/
Автор: Алехнович А.Н.
Теги: тепловое хозяйство в целом горение природные топлива теплоэнергетика теплотехника энергетика полезные ископаемые
ISBN: 978-5-91283-284-0
Год: 2012
Текст
Л. Н. Алехнович
ИНЖЕНЕРНЫЙ ЦЕНТР
ЭНЕРГЕТИКИ УРАЛА
урнпвти
ОАО «Инженерный Центр Энергетики Урала»
филиал «УралВТИ»
А. Н. Алехнович
Характеристики и свойства
энергетических углей
Челябинск,
Цицеро
2012
УДК 662.6
ББК31.353
А49
Алехнович, А. Н.
А49 Характеристики и свойства энергетических углей / А. Н. Алех-
нович. — Челябинск : Цицеро, 2012. — 549 с.: ил.
С учётом громадных запасов и широкой распространённости угля в
отличие от газа и нефти человечество не сможет развивать электроэ-
нергетику без его широкого использования сейчас и в обозримом бу-
дущем. Вместе с тем, для сохранения привлекательности угольных
электростанций они должны существенно совершенствоваться, что
возможно только на базе всесторонних знаний свойств и характери-
стик углей.
Из практики должно быть исключено создание иллюзии о возможно-
сти создания нового оборудования и достоверной оценки применимо-
сти углей и разработки мероприятий для действующего только на базе
использования ограниченных справочных данных.
В пособии рассмотрен широкий круг свойств углей, предложены мето-
ды рационального использования экспериментальных данных и оцен-
ки различных показателей.
Пособие адресовано специалистам энергетических и энергомашино-
строительных предприятий и организаций.
УДК 662.6
ББК 31.353
ISBN 978-5-91283-284-0
© Алехнович А. Н., 2012
© Инженерный Центр Энергетики
Урала», филиал УРАЛВТИ, 2012
Александр Николаевич Алехнович написал квалифицированную,
очень интересную и нужную книгу.
Среди технической литературы есть книги и книги. То, что написал
Александр Николаевич кажется мне историей его собственного постиже-
ния предмета, историей о том как талантливый, умный и добросовестный
человек, решая прикладные научные задачи, возникавшие в котельной
lexHHKC, узнавал все больше и больше об углях, придумывал сам какие-то
нужные для собственных исследований показатели и свойства, методики
анализов и расчетов и выстраивал для себя систему, облегчавшую исполь-
ювание знаний.
Уверен, что такая основа глубже и ценнее, чем книжная эрудиция, и
обеспечит книге Александра Николаевича долгую жизнь и благодарное
внимание широкого круга специалистов, которые будут ею пользоваться.
Г.Г. Ольховский,
Президент ВТИ, член-корр. РАН
3
Предисловие к книге А.Н. Алехновича
«Характеристики и свойства углей как энергетического топлива»
Автор книги - признанный специалист в области угольной энергети-
ки.
В книге приведены результаты многолетних исследований характе-
ристик угля и его применения в энергетике. За десятилетия газовой паузы
в России исследованиям угля как энергетического топлива практически нс
уделялось внимания. Об этом свидетельствует тот факт, что были закрыты
многие профильные лаборатории и отраслевые институты, а также сверну-
та многообещающая федеральная программа по экологически чистой ТЭС.
Доля угля в производстве электроэнергии в РФ снизилась до 20%, в то
время как в США этот показатель превышает 50 % и продолжает расти,
как и во многих других странах. Однако в последнее время в России наме-
чается поворот к более интенсивному применению угля в сравнении с дру-
гими энергоносителями. В связи с ужесточением экологических
требований и развитием новых технологий переработки угля (как сжига-
ния, так и методов глубокой переработки типа газификации) особое значе-
ние приобретают данные по свойствам угля как энергетического топлива.
Эти характеристики необходимы как с целью реализации крайне сложных
технологических процессов переработки угля, так и в силу огромного мно-
гообразия видов угольного топлива.
Представленная книга в значительной мерс восполняет пробел, су-
ществующий в технической литературе по данной тематике. Материал
книги охватывает практически все разделы, связанные с характеристиками
и свойствами угля. Книга содержит много новых данных по углю, включая
ряд дополнительных характеристик угля, а также множество оригиналь-
ных подходов для определения основных показателей угольного топлива.
Книга, несомненно, будет полезна, прежде всего, разработчикам
энергетического оборудования, а также специалистам в области угледобы-
чи и углеобогащения, студентам и аспирантам технических ВУЗов.
Директор Института теплофизики СО РАН,
член-корреспондент РАН с—С.В. Алексеенко
4
Введение
Уголь был основным топливом индустриальной революции, и,
хотя во многих отраслях его заменили другие источники, он продол-
жает играть важную роль в электроэнергетике. Сегодня на его долю
приходится около 40% мировой выработки электроэнергии.
Запасы угля в мире более чем в 4 раза превышают суммар-
ные запасы других горючих ископаемых (нефть, газ, торф, сланец).
Oi суммарных горючих ископаемых доля угля составляет 89,53% по
। оологическим запасам и 82,66% по условно добываемым. Большие
запасы и широкая географическая распространённость, в отличие
от локальной концентрации газовых и нефтяных месторождений,
определяют востребованность угля как энергетического топлива в
обозримом будущем.
На отечественных ТЭС ежегодно сжигается 120-130 млн. т ка-
менных и бурых углей, и предусмотрен рост его потребления при
всех сценариях развития.
От других природных горючих ископаемых (природный газ,
нефть) ископаемые угли отличаются изменением в широком диапа-
юне состава, физических и технологических свойств. Конструкция и
жсплуатация угольных ТЭС в определяющей мере зависит от раз-
нообразных свойств угля. При этом практика многократно подтвер-
ждает ошибочность иллюзии о возможности создания нового
оборудования и достоверной оценки применимости углей и разра-
ботки мероприятий для действующего только на базе использова-
ния ограниченных справочных данных.
Для сохранения коммерческой привлекательности и конкурен-
тоспособности угля другим источникам энергии в экономическом и
лкологическом планах необходимо совершенствование оборудова-
5
ния, что, в свою очередь, также требует расширения сведений об
угле как энергетическом топливе.
Очевидно, что характеристики и свойства углей зависят от их
химического и вещественного состава, структуры, понимание кото-
рых, их взаимодействия и превращений требует знаний по органи-
ческой химии. Монография предназначена для специалистов
электроэнергетики, не обладающих, чаще всего, необходимым объ-
ёмом знаний по этому предмету. В соответствии со сказанным в мо-
нографии приводятся как широко известные сведения в доступной,
но корректной с научной позиции, форме, так и авторские разработ-
ки по разнообразным характеристикам.
В ней содержатся сведения о различных характеристиках уг-
лей, кратко дана информация о методах их исследования и оценки
по доступным данным в объёме традиционного справочного мате-
риала. В том числе, рассмотрены технические характеристики и
классификация углей, реакционные свойства углей с позиций хра-
нения на складе, взрывоопасности, воспламенения и выгорания в
топке, а также вопросы влияния минеральной части углей на шлако-
вание и эрозионный износ поверхностей пылеугольных котлов. Так-
же приведены сведения о свойствах смесей и окисленных углей, о
нетрадиционных видах твёрдого топлива и характеристиках топлива
крупнейших угледобывающих бассейнов.
Отечественные экспериментальные исследования, результаты
которых здесь использованы, в основном выполнены в УралВТИ
(ныне ОАО "Инженерный Центр Энергетики Урала" филиал Урал-
ВТИ). Автор благодарен сотрудникам УралВТИ за многолетнюю со-
вместную работу и предоставленные данные и руководству ИЦЭУ
за предоставленное право публикации полученных результатов и
финансирование издания данной книги.
6
1. Факторы, определяющие разнообразие состава
и свойств углей
От других природных горючих ископаемых (природный газ,
нефть) ископаемые угли отличаются широким разнообразием co-
с. к та, физических и технологических и свойств. Разнообразие углей
связано с различиями исходного растительного материала, условий
<»го накопления (так называемые первичные генетические факторы),
и также вторичными факторами, действующими при и после пре-
вращения торфа в уголь. Среди них температура, давление и вре-
мя, которые определяют степень преобразованности органического
вещества углей.
1.1. Коротко об образовании угля, термины
Ископаемый уголь - твердая горючая осадочная порода орга-
нического происхождения. Угли образовались из органического ве-
щества высших растений наземной растительности и
низкоорганизованных растений, характерных для водной раститель-
ности морей и океанов [1-4]. Высшие и низшие растения, как исход-
ный органический материал, дают начало двум основным видам
угля: гумолитам и сапропелитам. Большинство используемых уг-
лей (примерно 95%) относятся к гумолитам, и ниже преимуществен-
но рассматривается этот вид углей.
Сложность природных процессов углеобразования и влияния на эти про-
цессы многочисленных факторов, включая климат, среду отложений, темпера-
туру. давление, обуславливают рассмотрение углеобразования с разных
и< пактов: геологических, химических, микробиологических и других. Превра-
щение отмерших растений в уголь происходит в результате дли-
тельного непрерывного процесса, в котором принято выделять две
основные фазы: гумификацию и углефикацию.
Гумификация - это превращение отмерших растений в торф.
Большинство отмершего растительного материала разлагается
7
(окисляется с образованием двуокиси углерода и легких углеводо-
родов). Однако в анаэробных условиях (в восстановительной среде
без доступа кислорода) и, в меньшей мере, в аэробных условиях (в
окислительной среде) часть растительного материала не разлагает-
ся. Накопление органического материала, из которого впоследствии образо-
вался уголь, происходило на дне лагун, озёр, затапливаемых водой низменных
участках суши. Наиболее благоприятными местами для накопления и перера-
ботки органических продуктов в торф считаются болота, где стоячая вода,
обеднённая кислородом, препятствует жизнедеятельности бактерий и тем са-
мым предохраняет растительную массу от полного разрушения. На определен-
ной стадии процесса, выделяемые в его ходе кислоты, предотвращают
дальнейшую деятельность бактерий, и органический материал накапливается в
виде торфа. Первичная торфяная залежь состоит из массы тканей растений от
полностью разложившихся (гелефицированных) до хорошо сохранивших свое
клеточное строение.
Первичные стадии углеобразования, имевшего место в прошлые эпохи,
различались по интенсивности и условиями формирования торфяников. Боль-
шую роль при этом играл климатический фактор. Интенсивное накопление ис-
ходного угольного материала происходило в эпохи с теплым и влажным
климатом: каменноугольную, пермскую, юрскую, палеогеновую и неогеновую, а
слабое - в девонскую и триасовую.
Возраст угольных пластов оценивают путем определения видового со-
става остатков содержащихся в угле растений. Начало образования самых
древних угольных залежей относят к периоду примерно 350 млн. лет назад (де-
вонский период). Наиболее интенсивное углеобразование происходило в ин-
тервале от 345 до 280 млн. лет назад, и этот период был назван
каменноугольным. Другой максимум интенсивности углеобразования наблю-
дался 185-132 млн. лет назад (начало юрского периода). В третичный период,
примерно 50 млн. лет назад и позднее, возникли месторождения в основном
бурых углей.
Превращение торфа в ископаемый уголь под действием геоло-
гических факторов, называемое углефикацией, происходило в те-
8
чпние миллионов лет и сопровождалось изменением состава и
свойств материала.
Углефикация, в свою очередь, подразделяется на две части:
и метаморфизм угля. При диагенезе под влиянием пре-
имущественно биохимических превращений за счет жизнедеятель-
ности микроорганизмов торф превращается в бурый уголь. Далее
при метаморфизме биохимические процессы сменяются геохимиче-
скими, и бурый уголь под влиянием физических факторов повышен-
ной температуры и давления горных пород превращается в
каменный уголь и антрацит (рис. 1.1 на цветной вкладке).
Характер и глубина преобразования угля характеризуются
сгппенью углефикации (низшей, средней или высшей). Общая схе-
мп углеобразования показана в таблице 1.1.
Степень углефикации определяется по химическим, физиче-
ским и петрографическим (раздел 1.4) показателям. В силу измене-
нии при углефикации широкого спектра свойств и состава
органического материала и использования угля для различных тех-
нологических нужд единых критериев определения степени углеоб-
рп.ювания и классификации углей нет (раздел 2.3).
Таблица 1.1
Схема процесса углеобразования [2]
Углеобразование
Отмершие
Фазы
Части
Степени
растения
Ф
Торф
ф
Бурый уголь
Ф
Гумификация
Каменный уголь
ф
Антрацит
• Углефикация
Диагенез
Метаморфизм
Низшая
Средняя
Высшая
9
В результате тектонических перемещений уголь разных стадий
метаморфизма может подниматься к поверхности земли. В этих ус-
ловиях он частично окисляется. В процессе окисления происходят
изменения состава и свойств угля во многом противоположные тем,
что имеют место при метаморфизме. То есть окисленный уголь вы-
сокой степени метаморфизма приобретает свойства, характерные
для менее качественного угля. Более подробно характеристики
окисленных углей рассмотрены в главе 11.
В заключение раздела отметим ещё один фактор, определяю-
щий свойства углей и в меньшей мере связанный с формированием
и преобразованием его органической части. Условия залегания и
свойства углей в значительной мере формировались под воздейст-
вием тектонических колебаний. Во время затопления участков зем-
ной поверхности поверх торфа отлагались смываемые с
прилегающих более высоких участков суши осадки разного механи-
ческого состава. Затем во время поднятия суши в более низких уча-
стках возобновлялось накопление торфа. В результате
многократного повторения этих процессов сформировались слои-
стые угленосные
толщи (рис. 1.2).
Рис. 1.2. Слои угля
(тёмный цвет) и просло-
ек породы в угленосной
толще
1.2. Состав исходного растительного материала
Обычно, в силу многочисленности органических соединений,
вхождения их в состав трудноразделимых смесей, состав расти-
тельного материала характеризуют содержанием в нём групп с по-
* 10
хожими свойствами. В качестве основных групп рассматривают ли-
пиды (жиры, воски, смолы и др.), углеводы Cn(H2O)m (целлюлоза),
лигнин и белки (табл. 1.2).
Таблица 1.2.
Оценка среднего элементного состава групп веществ
углеобразователей [2]
Наименование Элементы, масс.%
С н S N О
Липиды 80 11 0 0 9
Целлюлоза 44 6 0 0 50
Лигнин 60 7 0 0 33
Белки 54 8 1 16 21
Наиболее существенно различается состав высших и низших растений,
чго, независимо от сочетаний других генетических факторов, как отмечалось,
определило два вида угля. В низкоорганизованных формах растений (водорос-
ли. бактерии) преобладают липиды и белки, общее содержание которых дости-
гши 70-80 % масс. В высших растениях основные компоненты - это целлюлоза
и лигнин (80-90 %масс.).
Разный состав исходного растительного материала влияет на состав и
снойства угля и в рамках углей, образовавшихся из высших растений (гумоли-
тов). В различных растениях и их частях содержание групп не одинаковое. Так,
в древесине содержится 66-80% углеводов и 19-30% лигнина, а в коре их со-
доржание находится в пределах 30-48% и 40-55% соответственно [6].
1.3. Влияние условий образования торфа и углефикации
Превращение отмерших растений в торф (гумификация) ос-
инков растений заключается в изменении растительных тканей за
счёт жизнедеятельности микроорганизмов в мягких условиях темпе-
ратур и давлений земной поверхности с большим или меньшим дос-
тупом влаги и кислорода воздуха. При этом в зависимости от
происхождения и условий протекания процесса образуются разли-
чпющиеся по составу и свойствам соединения, которые с позиций
петрологии входят в различные микрокомпоненты (мацералы).
