Характеристики твердого топлива

Общие технические характеристики топлив.

Технические характеристики подразделяются на общие характеристики, свойственные всем видам топлив (твердым, жидким, газовым), и характеристики, относящиеся к данному виду топлива.

Общими техническими характеристиками топлив являются теплота сгорания, содержание минеральных примесей (зольность), влагосодержание (влажность) и наличие серы в топливе (сернистость).

Теплота сгорания. Важнейшей характеристикой топлива является теплота сгорания (рассмотрена в § 3.2).

Зольность - содержание минеральных примесей. Наибольшее количество примесей имеют твердые топлива. Примеси попадают в топливо главным образом при его добыче из окружающих пород и состоят в основном из глины Al₂O₃ · 2SiO₂ · 2Н₂О, силикатов SiO₂ и железного колчедана FeS₂. В состав примесей, кроме того, входят сульфаты кальция и железа, оксиды различных металлов, фосфаты, щелочи, хлориды и т.п. Минеральные примеси горючих сланцев в основном состоят из карбонатов кальция СаСО₃ и магния MgCO₃.

При сжигании топлива минеральные примеси в зоне высоких температур ядра факела претерпевают ряд превращений, в процессе которых образуется зола. Исходные минеральные примеси и зола различаются не только по химическому составу, но и количественно. Для большинства углей минеральная часть на 7…15% больше, чем зольность после сгорания угля. Поэтому понятие зольности топлива А условно. Однако этот термин является общепринятым.

Минеральные твердые примеси в небольшом количестве попадают также в нефть в процессе ее добычи и переходят после переработки нефти в мазут. Зольность мазута обычно составляет не более 0,1%. Природный газ не имеет минеральных твердых примесей, и его балласт составляют негорючие газовые компоненты.

Образовавшаяся зола представляет собой смесь минералов, которые имеют разные температуры плавления (от 800 до 2700 °С). Свойства золы играют большую роль в организации работы парового котла. Часть золы, расплавленной в ядре факела, в условиях турбулентного перемешивания объединяется (слипается) и, становясь крупными тяжелыми частицами, выпадает в нижнюю часть топочной камеры (шлакоприемник) в виде шлака. Другие расплавленные частицы золы, двигаясь вместе с газами, налипают на настенные топочные экраны и затвердевают на них. Это явление называют шлакованием экранов. Мельчайшие твердые частицы золы подхватываются потоком топочных газов и уносятся из топочной камеры, образуя летучую золу. Зола загрязняет конвективные поверхности нагрева и снижает их тепловую эффективность.

Особенностью золы мазута (главным образом сернистого) является наличие в ней ванадия, интенсифицирующего образование плотных отложений на поверхности нагрева. Оксиды ванадия, кроме того, в определенной зоне температур вызывают коррозию этих поверхностей. Поэтому при эксплуатации мазутных электростанций принимают меры, предотвращающие развитие интенсивной ванадиевой коррозии.

Поскольку золовые частицы представляют собой смесь минералов с различной температурой их плавления, то по мере нагрева исходного спрессованного образца из золы в лабораторной печи происходит постепенное размягчение золовых частиц вплоть до расплавленного состояния (рис. 3.3).

Рис.3.3. Метод определения характерных температур плавкости золы.

Состояние золы при высокотемпературном нагреве характеризуется следующими температурными точками:

точка t_А(t₁) - начала деформации золовой пирамидки за счет небольшого количества расплавленных компонентов (для большинства топлив t_А = 1000…1200°С);

точка t_В(t₂) - начала размягчения золы, когда она переходит в состояние структурированной жидкости, но со значительным количеством в жидкой массе твердых (нерасплавленных) минералов (t_В= 1200…1350°С);

точка t_C(t₃) - жидкоплавкого состояния, характеризующего медленное растекание спрессованной массы золы на плоскости (t_C = 1280…1450°С).

Нормальное жидкотекучее состояние шлака соответствует устойчивому вытеканию расплава (шлака) из отверстия заданного размера (t_Н.Ж = t_C + (50…100°С).

