Характеристика жидких и газообразных топлив

Характеристика газообразных топлив и их свойства

Реферат

Тема: «Горение Газообразного топлива»

студент 21-М групы

Есипов Александр Викторович

Характеристика газообразных топлив и их свойства

Основными видами газообразного топлива, используемого для газоснабжения городов и населенных пунктов, являются горючие газы с низшей теплотой сгорания не менее 12,57 мДж/м3.

Все виды газового топлива по способу получения подразделяются на природные и искусственные: к первой группе относятся газы природных месторождений и попутные газы газонефтяных месторождений, ко второй — коксовый, сланцевый и другие газы, получаемые путем термической переработки твердых топлив, а также газы, получаемые при переработке нефти.

Газовое топливо представляет собой смесь горючих и негорючих газов. Горючими являются метан, пропан, бутан, этан, водород и окись углерода; негорючими — азот, углекислый газ и кислород, а также некоторое количество примесей как горючих, так и негорючих веществ, количество которых лимитируется ГОСТ 5542—78.

Природные газы чисто газовых месторождений состоят в основном из метана (СН4), относятся к категории сухих (тощих) газов и характеризуются относительным постоянством состава, в то время как состав газов газонефтяных месторождений непостоянен и зависит от природы нефти, величины газового фактора и условий разделения нефтегазовых смесей.

Попутные газы из газовых шапок нефтяной залежи, как правило, содержат меньше тяжелых углеводородных газов, чем газы, получаемые из месторождений нефти, в которой они были растворены.

В народном хозяйстве широко применяются сжиженные углеводородные газы, которые находят применение в сельской местности и населенных пунктах, удаленных на значительные расстояния от магистральных газопроводов.

К сжиженным углеводородным газам относятся такие углеводороды, которые при нормальных условиях находятся в газообразном состоянии, а при относительно небольшом повышении давления (без снижения температуры) переходят в жидкое состояние.

При снижении давления эти углеводородные жидкости испаряются и переходят в паровую фазу. Это позволяет перевозить и хранить сжиженные углеводороды, как жидкости, а контролировать, регулировать и сжигать газообразные углеводороды, как газы.

Особенностями газообразных углеводородов являются: высокая плотность, значительно превышающая плотность воздуха; медленная диффузия в атмосферу, низкие температуры воспламенения, низкие пределы взрываемости в воздухе, высокий объемный коэффициент расширения жидкой фазы и другие факторы, которые повышают требования при нх использовании.

Из углеводородных сжиженных газов в качестве топлива главным образом используются пропан, бутан и их смеси. Соотношение пропана и бутана в смеси этих газов устанавливается по соглашению между потребителем и поставщиком газа.

Технический пропан является универсальным сжиженным газом, так как он может применяться при естественном и искусственном испарении жидкости в пределах изменения температур от +45 до —35 °С. Это позволяет в любое время года устанавливать баллоны и резервуары с жидким пропаном в отапливаемых и неотапливаемых помещениях, снаружи здания и в грунте.

Достоинством пропана является и то, что образующиеся в начале и в конце опорожнения емкостей пары при любом методе испарения почти однородны по своему составу.

Газ, подаваемый в города и населенные пункты, согласно ГОСТ 5542—78 должен удовлетворять следующим требованиям: содержание в нем вредных примесей на 100 м3 газа не должно превышать (г):

сероводорода 2 смолы и пыли 0,1

аммиака 2 нафталина летом 10

цианистых соединений нафталина зимой 5

в пересчете на HCN. . 5

Содержание кислорода не должно быть более 1 % по объему.

Запах нетоксичных газов должен ощущаться при содержании их в воздухе в количестве не более 1/5 от нижнего предела воспламеняемости, а запах токсичных газов — при содержании их в воздухе и в количествах, допускаемых санитарными нормами, для чего газ должен одорироваться, если он не обладает достаточно сильным и характерным запахом.

ПРИРОДНЫЕ И ИСКУССТВЕННЫЕ ГАЗЫ

Все виды газового топлива подразделяют на природные и искусственные.

К природным относят газы природных месторождений и попутные газы газонефтяных месторождений — метан, пропан, бутан.