11ринято близкие по составу и свойствам микрокомпоненты объе-
11
динять в группы. Для гумолитов различают следующие основные
группы: витринит, липтинит и инертинит (табл. 1.3).
Таблица 1.3.
Основные группы микрокомпонентов (по [2])
Группа Обозна- чение Процесс Условия образования
витринит Vt гели- фика- ция превращение органического вещества в восстанови- тельной среде под воздействием анаэробных бактерий (под толщей воды, ограниченный доступ кислорода)
липтинит L накопление устойчивых к окислению фрагментов. Окис- лительная среда, приводящая к разрушению биологи- ческих полимеров (целлюлозы, лигнина, белков)
инертинит I фюзе- низа- ция превращения в окислительной среде в результате ин- тенсивной деятельности аэробных бактерий и низших грибов в условиях низкой обводненности. Основная масса целлюлозы и лигнина превращается в гумусовые вещества с низким содержанием водорода.
В определённой мере можно говорить, что помимо среды, образование
того или иного микрокомпонента зависит и от исходного органического мате-
риала (большинство растительного материала в окислительной среде разру-
шается). Иллюстрация этой зависимости показана на рис. 1.3.
древесина корни кора
витринит
древесный
уголь
инертинит
кутикула листьев, споры
стеблей
ЛИПТИНИТ
Kentucky Geologic Society. 2006
Рис. 1.3. Иллюстрация связи микрокомпонентов и исходного раститель-
ного материала (фрагмент рисунка из [7])
Степень преобразования твёрдого топлива в процессе углефи-
кации в результате химических и физических процессов определя-
ется временем и внешними физическими факторами (температура,
давление), которые зависят от геологических условий.
По широко принятым представлениям давление, которое определяется
высотой и газопроницаемостью толщи отложений над слоем, играет важную
роль на первых стадиях углефикации, способствуя уплотнению слоя, уменьше-
нию пористости и порозности и, тем самым, влажности. На высоких стадиях ме-
। аморфизма повышенное давление скорее препятствует протеканию
химических реакций.
При погружении слоя материала его температура возрастает за счёт гео-
юрмального нагрева. Достигаемая температура зависит от интенсивности теп-
лового потока Земли, глубины погружения и условий теплообмена
(«оплопроводности пород). Песчаники лучше проводят тепло, чем глинистые
породы. Средние геотермальные градиенты варьируются от 24°С/км до 41°С/км
|fi) Для конкретных месторождений в литературе приводятся и более широкий
диапазон (10- 70°С/км), но следует учитывать, что, в связи с геотектонической
длительностью, глубина погружения и градиенты могли значительно отличаться
о| современных.
Температура и время с одинаковым знаком влияют на степень метамор-
физма угля. При их увеличении степень метаморфизма возрастает, и, в опре-
делённом смысле, они дополняют и компенсируют друг друга. Однако, роль
шмпоратуры определяющая. Конкретная стадия преобразования происходит
при превышении некоторого критического значения температуры. При более
ни 1кой температуре соответствующие преобразования не происходят вне зави-
< имосги от продолжительности времени. На рис. 1.4 показано изменение тем-
перптуры в зависимости от глубины погружения и значения температур,
соотпотствующих разным стадиям углефикации, по отечественным и зарубеж-
ным источникам.
На рисунке, наряду с отечественной, приведена классификация углей,
использованная в оригиналах источников. Их соотношение ясно из рисунка и
дополнительно приведено в разделе 2. 3.
Подчеркнём ещё раз, что современная глубина залегания угольных пла-
। ion может не соответствовать ей в периоды формирования углей.
I (аиболее характерным является региональный метаморфизм, при ко-
|<1|юм уровень преобразования определяется геотермальным нагревом, дейст-
вующим на значительной площади (всего бассейна или месторождения) с
НПЧПЛГ1 погружения угленосных осадков. В пределах даже одного угольного
13
12
бассейна глубины погружения угольных пластов, температура, давление и про-
должительность их воздействия существенно различаются. С этим связано на-
личие углей, отличающихся по
степени метаморфизма и, тем самым,
по
составу и основным свойст-
вам.
Рис. 1.4. Соотношения
глубины погружения, темпе-
ратуры и степени углефика-
ции
В крупных каменно-
угольных бассейнах с мощной
угленосной толщей, например,
Кузбасса, Печорского бассей-
на, фиксируются закономер-
ные изменения всех основных
свойств углей с глубиной по-
гружения и по площади бас-
сейна. Степень метаморфизма
температура, t,QC
возрастает со стратиграфической глубиной и по площади в пределах террито-
рии прогиба угленосной толщи к центральной части бассейна. Естественно, что
сказанное в части закономерности распределения по площади относится к уг-
лям одного периода формирования. Реально в бассейне могут находиться угли
с отличающейся степенью метаморфизма, которые формировались в разные
эпохи, и их распределение не закономерное.
Наряду с региональным на угольных месторождениях наблюдаются и
разные виды локального метаморфизма, которые, в отличие от регионального,
проявляются на относительно небольшой площади. Из них наибольший прак-
тический интерес представляет контактовый метаморфизм, при котором пре-
образования происходит под дополнительным тепловым воздействием
внедрившейся магмы. При этом помимо преобразований под действием весьма
высоких температур непосредственно вблизи внедрившейся магмы, более зна-
чительная площадь подвергается воздействию повышенной температуры из-за
увеличения теплового потока, вызванного не столько теплом самих участков
14
внедрившейся магмы, сколько вследствие тепловой активизации региона от
всей совокупности магмы, поднятой в верхние горизонты.
С химической позиции в процессе углефикации сложные органические
соединения органического материала претерпевают противоположно направ-
лонные изменения, связанные с окислительными и восстановительными реак-
циями, с процессами разрушения (деструкции) и объединения (полимеризации,
конденсации). Уголь принято считать полимером, но состоящим из огромного
количества разных по природе структурных единиц. Общим для них является
наличие ядерной части из ароматических колец углерода (циклические структу-
ры с системой сопряженных связей, типа бензольных колец) и периферийной
ил ллифатических и алициклических боковых радикалов (соединения, атомы
которых связаны между собой в открытые неразветвленные или разветвленные
цоли). При углефикации преобладающими химическими процессами являются
процессы уменьшения активных алифатических связей, числа функциональ-
ных групп и увеличения устойчивых циклических, ароматических связей с воз-
рлстпнием средней молекулярной массы соединений. Органическое вещество
претерпевает непрерывную убыль массы, сопровождающуюся выделением ле-
тучих веществ, представленных в основном СОг. Н2О и СН4 (4).
В части групп химических соединений при углефикации на стадии пере-
• одл к каменным углям исчезают гуминовые кислоты (рис. 1.5) с преобразова-
нипм последних в нейтральный гумин (или остаточный уголь) (2]. Как вариант
кпйссификации углей завершение такого пре-
мращения может рассматриваться как окон-
чцние буроугольной стадии метаморфизма
IH.
Рис. 1.5. Изменение соотношения гуми-
новых кислот и гуминов (остаточного угля) в
процессе углеобразования [2]
I । руппа гуминовых кислот, 2 - группа гуми-
НОЙ,
I торф, II - бурые угли, 1Б, III - бурые угли.
?li ЗБ, IV- каменные угли, V - антрацит
Наиболее простой способ выяснения
наличия в угле гумино-
ных кислот заключается в обработке угля горячим раствором щело-
15
чи. Гуминовые кислоты образуют при этом растворимые соли (гума-
ты), которые переходят в раствор и придают ему бурую окраску.
Свое название бурые угли получили именно по окраске щелочной
вытяжки, поскольку многие разновидности бурого угля сами по се-
бе имеют черный цвет [1].
За счёт отщепления низкомолекулярных веществ (потери пе-
риферийных и менее устойчивых функциональных групп) уменьша-
ется объём и масса материала, снижается число неуглеродных
атомов, летучих (термически нестойких соединений) и возрастает
доля углерода (рис 1.6).
Твёрдое топливо
Cdaf
Odaf
Hdaf
vdaf
Древесина
Торф
Бурый уголь
Каменный уголь
Антрацит
Рис. 1.6. Схема изменения содержания основных элементов и летучих в
твердом топливе [8]
Закономерное изменение состава и выхода летучих позволяет
использовать эти показатели для классификации углей (раздел 2.2)
и в качестве “шкалы" для весьма приближённой оценки степени их
метаморфизма.
Связь состава и выхода летучих на примере совокупности 430
проб отечественных углей разных марок и групп показана на рис.
1.7, модифицированная диаграмма ванн Кревелена [6] приведена
на рис. 1.8.
Изменение состава вещества в ходе углефикации сопровож-
дается изменением его структуры. В соответствии с кристаллохими-
16
носкими представлениями о строении вещества углей последние
имеют слоистую структуру, которая упорядочивается от низкомета-
морфизованных углей к высокометаморфизованным [3], а у антра-
цита приближается к упорядоченной решётке графита (рис. 1.9).
0.05
Рис. 1.7. Изме-
нение отношения водо-
рода к углероду (а) и
элементного состава (б)
1- экспериментальные
значения, 2 - аппрокси-
мирующая зависимость,
3- линейная корреляция
65 60 55
увеличение степени метаморфизма
с"^%
VI)
ин
III
•о
Н
Рис. 1.8. Модифицированная диа-
ipiiMMii ванн Кревелена [6]
17
Схема изменения структуры угля в процессе метаморфизма
показана на рис. 1.9.
Рис. 1.9. Преобразование структуры углей, (а)- каменный уголь с высоким
выходом летучих, (б) - с умеренным, (в) - антрацит [6]
На ранних стадиях углефикации ориентированные плоские слои практи-
чески отсутствуют, макромолекулы находятся в форме глобул (свернуты в
клубки), содержащих хаотически разбросанные изолированные бензольные
кольца. С ростом углефикации доля неароматических атомов углерода, как от-
мечалось, снижается. Вещество наиболее углефицированных антрацитов об-
разовано практически только графитоподобными слоями (2].
В результате изменения состава и молекулярной перестройки
происходит изменение широкого круга теплотехнических и физико-
механических показателей и свойств органического материала. В
плане использования углей в энергетике, выделим следующие из-
менения с ростом степени метаморфизма:
о увеличение теплоты сгорания до стадии тощих углей, после
чего в связи с убылью содержания водорода она снова падает
(рис. 1.10),
о повышение действительной плотности,
о повышение механической прочности,
о уменьшение реакционных свойств,
о уменьшение пористости,
о снижение максимальной внутренней влаги,
о изменение спекаемости.
18
Рис. 1.10. Изме-
нение значения тепло-
ты сгорания, рассчи-
танной по формуле
Менделеева (раздел
2.2.3), от выхода лету-
чих для совокупности
углей разных марок и
групп (430 проб). Точки
- значения для индиви-
увеличение степени метаморфизма
дуальных проб; сплошная линия - аппроксимирующая зависимость у и пунк-
। ирные линии у ± 400 ккал/кг
В заключение раздела дополнительно отметим, что в резуль-
тате процессов распада органических соединений при торфообра-
зовании и дальнейшей углефикации лишь небольшая часть
органической растительной массы превращается в уголь. В процес-
се углефикации весьма значительно уменьшается и объём мате-
риала. При преобразовании торфа в бурый уголь с содержанием
влаги примерно 30% в результате уплотнения и удаления влаги
объём исходного материала уменьшается примерно на 70%. Даль-
нейшее уплотнение и термическая углефикация приводят к допол-
нительным потерям влаги пор и потери органического материала в
виде газообразных продуктов (СО2, СН4, Н2О). При углефикации от
торфа до каменного угля со среднем выходом летучих удаляется
более 50% органики и более 99% первоначальной влаги. В резуль-
тате углефикации в этом случае степень уплотнения составляет
20:1 по отношению к торфу [9]. По похожим другим оценкам из 20-
мот рового слоя торфа может образоваться пласт бурого угля тол-
щиной 4 метра; на большей глубине, порядка 6 километров, и при
более высокой температуре 20-метровый слой торфа становится
19
пластом антрацита толщиной в 1,5 метра (рис.1.1 на цветной вклад-
ке).
Изложенная выше эволюционная теория образования угля в
результате длительного периода накопления и преобразования рас-
тительного органического материала разделяется практически все-
ми исследователями разных стран. Вместе с тем, в связи со
сложностью объяснения некоторых наблюдаемых фактов на совре-
менном этапе, ряд исследователей предлагает иные теории, и сре-
ди них теории назовём их “катаклизмов”. В частности,
рассматривается вариант одновременного смыва растительности
земли с больших территорий при всемирном потопе и её концен-
трации в локальных впадинах.
1.4. Петрографическая характеристика углей
В предыдущем разделе отмечалось, что вещество угля не является гомо-
генной (однородной) массой, а сформировано набором составных частей - мик-
рокомпонентов (мацералов). Изучение, в частности, угля как сочетания
микрокомпонентов более или менее постоянного состава относится к петро-
графии. Петрографические характеристики углей (состав, степень восстанов-
ленное™, показатель отражения) зависят от основных геолого - генетических
факторов углеобразования и используются в качестве основного показателя
для классификации углей [2].
Повторимся, что для преимущественного вида углей, образовавшихся из
высших растений, выделяют следующие основные микрокомпоненты (группы):
витринит, липтинит (экзенит) и инертинит, причём в качестве основы объедине-
ния в группы лежит близость химического состава, происхождения и свойств.
Для более точной оценки технологических свойств проводят дифференциацию
микрокомпонентов, выделяя из инертинита и витринита промежуточные группы
семивитринита Sv и микстинита М.
Неоднородность органической части углей различима и при простом их
визуальном рассмотрении. Макроскопически различимые составные части угля
называются макрокомпонентами или литотипами. Ещё в начале прошлого ве-
ка (М. Столе. 1919 г.) была предложена классификация из четырёх макроком-
20
лонентов: витрен, кларен, дюрен и фюзен. Каждый из литотипов в определён-
ной мере однородный и обладает характерными признаками по цвету, блеску,
твердости и, главное, технологическим характеристикам [1].
Петрографические исследования показали, что макрокомпоненты (ли-
тотипы) образованы разными микрокомпонентами или их сочетаниями (таб-
лица 1.4). Таблица 1.4.
Макрокомпоненты (литотипы) каменных углей [2]
Макрокомпонент Состав
Витрен стеклянный, блестящий Полностью состоит из витринита
Кларен светлый, полублестящий Преимущественно состоит из витринита
Дюрен твердый, матовый Преимущественно состоит из липтини- та и инертинита
Фюзен вытянутый, волокнистый Полностью состоит из инертинита »
Ниже приводится описание макрокомпонентов и некоторые основные
различия их технологических свойств [1,4,10,11].
Витрен (от латинского vitrus —стекло)— макроскопически однородный во
всей массе, обладает сильным блеском, цвет черный. Он твердый, но хрупкий,
имеет раковистый излом. Под микроскопом в тонких шлифах углей витрен
представляется однородной бесструктурной прозрачной основной массой. Цвет
витрена изменяется от оранжевого до красного в зависимости от зрелости уг-
лей. В отраженном свете цвет витрена изменяется от серых до белых оттенков.
Кларен (от clarus —светлый, ясный)—менее блестящий, чем витрен. При
рассмотрении под микроскопом неоднородный, состоит преимущественно из
бесструктурной однородной массы с небольшим (не более 25 %) содержанием
так называемых форменных элементов: спор, пыльцы, обрывков кутикулы рас-
тений и других. Внешне он представляется также неоднородным и имеет за-
метную слоистую текстуру, однако по свойствам близок к витрену.
Дюрен (от durus — твердый) — наиболее твердый из всех макрокомпо-
нентов, хрупкий, цвет черный, плотный, вязкий, блеск матовый, излом зерни-
стый или близкий к раковистому, структура плотная, внешне неоднородный.