Температурная характеристика плавкости золы приводится в таблицах котельных топлив, и ее учет имеет важное значение для обеспечения надежности работы топки и поверхностей котла. При температурах газового потока, а следовательно, и частиц золы, соответствующих значениям между t_А и t_В, золовые частицы становятся липкими и шлакуют экранные трубы и конвективные поверхности нагрева.

Жидкотекучее состояние шлака имеет место при температурах газов и футерованной поверхности топки выше t_Н.Ж. Исключение шлакования экранов топки и конвективных поверхностей достигается, если температура газов около этих поверхностей будет ниже значения t_А данного топлива.

Влагосодержание (влажность). Влажность, как и зольность топлива, относится к его балласту и снижает теплоту сгорания. Причем влагосодержание более существенно воздействует на тепловую ценность топлива, так как дополнительно требует затраты энергии при горении топлива на превращение влаги в пар.

Влага в твердом топливе разделяется на внешнюю W_внш и внутреннюю W_внт. Внешняя влага механически удерживается на поверхности топлива за счет смачивания, и ее количество в натуральном топливе зависит от его фракционного состава: влаги тем больше, чем мельче топливо, а значит, сильнее развита его поверхность. Существенное влияние оказывают на наличие внешней влаги атмосферные условия, при которых хранится (перевозится) топливо.

Внутренняя влага входит в органическое вещество топлива. Принято внутреннюю влагу называть гигроскопической W^ГИ (см. рис. 3.1), количество которой в бурых углях W^ГИ = 10…13%, в каменных углях 3…8%, в антрацитах и полуантрацитах 1,5…2,5%.

В жидком топливе (мазуте) влага присутствует обычно в небольшом количестве (1…3%), а в отдельных случаях (обводненные мазуты) - до 10…12%, что связано с разогревом вязких мазутов перед их сливом паром путем непосредственного ввода пара в массу мазута.

В природных газах практически нет влаги, газ обезвоживается перед поступлением его в газопровод. Поэтому влагосодержание газа соответствует насыщению газового объема водяными парами при температуре и давлении природного газа.

Наличие влаги в топливе уменьшает тепловую ценность топлива, ведет к увеличению его расхода и, таким образом, увеличению поступления влаги в котел. При этом растут объемы продуктов сгорания, увеличиваются потери теплоты с уходящими газами, расход энергии на размол (подготовку) топлива и удаление продуктов сгорания. Повышенная влажность твердого топлива затрудняет нормальное его движение по топливному тракту за счет потери сыпучести, в зимнее время дополнительно появляется явление смерзаемости топлива. В газовом тракте при наличии увлажненного потока газов развиваются коррозионные процессы, а также расширяется область липких отложений на низкотемпературных поверхностях нагрева.

Серосодержание (сернистость). Сера имеет невысокую теплоту сгорания, а продукты ее сгорания (оксиды серы SO₂ и SO₃) оказывают чрезвычайно вредное воздействие на окружающую среду, рабочие органы и поверхности котельной установки.

Сера в твердом топливе находится частично в составе органической массы (см. рис. 3.1), в горючей массе в форме сульфата железа (колчедана FeS₂), а также входит в минеральную часть (в виде сульфатов типа CaSO₄, Na₂SO₄ и т.п.). Сульфатная сера полностью окислена и в процессе горения не участвует. Содержание органической и колчеданной серы в твердом топливе находится в пределах 0,3…6%.

В мазуте сера присутствует главным образом в составе серо-органических соединений и в меньшей части в форме сероводорода и элементарной серы, растворенной в углеводородных смесях. По содержанию серы топливные мазуты разделяются на сернистые (при S^Р от 0,5 до 1,5%) и высокосернистые (при S^Р от 1,5 до 3,5%).

В природном газе сера присутствует в основном в форме газообразного сероводорода H₂S, количество которого достигает в отдельных случаях 0,8% объема газа.