Газовое топливо представляет собой смесь горючих (метан, этан, пропан, бутан, этилен, водород, оксид углерода и др.) и негорючих (азот, углекислый газ, кислород) газов. В некоторых видах топлива содержится горючая, но вредная примесь — сероводород.

К природным относят газы природных месторождений и попутные газы газонефтяных месторождений — метан, пропан, бутан, 5542—87):

низшая теплота сгорания при 20 °С — не менее 31,8 МДж/м3;

массовая концентрация сероводорода — не более 0,02 г/м3;

объемная доля кислорода — не более 1 %;

масса механических примесей — не более 0,001 г/м3;

интенсивность запаха при объемной доле в воздухе 1 % — не менее 3 баллов;

наличие в газе жидкой фазы воды не допускается;

пределы воспламеняемости (по метану) в смеси с воздухом в объемных процентах (об. %): нижний — 5, верхний — 15.

Для коммунально-бытового потребления используют газы углеводородные сжиженные топливные марок СПБТЗ (смесь пропанбутановая техническая зимняя); СПБТЛ (смесь пропанобутановая летняя); БТ (бутан технический).

В соответствии с требованиями ГОСТ 20448—80* к сжиженным газам предъявляются следующие требования:

суммарное объемное количество в газе пропана и бутана — не менее 75 %;

давление насыщенных паров при 45 СС — не более 1,6 МПа, при — 20 °С — не менее 0,16 МПа;

содержание сероводорода и меркаптановой серы — не более 0,015%;

содержание свободной воды и щелочи не допускается;

пределы воспламеняемости в смеси с воздухом при температуре 15. 20°С, об. %: нижний — 1,8, верхний — 9,5;

низшая теплота сгорания (для пропана — 93,1 МДж/м3, для бутана — 122 МДж/м3).

По сравнению с природным газом сжиженный обладает рядом специфических свойств, требующих сложного оборудования для его хранения, транспортировки и использования. Основная особенность сжиженного газа в том, что он хранится и транспортируется в жидком виде, а используется в газообразном.

При незначительном понижении температуры и повышении давления этот газ превращается в жидкость, а при температуре —40. 40°С и атмосферном давлении переходит в газообразное состояние.

Основу природного газа составляет метан (СН4); сжиженного— пропан (С3Н8) и бутан (С4Н10).

К искусственным относят коксовый, сланцевый, доменный и другие газы, получаемые путем переработки твердых топлив, нефти, а также выделяющиеся при технологических процессах на химических, металлургических и других предприятиях.

Особенности сжигания газообразного топлива

В котельных установках в качестве газообразного могут быть использо­ваны следующие газы:

1) природный газ;

2) доменный газ – отход металлургического производства;

3) коксовый газ – для отопления котлов используется очень редко (идет на металлургических заводах чаще всего на мартены).

Все газы, кроме природного, занимают незначительную долю в газооб­разном топливе электростанций.

Доменный газ имеет теплотворную способность около 3500-4000 кДж/м.

Состоит в основном из смеси С02, N2 и СО. Газ плохо вос­пламеняется ввиду большого содержания балласта. Зачастую воздух, а иногда и газ, подогревают.

Коксовый газ, как говорилось выше, очень редко сжигается в котлах.

Наиболее ценным топливом является природный газ. Его теплотворная способность (низшая) – 35000-35500 кДж/нм. Россия располагает богатейшими разведанными запасами природного газа.

Газообразное топливо обладает рядом преимуществ перед твердым:

1) широкое использование газообразного топлива оздоровляет воздуш­ный бассейн городов (отсутствие летучей золы);

2) несмотря на высокий КПД современных котлов, работающих на пыли, перевод на газ дает возможность увеличить КПД котельных на 4-6 % (qn = 0, ос = 1,1) и уменьшить расход энергии на собственные нужды на 25-30 %;

3) уменьшаются затраты на строительство ввиду отсутствия дорого­стоящих систем пылеприготовления, складов топлива;

4) уменьшаются размеры зданий.

Так, сравнение котлов ТГМ-84 (Д = 420 т/ч) и ТП-80 на ту же произво­дительность показывает, что удельная кубатура (на тонну пара) у котла ТГМ – 84 на 60 % меньше;

5) Котел , работающий на газе, легко может быть автоматизирован.