Под микроскопом он состоит как из прозрачной, так и непрозрачной основной
массы и большого количества форменных элементов.
Фюзен (франц. Fusain) — мягкий, рыхлый компонент с волокнистой струк-
турой, внешне похожий на древесный уголь: матово-черного цвета, с невысокой
21
прочностью, под микроскопом видна сохранившаяся клеточная структура дре-
весины (сильно удлиненные клетки).
Из технологических процессов различие свойств углей из-за отличающе-
гося петрографического состава, по-видимому, в наибольшей мере учитывает-
ся в коксохимическом производстве, поскольку разные свойства микро и
макрокомпонентов определяют принципиальную возможность коксования и ка-
чество получаемого продукта. Коксуемость углей определяет витринит, а лип-
тинит (экзенит) характеризует пластические свойства углей.
Наличие дюрена в угле увеличивает выход летучих и его реакционные
свойства.
Фюзен, состоящий из инертинита, является наименее ценным компонен-
том углей. Его наличие уменьшает выход летучих, при равных условиях он
имеет более низкое отношение водорода к кислороду и, как следствие, относи-
тельно низкую теплоту сгорания. Фюзен также имеет повышенную зольность
(15-23 %). Собственно фюзен содержит мало минеральных веществ. По срав-
нению с зольностью других петрографических компонентов повышенная золь-
ность фюзена объясняется заполнением имеющихся в нем трещин
посторонними минеральными примесями, преимущественно карбонатами [3].
При сжигании угля в топке фюзен является наиболее трудно сжигаемым компо-
нентом [1,10]. В то же время, мнения о влиянии этого компонента на са-
моразогревание и самовозгорание углей не однозначные.
Действительная плотность витринита ниже, чем инертинита. При невен-
тилируемом измельчении угля наименее твёрдый фюзен обогащает мелкие
классы.
Использование для характеристики степени метаморфизма и классифи-
кации углей, количественно определяемых при традиционных исследованиях
сведений о выходе летучих или элементном составе, как отмечалось, является
приближённым. Разброс данных (рис. 1.7) связан с закономерными изменения-
ми состава при окислении угля и, главное, для неокисленных углей с разным
элементным составом составляющих уголь микрокомпонентов и, соответствен-
но, макрокомпонентов при одинаковой степени метаморфизма (рис. 1. 11). В
угле одинаковой степени метаморфизма витринит содержит больше кислорода,
липтинит - водорода и инертинит - углерода. С ростом степени углефикации
элементный состав микрокомпонентов выравнивается, в основном, за счет по-
’ 22
гери кислорода и одновременного снижения числа и разнообразия функцио-
нальных групп.
Рис. 1.11. Усреднённый состав
микрокомпонентов при разной степени
метаморфизма углей [2]
I- инертинит, Vt- витринит, L- липтинит
Степень метаморфизма возрастает в
ряду I -»VII
В отличие от состава, при петро-
графических исследованиях под мик-
роскопом углей разной степени угле-
/ // /// IV V VI VII VIII
степень метаморфизма
фикации обнаружено, что при метаморфизме микрокомпоненты внешне не из-
меняются, а их физические свойства, в частности, способность поглощения и
преломления света поверхностью изменяются закономерно. Коэффициент от-
ражения (отношение интенсивности отраженного света 1Отр. к интенсивности
света, падающего на поверхность образца !пад) витринита Ro в зависимости от
степени метаморфизма изменяется практически линейно (рис. 1.12).
Рис. 1.12. Изменение показателя от-
ражения микро-
компонентов в зависимости от степени ме-
таморфизма угля (2).
I- инертинит, Vt - витринит,
L-липтинит
Степень метаморфизма возрастает в ряду I
-»VII
Признано, что показатель отражения может служить хорошим индикато-
ром степени метаморфизма угля. Широкое распространение витринита в твёр-
дых горючих ископаемых, однородность его состава при отмеченной
линейности зависимости показателя отражения от степени метаморфизма обу-
словили применение его в качестве основного классификационного параметра.
Стадия метаморфизма устанавливается по отражательной способности
витринита. Сущность метода заключается в измерении и сопоставлении элек-
Трических токов, возникающих в фотоэлектронном умножителе при отраженном
споте от полированных поверхностей образца и образца сравнения. Показа-
23
тель отражения витринита для каменных углей находится в пределах от 0,40 до
2,59 (2].
Заключение по главе:
Разнообразие углей связано с различиями исходного растительного ма-
териала (органическое вещество высших или низкоорганизованных растений),
условий его накопления и превращения в торф или сапропель, а также темпе-
ратуры, давления и времени на стадии углефикации.
При увеличении температуры и времени степень преобразованности
(метаморфизма) угля возрастает. Однако, роль температуры определяющая.
Конкретная стадия преобразования происходит при превышении некоторого
критического значения температуры. В пределах угольного месторождения,
например Кузбасса, степень метаморфизма угля на отдельных участках может
существенно различаться в силу локального повышения температуры за счёт
поднятия магмы в верхние горизонты (локальный контактовый метаморфизм).
При углефикации преобладающими химическими процессами являются
процессы уменьшения активных периферийных связей и увеличения устойчи-
вых циклических, ароматических связей. За счёт этого уменьшается объём и
масса материала, количество летучих и растёт доля углеродных атомов. С по-
зиций использования углей в энергетике с ростом степени метаморфизма
уменьшаются реакционные свойства, пористость и внутренняя влага и возрас-
тает теплота сгорания, прочность и плотность.
Органическая часть углей неоднородна и по близости химического соста-
ва, происхождения и свойств в углях, образовавшихся из высших растений, вы-
деляют мацералы (микрокомпоненты); некий аналог минералам неорганических
материалов. Мацералы различаются по составу и свойствам.
Закономерное изменение физических свойств мацералов, а именно, ли-
нейное изменение коэффициента отражения основного из них - витринита, ис-
пользуется в качестве определяющего показателя при классификации углей.
24
2. Общие положения: показатели, обозначения,
формулы пересчёта, классификация
Уголь состоит из собственно угольной преимущественно орга-
нической части и балласта. При всём многообразии и сложности ор-
ганических соединений они практически полностью состоят из
номов пяти элементов: углерода (С), водорода (Н), серы (S), азота
(N) и кислорода (О), и в практике широко принято характеризовать
состав органической части элементным составом (содержанием
этих элементов в %масс.).
К балласту, с позиций использования угля в качестве топлива,
относят влагу № (м по исо 1170-77) и минеральную часть топлива
ММ.
В то же время, простое и логически понятное разделение угля
на органическую часть и балласт обычно не используют в силу ряда
причин. Среди них:
элементы, относимые к органическим, в частности углерод и
нодород, реально присутствуют не только в органической, но и в
минеральной части (в составе карбонатов, гидратной влаги) и при
широко применяемых методах исследований углей определяется их
суммарное содержание;
сложные органические соединения содержат элементы, тра-
диционно относимые к минеральным (глава 6);
в минеральной части углей присутствуют сульфиды, преиму-
щественно в виде пирита FeS2. Сульфидная (или пиритная) сера
сюрает в топочной камере наряду с органической, и влияет на теп-
ло! у сгорания угля и состав дымовых газов, в то время как железо
ппияет на величину зольности.
В практических условиях обычно используют условное деле-
нии угля на экспериментально более просто определяемые части.
25
Взамен величины содержания минеральных примесей применяется
показатель - зольность угля (А), представляющий собой массу не-
органического остатка (золы) после полного сжигания топлива в ус-
тановленных условиях, отнесенную к единице массы угля.
Определённым аналогом органической части угля служит его сухая
беззольная часть (100-W-A). По ГОСТ 17070-87 [12] как органиче-
ская масса угля определяется условная масса угля без общей влаги
и минеральной массы (100-W-MM); для которой в ИСО 1170-77 ис-
пользуется термин “сухое, свободное от минеральной массы со-
стояние”. Используемое ранее понятие “горючая часть топлива" [1],
в которую входили элементы органической части угля и пиритная
сера, не вполне удачное, поскольку кислород и азот в процессе го-
рения играют иную роль, чем углерод, водород и сера, и, скорее,
могут характеризоваться как “внутренний балласт топлива”.
Для характеристики качества топлива (состава и свойств) ис-
пользуется достаточно широкий спектр показателей. Показатели ка-
чества топлива обозначаются символом во многих случаях с двумя
индексами: выражающим состояние топлива (верхним) и при необ-
ходимости уточняющим (нижним), который, отражает такие моменты
как метод определения, разновидность компонента, и другие. На-
пример, обозначение Spd означает содержание пиритной серы на
сухое состояние топлива; Sd - содержание серы общей на это со-
стояние. Согласно ИСО 1170-77 и в ряде зарубежных публикаций
все индексы располагают внизу справа от символа, сначала уточ-
няющие, потом — выражающие состояние топлива. Так, рассмот-
ренное выше содержание пиритной серы на сухое состояние
топлива обозначается как Spd. Использованные в этой книге показа-
тели и их обозначения приводятся по мере упоминания. Здесь при-
ведём наиболее широко используемые: Wt- влага общая, А-
26
зольность, С, Н, St, N, О - содержание углерода, водорода, серы
общей, азота и кислорода, V - выход летучих, Q - теплота сгорания.
2.1. Состояние топлива. Пересчёт показателей для раз-
ных состояний топлива
Содержание частей угля и отдельных компонентов выража-
ется как доля в процентах от его массы (рис.2.1).
%масс.
Рис. 2.1. Диаграмма состава в расчёте на рабочее состояние на приме-
ре ирша-бородинского угля
Очевидно, что выражение компонента как доли от общей
массы, приводит к изменению его содержания при изменении дру-
1их составляющих состава. Например, в рабочем состоянии при
изменении влаги изменится зольность топлива при том, что ника-
кого реального добавления или удаления минеральных примесей
не было. Для возможности сравнения содержания компонентов и
показателей топлива не зависимо от изменения других, не влияю-
щих на анализируемый, и для классификационных целей исполь-
зуется пересчёт состава и показателей топлива в разное
состояние (на разную массу по старой терминологии), то есть при-
нятие за 100% разного набора составляющих компонентов. Пере-
чень обычно используемых состояний топлива и их определение
дано в таблице 2.1.
Состав топлива для приведённых состояний показан на
рис. 2.2 (для случая, когда аналитическая влага численно совпа-
27
дает с влагой воздушно сухого состояния состав топлива для этих
состояний одинаковый).
Таблица 2.1.
Состояние топлива по ГОСТ 17070-87 и/или ИСО 1170-77
Состояние топлива Индекс Характеристика
Рабочее as received basis г состояние топлива с таким содер- жанием влаги и зольностью, с ко- торыми оно добывается, отгружается или используется
Сухое dry basis d состояние топлива без содержа- ния общей влаги (кроме гидрат- ной)
Сухое беззольное dry ash free basis daf условное состояние топлива без содержания влаги и золы
Воздушно-сухое air-dried basis ad состояние угля, которое характери- зуется установлением равновесия между влажностью угля и влажно- стью окружающей атмосферы
Аналитическое analysis basis а воздушно-сухое состояние анали- тической пробы угля
Влажное беззольное ash free af условное состояние угля без золы, но с общей влагой, соответствую- щей максимальной влагоемкости угля
Органическая масса угля по ГОСТ 17070- 87 о условное состояние топлива без содержания влаги и минеральной массы
Сухое свободное от минеральной массы dmmf
Индекс С Н О N S Балласт
Зола А Влага
Wex
daf Состояние сухое беззольное
d сухое
а аналитическое
г рабочее
af влажное беззольное
Рис. 2.2. Состав угля для разных состояний топлива
28
В зарубежной практике и литературе также используется представление
материального баланса угля на рабочее состояние с суммированием элемен-
тов воды (Н, О) с этими элементами из состава сухой беззольной массы угля.
Го есть. Cr+ Sr+ N'+ СУ+ Аг=100, %, где Х= Hr+ HrBnafa и СУ= О'+ ОгвЛага. Со-
держание водорода и кислорода в угле в привычной записи при условии, что
содержание влаги задано, определяется как Нг = Н'-О.иг-У/ и Ог = (У-
o.eee-w'.
Пересчёт содержания компонентов для одного из перечис-
ленных состояний в другое состояние выполняют при помощи ко-
эффициентов, которые приведены в ГОСТ 27313-95* [13а],
справочной литературе [6, 14, 15] и отчасти продублированы в
габл. 2.2.
* - Примечание: Применение ГОСТ 27313-95 прекратилось на террито-
рии РФ с 01.07.2012 в части Приложений А и В с введением в действие ГОСТ
Р 54245-2010 [136] (Приказ Госстандарта от 23.12.2010 N 1044-ст).
Таблица 2.2.
Множители для пересчета состава конкретной пробы топлива
с одного состояния на другое
Исходное состояние топлива Множители пересчёта в состояние топлива
рабочее, г аналити- ческое, а сухое,d сухое без- зольное. daf
Рабочее, г 1 100-И'а 100-Н'г 100 100
100-1Р/ ЮО-С^Ч/Г)
Аналитическое, а юо-и/ 100-И,а 1 100 100
100-1Г" Ю0-(И'°+/1о)
Сухое, d юо-и/ 100 100-ГКа 100 1 100 юо-л^
Сухое беззоль- ное, daf 10О-(^Г+Я') 100 100-(1Г°-Ы°) 100 100-л' 100 1
Не повторяя здесь выкладок [1] по выводу приведённых мно-
жителей, предлагаем простое правило построения соответствую-
щей формулы коэффициента пересчёта, которое требует
представления о том, чем отличаются анализируемые состояния
29
по компонентам и в каком из них процентная доля компонен-
тов больше (рис 2.2, 2.3 на цветной вкладке). Например, мы зна-
ем, что сухое беззольное состояние отличается от аналитического
отсутствием золы и аналитической влаги и что процентное содер-
жание соответствующих компонентов в сухом беззольном состоя-
нии больше. Тогда, коэффициент пересчёта из аналитического в
сухое беззольное состояние записывается как отношение, в кото-
ром в числителе 100 и в знаменателе разность 100-Wa-Aa.
Для углей с высоким содержанием золы, для которых содержание диок-
сида углерода из карбонатов СОга или гидратной влаги WMm высокое (СОга>2%
и Wmm > 2 %), на зольность вносятся поправки (A+COz и A+Wmm). и эти значе-
ния используются при расчёте коэффициентов пересчёта.
Для анализа процессов и показателей, связанных с поведени-
ем минеральной части углей (шлакование, коррозия и другие) ис-
пользуется условный пересчёт на зольность [16]. Коэффициенты
пересчёта приведены в табл. 2.3. Таблица 2.3.
Множители для условного пересчета состава конкретной пробы на
зольность
Исходное состояние топлива Множители пересчёта в состояние топлива
сухое,d сухое без- зольное, daf зола,ash
сухое, d 1 100/ (100-Ad) 100/А°
сухое беззольное, daf (100-Ad) /100 1 (100-Ad)/Ad
зола.ash Ad/100 - 1
Необходимо особо подчеркнуть, что приведённые в ГОСТ
27313-95, ГОСТ Р 54245-2010, справочной литературе и в таблице
2.2 коэффициенты справедливы только для пересчёта на разное
состояние результатов по конкретной пробе. Они также позво-
ляют анализировать состав при изменении влажности топлива. Для
пересчёта с влажности У\А на W2 показатели умножаются на коэф-
100-JF,
фициент пересчёта: ioo-jf, •
30
В отличие от ошибочной рекомендации ГОСТ 27313-95 эти ко-
100-Я,
эффициенты и выводимый из них коэффициент 100-4 (аналог при-
ведённому выше при изменении влажности) не применимы для
пересчёта элементного состава, величины выхода летучих и тепло-
1ы сгорания при изменении зольности угля. Точнее, они применимы
при использовании вместо экспериментальных, назовем их исправ-
ленными, значений элементного состава и величины выхода лету-
чих. Эта неприменимость обусловлена упоминавшимися
факторами: определением при принятых методах исследований
элементного состава как суммы органических элементов собственно
угольного вещества и минеральной части и балластированием ле-
гучих продуктами из минеральной части.
