Котельное топливо и его технические характеристики

3.Котельное топливо и его технические характеристики

3.1. Виды и состав топлив

Отечественная энергетика развивается за счет строительства электростанций на органическом и ядерном топливах.

Органическим топливом называют природные горючие вещества, способные активно вступать в реакцию с кислородом и обладающие значительным удельным тепловыделением (на единицу массы или объема), которые экономически целесообразно сжигать с целью получения тепловой энергии.

Топливо, используемое паровыми и водогрейными котлами тепловых электростанций, а также промышленными котельными, называют котельным топливом. Топливо для ТЭС часто называют энергетическим. Учитывая мощность электростанций, запасы этих топлив должны быть значительны и относительно легко доступны для массового использования. Кроме того, энергетическое топливо не должно являться ценным сырьем для других отраслей промышленности.

В качестве топлив для электростанций широко используются: из твердых топлив - каменные и бурые угли и отходы их переработки, антрацит и полуантрацит; из жидких - мазут; из газовых - природный и попутный газы. В меньшей мере, в силу ограниченности запасов или производства, сжигаются на ТЭС торф и горючие сланцы, стабилизированная нефть и горючие газы промышленности (доменный, коксовый), хотя в отдельных районах страны они могут составлять заметную часть топливного баланса.

Твердое и жидкое органическое топливо. Эти виды топлив состоят из сложных органических соединений, образованных в основном пятью химическими элементами - углеродом С, водородом Н, серой S, кислородом О и азотом N. В состав топлива входят также влага W и негорючие твердые (минеральные) вещества, которые после сгорания образуют сухой остаток - золу А. Влага и зола составляют внешний балласт топлива, а кислород и азот - внутренний его балласт. Расчеты по сжиганию топлива выполняются на основании его элементного состава, т.е. содержания в топливе (по массе в процентах) химических элементов, а также содержания влаги и золы, которые определяются в лабораторных условиях.

По составу исходной массы топлива (при разном его состоянии) выделено несколько видов так называемых расчетных масс (рис. 3.1).

Рекомендуемые материалы

Рис.3.1. Классификация состава твердого топлива

Основной является рабочая масса топлива, представляющая процентное содержание химических элементов и негорючих веществ в натуральном топливе, поступающем на электростанцию

Поскольку содержание внешнего балласта (A^Р + W^Р) подвержено изменениям в зависимости от условий хранения и способа добычи топлива, то установить глубину химических преобразований в топливе, т.е. вид этого топлива (бурый, каменный уголь, полуантрацит, антрацит), можно по процентному содержанию элементов в безводном и беззольном составе топлива. Такими массами являются условно горючая и органическая.

Понятие горючей массы топлива является условным, так как содержащийся в топливе азот не горит, а кислород является окислителем и частично находится в соединении с горючими компонентами:

Горючими элементами топлива являются углерод С, водород Н, сера S. Наибольшей теплотой сгорания на единицу массы обладает водород (120,5 МДж/кг), но его в составе топлив немного. Основным горючим элементом является углерод (34,1 МДж/кг). Сера является вредной примесью: выделяет при сгорании мало теплоты (9,3 МДж/кг), но образующиеся оксиды серы приводят к развитию сернокислотной коррозии металла котла. По составу горючей массы прослеживается увеличение доли углерода и уменьшение кислорода по мере старения топлива.

Разделение топлив на виды определяется по теплоте горения горючей массы и по объему выхода из нее летучих веществ при нагреве до 850°С.

Органическая масса топлива характеризует состав исходного вещества, из которого образовалось это топливо, отличается от условно горючей исключением из последней колчеданной серы S_К (в форме пирита FeS₂), попавшей в исходную залежь топлива из внешней окружающей породы. Сухая и аналитическая массы топлива используются при лабораторных анализах.

При необходимости пересчета состава топлива с одной массы в другую следует выделить, чем (по составу) отличаются эти массы и в какой из них процентное содержание компонентов будет больше. Так, горючая масса по составу отличается от рабочей на значение внешнего балласта, и все компоненты горючей массы на долю этого балласта будут больше (в процентах), чем в рабочей, и наоборот (см. пример 3.3.1).

Природный газ. Механическую смесь различных горючих и негорючих газов представляет собой природный газ. Основными составляющими природного газа являются:

метан СН₄= 86…95%,

тяжелые углеводороды С_mН_n = 4…9%,

азот N₂ = 1…5%.

Процентный состав природного газа выражается уравнением

в котором все составляющие выражены в процентах по объему.