В котельных установках, специально запроектированных для работы на газе, преимущества использования газообразного топлива можно реализовать гораздо полнее. Поэтому мощные котлы не унифицируют по топливу, а проек­тируют для сжигания газа и мазута, например, котлы ТГМ-84 и ТГМ-94.

Сам процесс сжигания топлива протекает как гомогенный, поэтому в нем отсутствуют фазы, характерные для твердого топлива: отсутствуют фазы выделения летучих, газификации кокса, шлакообразования. Газ не требует ка­кой-либо подготовки перед сжиганием.

Процесс сжигания газообразного топлива слагается из трех стадий: сме­сеобразование, подогрев и горение. Если газ смешивается с воздухом до выхо­да из горелки, такой способ смесеобразования называется кинетическим (в этом случае скорость горения зависит только от скорости химической реак­ции).

Если же смешение газа и воздуха происходит в топке, то такой способ смесеобразования называется диффузионным (при этом скорость горения оп­ределяется скоростью подвода окислителя к молекулам горючего). При сжига­нии газа горелки могут быть построены как по одному, так и по другому принципу.

Лекция 13.5: Характеристика жидких и газообразных топлив

Ландшафтный дизайн для занятых, красивый сад и огород без хлопот

Учебный курс для тех, кто хочет сделать свою дачу красивой и предпочитает разумно тратить время, силы и деньги.

Специальное предложение! Скидка 50%! Проведи самоизоляцию с пользой!

Жидкие топлива — синтетические вещества, получаемые из нефти методами её термохимического разложения.

При этом используют два метода: 1) термической разгонки, при которой нефть разделяется на узкие фракции по температурам их кипения без разрушения молекулярной структуры этих фракций, и 2) термического крекинга, при котором происходит глубокая переработка углеводородов нефти с разрушением их молекулярной структуры и образованием новых соединений с меньшей молекулярной массой. В зависимости от температуры перегонки нефтепродукты делят на фракции: бензиновые с температурой перегонки до 200 — 225 0 С; керосиновые — 140 — 300 0 С; дизельные 190 — 350 0 С; соляровые — 300 — 400 0 С и мазутные — свыше 350 0 С. Для бытового потребления промышленность выпускает топливо печное бытовое (ТПБ), а для тепловых электрических станций — мазуты (М) различных марок.

Нефть — природная смесь жидких органических соединений, состоящие из углеводородов трех классов:

1) метановые углеводороды
— метан СН₄ , этан С₂Н₆, пропан С₃Н₈ и т.д.;

2) нафтеновые углеводороды — циклопентан С₅Н₁₀ циклогексан — С₆Н₁₂ и др.;

3) ароматические углеводороды — бензол С₆Н₆, толуол С₇Н₈, ксилол
и др. Теплота сгорания нефти
. Её состав мало меняется в зависимости от месторождения.

Мазут — тяжелый остаток перегонки нефти или продукт термохимической переработки угля и сланца.

Мазуты, применяемые для производства тепловой энергии, подразделяют на флотские — марки Ф5 и Ф12 (легкие топлива); топочные — М40 (средние); М100 и М200 (тяжелые топлива). Мазут является малозольным и почти безвредным топливом с теплотой сгорания от 39 до 42 МДж/кг, плотностью 0,98 — 1,05 кг/м 3 с температурой вспышки 80 — 140 0 С, с температурой застывания от -5 до +42 0 С и условной вязкостью, определяемой при температурах 50, 80 и 100 0 С от 5 до 16 0 ВУ. По количеству серосодержащих соединений их разделяют на малосернистые (
2%).

Топливо печное бытовое — маловязкое жидкое топливо ( 0 ВУ), с теплотой сгорания
, с содержанием серы менее 1,2%, с температурой застывания не выше минус 15 0 С и температурой вспышки не ниже +42 0 С.

Газообразное топливо — механическая смесь горючих и негорючих газов — (см.п.2.11).

Газообразные топлива подразделяют на природные и искусственные (синтетические).

К природным относят газ, добываемый из чисто газовых месторождений, и попутный газ, добываемый из нефтяных или газоконденсатных месторождений.