Для исследованных углей оценка влияния зольности на экспе-
риментально определяемые элементный состав и выход летучих (V)
может быть выполнена с использованием корреляционных зависи-
мостей анализируемых показателей от зольности [17]. Автором
обосновано, что содержание экспериментально определяемых ком-
понентов Э при неизменном составе органической и минеральной
чнстей угля при балластировании описывается линейными уравне-
ниями смешения:
Эй'= Ь10 + а10Р0 и Э"= Ь2„ + a20< (2.1)
где Э - один из элементов С, Н, S, N, О или выход летучих V;
Ро= 100/(100- Ad);
а10, Ыо, а20= - 0,01- Ь1о, Ь2О= (Ы0+а10) -эмпирические коэф-
фициенты.
Обратим особое внимание, что такой пересчёт позволяет
оценить элементный состав и выход летучих, соответствую-
щий экспериментально определяемому, но не реальный. Очевидно,
31
что реальный элементный состав и выход летучих от зольности не
зависят.
На рис. 2.4 для примера показаны результаты исследований и корреля-
Рис. 2.4. Изменение элементного
состава и величины выхода летучих
майкубенского угля в зависимости от зольности, (а) - в пересчёте на сухое без-
зольное состояние; (б) - на сухое; точки - экспериментальные данные, линии -
уравнения корреляции в виде уравнений (2.1)
При балластировании сухой
беззольной массы компонентами
минеральной части, естественно,
изменяется значение теплоты сгора-
ния этого состояния (рис. 2.5).
Рис. 2.5. Зависимость теплоты
сгорания от зольности. 1 - Q,daf, 1' -
Q.°, 2 - Qd, 2' - QdiHcnP.
Значения эмпирических
коэффициентов Ь1о, а10 для
широкого круга углей приведены в справочнике УралВТИ по энерге-
тическим углям [15].
32
Повторимся, что зависимость состава и теплоты сгорания су-
хого беззольного состояния угля от зольности отражает лишь не-
совершенство методов исследований.
Балластирование летучих, связанное с преобразованиями ми-
неральной части при относительно высоких температурах, на прак-
1ике проявляется не во всех случаях. Например, этого не
происходит при низкотемпературном окислении угля при хранении.
11аучный и практический интерес представляет состав, выход лету-
чих и теплота сгорания собственно органической части угля (сухого,
свободного от минеральной массы состояния).
Формально формулы коэффициентов пересчёта примени-
юльно к сухому, свободному от минеральной массы состоянию
(dmmf или О по ГОСТ 27313-95) соответствуют формулам для сухо-
ю беззольного состояния при замене значения зольности А величи-
ной минеральных примесей ММ, и в таком виде они приведены в
материалах некоторых ГОСТов и в справочной литературе. Факти-
чески по изложенным выше соображениям такой пересчёт, без учё-
m поправок на балластирование органической части элементами из
минеральной части топлива, целесообразен как определённое при-
ближение для пересчёта С и теплоты сгорания Q, и не имеет смыс-
ли для остальных элементов, что, например, иллюстрируется
отличающимся составом сухого, свободного от минеральной массы
состояния конкретного угля в зависимости от зольности или содер-
жания минеральной массы, рис. 2.6.
Информация об экспериментальных и расчётных методах
оценки содержания минеральной массы ММ дана в разделе 2.2.
Очевидно, что при наличии корреляционных зависимостей типа (2.1)
сослав и показатели органической (сухого, свободного от минераль-
ной массы состояния) части углей может быть определён их экстра-
33
полицией до значения зольности Ad=0 (рис. 2.4-2.6), то есть Э°= Ь2О-
“исправленные" значения, то есть выход летучих и содержание эле-
ментов в собственно органической части угля, в пересчёте на дру-
гое состояние определяется с использованием коэффициентов
пересчета табл. 2.2 как
Эиспр6 = 3°-(100-Ad)/100,% и 3MCnpr=3°-(100-Wr-Ar)/100,% (2.2)
Использование изложенного подхода требует проведения ис-
следований для представительной совокупности проб конкретного
угля разной зольности. Из-за переменного состава органической и
минеральных частей для некоторых углей не удаётся получить дос-
товерные корреляционные зависимости.
Раннее в УралВТИ [18, 19] и за рубежом [20] были предложены
графические методы оценки “исправленных" значений выхода лету-
чих, содержания элементов и минеральной массы. Использование
' 34
графического метода на примере экибастузского угля разреза Бога-
1ырь показано на рис. 2.7.
Рис. 2.7. Иллю-
<: грация графического ме-
года оценки поправки на
содержание компонентов
из минеральной части.
Сущность метода
заключается в графи-
ческой экстраполяции
экспериментальных дан-
ных по теплоте сгорания
(1) до значений Q6d=0 и
определении значения
зольности Аюомм. Это
значение соответствует
отсутствию органического
аощества или, по друго-
му, сто процентному зна-
чению зольности в мас-
анабе минеральной мас-
сы Далее, до этого зна-
чения зольности экстра-
полируются эксперимен-
тльные значения анали-
•ируемого элемента или выхода летучих (2) и определяется значение поправки
л »'1 Поправка ДЭ* при текущей зольности Ad находится по прямой (3). “Ис-
правленное" содержание элемента для зольности Ad определяется как
14>=3d-A3d.
Этот метод, как и изложенный выше применим только при исследовании
совокупности проб конкретного месторождения с разной зольностью. Опреде-
ляемые по графику 2.7 поправки A3d на содержание компонентов из минераль-
ной части и "исправленные" значения выхода летучих и содержания элементов
можно определить аналитически при известных эмпирических коэффициентах
35
уравнения (2.1): а20, Ь2О, а2о и Ь20 (или а1о, Ь1а, а10 и Ь1о). Здесь нижний ин-
декс "Q" для зависимости теплоты сгорания и индекс “о" для анализируемого
элемента или величины выхода летучих. Расчётные зависимости имеют вид:
А100мм= - Ь20/ а2о, A3d= Ь20+ а20- А100мм и ЛЭ,” =ДЭ" Ad/ А100мм,% (2.3)
Отношение минеральной массы к зольности (коэффициент со-
держания минерального вещества) КМм = ММ / А определяется как
Кмм = 100/ А,оомм = -100- а20/ Ь2а. (2.4)
Обратим внимание, что при высоких значениях зольности ве-
личина поправки может быть существенной. Так, в приведённом
выше примере (рис. 2.7) при зольности экибастузского угля Ad= 48%
примерно третья часть летучих (!) приходится на долю негорючих
компонентов из минеральной части.
Для единичной пробы, если корреляционные зависимости для анализи-
руемого угля отсутствуют, пересчёт экспериментальных данных на сухое,
свободное от минеральной массы состояние с учётом поправки на её балла-
стирование компонентами минеральной части согласно ИСО-1170-77 выпол-
няют по формуле (запись формулы здесь приведена в общем виде и с
использованием более привычных обозначений, в частности W вместо М и
индекса "а" вместо "ad"):
Л “ Л7 > * 100-И--ЛЛ/- .% (2-5)
где 3j,% - один из элементов или величина выхода летучих: С, Н, S, О, V; Д,® -
поправка к массовой доле соответствующего элемента или выходу летучих;
азот N не содержится в минеральной части угля, поэтому для этого элемента
поправка не вносится.
Состав минеральной части разных углей кардинально отличается, и со-
ответственно отличаются поправки Д®. В частности с этим связано отсутствие
единых, признанных во многих странах методов их оценки для ряда элемен-
тов. Ниже приводятся поправки для углерода и серы в соответствии с ИСО-
1170-77. Кислород с учётом поправки определяется как разность из 100%
суммы элементов с поправками. Оценка поправки на содержание водорода в
составе гидратной влаги рассмотрена в следующем разделе.
36
Для углерода Дса= 0,237 -CO/,%, где СО2а - массовая доля диоксида уг-
лпрода из карбонатов, определяемая из аналитической пробы по ИСО 925.
Для серы &sa= Sa-Spa-Ssa,%, где Sa,Spa,Ssa - содержание общей, пирит-
нои и сульфатной серы (раздел 9.2).
Коэффициенты пересчёта на разное состояние теплоты сгорания при-
НОДЛН1.1 в следующем разделе.
2.2. Широко используемые показатели качества
топлива. Справочные показатели
Показатели качества угля как ископаемого органического то-
НЛИпа, характеризующие безопасность продукции и подлежащие
оОнзательному включению в документацию, по ГОСТР 51591-2000
включают: зольность Ad, массовую долю общей серы Std,
к пора Cld и мышьяка Asd. Предельно допускаемые значения этих
покизателей для рядовых углей, промпродукта, отсева и шлама
пошавляют: Ad< 45; Sd<4,5; Cld<0,6; Asd<0,02% масс.
На ТЭС объём испытаний показателей угля ограничивается
гимническими характеристиками (ГОСТ Р 53357-2009, ИСО
1/246:2005) [216].
Технический анализ твердого минерального топлива включа-
<>| определение влаги, зольности, выхода летучих веществ и рас-
чиг нелетучего углерода. Полученные результаты пересчитывают
нн различные состояния топлива. За пределами этого стандартно-
in определения в технический анализ обычно включают и опреде-
ление теплоты сгорания топлива.
Реально перечень определяемых характеристик и показате-
п«1й входного контроля может различаться в зависимости от спе-
цифики топливного баланса и других факторов. Для
кнрлктеристики угля как энергетического топлива, в первую оче-
редь, интерес представляют такие показатели, как содержание
luinniicra (влага Wrt, зольность Ad) и теплота сгорания (Qr,), и на
37
ТЭС часто выполняют сокращенный технический анализ, состоя-
щий в определении этих показателей, с использованием справоч-
ных данных по топливу для неопределяемых.
Конструкция котлов, узлов транспортировки и подготовки то-
плива, систем очистки дымовых газов и золоудаления в отличие от
остальных частей ТЭС, в определяющей мере зависит от свойств
угля. Поэтому при проектировании оборудования и для решения
вопроса об использовании непроектного топлива требуется широ-
кий круг показателей, часто уникальных. В разделе 3 рассмотрен
минимальный набор показателей, необходимых для правильного
выбора конструкции и параметров оборудования, для анализа
влияния использования непроектного угля.
Ниже дан краткий обзор основных показателей технического
анализа угля и далее перечень показателей, приводимых в тради-
ционной справочной литературе.
2.2.1. Влага
Ископаемые, в том числе энергетические, угли всегда содер-
жат некоторое количество влаги. Влага как балласт топлива
уменьшает его теплоту сгорания (рис. 2.8) и, тем самым, увеличи-
вает массу добываемого,
транспортируемого и исполь-
зуемого топлива на единицу
энергии.
Рис. 2.8. Теплота сгорания уг-
лей с разной рабочей влагой (сово-
купность углей разной степени ме-
таморфизма 1Б + А и зольности)
При сжигании угля в котл
фиксированной конструкции по-
вышение влажности увеличивает потери тепла с уходящими газа-
38
ми и снижает к.п.д. котла (глава 4). Для подготовки к пылеугольно-
му сжиганию угля с различающейся влажностью требуется приме-
нение различающихся пылесистем и параметров сушильного
агента. Излишняя влага приводит к смерзанию угля зимой, ухуд-
шению его сыпучих (транспортабельных) свойств и созданию за-
труднений при разгрузке, на тракте топливоподачи и при подаче
угля из бункеров сырого топлива.
В то же время, рабочая влага угля не является произвольной
величиной. Например, бурый уголь низкой стадии метаморфизма
не может иметь рабочую влагу менее 30 %, в то время как камен-
ный уголь марки Т - выше 15 % (рис.2.9, 2.10).
Рис. 2.10. Влажность углей разной степени метаморфизма в зависимо-
сти от содержания углерода.
Это объясняется тем, что рост степени метаморфизма до
стадии низко-реакционных каменных углей сопровождается сни-
жением способности удерживать влагу (раздел 1.3). Закономерное
39
изменение содержания влаги используются в качестве классифи-
кационного признака.
В зависимости от формы связи влаги с углём различают сорб-
ционную (за счёт сил межмолекулярного взаимодействия), капил-
лярную (за счёт капиллярной конденсации), поверхностную влагу
(за счёт смачиваемости). Содержание в угле этих форм влаги зави-
сит не только от характеристик угля (сорбционная способность, по-
ристость и размер пор, смачиваемость), но и от внешних условий
(температура, относительная влажность воздуха, контакт с водой).
Кроме того, в состав минеральных молекул, преимущественно,
силикатов и сульфатов (например, каолинита AI2O3-2SiO2-2H2O, ил-
лита (AI(OH)2((Si,AI)2Os)) K(H2O), гипса CaSO4-2H2O и других) вхо-
дит влага, называемая гидратной. Вода в кристаллогидратах
содержится в строго определенных количествах независимо от об-
щей влажности топлива и внешних условий и выделяется из угля
при относительно высоких индивидуальных для каждого минерала
температурах (со 150°С для гипса и 400°С для алюмосиликатов).
Доля гидратной влаги возрастает при увеличении зольности топли-
ва.
Экспериментально влага в угле определяется по относитель-
ной потере массы при высушивании W= 100-(m'-m'')/m',%, где m'-
исходная масса пробы, т"- масса после высушивания. Влага не
является абсолютной величиной, и в зависимости от диапазона
температур сушки и других внешних условий получаются раз-
ные значения влажности.
В практике используются следующие понятия:
- Влага общая в рабочем состоянии, Wtr. По ГОСТ Р 52911-
2008 [22а] (ранее применялся ГОСТ 27314-91) и ускоренным мето-
дом по ГОСТ 11014-2001 [226] определяется одноступенчатым или
40
двухступенчатым методом путём высушивания пробы угля при
окончательной температуре t=105 -110 °C. Сущность одноступенчатого
мп i ода заключается в высушивании измельчённой пробы в сушильном шкафу
при 105 °C - 110 °C в атмосфере азота (метод В1) или на воздухе до постоян-
ной массы. При двухступенчатом методе проба топлива высушивается до по-
< тониной массы при комнатной температуре или в сушильном шкафу при
шмпоратуре не более 40 °C (первая ступень), измельчается и содержание вла-
|и определяются высушиванием навесок при 105 °C -110 °C в токе азота или на
ноздухе (вторая ступень);
- Влага воздушно-сухого состояния W* определяется по по-
юро массы рабочего состояния топлива при высушивании до рав-
новесного состояния при комнатной температуре или в сушильном
шкафу с температурой не более 40°С для бурых углей и не более 50
( для каменных углей. При использовании пробы, измельчённой до
прохождения через сито с номинальным размером ячеек 212 мкм и
доведённой до воздушно-сухого состояния, которое характеризует-
। и установлением равновесия между влажностью топлива и влаж-
ное тью окружающей атмосферы, влагу воздушно-сухого состояния
ни 1ывают влагой в аналитической пробе топлива или аналитиче-
• кой W® [22в]. Использование дополнительного термина связано с
iwm, что результат определения влаги зависит от размеров частиц
ш.ходного топлива. Аналитическая влага, определённая в регла-
мпнтированных условиях (температура 20°С, относительная влаж-
ность воздуха <р=60%) и используемая для количественной
характеристики сорбционной способности углей называется гигро-
I конической, W™.
