02, тем эта температура выше; CaO, MgO и FeO понижают температуру плавления /в, однако при повышении концентрации MgO выше 50%, температура плавления золы tB снова начинает расти.
Шлакование котла — это прогрессирующее накопление в его топке и газоходах отложений очаговых остатков, сопровождающееся упрочнением этих отложений вследствие их оплавления и спекания. Шлакование зависит не только от свойств минеральной части топлива и режимов его сжигания, но и от конструктивных особенностей котла. Характеристикой шлакующей способности топлива является температура начала интенсивного шлакования (н,ш, которая определяется экспериментально и также, как температуры /д. /в и tc приводится в справочниках состава твердого топлива.
К теплофизическим свойствам золы и шлаков относят их теплоемкость, теплопроводность и степень черноты золовых и шлаковых отложений. Теплоемкость золы и шлаков мало зависит от их составов и лежит в пределах 0,95—1,2 кДж/кг. К. Теплопроводность золы и шлаков для различных топлив также одинакова и зависит только от температуры и пористости шлака. Степень черноты золошлаковых отложений лежит в диапазоне 0,6—0,9; чем выше температура, тем степень черноты меньше. На нее влияют химический состав отложений и наличие в них несгоревшего топлива.
Физические свойства твердого топлив. К основным физическим свойствам твердого топлива относят его плотность, сыпучесть, гранулометрический состав, размолоспособность, а также теплофизические свойства — теплоемкость и теплопроводность. Твердое топливо по своей структуре является неоднородной высокопористой системой, плотность которой всегда является некоторой усредненной величиной. Различают действительную, кажущуюся и насыпную плотности твердого топлива. Единицей измерения плотности является г/см3 или кг/м3. Термином действительная плотность рд обозначают усредненное зачение плотности твердых составных частей топлива
Кажущаяся (объемная) плотность рк твердого топлива— плотность массы топлива, усредненная по его объему, включая поры. Чем выше объем пор в единице массы топлива, тем его кажущаяся плотность меньше. Насыпная плотность рн — плотность массы твердого топлива, усредненной по объему слоя топлива, образованного большим количеством кусков или частиц произвольных размеров и включающего в себя промежутки между ними; на ее значение влияет плотность укладки частиц в слое.
Гранулометрический состав твердого топлива характеризует распределение частиц в массе топлива по их крупности. Твердые топлива классифицируют но предельным наименьшим размерам частиц или кусков в их массе, разделяя их на классы, установленные стандартом (ГОСТ 19242—73).
Допускается использование совмещенных классов топлива, например ПК, ОМ, ОМСШ, СШ и др., в которых верхние и нижние пределы крупности соответственно смещаются. Обозначения класса крупности топлива, как правило, совмещают с обозначением его марки, например: БЗР — бурый уголь с влажностью менее 30%, рядовой; АШ — антрацит, штыб и др. Определение гранулометрического состава топлива производят путем рассева топлива на нескольких стандартных ситах с последующим расчетом массовых долей топлива, оставшегося на каждом сите. Для приближенного математического описания зависимости полных остатков топлива на каждом сите используют полуэмпирическое уравнение
Размолоспособность — важное свойство твердого топлива, особенно при его пылевидном сжигании. Для оценки размолоспособности используют условный параметр Ало — коэффициент размолоспособности (лабораторный относительный), представляющий отношение удельных поверхностей измельченного в стандартных лабораторных условиях испытуемого и эталонного топлива при одинаковых затратах энергии на измельчение. Чем выше параметр, тем выше размолоспособность топлива; чения кл0 меняются в пределах от 0,75 до 2,5.
Теплофизические свойства топлива. Теплоемкость твердого топлива с достаточной степенью точности можно считать аддитивной суммой теплоемкостей его составных частей: органической массы, минеральных примесей и влаги. В практических расчетах с учетом доли горючей В, минеральной Аг части, влажности WT топлива в рабочем состоянии его теплоемкость (средняя в интервале температур от 24 до 100°С), выраженная в Дж/(кг-К) может быть рассчитана по формуле
Теплопроводность. Масса твердого топлива не является сплошной средой, и поэтому перенос теплоты в ее объеме может происходить за счет теплопроводности твердой фазы, теплопроводности и конвекции в газовой фазе, располагающейся в порах и трещинах массы топ- дива, а также лучистого теплообмена между поверхностями этих пор и трещин. В качестве суммарной характеристики теплопереноса в массе такого топлива принимают эффективный коэффициент теплопроводности определяемый опытным путем для каждого топлива отдельно. На значение влияют в основном плотность топлива, его влажность и температура, повышающие величину кэ Наивысшее значение кэ наблюдается в интервале температур от 0 до 100°С, что обусловлено термо- влагопроводностью топлива; при температурах выше 300 °С рост величины кэ также достаточно высок в связи с изменением структуры топлива. Значения кэ для каменных углей и антрацитов находятся в пределах 0,1— 0,3 Вт/(м - К).
Стоимость твердого топлива зависит от его энергетической ценности, характеризуемой теплотой сгорания, затрат на добычу угля, соответствия содержания в нем минеральных присадок Аг и влаги №г, принятых за расчетные при определении цены топлива. Цена каждого вида твердого топлива, каждого месторождения при заданных значениях WT и Ат определена прейскурантом № 03-01 Уголь, сланцы, продукты обогащения угля, брикеты. Она колеблется в широких пределах.