К искусственным относят газы, получаемые на заводах по переработке нефти (нефтезаводские газы); в процессе переработка угля (коксовый и полукоксовый); при газификации углей (генераторный); в технологических процессах, связанных с переработкой твердого топлива (доменный, ваграночный и др.), а также сжиженные газы.

Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, в основном состоят из метана (84 — 98%) и обладают теплотой сгорания на сухую массу

от 33 до 40 МДж/м 3 .

Попутные газы нефтяных месторождений помимо метана содержат до 60 — 70% более тяжелых углеводородов. Их теплота сгорания достигает 58 МДж/м 3 .

Наиболее распространенным сжиженным газом является смесь технического пропана и бутана с величиной 46 МДж/кг (91,3 МДж/м 3 ).

Искусственное топливо — топливо, получаемое из органического твердого, жидкого или газообразного сырья путем их целенаправленной переработки либо в виде побочного продукта основного технологического процесса.

Основными моторными топливами являются бензины и дизельные топлива, получаемые путем переработки нефти. Кроме этого также используют сжатые и сжиженные газы; синтетические топлива, получаемые переработкой угля, сланцев, битумонозных песков; спирты; эфиры.

Характеристика жидких и газообразных топлив

Вторым по значению горючим компонентом является водород, при сгорании 1 кг которого выделяется 119 МДж теплоты. Содержание водорода в горючей массе твердых и жидких топлив изменяется от 2 (антрацит) до 10,5% (мазут).

Входящая в состав твердых и жидких топлив горючая сера (органическая и колчеданная) окисляется при горении топлива с образованием сернистого газа S 0₂. При этом выделяется теплоты 9,3 МДж/кг S , что существенно меньше, чем при сгорании водорода и углерода. Содержание серы в горючей массе твердых и жидких топлив изменяется от 0,5 до 7, в горючих сланцах до 15%. Образующийся при сжигании серы сернистый газ является токсичным (опасным для жизнедеятельности в окружающей среде), а также коррозионноактивным, приводящим к интенсивной коррозии металлических элементов топливо использующих установок.

Кислород и азот являются внутренним балластом топлива, так как их наличие снижает в топливе содержание основных горючих элементов — углерода и водорода. Содержание кислорода в топливе уменьшается по мере увеличения геологического возраста топлива. Так, например, содержание кислорода в горючей массе торфа составляет около 35, а в антраците — 2 %.

Зола и влага являются внешним балластом твердого и жидкого топлива. Повышение содержания золы и влаги в рабочей массе топлива приводит к соответствующему уменьшению его горючей части, а значит к снижению тепловыделения при сгорании топлива. При сжигании влажных топлив затрачивается определенное количество теплоты на нагрев и испарение влаги, регрев образующихся водяных паров, что дополнительно уменьшает количество выделившейся теплоты и соответственно снижает температуру горения.

Балластом газообразного топлива являются негорючие его компоненты (кислород, азот, углекислый газ, водяной пар), снижающие теплоту сгорания топлива. Присутствие в искусственных горючих газах токсичных газов СО, H ₂ S усложняет условия эксплуатации топливо использующих установок. При сгорании сероводорода образуется токсичный сернистый газ, опасный для жизни и загрязняющий окружающую среду.

Зола топлива. Минеральный несгораемый остаток, образующийся из примесей топлива при его сгорании, представляет собой золу. Содержание минеральных примесей в твердых топливах изменяется в широких пределах, составляя в древесном топливе 1. 2%, в угле 10. 40%, в горючих сланцах до 70% и в жидком топливе до 1 %.

В процессе горения минеральные примеси могут из твердого состояния переходить в жидкое, образуя раствор, называемый шлаком. Важной характеристикой золы является ее плавкость. В лабораторных условиях плавкость золы определяют путем нагревания в электрической печи в пол у восстановительной газовой среде (60 % СО и 40 % С0₂) пирамидки стандартных размеров, сформированной из мелкораздробленной пробы испытуемой золы. Температура, при которой пирамидка начнет самопроизвольно сгибаться или вершина ее скругляется, носит название температуры начала деформации золы t ₁ . Температура, при которой вершина пирамидки склоняется до ее основания, называется температурой размягчения золы t ₂ . Температура начала жидкоплавного состояния t ₃ соответствует температуре, при которой золовая пирамидка растекается по подставке.