Влагу воздушно-сухого состояния или в других терминах влагу
ушя, удерживаемую сорбционными и капиллярными силами, также
ннлывают связанной (ГОСТ 17070-87) влагой Wh (ранее исполь-
туомый термин - внутренняя влага в настоящее время не должен
41
применяться), а выделяющуюся при её определении влагу - сво-
бодной Wex. При последовательном экспериментальном определе-
нии влаги общей как суммы внутренней и внешней учитывается, что
при определении внутренней влаги исходная масса относится к ра-
бочему состоянию, а при определении внешней - к воздушно-
сухому.
Внутренняя и внешняя влага не одинаково влияют на свойст-
ва углей, что рассмотрено при изложении вопросов смерзаемости
и сыпучих (транспортабельных) свойств углей (глава 7).
В практике также используется понятие максимальная влаго-
ёмкость Wmax или максимальная влажность топлива. Как следует
из названия, этот показатель определяет, какое максимальное ко-
личество влаги может содержать топливо. Значение опреде-
ляется путём высушивания пробы угля после насыщения его
водой и удаления поверхностной влаги за счёт естественного сте-
кания или за счёт обработки силикагелем [24].
Из приведённых сведений видно, что, так называемая, влага
общая Wt фактически таковой не является, поскольку не учитывает
гидратной влаги WMM, которая удаляется при более высоких тем-
пературах. Гидратная влага выделяется при сжигании угля, а в ла-
бораторных исследованиях при определении показателей
качества углей: при определении зольности и величины выхода
летучих. Отметим, что игнорирование наличия гидратной влаги не
влияет на материальный баланс дымовых газов, поскольку её
элементы учитываются в составе водорода Hdaf и кислорода Odaf
сухого беззольного состояния. Учёт гидратной влаги необходим
для правильной оценки водорода в составе органической части и,
тем самым теплоты сгорания, а также выхода летучих из собст-
венно угольного вещества и количества минеральной массы.
42
Экспериментальное определение гидратной влаги относится к числу уни-
мин.ных исследований. Например, в золе низкотемпературного озоления мето-
дом активации быстрыми нейтронами (fast-neutron activation, FNA или INAA)
определяется кислород и далее рассчитывается влага [24].
Из-за присутствия в минеральной части углей различных кристаллогид-
рата и соответствия химического состава минеральной части разным минера-
логическим составам, отсутствуют универсальные широко признанные методы
расчётной оценки содержания гидратной влаги. Чаще в отечественной (из об-
•op.i публикации [25]) и зарубежной литературе принимают, что гидратная вла-
ia находится только в алюмосиликатах (или в глине [26]) и составляет, в
родием, 0,1 их сухой массы. Развёрнутые формулы, в которых количество
алюмосиликатов (глинистых минералов) оценивается как разность суммы не-
• ипикатных компонентов в минеральной части из общего содержания мине-
ральной части, требуют выполнения большого количества разнообразных
анализов. Эти анализы включают определение пиритной Sp и сульфатной Ss
поры, карбонатов(СОг)м и оксидов железа Fe2O3B золе. Согласно [26] дополни-
inHi.HO требуется определение растворимых в кислоте железа Fepac»» и щепо-
ти Alkpncut и расчёт содержания кварца Qtz по сведениям о содержании
кремния и алюминия в золе. Ниже приведены формула В.С.Крыма (2.7) из
• лрлпочника [14] и (2.8) из публикации [26], где все составляющие должны быть
'•присчитаны на одинаковое состояние:
VW 0,1 [Ad- Fe2O3d - 1,25- Spd - 1.27 (00^-2,5 (SAd - Ssd) - 4,25SsdJ,(2.7)
Wmm ' 0,1[A-1,2452 Sp-1l274 (CO2)Art28 FepacTB-2,5 SA-Qfz-AfkpaCTa7 (2.8)
В [27] приводится формула, базирующаяся на том, что глинистые мине-
ралы в углях в основном представлены каолинитом, в котором на каждую мо-
лекулу AI2O3 приходится две молекулы Н2О:
Wmm= 0,353 А12Оз А/100, % (2.9)
• до, АЬОз. % - содержание алюминия в пересчёте на окисел в золе.
При наличии эмпирических зависимостей элементного состава от золь-
Hot.in типа 2.1 количество гидратной влаги оценивается как
Wmm= 8,94-ДНД % (2.10)
• д«» \Hid. % - поправка на содержание водорода в составе гидратной влаги для
шкущого значения зольности Ad, определяется по уравнениям типа (2.3).
43
Сравнение оценки гидратной влаги по уравнениям (2.9) и (2.10) для сово-
купности приведённых в справочнике (15] усреднённых показателей, по кото-
рым приведены коэффициенты уравнения (2.1) показано на рис. 2.11.
Видно, что при зольности свыше 30% содержание гидратной влаги для
каменных углей соизмеримо с общей влагой, в которой эта составляющая не
учитывается.
В заключение отметим, что со-
держание влаги, наряду со степенью
метаморфизма и влиянием внешних
факторов, зависит от размеров кус-
ков угля. Более мелкие фракции со-
держат больше влаги, что иллюстри-
руется рис. 2.12
Рис. 2.12. Зависимость влаж-
ности подмосковного бурого угля и
донецкого антрацита от размера
фракции (по данным [28]).
2.2.2. Зольность
Рис. 2.11. Содержание
гидратной влаги для широко-
го круга углей при разной
зольности. 1 - расчётные
значения и линия аппрокси-
мации значений оценки по
(2.9); 2 -линия 0,1 А°; 3 - ли-
ния усреднённых значений
оценки по (2.10).
средний размер фракции, мм
Минеральная масса как балласт уменьшает теплоту сгорания,
увеличивает массу угля на единицу энергии, что требует повышения
производительности топливно- транспортного, дробильного и раз-
мольного оборудования. При прочих равных условиях повышение
44
количества золы увеличивает износ оборудования, в том числе ко-
гольного, ведёт к росту выбросов в атмосферу и улавливаемого зо-
ло-шлакового материала. Последнее обуславливает необходимость
повышения производительности систем золоулавливания и золо-
удаления и, при отсутствии утилизации золы, более быстрое запол-
нение золоотвала [29]. При пылеугольном сжигании повышение
зольности угля ведёт к росту механического недожога [30] или рас-
ходам энергии на более тонкое измельчение; при сжигании высоко-
зольных углей в крупных топках дополнительно ухудшается
юплообмен в топочной камере [31].
Минеральная часть угля также определяет такие негативные
процессы как шлакование, загрязнение и коррозия, но в этих про-
цоссах более важную роль играет не количество золы, а состав ми-
поральной части (раздел 6).
Употребляемый в практике показатель зольности А, характе-
ризующий количество минеральной массы ММ, определяется [32]
кик массовая доля остатка при сжигании аналитической пробы топ-
лива в муфельной печи, нагреваемой с определенной скоростью до
юмпературы (815±10)°С, и выдерживаемой при этой температуре
до постоянной массы. Для бурых углей нагрев производят в течение 60 мин
in комнатной температуры до температуры 500°С, затем выдерживают при
(Пой температуре 60 мин и далее переносят в предварительно нагретый до
(пмпоратуры (815±10)°С муфель или продолжают нагрев в той же печи до этой
шмпературы и выдерживают ещё 60 мин. Для каменных углей и антрацитов
tаппаратуру 500°С поддерживают в течение 30 мин. Зольность вычисляют как
Л" (m3-mi)-100/(m2-mi),%Macc, где тт масса тигля, т2, т3- масса тигля с про-
пои и с золой соответственно.
Очевидно, что в отличие от влаги, повышение степени мета-
морфизма угля и соответственно уменьшение его органической час-
in ведёт к росту зольности при отсутствии добавления минеральных
45
компонентов. Для оценки роста зольности с ростом метаморфизма с
использованием для характеристики степени метаморфизма вели-
чины выхода летучих У™ автором предлагается следующая связь:
А. ~ кмо-^ 1UO’/o (2.11)
где KH O=1002/AdH.o и AdH.o= Ad0-100/(100- Vodaf),%- зольность нелетуче-
го остатка угля, принятого в качестве исходного;
Vdaf, Ad , % - текущая (задаваемая для анализа) величина выхода
летучих зольность и соответствующая ей зольность.
По результатам анализа (рис. 2.13) снижение выхода летучих с
Vda! =60% для бурого угля низкой степени метаморфизма до 5% для
антрацита в 2,2-2,7 раз повышает зольность в зависимости от золь-
ности исходного угля.
Рис. 2.13. Зольность углей Казахстана и Восточных регионов России (по
данным справочника УралВТИ [15]). (а) - анализ в сравнении с величиной вы-
хода летучих: (б) - анализ по маркам и группам углей. Точки - усреднённые
экспериментальные данные, 1 - усреднённая корреляционная зависимость. 2 -
расчёт по (2.11) для максимальной зольности антрацита 40%, 3 - расчёт по
(2.11) для минимальной зольности для бурого угля 1Б равной 4%.
Похожие результаты приводятся в [9] согласно которым без
привнесения или удаления кремния и алюминия при содержании
минеральных примесей в торфе 10% (на сухую массу) в результате
углефикации в угле их содержание составит 18%. То есть, добы-
' 46
моемые сегодня в США битуминозные угли получены из торфа с
юльностью менее 10 %.
Однако рассмотренный фактор не является определяющим в
зольности поставляемых на ТЭС углей и, в отличие от влажности,
•ольность не используется для классификации углей по степени ме-
|.1морфизма. Более существенную роль играют геологические фак-
юры, способ добычи и условия поставки.
Из рисунка 2.13 видно, что большое количество эксперимен-
шльных значений расположено выше линии 2, то есть высокая
юльность не связана с её естественным ростом при метаморфизме.
Для более полной характеристики угля, в частности, при пере-
счете результатов анализа на органическое состояние (раздел 2.1)
iкюбходимо определять минеральную массу топлива, которая
больше зольности.
Экспериментально содержание минеральной массы опреде-
лял гея с помощью физических и физико-химических методов (мик-
роскопический, радиоизотопный). Кроме того, и, наверно, более
употребительно оно определяется путем окисления (удаления) ор-
1инической части растворами (переоксид водорода, соляная, фто-
ристоводородная кислоты), либо озолением при пониженных
юмпературах, при которых преобразованиями минеральной части
можно пренебречь. В свою очередь, аппаратура и регламент озоле-
ния при пониженных температурах варьируются от метода длитель-
ного (80-150 часов) озоления в воздушной среде при температурах
но выше 350-450°С, например [19], до кислородного плазменного
озоления при температурах 100-200°С [33]. По ГОСТ [34] использу-
емся комбинация частичной деминерализации пробы угля обработ-
кой соляной и фтористоводородной кислотами с определением
по (ори массы угля, обусловленной кислотной обработкой, и затем
47
определение нерастворимой части минерального вещества озоле-
нием частично деминерализованного угля.
Для исследованных углей содержание минеральной массы
может быть в ряде случаев с достаточной для практики точностью
определено графически (рис. 2.7), либо аналитически (формула 2.4)
по корреляционным уравнениям.
Расчёт минеральной массы для единичной пробы произволь-
ного угля выполняют из следующих предпосылок. Зольность мень-
ше содержания минеральной массы и отличается от неё в силу
следующих, повторимся, процессов:
- выделение гидратной влаги из силикатов и сульфатов, на-
пример, CaSO4-2H2O=CaSC>4+ 2НгО,
выделение диоксида углерода из карбонатов
СаСОз=СаО+СО2,
- выделение хлора из хлоридов,
- сгорание пирита с потерей серы 4FeS2+11O2=2Fe2O3+8SO2,
- поглощение части серы оксидами основного состава
2SO2+2CaO+O2=2CaSO4.
Могут быть и другие превращения минералов.
Поправки на зольность, соответствующие последним четырем
процессам, можно вычислить достаточно точно с учётом химических
процессов, происходящих при озолении пробы на основании прямо-
го определения показателей. Расчётная формула имеет вид:
М = А + WM + (СО2)М + 0,625 Sp - 2,5 (Sa - Ss), (2.12)
где Sp, Ss, SA - пиритная, сульфатная разновидности серы и её
содержание в золе, (СО2)М - карбонаты в минеральной части. Рас-
чёт поправки на присутствие гидратной воды силикатов, которая
бывает больше суммы остальных поправок и рассчитывается наи-
менее надёжно, рассмотрен в разделе 2.2.1.
48
2.2.3. Теплота сгорания
Очевидно, что основной характеристикой топлива служит
удельное количество тепла, выделяющееся при сжигании единицы
его массы. Количество выделяющегося тепла зависит от условий
сжигания, и в этом плане используемое понятие теплота сгорания
является условным. Официальное определение термина теплота
сгорания по ГОСТ 17070-87 [12] как количества тепла, выделивше-
юся при полном сгорании единицы массы угля в калориметрической
бомбе в среде сжатого кислорода в установленных стандартом ус-
ловиях, очевидно, не вполне корректное. Это понятие характеризует
метод экспериментального определения теплоты сгорания, но не
унизывает, что используемое в практике значение этого показателя
отличается от экспериментального введением поправок, учитываю-
щих различие результата при высокотемпературном сжигании в
< роде кислорода и в воздухе.
Экспериментальный метод по ГОСТ 147-95 (ИСО 1928-76) ос-
нован на полном сжигании пробы угля в калориметрической бомбе в
изотермическом или адиабатическом режимах при постоянном объ-
имо в среде сжатого кислорода [35]. Измеряется подъем температу-
ры калориметрического сосуда за счет теплоты, выделившейся при
• и орании топлива и вспомогательных веществ, а также при образо-
цлнии водных растворов азотной и серной кислот в условиях испы-
ГЯНИЯ.
При изотермическом режиме испытания в водяной оболочке калори-
Moipii поддерживается постоянная температура с погрешностью до ±0,2 °C;
прирост температуры сосуда требует введения поправки на теплообмен ка-
пориметра с окружающей средой. При адиабатическом режиме в водяной
пПолочке поддерживается температура, отличающаяся от температуры сосу-
на после сжигания пробы топлива не более чем на 0,2°С. При установившем-
• и равновесии изменение температуры сосуда калориметра не должно
49
превышать 0,0005 °С/мин, и введение поправки на теплообмен калориметра с
окружающей средой не требуется. Современные калориметры представляют
собой автоматизированные устройства, обеспечивающие автоматическое за-
поминание и обработку данных калориметрического опыта с выводом инфор-
мации на индикатор и печать.
В теплотехнике при использовании теплоты сгорания исходят
из того, что содержащиеся в горючей части топлива водород и угле-
род окисляются до состояния высших окислов этих элементов - Н2О
и СО2, сера - до SO2, а азот выделяется в виде простого вещества
N2. Именно такие продукты в основном образуются при сжигании
топлива в различных промышленных топках, в том числе топках
энергетических котлов.
Результаты сжигания топлива в калориметрической бомбе в
кислородной среде отличаются от традиционного сжигания с ис-
пользованием в качестве окислителя воздуха, прежде всего, окис-
лением серы до SO3. Кроме того, в среде кислорода окисляется
азот, что для традиционного сжигания не учитывается в плане теп-
лового баланса.
При сгорании топлива часть тепла тратится на парообразова-
ние влаги аналитической пробы Wta и образующегося при сгорании
водорода На. В зависимости от того, как учитывается это тепло,
различают высшую Qs и низшую Qj теплоту сгорания. Теплота сго-
рания называется высшей Qs, если она включает в себя теплоту
конденсации ОНго водяного пара, входящего в состав продуктов сго-
рания. В ряде стран, в частности в США, в качестве основного пока-
зателя энергетической ценности органического топлива
используется высшая теплота сгорания (обозначается как HHV).