Балластом в природных газовых топливах являются в основном азот и диоксид углерода, содержание которых не превышает нескольких процентов. На предприятиях  состав сжигаемого газа определяется экспериментально газоанализаторами. В табл. 3.1 приведена общая структура используемых в энергетике котельных топлив.

Таблица 3.1

3.2. Теплота сгорания топлива

Теплота сгорания топлива - количество теплоты, выделяемое при полном сгорании единицы массы (кДж/кг) или объема (кДж/м³) топлива. Различают высшую и низшую теплоту сгорания.

Высшая теплота сгорания Q_В - полное количество теплоты, которое выделяется при сгорании 1 кг твердого или жидкого топлива (или 1 м³ газового топлива) при условии, что образующиеся при сгорании водяные пары конденсируются и возвращается их теплота конденсации Q_КОН.

В паровых котлах продукты сгорания не охлаждаются до температуры конденсации паров. В этих условиях теплота конденсации теряется и общее используемое тепловыделение будет меньше. Количество теплоты, которое выделяется при полном сгорании 1 кг твердого или жидкого (или 1 м³ газового) топлива за вычетом теплоты конденсации водяных паров, называют низшей теплотой сгорания Q_Н.

Высшая теплота сгорания связана с низшей теплотой сгорания топлива соотношением

В общем случае теплота конденсации влаги, кДж/кг,

где Н и W - содержание водорода и влаги в топливе, %; 2500 - теплота конденсации 1 кг влаги при давлении водяных паров в топочной камере, кДж/кг.

Масса получающейся влаги при окислении водорода кислородом в 9 раз больше массы водорода, что отражено в формуле (3.5) произведением 9Н.

При увеличении влажности топлива и содержания в нем водорода Q_В и Q_Н различаются в большей степени. Значение высшей теплоты сгорания получено для топлива при его определении в лабораторных условиях. При тепловых расчетах за основу принимается низшая теплота сгорания.

Для определения низшей теплоты сгорания преобразуем формулы (3.4) и (3.5) и получим для рабочей массы

В горючей массе топлива также будет иметь место различие между высшей и низшей теплотой сгорания, но только за счет влаги, образующейся при горении водорода H

Связь между низшей теплотой сгорания рабочей и условно горючей массой топлива выражается следующей формулой

На рис. 3.2 показано соотношение средних значений Q^Р_Н и Q^Г_Н для различных групп топлива. Различие между ними тем меньше, чем меньше в топливе внешнего балласта.

Средний состав и низшая теплота сгорания всех известных месторождений топлив определены и сведены в таблицы расчетных характеристик топлив.

Объемная теплота сгорания газового топлива определяется как сумма теплот сгорания, входящих в его состав различных горючих газов с учетом их процентного содержания. Объемная теплота сгорания Q^С_Н, кДж/м³, относится к 1 м³ сухого газа и определяется по формуле

Здесь СН₄, С₂Н₆, - содержание горючих газов в топливе, % по объему; Q_CH4 ,Q_C2H6 - объемная теплота сгорания соответствующих газов, кДж/м³. Теплоту сгорания газового топлива определяют в газовом калориметре.

Увеличение теплоты сгорания определяется ростом доли горючих элементов (газов) в составе топлива и, прежде всего, массовой долей углерода и водорода в топливе. Так, теплота сгорания 1 кг мазута значительно превышает аналогичный показатель лучшего твердого топлива, так как в мазуте выше содержание углерода (83,0% против 63,3%) и водорода (10,4% против 4,4%). Можно пересчитать с учетом плотности природного газа его теплоту сгорания Q^c_Н, кДж/м³, на единицу массы Q^С_Н.М, кДж/кг, тогда

где ρ_Г - плотность сухого газа, кг/м³; d_г. - влагосодержание газа, г/м³. В результате окажется, что значение Q^С_Н.М газа будет выше, чем мазута, и это прежде всего определяется большим содержанием водорода в массе природного газа (около 25% против 10…11% в мазуте).

Паровые котлы одинаковой паропроизводительности и тепловой мощности могут потреблять существенно разное количество топлива, так как его теплота сгорания у разных видов топлив меняется в широких пределах. Для сравнения экономичности работы электростанций, упрощения расчетов при попеременном сжигании разных топлив (твердое - газ, мазут - газ и т.п.) введено понятие условного топлива, имеющего теплоту сгорания Q_У.Т = 29 310 кДж/кг (7000 ккал/кг). Потребление разных видов топлив электростанциями пересчитывается на условное топливо на основании баланса тепловыделения B_нQ_н^p = B_У.ТQ_У.Ттогда

где В_У.Т, В_Н - расход соответственно условного и натурального топлива, кг/с. Отношение Q^Р_Н/Q_У.Т называют тепловым эквивалентом топлива. На основе тепловых эквивалентов можно пересчитать в условное топливо потребление природного и других горючих газов электростанций.