По характеристике плавкости золы твердые топлива разделяются на три группы: с легкоплавкой золой ( h 1450 °С). Повышенное содержание золы в топливе снижает техникоэкономические показатели котельных установок за счет увеличения затрат на шлако и золоудаление, очистку поверхностей нагрева от загрязнения, газоочистку, а также за счет увеличе0ния потерь теплоты со шлаком и золой.

Влага топлива. В твердом топливе принято различать внешнюю и внутреннюю влагу.

Источниками внешней влаги являются поверхностные и грунтовые воды, влага атмосферного воздуха, которые при транспортировке и хранении топлива увлажняют его поверхность, проникают в капилляры и поры, особо развитые у торфа и бурых углей. Внешняя влага может быть удалена подсушкой топлива (обычно при температуре около 105°С).

К внутренней влаге относят коллоидную и гидратную (кристаллогидратную) влагу. Коллоидная влага равномерно распределена по всей массе топлива, а ее количество зависит от химической природы и состава топлива. По мере увеличения геологического возраста топлива количество коллоидной влаги в нем существенно сокращается. Гидратная влага входит в структуру химических соединений минеральной части топлива. Количество гидратной влаги в топливе относительно невелико, но для ее удаления требуется нагревание топлива до высоких температур.

При хранении на воздухе переувлажненное топливо теряет, а подсушенное приобретает влагу. Топливо с установившейся в естественных условиях влажностью называют в о з д у ш н о-с у х и м.

Повышение влажности приводит к уменьшению теплоты сгорания топлива, увеличению объема продуктов сгорания и, как следствие этого, к снижению температуры горения. В результате уменьшается производительность котельного агрегата и увеличивается расход топлива. Повышенная влажность ухудшает сыпучесть топлива, а в зимнее время приводит к его смерзаемости, что резко затрудняет условия транспортирования и использования топлива.

Теплота сгорания топлива. Для характеристики качества топлива используется такой показатель, как теплота сгорания топлива — это количество теплоты, выделяющейся при полном сгорании 1 кг твердого или жидкого топлива (размерность МДж/кг) или 1 м 3 газового топлива (МДж/м 3 ).

В твердых и жидких топливах горючие элементы являются составной частью сложных и различных по своему химическому строению соединений, учесть все разнообразие которых не представляется возможным. Точно рассчитать теплоту сгорания топлив невозможно, поэтому данный показатель для конкретных твердых и жидких топлив определяют экспериментально. С этой целью сжигают навеску топлива в атмосфере кислорода при повышенном давлении в специальном сосуде (калориметрической бомбе) и определяют с помощью водяного калориметра количество выделившейся при этом теплоты. По результатам измерений рассчитывается теплота сгорания топлива, которая называется теплотой сгорания по калориметрической бомбе Q ₆ .

Количество теплоты, выделившееся при полном сгорании топлива, зависит от того, в каком агрегатном состоянии находится в продуктах сгорания влага (выделившаяся из топлива и образовавшаяся в результате сгорания водорода) — в парообразном или жидком. Если в продуктах сгорания все водяные пары конденсируются и образуют жидкую фазу, то теплота сгорания называется высшей Q_B . Если же конденсации водяного пара не происходит, то теплоту сгорания называют низшей ( Q _н . Разница между высшей и низшей теплотами сгорания равна теплоте конденсации водяных паров, содержащихся в продуктах сгорания топлива.

Связь между высшей Q_b и низшей Q_H теплотами сгорания определяется выражением

где г_п— теплота конденсации водяного пара, принимаемая равной 2,51 МДж/кг; C_{H 2О} — масса влаги, кг, содержащейся в продуктах сгорания 1 кг топлива.