Теплота сгорания аналитической пробы в бомбе 0%, в прин-
ципе, соответствует высшей теплоте сгорания топлива, поскольку
образующийся водяной пар в бомбе конденсируется. Отличие 0% от
50
о". обусловлено отмеченным выше различием состава продуктов
ci орания, что учитывается введением поправок на температурный
•ффект образования серного ангидрида и его растворения в воде и
•ффекта образования азотной кислоты, который условно принима-
•нся пропорциональным температуре сжигания или теплоте сгора-
ния Q6:
Qs = Об - 22,5-S6 -a-Qe, ккал/кг (2.13)
где 22,5 Se - теплота, выделяющаяся при окислении продуктов сгорев-
ший в бомбе серы от SO2 до SO3, и растворении последней в воде. Для топлива
и «Н1ЛОТОЙ сгорания более 3500 ккал/кг и массовой долей серы менее 4% до-
iiyi-киотся использовать результаты определения общей серы St; при сжигании
• оросодержащих топлив количество серы Sa6, перешедшее в серную кислоту
при сжигании топлива в бомбе, определяют путем анализа раствора, извлекае-
мою из бомбы после опыта;
(x Q6 - теплота образования азотной кислоты в бомбе. Коэффициент
пропорциональности а, найденный по усредненным опытным данным, состав-
ит о 0,0010 для тощих углей и антрацитов и 0,0015 для остальных углей.
В традиционных энергетических котлах уходящие газы имеют
I императу ру, при которых водяные пары остаются в газовой фазе.
Поэтому тепловой эффект сжигания топлива получается меньше
высшей теплоты сгорания на величину Qhzo- Количество тепла, рав-
нин высшей теплоте сгорания за вычетом теплоты испарения воды,
выделившейся при сгорании угля, определяется как низшая теп-
ишнл сгорания топлива Q,:
Q"= Qsa- QH2oa= Qsa- 5.83(Wta+8,94Ha), ккал/кг (2.14)
Из приведённых формул (2.13, 2.14) видно, что, для перехода
or экспериментально определяемых к используемым показателям
I оплоты сгорания, необходимо знание элементного состава топли-
пи I In ТЭС такой анализ обычно не выполняется, и, в частности, в
Практике отмечались случаи ошибочного использования неизмен-
iii.iM поправок при поступлении нового для ТЭС угля.
51
В нашей стране низшая теплота сгорания используется в каче-
стве показателя энергетической ценности топлива, то есть в распо-
лагаемое количество энергии, которое можно получить от 1 кг
топлива, заведомо не включается теплота конденсации образую-
щихся из него водяных паров. Это удобно при анализе расходов то-
плива, кпд котлов и иных теплотехнических расчётах. Однако,
следует иметь в виду, что технически использование этой теплоты
вполне возможно и всё чаще реализуется в современных неболь-
ших котлах с низкой температурой уходящих газов. Также имеются
экспериментальные энергетические котлы с температурой уходящих
газов ниже точки конденсации водяных паров за счёт применения не
коррозирующихся материалов. При анализе таких котлов с исполь-
зованием привычной низшей теплоты сгорания Q, возможно получе-
ние результата, по которому к. п. д. котла более 100%.
Как для состава и ряда других показателей, теплота сгорания
может быть выражена для разных состояний или частей угля, то
есть за единицу количества может быть принят 1 кг любого из рас-
четных состояний: рабочего, аналитического, сухого, сухого без-
зольного, органического. В том числе, для целей классификации
вычисляют теплоту сгорания условного состояния - влажного без-
зольного Qaf или влажного, свободного от минеральной массы Qmmf.
Пересчет высшей теплоты сгорания Qs с одного состояния на
другое не отличается от аналогичных пересчетов для показателей
состава топлива (таблица 2.2), поскольку величина Qs прямо про-
порциональна содержанию горючих веществ в угле при различных
состояниях. При этом подчёркиваем, как и для состава, что это
справедливо только для пересчёта на разное состояние резуль-
татов по конкретной пробе. Для разных проб угля теплота сгора-
ния сухого беззольного состояния зависит от зольности (рис. 2.5,
52
2 7), и необходимо пользоваться корреляционными уравнениями
• ила (2.1), либо "исправленными” значениями с учётом преобразо-
вания минеральной части при нагреве.
Зависимость низшей теплоты сгорания от состава топлива но-
си i более сложный характер, так как на неё дополнительно влияет
содержание влаги. Из-за громоздкости коэффициенты пересчёта
дня разных состояний здесь не приводятся. Для примера ниже при-
ведены наиболее употребительные формулы, из которых легко мо-
iyi быть получены формулы для иных состояний. Низшая теплота
ci орания сухого беззольного состояния на рабочее и обратно кон-
"ротной пробы пересчитывается по формулам:
Vi ---------ioo-------t ккал/кг (2.15)
О,Л'= 100 (Q!+5,83 W;)/(100- W'-A'), ккал/кг. (2.16)
При выполнении некоторых теплотехнических расчетов, на-
пример теплоты сгорания промежуточного продукта на отдельных
шипах сгорания и газификации топлива, возникает необходимость
об расчётной оценки. Такая оценка представляют интерес и потому,
что показывает связь теплоты сгорания топлива с его составом.
Возможность практикуемого использования расчётных методов для
проверки выполнения правильности определения теплоты сгорания,
полученной калориметрическим методом, не следует преувеличи-
вши, в силу не универсальности, меньшей точности (приближённо-
• пи) расчётных методов, особенно для высокозольных и
низкокалорийных углей.
Расчет теплоты сгорания по данным об элементном составе
11| основан на известном из термодинамики законе Гесса, согласно
которому суммарный тепловой эффект химических реакций, пере-
водящих реакционную систему из заданного начального в заданное
коночное состояние, не зависит от того, какие промежуточные со-
53
стояния проходит система в ходе этих реакций. Согласно закону
Гесса теплота прямого превращения топлива в продукты сгорания
— СО2, Н2О и SO2 равна сумме теплоты разложения горючей части
топлива на простые вещества — С, Н2, S, N2 и О2 (или это равно со
знаком минус теплоте образования 0ТОлло6р) и сгорания первых трех
из этих веществ, взятых с учетом их количества:
2— с . ПсгоР 4- и . псг°Р д. £ гупр _ гу*>р
1-m Vc +ioo ^//2 +Тоо Hs , (2.17)
где Qccrop, Он2аор. Qscrop- теплота сгорания углерода, водорода и се-
ры. При практическом использовании этой формулы основная
сложность заключается в правильном определении QTonn°6₽. завися-
щей от молекулярной структуры топлива и потому не поддающейся
строгому расчету. Топлива с одинаковым химическим составом мо-
гут иметь отличающуюся теплоту сгорания. В частности, разную те-
плоту сгорания имеет чистый углерод в зависимости от структуры.
Предложено несколько вариантов приближенного решения этой за-
дачи.
Наиболее используемая в мире до настоящего времени фор-
мула предложена еще в середине XIX в. французским химиком П.
Дюлонгом. В этой формуле принято, что весь кислород, находящий-
ся в горючей массе топлива, связан только с водородом и теплота
образования топлива приравнена к теплоте образования соответст-
вующего количества воды. Коэффициенты формулы варьировались
и отличаются в разных публикациях. В отечественных публикациях
формула Дюлонга имеет вид:
Qs<,°' = 80,8- С™* 344,6 ( Н"3' - <У“" IS)+25 SeM. ккал/кг (2.18)
Считается, что формула Дюлонга дает удовлетворительные
результаты для каменных углей; для бурых углей среднее значение
расхождения с фактической теплотой сгорания составляет 3% и до
7% для торфа [1].
54
В нашей стране более широкое применение получила формула
Д И. Менделеева:
Qsda' = 81 • C*'+ ЗООН*1'- 26(О^г-8см), ккал/кг. (2.19)
В этой формуле коэффициенты эмпирические, полученные пу-
igm обработки опытных данных, относящихся к широкому кругу орга-
нических веществ. По данным Топливной лаборатории УралВТИ [15]
ризница между рассчитанным по формуле 2.19 и определённым экс-
периментальным путём значениями теплоты сгорания при А'1 < 25%
может быть как отрицательной, так и положительной. При Ad > 25%
расчёт по формуле Д.И. Менделеева даёт более высокое значение,
чем по калориметру (достигая 200 и более ккал/кг).
К настоящему времени в разных организациях и в разных странах пред-
ложено достаточно большое количество эмпирических методов расчёта
। оплоты сгорания по сведениям о составе углей. Для использованных
для их вывода совокупностей проб они дают более точное совпадение с
жспериментальными значениями. Выбор лучших из них или их уточне-
ние применительно к банку данных по отечественным углям пока не вы-
полнен. В связи с использованием формулы Дюлонга, в том числе и в
нашей стране, отметим лишь, что применительно к усреднённым спра-
вочным данным [15] использование формулы Менделеева более пред-
почтительно, чем Дюлонга, а простое введение поправки на зольность
даёт приемлемый результат для всей совокупности. Среднее отклоне-
ние модуля расчётных и экспериментальных значений по формуле Дю-
лонга составляет 130 ккал/кг, по формуле Менделеева - 84 ккал/кг. Не
совпадение расчётных и экспериментальных значений при высокой
зольности, очевидно, обусловлено “ошибкой" эксперимента, связанной с
использованием условного сухого беззольного состояния вместо
органической части топлива (рис. 2.5, 2.7). Введение поправки в
55
традиционной для учёта этого фактора форме снижает среднее
отклонение до 60 ккал/кг:
(0“%™= (0><1а,)меНЯ-(100-1,03Ad)/(100-Ad), ккал/кг. (2.20)
Графически сравнение расчётных и экспериментальных значений
теплоты сгорания с учётом такой поправки показано на рис. 2.14.
Рис. 2.14. Сравнение расчёт-
ных и экспериментальных значений
для совокупности усреднённых дан-
ных справочника [15].
1- экспериментальные значения, 2 -
расчёт теплоты сгорания по форму-
ле Менделеева
50006000 70008000 9000
2.2.4. Справочные показатели
Справочники по энергетическим углям (например [14]) помимо
сведений, определяющих содержание балласта Wtr, W™ и Ad и теп-
лоту сгорания (теплоценность) топлива Q/, Q6daf, Qdaf, содержат
данные, необходимые для проведения теплотехнических расчётов,
выбора оборудования и режимов его работы. Среди них техниче-
ские характеристики:
- величина выхода летучих V*13’, %. Этот показатель во многом
определяет реакционные свойства топлива (раздел 5), выбор конст-
рукции и режима работы размольных и топочно-горелочных уст-
ройств. Как правило, на ТЭС, использующих низкореакционные
каменные угли, выполняется его экспериментальное определение.
За рубежом, в том числе и для целей классификации используется
также масса нелетучего остатка на сухое 100- Ad- V6, % или сухое,
без содержания минеральной массы 100-Vdmrnf или беззольное со-
стояние топлива 100-Vdaf. В дословном переводе этот показатель
имеет название "фиксированный углерод” (fixed carbon) и обознача-
56
ется Cfixed или CfiX. По смыслу, очевидно, лучше использовать термин
беззольный нелетучий остаток угля;
- коэффициент размолоспособности (Gfvt, и Gror.vti), HGI
(HI, Hardgrove Index). Безразмерный показатель. Как следует из на-
звания, характеризует размалываемость (дробимость) топлива и,
гем самым, определяет тип и размольную производительность
мельниц. В некоторых разработках используется также в качестве
показателя склонности угля к самоизмельчению во время транспор-
тировки и пересыпки. В нашей стране преимущественно использу-
ются отечественные методы определения показателя: ВТИ и ОР-
ВТИ; за рубежом метод определения по Хардгрову. Более подроб-
ная информация по этому показателю приведена в разделе 7.5.
В перечень технических характеристик включают также содер-
жание серы общей Sd,%. Присутствие серы ухудшает качество угля
как энергетического топлива. При сжигании углей сера в виде окси-
дов переходит в газообразную фазу и является загрязняющим ве-
ществом для окружающей среды. В самом котле присутствие
оксидов серы способствует шлакованию поверхностей нагрева, кор-
розии, повышению температуры точки росы. Следствием последне-
го является применение менее экономичных котлов с повышенной
температурой дымовых газов. Высокое содержание соединения се-
ры - пирита увеличивает абразивные свойства углей. В то же время,
влияние различных соединений серы на работу оборудования не
одинаково, и в справочной литературе приводятся сведения о раз-
новидностях серы: пиритной Spd и органической Sod, правда, по
отечественной традиции, только для высокосернистых углей. Более
подробно распределение серы по разновидностям рассмотрено в
разделе 9.
57
Органическая часть топлива в справочной литературе харак-
теризуется элементным составом на сухое беззольное состояние:
Qdaf ^daf, ^daf, Qdaf, в том числе> ВКЛЮЧЭЯ И Содержание СврЫ Общей,
условно пересчитанное на это состояние Scdaf. В зарубежной спра-
вочной литературе в состав элементного анализа также часто вклю-
чают содержание хлора CI, хотя, по-видимому, для большинства
углей (например, тургайские в Казахстане, силезские в Польше, угли
Британии) этот элемент преимущественно входит в минеральную
часть в виде хлоридов. Сведения по элементному составу, в первую
очередь, необходимы для расчёта количества и состава продуктов
сгорания, требуемого для горения расхода воздуха.
Минеральная часть углей, помимо зольности, в традиционной
справочной литературе характеризуется химическим составом зо-
лы, плавкостью золы и условиями начала надёжного жидкого шла-
коудаления. Средний (валовой) химический состав золы условно
выражается в виде предельных оксидов золообразующих элемен-
тов RnOm (макрокомпонентов): SiO2, AI2O3, TiO2, Fe2O3, CaO, MgO,
K2O и Na2O, выражаемых в %масс на бессульфатную ZRnOm=100%
или сульфатную ZRnOm+SO3=100% массу. Сведения о химическом
составе золы используются при расчётах показателей, характери-
зующих поведение золы в котле и системах её улавливания и
транспортировки (раздел 6). Сведения о плавкости золы: темпера-
тура начала деформации tA, размягчения (или полусферы) tB и жид-
коплавкого состояния tc традиционно включаются в справочную
литературу как характеристика шлакующих свойств углей, и по это-
му показателю за рубежом до сих пор выбираются условия обеспе-
чения бесшлаковочной работы топки и пароперегревателя,
например температура газов на выходе из топки. К настоящему
времени широко признана недостаточность и не оптимальность это-
58
io показателя для характеристики шлакующих свойств, но он сохра-
няется как обязательный в качестве сравнительной характеристики
высокотемпературного поведения золы. Нормированные условия
начала надёжного жидкого шлакоудаления включают значения тем-
пературы tHX,°C и вязкости днж, Па с, при которых на среднестати-
с.1ическом котле начинает обеспечиваться жидкое шлакоудаления
ио условиям текучести и значения вязкости и температуры для точ-
ки, принимаемой за прекращение течения шлака по условиям его
кристаллизации (температура и вязкость расхождения кривых на-
ipesa и охлаждения пробы в нашей стране to, т|0 и значения точки
перегиба зависимости вязкость - температура при охлаждении рас-
плава tcv.ricv за рубежом). Вязкость начала надежного шлакоудале-
ния для слабо кристаллизующихся шлаков не является физически
обоснованной константой и зависит от внешних условий, в частно-
С1И теплообмена в районе лётки [36], но служит удобной сравни-
гельной характеристикой углей для топок с жидким
шлакоудалением. В нашей стране принята вязкость т|мж= 20 Па с, за
рубежом г)^ 25 Па с.