3.3. 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

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).

3.5.1. Характеристики твердого топлива

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

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.

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.

3.5.2. Характеристики мазута

Качество мазута оказывает сильное влияние на конструкцию и работу котельной установки.

Качество мазута, кроме его общих характеристик, выражается в следующих специальных показателях: изменение вязкости от температуры, плотность мазута, температура вспышки и воспламенения.

Вязкость. Важнейшей технической характеристикой, определяющей текучесть и условия применения мазута, является вязкость, которая существенно зависит от температуры (рис.3.5). В логарифмических координатах эта зависимость выражается прямой линией.

Вязкость мазута оказывает сильное влияние на продолжительность сливно-наливных операций, эффективность транспортировки по трубопроводам, качество распыления мазута перед сжиганием в топках и полноту его сжигания, а также на способность отстаивать содержащуюся в нем воду.

Кроме энергетических М40, М40В, М100, М100В на рис. 3.5 показана характеристика транспортных мазутов, применяемых для судовых установок (флотский мазут Ф5).

Повышение вязкости мазута с понижением температуры определяется содержанием парафинов.

Плотность. Обычно пользуются относительной плотностью мазута (плотностью по отношению к плотности воды при температуре 20°С). Относительная плотность составляет ρ₂₀ = 0,99…1,06. С повышением температуры относительная плотность уменьшается и может быть определена по формуле

где ρ_t - относительная плотность мазута при определяемой температуре; β - коэффициент объемного расширения топлива при нагреве на 1 °С, для мазута β = (5,1…5,3)·10^-4.

Температура вспышки и воспламенения. Температурой вспышки считается такая температура, при которой пары мазута над поверхностью жидкой фазы кратковременно воспламеняются при поднесении источника огня. Температурой воспламенения считается такая температура паров в смеси с воздухом, при которой после вспышки продолжается устойчивое горение не менее 5 с. Эта температура обычно на 15…20°С выше, чем при вспышке.

Мазут, сжигаемый на электростанциях, имеет температуру вспышки 135…245°С. Во избежание пожара температура подогрева мазута в открытых системах всегда должна быть ниже температуры вспышки, причем недогрев должен составлять не менее 10°С. Закрытая система подогрева - в теплообменниках под давлением - допускает подогрев мазута выше температуры вспышки.

3.5.3. Характеристики природного газа

Плотность. Почти все виды газового топлива легче воздуха, поэтому проникший в помещение газ скапливается под верхними перекрытиями. В целях безопасности перед пуском котла проверяют отсутствие газа в вероятных местах его скопления.

Рис.3.6. Пределы воспламенения газовоздушных смесей при 20 °С и Р = 0,1 МПа

Взрываемость. Смесь горючего газа с воздухом в определенных пропорциях при вводе в эту смесь источника огня или даже искры может взорваться, т.е. происходит процесс воспламенения смеси вблизи источника огня и распространение горения в остальной газовоздушной смеси со скоростью перемещения волны давления во фронте горения (т.е. со скоростью распространения звука). Взрывоопасные концентрации горючего газа в воздухе зависят от химического состава и свойств газа. Выделяют нижний предел взрываемости (наименьшая концентрация горючего газа в воздухе) и верхний предел взрываемости (наибольшая концентрация газа в воздухе), между которыми смесь газа с воздухом взрывоопасна (рис. 3.6). При образовании смеси газа с воздухом в зоне постоянного горения происходит равномерное (без взрывов) сгорание готовой смеси, когда концентрация горючего газа будет находиться в диапазоне между верхним и нижним пределами взрываемости.

Токсичность. Под токсичностью понимают способность газового топлива вызывать отравление. Наиболее опасными в этом отношении компонентами являются оксид углерода СО и сероводород H₂S. Предельно допустимая концентрация СО в воздухе составляет 0,0024% (объемн.), или 0,03 мг/л. Опасна для жизни концентрация оксида углерода около 0,4% объемных при воздействии на человека в течение 5…6 мин. Даже незначительное содержание СО в воздухе (0,02% объемн.) вызывает заметное отравление. Сернистые соединения в большинстве природных газов практически отсутствуют. В попутных газах некоторых месторождений содержится заметное количество сероводорода (до 2,5%), который весьма токсичен. Предельно допустимая концентрация сероводорода в воздухе 0,01 мг/л.