В реальных условиях продукты сгорания топлив в подавляющем большинстве случаев покидают котельные установки при температуре более высокой, чем температура, при которой происходит конденсация содержащихся в них водяных паров, т.е. выше температуры точки росы. При этом теплота конденсации водяных паров полезно не используется и в тепловых расчетах не учитывается. В связи с этим в теплотехнических расчетах используется величина

Низшая теплота сгорания сухого газового топлива определяется как суммарная теплота сгорания входящих в него индивидуальных горючих газов с учетом концентрации каждого из них, МДж/м 3 :

где Q_CmHn , Q_CO , Q_{H 2} , Q_{H 2 S} — низшая теплота сгорания единицы объема соответствующих газов, МДж/м 3 С _m H _n СО, H ₂ , H ₂ S — содержание соответствующих горючих газов в сухом газовом топливе, %.

Теплота сгорания разных топлив неодинакова, колебания ее значений очень широкие. Для сравнения топлив по энергетической ценности, оценке эффективности их использования, а также для сопоставления отдельных видов топлива и подсчетов потребности в топливе используется понятие условное топливо, теплота сгорания которого принимается равной Q_{yc л} = 29,33 МДж/кг. Тогда для пересчета расхода В — фактически используемого топлива в расход условного топлива В_усц можно применить формулу сгорания условного топлива.

Для учета влияния влажности и зольности на теплоту сгорания топлива используются также приведенные характеристики влажности V n и зольности А п , %-кг/МДж:

V n = W p /Q p _H ; A n = A p /Q p _H

Приведенные характеристики А п и W п позволяют сравнивать разные топлива в сопоставимых единицах. При W п n п > 1,89 —высоковлажны м. Топливо, для которого А п п = 1,9. 2,4, а для горючих сланцев А п = 5. 10 %-кг/МДж.

Летучие вещества и кокс твердого топлива. Все твердые топлива при нагревании без доступа воздуха претерпевают термический распад с выделением горючих (СО, Н₂, С m Н n ) и негорючих ( N ₂ , 0₂, С0₂, Н₂0) газов. Выделяющиеся газы по совокупности опреде ляют выходом летучи. Твердый остаток, образующийся после выделения летучих веществ, называется коксом. В состав кокса входит углерод и прокаленные минеральные примеси (зола). Выход летучих обычно относят на горючую массу топлива и обозначают V 1 . Выход летучих и свойства коксового остатка являются важными теплотехническими характеристиками топлива, определяющими условия организации его сжигания.

Летучие вещества играют существенную роль при воспламенении топлива и на начальных стадиях горения, т.е. в значительной мере определяют реакционную способность твердых топлив (их способность к воспламенению и горению).

По мере увеличения геологического возраста природных твердых топлив выход летучих снижается, но относительное содержание горючих компонентов в их составе повышается. Одновременно повышается температура начала выхода летучих. Средние показатели по выходу летучих и примерные температуры начала их выделения для некоторых видов топлива приведены в табл. 2.3.

Характеристика жидких и газообразных топлив

Вторым по значению горючим компонентом является водород, при сгорании 1 кг которого выделяется 119 МДж теплоты. Содержание водорода в горючей массе твердых и жидких топлив изменяется от 2 (антрацит) до 10,5% (мазут).

Входящая в состав твердых и жидких топлив горючая сера (органическая и колчеданная) окисляется при горении топлива с образованием сернистого газа S 0₂. При этом выделяется теплоты 9,3 МДж/кг S , что существенно меньше, чем при сгорании водорода и углерода. Содержание серы в горючей массе твердых и жидких топлив изменяется от 0,5 до 7, в горючих сланцах до 15%. Образующийся при сжигании серы сернистый газ является токсичным (опасным для жизнедеятельности в окружающей среде), а также коррозионноактивным, приводящим к интенсивной коррозии металлических элементов топливо использующих установок.

Кислород и азот являются внутренним балластом топлива, так как их наличие снижает в топливе содержание основных горючих элементов — углерода и водорода. Содержание кислорода в топливе уменьшается по мере увеличения геологического возраста топлива. Так, например, содержание кислорода в горючей массе торфа составляет около 35, а в антраците — 2 %.

Зола и влага являются внешним балластом твердого и жидкого топлива. Повышение содержания золы и влаги в рабочей массе топлива приводит к соответствующему уменьшению его горючей части, а значит к снижению тепловыделения при сгорании топлива. При сжигании влажных топлив затрачивается определенное количество теплоты на нагрев и испарение влаги, регрев образующихся водяных паров, что дополнительно уменьшает количество выделившейся теплоты и соответственно снижает температуру горения.