Приведённые характеристики. В теплотехнике, наряду с со-
держанием компонентов как доли в процентах от единицы массы,
используются приведённые показатели, по сути представляющие
собой количество компонента на единицу энергии (тепла) и опреде-
ляемые как отношение содержания компонента к теплоте сгорания
угля, например, приведённая зольность Ап=А7О(г,%-кг/Мдж при Q,r в
Мдж/кг или An=Ar-1000/Qir, %-кгЮОО/ккал при Qjr в ккал/кг. Умножение
ни 1000 выполняется только для удобства предоставления результата.
Смысл использования приведённых характеристик состоит в том,
чго расход компонента через установку зависит не только от его со-
держания, но и от теплоты сгорания, так как ею определяется рас-
59
ход топлива [1], то есть расход компонента пропорционален не его
содержанию, а приведённой характеристике. Действительно, расход
топлива через котлоагрегат тепловой мощности QK.a равен
Bpp=QK.a/Qir. а расход золы: G3onW=(Ad/100)-Bpp=( QKa/100) • Ad/ Q,r.
Из полученного выражения видно, что при увеличении зольно-
сти количество летучей золы при прочих равных условиях возраста-
ет в большей мере, чем
зольность, поскольку при
этом одновременно сни-
жается теплота сгорания
и в установку подаётся
больше топлива [29].
Графически это показано
на рис. 2. 15.
Рис. 2.15. Иллюстрация
соотношения изменения
зольности, расходов топлива
(теплоты сгорания) и золы
С ростом, напри-
мер, зольности в 4 раза, расход топлива на котёл, обратно пропор-
циональный при прочих равных условиях теплоте сгорания, возрас-
тает менее чем в два раза. Однако расход золы и
пропорциональные ему выбросы в атмосферу, скорость заполнения
золоотвала, абразивный износ поверхностей нагрева увеличивают-
ся более чем в 6 раз.
Справочник УралВТИ [15] принципиально отличается от тра-
диционных следующими положениями:
- в традиционных справочниках приводятся усреднённые пока-
затели топлива и предельные значения по величине балласта. Ре-
ально поступающее на ТЭС топливо обычно имеет заметные
60
колебания показателей и с течением времени качество товарного
угля не постоянно. В традиционной справочной литературе отсутст-
вуют данные, позволяющие учитывать влияние этих изменений на
состав и свойства минеральной части, а оценка теплоты сгорания и
элементного состава из условия их постоянства на сухое беззоль-
ное состояние, как показано выше, может давать значительную по-
(решность. В справочнике [15] для большинства из изученных углей
приведены рассчитанные методом наименьших квадратов корреля-
ционные зависимости по составу, теплоте сгорания и ряду дру-
гих показателей в зависимости от зольности; изменение
показателей в зависимости от влажности находится простым пере-
счётом с использованием коэффициентов табл. 2.2. Отсутствие для
некоторых углей корреляционных зависимостей, как правило, сви-
детельствует о том, что для этих углей характерно изменение со-
става, которое не связано с изменением зольности топлива
(минеральной и, в меньшей мере органической, частей);
- в традиционных справочниках приводятся сведения, экспе-
риментальное и расчётное определение которых регламентировано
международными и национальными стандартами и по которым на-
коплен материал для большинства углей. Приведённый выше пере-
чень справочных материалов показывает, что их не достаточно для
прямой оценки многих важных или даже определяющих показателей
работы оборудования ТЭС и технологических процессов. Коротко
основные из них: транспортабельные (сыпучие) свойства, склон-
ность к окислению и самовоспламенению, взрывоопасность, шла-
кующие свойства. В справочнике [15] эти свойства отражены вне
злвисимости, как много углей исследовано тем или иным методом, в
пиде альтернативных результатов при использовании разных мето-
дов или оценочных расчётных результатов при отсутствии экспери-
61
ментальных данных и/или единой признанной методики определе-
ния. В последнем случае пользователю даётся право доверять вы-
бранным авторами методам расчёта или выполнить
самостоятельную оценку по приведённым экспериментальным дан-
ным.
В справочной литературе угли классифицированы по место-
рождениям (бассейнам, угледобывающим и обогатительным пред-
приятиям, отдельным пластам и т.п.), а также по типам, маркам,
группам, классам углей в соответствие с принятой классификацией.
2.3. Классификация энергетических углей
В силу широкого разнообразия углей по своим характеристи-
кам и свойствам в коммерческих целях, для учёта, возможного и це-
лесообразного использования, применяется их классификация по
наиболее важным признакам. Используется классификация по гене-
тическим (в зависимости от характеристики исходной растительно-
сти и условий углеобразования) и промышленным признакам,
характеризующим их пригодность к использованию в тех или иных
отраслях промышленности, технологиях и установках. Однако ника-
кая из приближённых систем классификации не способна отразить
различия сложной структуры и состава углей.
Пример генетической классификации углей приведён в
табл. 2.4. Таблица 2.4.
Генетическая классификация углей (2]
происхож- дение Стадии углеобразования
торфяная буроугольная каменноугольная антрацитовая
гумиты торфы бурые угли каменные угли антрациты
сапропели- ты сапропели кеннели, бог- хеды кеннель-богхеды донецкие салро- пелиты антраци- товой стадии
Классификация может иметь общенациональный, междуна-
родный статус и регламентироваться соответствующими стандар-
тами, либо разрабатываться и применяться для какого-то
62
определённого направления использования угля, процесса, объекта
или решаемой задачи, например разделение углей на группы по ус-
ловиям хранения, взрывоопасности, типу золы, шлакующим свойст-
вам.
Как отмечалось, ряд показателей углей взаимосвязан и для
классификации с большим или меньшим успехом могут использо-
ваться отличающиеся параметры классификации, что дополнитель-
Рис. 2.16. Пример закономерного изменения ряда показателей примени-
юльно к разделению углей на классы и группы по классификации ASTM, США
|(i l|. Показатели: а - Сах. б - Vdaf. в - W f, г,д - показатели отражения витрини-
тп; Классы и группы: 0 - древесина, I - лигнит, II - суббитуминозные, III - высо-
кореакционный битуминозный, IV - среднереакционный битуминозный, V -
низкореакционный битуминозный, VI - полуантрацит, VII - антрацит
В нашей стране применяется классификация гумусовых углей
по ГОСТ 25543 [37], которая относится к числу, так называемой,
промышленно- генетической, где технологические свойства углей
увязаны с их генетическими особенностями. Классификация приме-
няется в различных отраслях. Последнее определяет использова-
63
ние в этой классификации, наряду с определяющими для энергети-
ки показателями, также и показателей, не используемых для харак-
теристики углей как энергетического топлива, таких как толщина
пластичного слоя, индекс Рога, а также не совпадение в ряде слу-
чаев этой классификации с классификацией по промышленным при-
знакам. Перечень используемых в ГОСТ 25543 показателей для
классификации приведён в табл. 2.5.
Таблица 2.5.
Показатели и методы определения классификационных параметров
Наименование параметра стандарт метода определения па- раметра
Теплота сгорания на влажное беззольное состояние Q, . МДж/кг ГОСТ 147-95
Толщина пластического слоя у, мм Максимальное расстояние между поверхностями раздела: уголь - пластическая масса - полукокс, определяемое при пластомет- рических испытаниях угля в установленных условиях ГОСТ 1186-87
Выход смолы полукоксования Т^03' , % Масса жидких продуктов разложения единицы массы угля при его нагревании без доступа воздуха ГОСТ 3168-93
Выход летучих веществ V*331, % ГОСТ 6382-91
Объемный выход летучих веществ Vv, cmj/t Объем летучих веществ единицы массы угля/. Используется для классификации антрацитов. ГОСТ 7303-90
Максимальная влагоемкость Wm.nx, % ГОСТ 8858-93
Индекс Рога R1, ед. Показатель, характеризующий спекающую способность угля и определяемый по прочности нелетучего остатка, полученного при быстром нагревании смеси угля с инертным материалом ГОСТ 9318-91
Содержание фюзенизированных компонентов на чис- тый уголь £ОК, % Суммирование в определённой пропорции долей макрокомпо- нентов (мацералов) групп инертинита и семивитринита ГОСТ 9414.3-93
Показатель отражения витринита Ro г, % ГОСТ 12113-94
Анизотропия отражения витринита AR, % Различие значений показателя отражения витринита в зависи- мости от его ориентирования по отношению к напластованию. Используется для классификации антрацитов. ГОСТ 12113-94
Показатель свободного вспучивания 81 Свойство угля в пластическом состоянии увеличиваться в объе- ме под воздействием выделяющихся летучих веществ ГОСТ 20330-91
По ГОСТ 25543 генетический ряд гумусовых углей в зависимо-
сти от их основных признаков (табл.2.6) разделён на три вида.
64
Классификация углей по видам
Таблица 2.6
Вид угля Средний показа- тель отражения витринита, Ro, % Теплота сгорания на влажное беззольное состояние, Qafs, ккал/кг Выход летучих ве- ществ на сухое, без- зольное состояние, V<*af, %
Бурый <0.60 <5700 -
Каменный 0,4-2,39 5700 и больше 8 и более
Антрацит 2,40 и больше - <8
В качестве признаков приняты средний показатель отражения
витринита, теплота сгорания на влажное беззольное состояние Qafs
и выход летучих веществ на сухое беззольное состояние V^.
В свою очередь каждый вид угля объединяет определённый
перечень марок, групп и подгрупп. Всего выделено 17 марок, при
этом, для бурых углей и антрацитов - по одной марке (соответст-
венно Б и А), для каменных - 15. Различают следующие марки и
группы каменных углей: длиннопламенные -Д, длиннопламенные га-
зовые - ДГ, газовые - Г (1 Г, 2Г), газовые жирные отощённые - ГЖО
(1ГЖО, 2ГЖО), газовые жирные - ГЖ (1ГЖ, 2ГЖ), жирные -Ж (1Ж,
2Ж), коксовые жирные (КЖ), коксовые - К (IK, 2К), коксовые отощён-
ные - КО (1КО, 2КО), коксовые слабоспекающиеся низкометамор-
физированные (КСН), коксовые слабоспекающиеся - КС (1КС, 2КС),
отощённые спекающиеся - ОС (ЮС, 2ОС), тощие спекающиеся (ТС),
слабоспекающиеся - СС (ICC, 2СС, ЗСС) и тощие - Т (IT, 2Т). У ан-
трацитов выделяют 3 группы - А (1А, 2А, ЗА).
Каменные угли делятся на марки и группы в зависимости от
совокупности показателей отражения витринита (Ro), выхода лету-
чих веществ (Vdaf) и толщины пластичного слоя. В приведённом ря-
де марок каменных углей выход летучих снижается от Д к Т:
Д-ДГ-Г- ГЖО - ГЖ-Ж-К-КО- КСН - КС - ОС - ТС - СС-т
Однако граничные значения Vdaf углей одной и той же марки
разных месторождений и с учётом других используемых показате-
65
лей не совпадают. Граничные значения Vdaf для марок углей по ме-
сторождениям даются дифференцированно.
В энергетике используются угли, не пригодные для использо-
вания в других отраслях по тем или иным показателям (не коксую-
щиеся, высокозольные и т.п.). По маркам к энергетическому топливу
относятся бурые угли Б, антрациты А и каменные угли марок Д, ДГ,
Д, СС и Т. Их положение в генетическом ряде видно из приведённой
выше строки марок, где они выделены курсивом и подчёркиванием.
Угли других марок в энергетику поступают в виде отходов углеобо-
гащения или как экибастузский уголь марки КСН высокой зольности.
Бурые угли в зависимости от величины максимальной влаго-
ёмкости на влажное беззольное топливо (Wamax) делятся на три
группы. К группе 1Б относятся бурые угли с WafmaX равной 50 % и бо-
лее; к группе 2Б - с Wafmax= 30-50 %; к группе ЗБ - с Wafmax< 30 %.
По характеристике петрографического состава производится
деление углей на подгруппы. Углям с ЮК< 40 % [OK=l+(2/3)Sv]
присваивается наименование витринитовых, а при ЮК > 40 % фю-
зинитовых, что указывается в обозначении марки и группы угля до-
бавлением буквы В или Ф (например, 1 ГВ, 1ГФ). Для бурых углей
1 Б, каменных 2Г, ГЖ, Ж, КЖ, СС - подгруппы угля не выделяются.
При обогащении углей мокрым и сухим способами различают
следующие продукты обогащения:
малозольный концентрат, содержащий наиболее чистый уголь;
промежуточный продукт (промпродукт), представляющий со-
бой сростки угля с породой;
отсевы мелких классов 0-6 мм, 0-13 мм и 0-25 мм, имеющих
зольность, как правило, выше необогащенного рядового угля (рис.
2.17);
шлам крупностью 0-1 мм с повышенной зольностью.
66
Ad,%
Рис. 2.17. Зольность рядового кузнецкого угля и классов СШ, МСШ ряда
yi ледобывающих предприятий
Бурые, каменные угли и антрациты по размеру кусков делятся
на классы ГОСТ 19242 (табл. 2.7).
Классификация углей по размеру кусков Таблица 2.7
Наименование классов Условные обозначения Размер кусков, мм
Плитный П 100-200 (300)
Крупный К 50-100
Орех О 25-50
Мелкий М 13-25
Семечко С 6-13
Штыб ш 0-6
Рядовой р 0-200 (300)
Крупный с плитным ПК 50-200 (300)
Орех с крупным ко 25-100
Мелкий с орехом ом 13-50
Семечко с мелким мс 6-25
Семечко со штыбом СШ 0-13
Мелкий с семечком и штыбом МСШ 0-25
Орех с мелким, се- мечком и штыбом омсш 0-50
67
Классификация по ГОСТ 25543 не охватывает ископаемые уг-
ли, подвергшиеся окислению в природных условиях. Примером
окисленных углей могут служить каменные угли кузнецкого бассей-
на, сажистые (выветренные) бурые угли Канско-Ачинского бассейна
и другие.
Классификация по окисленности приводится на примере куз-
нецких углей, ГОСТ Р 50904. Согласно этому стандарту, окисленные
каменные угли и антрациты Кузнецкого бассейна в зависимости от
величины относительного уменьшения высшей теплоты сгорания на
сухое беззольное состояние топлива Qdafs и показателя окисленно-
сти по петрографическим исследованиям ОКП, подразделяются на
две группы. К I группе относится топливо с относительным умень-
шением Qdafs до 10% включительно (OKI) и ОКП<50%; ко второй - с
относительным уменьшением Qda,s свыше 10 до 25% включительно
(ОКИ) и ОКП>50%. Например, уголь марки Д обозначается ДОК I или
ДОК II; уголь марки СС группы 2СС - CC2CCOKI или СС2ССОК II.
Бурые угли (ГОСТ 14834-86) подразделяются на группы окис-
ленности в зависимости от теплоты сгорания Qdafs и массовой доли
общей влаги в рабочем состоянии W/. К I группе относится топливо
с Qdafs=5900-6300 ккал/кг и Wtr<45+47%; ко второй при Qda,s<5900
ккал/кг и Wtr более 45-^47%. Сведения о показателях окисленности
дополнительно приведены в главе 11.
При использовании кода классификации в виде буквенных
символов каменных углей сначала указывается марка, затем группа,
далее класс по размеру и в конце окисленность. Знание марки угля и
принципов классификации уже даёт специалисту существенную информацию.
Например, обозначение 2БР относится к бурому углю, для которого ха-
рактерны высокие реакционные свойства и большая влажность, то есть необ-
ходимо предпринимать специальные меры по уменьшению окисления и
предотвращению самовозгорания угля на складе, учитывать высокие реакцион-
68
ные свойства при хранении в отвальных складах и бункерах, предпринимать
моры по пожаро- взрывобезопасности. Существующая пылесистема может не
обеспечить необходимую сушку топлива. Для углей этой группы чаще всего ха-
рактерны проблемы загрязнения поверхностей нагрева. Наличие в угле плит
требует наличия в топливно-транспортном цехе механизмов дробления до при-
емных решёток.