В природном газе все его компоненты перемешаны равномерно и если состав газа известен, то концентрацию в воздухе вредных газов можно установить по присутствию в воздухе метана, процентное содержание которого определяют прибором - метаномером.

Почти все природные газы совсем не имеют запаха или имеют весьма слабый запах. Для своевременного обнаружения утечки газа и принятия мер безопасности газовое топливо, не имеющее запаха, до поступления в газовую магистраль одорируют, т.е. придают характерный острый запах введением сернистого соединения - меркаптана.

3.6.1. Размолоспособность топлива

Основным элементом любой пылесистемы является углеразмольная мельница. В табл. 3.2 приведены некоторые характеристики наиболее распространенных мельниц для размола топлива, различающиеся по принципу измельчения топлива и по частоте вращения подвижной части мельницы. Наиболее широкое распространение получили шаровые барабанные (ШБМ) и молотковые (ММ) мельницы. В этих мельницах размалывается свыше 80% сжигаемых твердых топлив.

Табл. 3.2

Механические (прочностные) свойства различных твердых топлив неодинаковы. Одна и та же мельница при их размоле будет иметь разную производительность по готовой пыли. Для характеристики топлив по их способности к размолу введено понятие о лабораторном относительном коэффициенте размолоспособности k_Л.О.

Значение k_Л.О определяется по результатам размола одинаковой начальной порции дробленого топлива в лабораторной мельнице строго определенное время путем сравнения тонкости полученной пыли с тонкостью аналогичной пыли эталонного очень твердого при размоле топлива. При значениях k_Л.О Ј 1,1 топливо имеет высокую твердость, а при k_Л.О  ≥ 1,5 относятся к мягким топливам, легко разрушающимся при ударе или раздавливании. Остальные являются топливами средней твердости.

После размола топлива в мельнице получается полидисперсный угольный порошок, т.е. смесь частиц различных размеров, примерно от 0,1 до 300…500 мкм, а при грубом размоле бурых углей - до 1000 мкм. Практически в топочных камерах неполнота сгорания в зависимости от выхода летучих веществ определяется частицами размером более 200 мкм, которые относятся к крупным фракциям пыли (грубые фракции).

3.6.2. Тонкость размола пыли

По рассеву порции полученного порошка на ситах определяют тонкость размола пыли (рис. 3.7). Отобранную порцию пыли просеивают через 4…5 сит с постепенно убывающим размером ячеек сита. Рассев производят на вибрационной машине. Сита нумеруют по размеру отверстия в свету х, выраженному в микрометрах.

По принятой методике ситового анализа пыли за суммарный остаток на сите заданного размера принимают общее количество частиц с размером больше, чем размер ячейки сита х, мкм, и выражают его в процентах первоначальной массы. Этот остаток обозначают через R_х. Так, R₁₀₀₀ (см. рис. 3.7) представляет долю остатка на сите 1000 мкм, выраженную в процентах от начальной порции пыли, a R₂₀₀ будет составлять общую долю от суммы остатков на ситах 200, 500 и 1000 мкм. Поэтому суммарные остатки на ситах Rх называются интегральными.

По данным рассева строят зерновую характеристику, т.е. зависимость остатков R_х от размера частиц х (рис. 3.8, а), чем круче зерновая характеристика, тем в пыли больше мелких частиц,

Рис. 3.8 Зерновые характеристики угольной пыли: а - интегральная характеристика при размоле топлива в разных мельницах; б - дифференциальная характеристика при разных коэффициентах полидисперсности пыли.

легко сгорающих в топках котлов, и меньше крупных частиц (размером более 200 мкм), ведущих к недогоранию топлива. Вместе с тем на получение тонкой пыли затрачивается больше энергии в процессе размола. Анализ зерновых характеристик размола различных видов топлива показал, что все кривые могут быть описаны уравнением Розина-Раммлера, характеризующим распределение частиц по фракциям

где b и n - постоянные коэффициенты, характеризующие соответственно тонкость измельчения и дисперсность зернового состава; е - основание натуральных логарифмов.