Балластом газообразного топлива являются негорючие его компоненты (кислород, азот, углекислый газ, водяной пар), снижающие теплоту сгорания топлива. Присутствие в искусственных горючих газах токсичных газов СО, H ₂ S усложняет условия эксплуатации топливо использующих установок. При сгорании сероводорода образуется токсичный сернистый газ, опасный для жизни и загрязняющий окружающую среду.

Зола топлива. Минеральный несгораемый остаток, образующийся из примесей топлива при его сгорании, представляет собой золу. Содержание минеральных примесей в твердых топливах изменяется в широких пределах, составляя в древесном топливе 1. 2%, в угле 10. 40%, в горючих сланцах до 70% и в жидком топливе до 1 %.

В процессе горения минеральные примеси могут из твердого состояния переходить в жидкое, образуя раствор, называемый шлаком. Важной характеристикой золы является ее плавкость. В лабораторных условиях плавкость золы определяют путем нагревания в электрической печи в пол у восстановительной газовой среде (60 % СО и 40 % С0₂) пирамидки стандартных размеров, сформированной из мелкораздробленной пробы испытуемой золы. Температура, при которой пирамидка начнет самопроизвольно сгибаться или вершина ее скругляется, носит название температуры начала деформации золы t ₁ . Температура, при которой вершина пирамидки склоняется до ее основания, называется температурой размягчения золы t ₂ . Температура начала жидкоплавного состояния t ₃ соответствует температуре, при которой золовая пирамидка растекается по подставке.

По характеристике плавкости золы твердые топлива разделяются на три группы: с легкоплавкой золой ( h 1450 °С). Повышенное содержание золы в топливе снижает техникоэкономические показатели котельных установок за счет увеличения затрат на шлако и золоудаление, очистку поверхностей нагрева от загрязнения, газоочистку, а также за счет увеличе0ния потерь теплоты со шлаком и золой.

Влага топлива. В твердом топливе принято различать внешнюю и внутреннюю влагу.

Источниками внешней влаги являются поверхностные и грунтовые воды, влага атмосферного воздуха, которые при транспортировке и хранении топлива увлажняют его поверхность, проникают в капилляры и поры, особо развитые у торфа и бурых углей. Внешняя влага может быть удалена подсушкой топлива (обычно при температуре около 105°С).

К внутренней влаге относят коллоидную и гидратную (кристаллогидратную) влагу. Коллоидная влага равномерно распределена по всей массе топлива, а ее количество зависит от химической природы и состава топлива. По мере увеличения геологического возраста топлива количество коллоидной влаги в нем существенно сокращается. Гидратная влага входит в структуру химических соединений минеральной части топлива. Количество гидратной влаги в топливе относительно невелико, но для ее удаления требуется нагревание топлива до высоких температур.

При хранении на воздухе переувлажненное топливо теряет, а подсушенное приобретает влагу. Топливо с установившейся в естественных условиях влажностью называют в о з д у ш н о-с у х и м.

Повышение влажности приводит к уменьшению теплоты сгорания топлива, увеличению объема продуктов сгорания и, как следствие этого, к снижению температуры горения. В результате уменьшается производительность котельного агрегата и увеличивается расход топлива. Повышенная влажность ухудшает сыпучесть топлива, а в зимнее время приводит к его смерзаемости, что резко затрудняет условия транспортирования и использования топлива.

Теплота сгорания топлива. Для характеристики качества топлива используется такой показатель, как теплота сгорания топлива — это количество теплоты, выделяющейся при полном сгорании 1 кг твердого или жидкого топлива (размерность МДж/кг) или 1 м 3 газового топлива (МДж/м 3 ).

В твердых и жидких топливах горючие элементы являются составной частью сложных и различных по своему химическому строению соединений, учесть все разнообразие которых не представляется возможным. Точно рассчитать теплоту сгорания топлив невозможно, поэтому данный показатель для конкретных твердых и жидких топлив определяют экспериментально. С этой целью сжигают навеску топлива в атмосфере кислорода при повышенном давлении в специальном сосуде (калориметрической бомбе) и определяют с помощью водяного калориметра количество выделившейся при этом теплоты. По результатам измерений рассчитывается теплота сгорания топлива, которая называется теплотой сгорания по калориметрической бомбе Q ₆ .