С увеличением балласта уменьшается горючая часть топлива и одновременно снижается его теплота сгорания. Для обеспечения заданной паропроизводительности котла при этом потребуется увеличить расход топлива, и значит, еще более увеличится поступление балласта в котел. Поэтому процентное содержание влаги и золы в 1 кг топлива не является достаточной мерой их расхода через котел и выброса в окружающую среду. Более полную характеристику соотношения массовых расходов при сжигании различных топлив дает выраженное в процентах содержание химических элементов и балласта, отнесенное к 1 МДж низшей теплоты сгорания топлива, которое называется приведенной характеристикой.

В практике пользуются тремя характеристиками - приведенными влажностью, зольностью и сернистостью (% кг/МДж), которые определяются по формулам

(3.13)

Так, при одинаковом исходном содержании серы S^Р = 3% в 1 кг мазута (Q^Р_Н = 39 МДж/кг) и бурого угля (Q^Р_Н = 12 МДж/кг) приведенная сернистость будет составлять для мазута S^П = 0,077%, а для бурого угля S^П = 0,25%. Отсюда следует, что при одинаковой мощности парового котла выброс оксидов серы с уходящими газами на буром угле будет в 3,25 раза больше (0,25/0,077 = 3,25).

Выход летучих веществ. Если твердое топливо постепенно нагревать в инертной среде без доступа воздуха, то при высоких температурах сначала выделяются водяные пары, а затем происходит разложение кислородсодержащих молекул топлива с образованием газообразных веществ, получивших название летучие вещества (СО, Н₂, СО₂, С_mH_n, H₂S, CN, HCN и др.).

Выход летучих веществ из твердых топлив происходит в интервале температур от 160 до 1100 °С, но наибольший имеет место в области температур 400…800°С (рис. 3.4). Условно количественный выход летучих веществ из твердого топлива определяется по уменьшению массы пробы топлива после выдержки в тигле при температуре 850 ± 25°С в течение 7 мин без доступа воздуха и относится к составу горючей массы топлива V^Г_Л, %.

Выход летучих веществ прежде всего определяется содержанием кислорода в топливе, поэтому молодые по возрасту топлива (торф, бурые угли) имеют наибольший выход летучих веществ.

Количество летучих веществ в натуральном топливе можно определить, если известен внешний балласт топлива

(3.14)

Летучие вещества, выделившиеся из топлива, обеспечивают более раннее воспламенение оставшейся твердой частицы, так как летучие вещества воспламеняются при более низкой температуре (350…600°С), чем твердый остаток (950…1000°С), и нагревают твердую частицу до воспламенения. Влияние летучих веществ существенно на начальной стадии горения топлива: чем выше выход летучих веществ, тем быстрее воспламеняется топливо и тем глубже оно выгорает.

Рис. 3.4. Выход летучих веществ в зависимости от температуры для разных групп топлив (обозначения те же, что на рис.3.2).

В связи с этим выход летучих оказывает непосредственное влияние на организацию топочного процесса, выбор объема топочной камеры, эффективность (полноту) сжигания топлива. Эта характеристика является основой классификации твердых топлив.

Структура кокса. Оставшаяся после выхода летучих твердая часть топлива состоит в основном из углерода и минеральной части и называется коксом. Термические преобразования исходного вещества топлива в процессе выхода летучих приводят к изменению структуры твердой части, в результате чего коксовый остаток может быть спекшимся (твердым, сплавленным), слабоспекшимся (разрушающимся при надавливании или ударе) и порошкообразным (рассыпающимся после нагрева).

Некоторые каменные угли с большим содержанием битума при нагреве образуют плотный спекшийся кокс, используемый в металлургических печах. Такой уголь называется коксовым и поскольку он является ценным сырьем промышленности, то подвергается обогащению после добычи, т.е. отделяется крупнокусковое топливо (концентрат), а оставшееся мелкое топливо с повышенным содержанием минеральных примесей (отсевы, промежуточный продукт, шлам) направляется для сжигания на электростанции.

Структура коксового остатка играет роль при сжигании угля в печах на колосниковых решетках. В энергетических котлах при факельном сжигании топлива в объеме топки или в циркулирующем кипящем слое характеристика кокса большого значения не имеет.

Дата добавления: 2014-01-07