Значение коэффициента b изменяется в пределах 0,0025…0,1; чем тоньше пыль, тем меньше коэффициент b. Коэффициент n характеризует структуру пыли, распределение частиц по размерам и может быть больше или меньше единицы. Значения коэффициентов b и n для данного топлива и системы пылеприготовления зависит от типа сепаратора и мельницы, его определяют путем рассева порции полученной пыли на двух ситах, чаще всего размером ячейки 90 и 200 мкм, т.е. получают два опытных значения R_X.

Структуру пыли по фракциям можно проанализировать, если продифференцировать уравнение (3.16) по х

Тогда ордината у, %/мкм (на графике рис. 3.8, б), характеризует процентное содержание пылинок размером х. При n> 1 кривая имеет максимум в зоне х = 15…25 мкм и пыль характеризуется как более грубая. При n = 1 и n < 1, наоборот, наибольшее количество фракций пыли приходится на очень мелкие фракции. Это пыль более тонкая по размолу.

В эксплуатации для оперативной оценки качества угольной пыли пользуются ситом 90 мкм, дающим четкое представление о характере пыли (тонкая или грубая), т.е. интегральным остатком R₉₀. При известных для данной пылесистемы значениях b и n по полученному R₉₀ можно рассчитать полную зерновую характеристику, а также оценить качество пыли: при значениях R₉₀ < 15% пыль относится к тонкой, при R₉₀ > 40% пыль является грубой, в диапазоне R₉₀ = 15 ё 40% пыль считается среднего размола.

Для каждого сорта топлива, типа пылеприготовительного и топочного устройства имеется наивыгоднейшая, так называемая экономическая, оптимальная тонкость размола R^ОПТ₉₀, соответствующая минимуму суммарных затрат на размол топлива и тепловых потерь при сжигании. Экономическую тонкость размола устанавливают испытаниями в процессе эксплуатации.

Основным фактором, влияющим на экономическую тонкость размола, является выход летучих V^Г_Л: чем выход летучих больше, тем меньше коксовый остаток, легче горит топливо, тем грубее может быть размол. Так, для антрацита R^ОПТ₉₀ = 7…8%, для пыли каменных углей 20…30%, пыли бурых углей 40…55%.

В зависимости от выхода летучих и фракционного состава пыли экономически оправданную тонкость размола можно оценить по формуле

3.6.3. Затраты энергии на размол топлива

Энергия, затраченная на измельчение исходного топлива до состояния пыли, пропорциональна размеру вновь полученной поверхности (кВт·ч/кг пыли)

где Э_М, В_М - мощность мельницы, кВт, и ее производительность по пыли, кг/ч; А - удельный расход электроэнергии на измельчение материала, при котором обнажается 1 м² новой поверхности, кВт·ч/м²; f_ДР, f_ПЛ- первоначальная поверхность 1 кг топлива (дробленки) и конечная поверхность полученного 1 кг пыли, м²/кг. При реальном размоле топлива в углеразмольных мельницах поверхность f_ДР >> f_ПЛ и в выражении (3.19) можно не учитывать f_ДР .

3.6.4. Характеристика угольной пыли

Поверхность пыли. Теоретическую поверхность пыли, состоящей из пылинок различных размеров, согласно кривой распределения по фракциям (рис. 3.8, а), но имеющих форму куба, можно определить по следующей упрощенной формуле

где ρ_ПЛ - удельная плотность размалываемого топлива, кг/м³; обычно ρ_ПЛ = 1700…1840 кг/м³.

Однако частицы пыли не имеют точной формы куба. Для определения действительной поверхности в расчет вводится коэффициент формы частиц k_Ф, который зависит от размера частиц, больше для крупных фракций (k_Ф = 2,0…2,5) и близок к единице для мелких. Среднее значение коэффициента формы для угольной пыли принимают k_Ф = 1,75. Тогда действительная поверхность пыли f_ПЛ=k_Фf_Т.

Влажность пыли. Важной характеристикой пыли является ее влажность W^ПЛ, %, оказывающая большое влияние на производительность мельниц и сепараторов, бесперебойность подачи готовой пыли, безопасность работы пылесистемы. Определяющей величиной для выбора допустимой влажности пыли принята гигроскопическая влажность топлива W^ГИ.

Допустимая по условиям взрывобезопасности и транспортировки влажность пыли после мельницы должна находиться в следующих пределах:

для топлив марок А, ПА, Т  W^ГИ+1 > W^ПЛ > W^ГИ,

для каменных углей и сланцев W^ГИ > W^ПЛ > 0,5W^ГИ;

для бурых углей W^ГИ+8 > W^ПЛ > W^ГИ.