Количество теплоты, выделившееся при полном сгорании топлива, зависит от того, в каком агрегатном состоянии находится в продуктах сгорания влага (выделившаяся из топлива и образовавшаяся в результате сгорания водорода) — в парообразном или жидком. Если в продуктах сгорания все водяные пары конденсируются и образуют жидкую фазу, то теплота сгорания называется высшей Q_B . Если же конденсации водяного пара не происходит, то теплоту сгорания называют низшей ( Q _н . Разница между высшей и низшей теплотами сгорания равна теплоте конденсации водяных паров, содержащихся в продуктах сгорания топлива.

Связь между высшей Q_b и низшей Q_H теплотами сгорания определяется выражением

где г_п— теплота конденсации водяного пара, принимаемая равной 2,51 МДж/кг; C_{H 2О} — масса влаги, кг, содержащейся в продуктах сгорания 1 кг топлива.

В реальных условиях продукты сгорания топлив в подавляющем большинстве случаев покидают котельные установки при температуре более высокой, чем температура, при которой происходит конденсация содержащихся в них водяных паров, т.е. выше температуры точки росы. При этом теплота конденсации водяных паров полезно не используется и в тепловых расчетах не учитывается. В связи с этим в теплотехнических расчетах используется величина

Низшая теплота сгорания сухого газового топлива определяется как суммарная теплота сгорания входящих в него индивидуальных горючих газов с учетом концентрации каждого из них, МДж/м 3 :

где Q_CmHn , Q_CO , Q_{H 2} , Q_{H 2 S} — низшая теплота сгорания единицы объема соответствующих газов, МДж/м 3 С _m H _n СО, H ₂ , H ₂ S — содержание соответствующих горючих газов в сухом газовом топливе, %.

Теплота сгорания разных топлив неодинакова, колебания ее значений очень широкие. Для сравнения топлив по энергетической ценности, оценке эффективности их использования, а также для сопоставления отдельных видов топлива и подсчетов потребности в топливе используется понятие условное топливо, теплота сгорания которого принимается равной Q_{yc л} = 29,33 МДж/кг. Тогда для пересчета расхода В — фактически используемого топлива в расход условного топлива В_усц можно применить формулу сгорания условного топлива.

Для учета влияния влажности и зольности на теплоту сгорания топлива используются также приведенные характеристики влажности V n и зольности А п , %-кг/МДж:

V n = W p /Q p _H ; A n = A p /Q p _H

Приведенные характеристики А п и W п позволяют сравнивать разные топлива в сопоставимых единицах. При W п n п > 1,89 —высоковлажны м. Топливо, для которого А п п = 1,9. 2,4, а для горючих сланцев А п = 5. 10 %-кг/МДж.

Летучие вещества и кокс твердого топлива. Все твердые топлива при нагревании без доступа воздуха претерпевают термический распад с выделением горючих (СО, Н₂, С m Н n ) и негорючих ( N ₂ , 0₂, С0₂, Н₂0) газов. Выделяющиеся газы по совокупности опреде ляют выходом летучи. Твердый остаток, образующийся после выделения летучих веществ, называется коксом. В состав кокса входит углерод и прокаленные минеральные примеси (зола). Выход летучих обычно относят на горючую массу топлива и обозначают V 1 . Выход летучих и свойства коксового остатка являются важными теплотехническими характеристиками топлива, определяющими условия организации его сжигания.

Летучие вещества играют существенную роль при воспламенении топлива и на начальных стадиях горения, т.е. в значительной мере определяют реакционную способность твердых топлив (их способность к воспламенению и горению).

По мере увеличения геологического возраста природных твердых топлив выход летучих снижается, но относительное содержание горючих компонентов в их составе повышается. Одновременно повышается температура начала выхода летучих. Средние показатели по выходу летучих и примерные температуры начала их выделения для некоторых видов топлива приведены в табл. 2.3.