Повышение влажности пыли сверх допустимых значений ведет к потере текучести и слеживанию пыли в бункерах. Вместе с тем пересушенная пыль бурых и каменных углей склонна к самовозгоранию при доступе воздуха в местах ее хранения или скопления, а пылевоздушная смесь взрывоопасна.

Взрываемость пыли. Взрыв в объеме, заполненном взвешенной в воздухе угольной пылью, будет тем интенсивнее, чем больше удельная поверхность пыли (чем мельче фракции) и чем выше выход летучих веществ. Существенное значение имеет температура смеси. Наиболее опасными являются концентрации пыли от 0,3 до 0,6 кг на 1 м³ воздуха. Именно такие концентрации обычно имеют место при эксплуатации пылесистем. Поэтому жестко ограничивается температура сушильного агента на выходе из мельницы - не выше 80…100°С при наличии бункеров пыли и до 130°С в пылесистемах с прямым вдуванием пыли в топку.

Воспламенение объема аэропыли сопровождается резким ростом температуры и давления. Для уменьшения силы взрыва служат предохранительные клапаны, которые при росте давления выбрасывают часть смеси из системы. При недостатке кислорода в смеси возникновение взрыва невозможно. Это имеет место при содержании Q₂ в сушильном агенте не более 16…19% для разл

ичных видов топлив. Поэтому использование в качестве первичного потока смеси горячего воздуха с топочными газами способствует надежности работы пылесистемы. Такое же влияние на предотвращение взрыва пыли оказывает повышенная зольность топлива. Так, экибастузский каменный уголь не относится к взрывоопасным при содержании минеральной части А^Р > 40%.

Примеры

Пример 1. При лабораторных исследованиях получен элементный состав кузнецкого угля марки СС на горючую массу С^Г = 84,0%, H^Г = 4,5%, N^Г = 2,0%, O^Г = 9%, S^Г = 0,5%.

Влажность и зольность топлива при его анализе составили:

W^Р = 12%, А^Р = 11,4%. Определить состав рабочей массы топлива.

Решение

Определим коэффициент пересчета с горючей массы на рабочую:

Тогда С^Р = С^Гk_Г-Р = 84,0 · 0,766 = 64,34%; аналогично по другим составляющим: Н^Р = 3,45%, N^Р = 1,53%, O^Р = 6,9%, S^Р = 0,38%.

Проверим суммарный состав рабочей массы

Пример 2. Для того же состава угля известно Q^Г_Н = 7332,2 ккал/кг в технической системе единиц. Определить теплоту сгорания рабочей массы Q^Р_Н в международной системе единиц (СИ).

Решение

Переведем значение теплоты сгорания Q^Г_Н в систему СИ. Исходя из соотношения 1 ккал = 4,187 кДж, получаем

По формуле (3.8) значение теплоты сгорания составит

Пример 3. На сколько увеличится теплота сгорания Q^Р_Н бурого угля Назаровского месторождения при переходе на электростанции от замкнутой к разомкнутой схеме сушки топлива с получением подсушенного топлива (сушонки) с окончательной влажностью пыли W^ПЛ = 10,0%. Исходная рабочая масса топлива Q^Р_Н =13,02 МДж/кг, W^Р = 39,0%.

Решение

По формуле (3.9) при сохранении постоянной зольности топлива теплота сгорания сушонки

Теплота сгорания подсушенной пыли увеличится в 1,56 раза.

Пример 4. При размоле испытуемого топлива в лабораторной мельнице получена пыль с R^И₉₀=53%. Найти значение коэффициента k_Л.О

Решение

Коэффициент размолоспособности по методике ВТИ определяют по формуле

Таким образом, размолоспособность испытуемого топлива составит

Если Вам понравилась эта лекция, то понравится и эта - 46 Пряники.

Указанное топливо достаточно мягкое при размоле.

Пример 5. На электростанции сжигается экибастузский каменный уголь, имеющий коэффициент k_Л.О = 1,29 и выход летучих V^Г_Л = 24,0%. На электростанции установлены валковые среднеходные мельницы. Определить оптимальную тонкость размола топлива R^ОПТ₉₀ и максимальный размер частиц пыли х_МАКС.

Решение

Для среднеходной мельницы коэффициент полидисперсности n = 0,85. По формуле (3.18)

За максимальный размер частицы принимается х_МАКС, которому соответствует R_х = 0,1%. Используя формулу (3.16), выразим х_МАКС при R_х = 0,1 коэффициент тонкости размола