Обозначение СС2ССМСШОК-1 используется для кузнецкого низкореакци-
онного угля марки СС, для которого не актуальны вопросы самовозгорания и
взрывоопасности, но могут возникать серьёзные трудности в воспламенении и
обеспечении хорошего выгорания топлива. Уголь с максимальным размером
кусков 25 мм и может применяться на ТЭС не оборудованных фрезерно- дро-
бильным оборудованием. Для таких углей характерны, скорее, плохие сыпучие
свойства.
Информативная международная система кодирования классификации в
виде семизначного числа, по крайней мере в отечественной энергетике, не по-
лучила распространения. В соответствии с правилами такой классификации
уголь кодируется числом, в котором две первые цифры указывают класс угля,
|ретья цифра - категорию, четвертая и пятая- тип, шестая и седьмая- подтип.
Для деления на подтипы используются отличающиеся для разных углей пока-
затели. Бурые угли делятся по выходу смолы полукоксования на сухое без-
зольное состояние TSkdef. Каменные угли - по толщине пластического слоя у и
индексу Рога RI. Антрацит - по анизотропии отражения витринита Ar, которая
связана с неодинаковой интенсивностью отражения поляризованного света,
подающего параллельно и перпендикулярно слоям ароматических колец. В
таблице 2.8 приведены заимствованные из [2] примеры указанной кодировки.
Таблица 2.8
Примеры кодирования угля и антрацита
Код 0942915 0343013 4011675
Тип каменный уголь бурый уголь антрацит
Расшифровка кода 09- 10-Ro 4- SOK/10 29- V*”, 15-У 03- 1OR01O 4- SOK /10 30- W^x. 13-т.- 40- 10Ro10 1-SOK /10 16- vvda7io 75-Ar
Величина Ro умножается на 10, а SOK и Vvd3f делятся на 10 с тем, чтобы
в коде угля они выражались двузначными и однозначными числами.
69
В обзорной и переводной литературе используется принятое в США и
других странах деление углей по степени метаморфизма на лигниты - полуби-
туминозные - битуминозные угли и антрацит, а также соответствующая клас-
сификация углей на классы и группы. Показатели классификации углей по
американскому стандарту ASTM D 388 приведены в таблице 2.9. На диаграмме
2.18 показано приблизительное соответствие углей по отечественной класси-
фикации и стандарту ASTM без учёта марок спекающихся каменных углей в
диапазоне ГЖО + ТС и характеристик нелетучего остатка. Точное соответствие
для всех марок не может быть установлено из-за использования для классифи-
кации отличающихся показателей и не совпадения граничных значений. Приво-
димое на диаграмме соответствие устанавливалось по значениям усреднённой
по маркам и группам теплоты сгорания Qsi,f (в объёме данных справочника (15]
для рядовых углей и углей месторождений, при условии, что анализируемые
угли не классифицированы как окисленные). Граничные между марками и груп-
пами значения определены как среднеарифметические усреднённых величин
соседних по степени метаморфизма марок (групп). Для каменных углей высо-
кой степени метаморфизма соответствие устанавливалось по оговоренным в
материалах ГОСТ и ASTM граничным значениям выхода летучих.
Таблица 2.9.
Классификация углей по ASTM
Класс Группа обозна- чение 0^ dmmf % ydmmf % Qsmm' ккал/кг *
антрацит метаантрацит та £98 <2 - n
антрацит ап 92-98 2-8 - n
полуантрацит sa 86-92 8-14 - n
битумино- зные низко реакционные Ivb 78-86 14-22 • c
средне реакционные mvb 69-78 22-31 >7785 c
высоко реакционные А hvAb <69 >31 7225-7785 c
высоко реакционные В hvBb - - 6395-7225 c
высоко реакционные С hvCb - - 5835-6395 a
суббиту- минозные суббитуминозные А subA - - 5835-6395 a
суббитуминозные В subB - - 5280-5835 a
суббитуминозные С subC - - 4615-5280 a
лигниты лигнит А ligA - - 3500-4615
лигнит В ligB - - <3500
*- характеристика нелетучего остатка; п- неспекшийся, с- обычно спекшийся, а -
спекшийся
70
Qsmmf,ккал/кг
класс, группа по ASTM
3500 4615 5280 5835 6395 7227 7785
Ид в Ид А subC subB sub А hvCb hvBb ivAb mvb
1Б 2850 2Б 3860 ЗБ 5110 - — Д.ДГ.Г 6780 ВЯЕВИ1 СС 7400
2500 3500 4500 5500 6500 7500 марка, группа по ГОСТ Qsat,ккал/кг
класс 1- группа по ASTM 1 22 31 vdmmf,%
та sa Ivb mbb hvb
A T 8 2СС 17 25 1CC И
5 10 15 20 25 марка, группа по ГОСТ 30 35 Vdaf,%
Рис. 2.18. Диаграммы примерного соответствия классификации отечест-
венных энергетических углей и классификации углей по ASTM.
верхняя диаграмма - угли низкой степени метаморфизма;
нижняя диаграмма- каменные (битуминозные) угли и антрацит (обозна-
чения углей no ASTM в табл. 2.9)
Заключение по главе:
Уголь состоит из собственно угольной преимущественно органической
части и балласта. При всём многообразии и сложности органических соедине-
ний они практически полностью состоят из атомов пяти элементов: углерода
(С), водорода (Н), серы (S), азота (N) и кислорода (О), и в практике широко при-
нято характеризовать состав органической части элементным составом (со-
держанием этих элементов в %масс.). К балласту, с позиций использования
угля в качестве топлива, относят влагу \N и минеральную часть топлива ММ.
Н практических условиях взамен величины содержания минеральных примесей
применяется показатель - зольность угля (А).
Для возможности сравнения содержания компонентов и показателей то-
плива не зависимо от изменения других, не влияющих на анализируемый, и для
классификационных целей используется пересчёт состава и показателей топ-
лива в разное состояние, то есть принятие за 100% разного набора состав-
71
ляющих компонентов. Пересчёт содержания компонентов для одного из со-
стояний в другое для конкретной пробы выполняют при помощи коэффициен-
тов, которые даны в справочной литературе и достаточно просто выводятся
самостоятельно по приводимому алгоритму.
Коэффициенты пересчёта из справочной литературы неприменимы для
определения состава и теплоты сгорания при изменении зольности угля. При-
ведены линейные корреляционные зависимости и графический метод для тако-
го пересчёта.
В зависимости от ставящихся задач используется отличающийся набор
показателей качества угля. При проектировании использующего топливо обо-
рудования и при переводе его на непроектное топливо требуется знание мно-
гих характеристик топлива, что рассмотрено в последующих разделах. На
ТЭС с определённым топливным балансом часто выполняют сокращенный
технический анализ, состоящий в определении влаги общей Wtr, зольности Ad,
и дополнительно теплоты сгорания Q/, с использованием справочных данных
по топливу для неопределяемых показателей.
Рабочая влага используемых углей изменяется в широких пределах (4-
58% для отечественных углей), однако закономерно зависит от степени мета-
морфизма, снижаясь в ряду от бурых 1Б к тощему каменному Т, и использу-
ются в качестве классификационного признака. В высокозольных углях с так
называемой общей влагой сопоставимо количество кристаллизационной (гид-
ратной) влаги, в составе общей влаги не учитываемое.
В отличие от влажности с повышением степени метаморфизма зольность
угля возрастает, но этот фактор в практике не учитывается, поскольку более
существенную роль играют геологические факторы, способ добычи и условия
поставки.
В отечественной практике теплоценность топлива принято характеризо-
вать низшей теплотой сгорания, которая не учитывает теплоты конденсации
водяных паров. В отличие от принятого, в данном разделе показана возмож-
ность достаточно точного расчета теплоты сгорания углей разной зольности по
уравнению Менделеева по данным элементного состава.
Традиционные справочники по энергетическим углям содержат усред-
нённые сведения и пределы изменения показателей по марке, месторождению,
угледобывающему предприятию и т. п. Помимо сведений, определяющих со-
72
ИНЖЕНЕРНЫЙ ЦЕНТР
ЭНЕРГЕТИКИ УРАЛА
урялвши
твёрдого топлива с
I Моратория исследования и сжигания топлив
Исследования свойств углей, в том числе новых
мсх.горождений
Разработка технологий сжигания непроектных топлив и
yi ильных смесей, организация и проведение опытно-
। -мышленных сжиганий непроектного топлива.
Выполнение анализов
контрольных проб
твёрдого и жидкого
топлива.
Сертификационные испы
факультативным определением показателей сыпучих,
абразивных, размольных и шлакующих свойств углей.
Разработка мероприятий по повышению
эффективности использования топлива.
Разработка сценариев использования непроектных
топлив и их смесей. Оценка применимости
непроектного топлива к использованию на
существующих ТЭС.
Исследование и прогнозирование шлакующих
свойств углей. Разработка и внедрение мероприятий
по снижению шлакования котлов.
Анализ,
оптимизация и
контроль жидкого
шлакоудаления.
Анализ выбора
допустимых параметров топок с позиций
гик.печения бесшлаковочной работы для вновь
проектируемых котлов.
Оптимизация топочного режима в целях
повышения температуры перегрева пара, снижения
выбросов NOx, снижения шлакования и др.
Лаборатория топливоподачи
* Разработка схем топливолодачи с организацией усреднения и смешения твердого
топлива, подаваемого в бункеры
сырого угля главного корпуса.
^Разработка систем и оборудования
(пробоотборники, проборазделочные машины МПП-
150, питатели и т.д.) для технологического и
входного контроля качества топлива из потока и
железнодорожных полувагонов.
Разработка технических предложений для вновь
проектируемых и реконструируемых топливоподач
для котлоагрегатов с факельным сжиганием и с
циркулирующим кипящим слоем с учетом
современных требований по надежности и
экологической безопасности.
^ Разработка эффективных систем для
могаллоулавливания, обеспыливания, а также устройств для переключения потоков и
уменьшения налипания топлива.
▼ Разработка технических предложений по выбору и компоновке дробильного
• борудования (молотковые, кольцевые, центробежные дробилки) и устройств для
грохочения топлива с учетом его физических и механических свойств.
Kentucky Geologic Society. 2006
бурый 2Б, ЗБ антрацит
Рис. 1.1. Стадии углефикации и внешне наблюдаемое преобразование
торфа с растительными останками до прочного блестящего материала
подобного минералу [5]
Рис. 2.3. Иллюстрация изменения содержания компонентов при
пересчёте состава на разные состояния (ирша-бородинский уголь)
держание балласта и теплоту сгорания топлива, в них приводятся данные, не-
обходимые для проведения теплотехнических расчётов. Среди них технические
характеристики (величина выхода летучих, коэффициент размолоспособности,
содержание серы общей), элементный состав, усреднённый химический состав
минеральной массы, плавкость золы, показатели вязкости расплава. Поскольку
расход компонента через котлоагрегат пропорционален не его содержанию, а
зависит от теплоты сгорания, в справочной литературе используются приве-
дённые показатели, по сути представляющие собой количество компонента на
единицу энергии.
Перечень справочных материалов показывает их не достаточность
применительно к оборудованию ТЭС и технологическим процессам. В значи-
тельной мере этот недостаток преодолён в справочнике УралВТИ по углям
восточных регионов России и Казахстана, в котором добавлены сведения, в
частности, по сыпучим, шлакующим свойствам, по взрывоопасности, склонно-
сти к окислению. Кроме того, в этом справочнике впервые для большинства из
изученных углей приведены корреляционные зависимости по оценке показа-
телей при изменении зольности поставляемого топлива.
Для классификации углей в нашей стране применяется промышленно-
генетической подход, по которому технологические свойства углей увязаны с
их генетическими особенностями. Угли делятся на 3 вида (бурый, каменный,
антрацит) и далее на 17 марок, из которых в энергетике используются угли 7
марок: бурый Б, длиннопламенный Д, длиннопламенный газовый ДГ. газовый
Г. слабоспекающийся СС, тощий Т и антрацит А, а также отходы и высоко-
зольные угли остальных марок.
влага общая свободная влага
связанная влага
минеральная часть зола
летучие минеральной части летучие
органическая часть летучие органической части
беззольный нелетучий остаток (фиксированный углерод САХ)
73
3. Использование углей в электроэнергетике
Уголь имеет длительную историю использования как источ-
ник энергии. Он был основным топливом индустриальной револю-
ции, и, хотя во многих отраслях его заменили другие источники, он
продолжает играть важную роль в электроэнергетике [5].
На начало века доля угля в мировой электроэнергетике со-
ставляла около 40% [38], с широким изменением показателя для
разных стран от 75-90% в Польше, Китае и Индии до 25% и менее в
Японии и ряде других стран. В России, которая имеет наибольшие в
мире разведанные запасы природного газа (порядка 28% мировых)
и в силу территории высокие затраты на транспортировку угля, доля
угля на ТЭС снижалась от 70% в середине шестидесятых годов
прошлого века до 28% к началу этого (примерно 20% электроэнер-
гетики). Однако с учётом масштаба отечественной электроэнергети-
ки потребление угля на ТЭС в натуральном выражении составляет
значительную величину. На угольных электростанциях, суммарная
мощность которых более 52 млн. кВт, вырабатывается 155 млрд.
кВт ч электроэнергии и 110 млн. Гкал тепла в год. При этом еже-
годно на ТЭС сжигается около 120-130 млн. т каменных и бурых уг-
лей [39, 40], что больше добычи угля в других странах, за
исключением шести наиболее крупных его производителей и экс-
портёров (Китай, США, Индия, Австралия, ЮАР, Польша). При реа-
лизации сценария развития отечественной экономики и увеличения
выработки электроэнергии, даже при планируемом небольшом уве-
личении доли угля в топливном балансе ТЭС до 34 %, ожидается,
что количество сжигаемого на электростанциях угля в ближайшей
перспективе значительно увеличится по сравнению с приведённым
объёмом.
74
К основным преимуществам угля как энергетического топлива
относят его большие природные запасы, превышающие примерно в
4 раза [4] совместные запасы остальных природных горючих иско-
паемых (газ, нефть, торф, сланец) и его широкую распространён-
ность, в отличие от концентрации газовых и нефтяных
месторождений в отдельных регионах. На Земном шаре насчиты-
вается около 3000 угольных бассейнов и месторождений, его эко-
номически извлекаемые резервы имеются более чем в 70 странах.
На 2011 г. мировые извлекаемые запасы угля оценивались в
908 млрд.т, в том числе для России - в 157150 млн.т (16-17% миро-
вых запасов), что соответствует мировой обеспеченности извлекае-
мыми запасами по разным оценкам в зависимости от роста
потребления от 90 до 190 лет [37] и, по другим оценкам, более чем
на 160 лет и разведанными на 300 лет [41, 42, 43]. По данным Меж-
дународного энергетического агентства, потребность в угле до 2030
। будет возрастать на 2,2 % ежегодно [38].
Важным преимуществом угля по сравнению с природным га-
зом, что следует и из изложенного, является меньшая привязан-
ность к политической конъюнктуре и меньший рост цен. Сами по
собе угольные ТЭС с резервными складами топлива относятся к
числу менее уязвимых в экстремальных ситуациях объектов.
Отметим, что при широкой информированности населения о междуна-
родной торговле и ценах на газ и нефть (что отражается удачной шуткой Ми-
хпила Задорного: “- Бабушка, а почему у тебя морковь такая дорогая? - Так,
баррель подорожал"), даже специалисты в нашей стране мало осведомлены о
международной торговле энергетическим углем. Из добываемых в мире энер-
। этических углей 20% являются объектом международной торговли и 73% из
них с поставкой по морю. В ряде стран (Австралия, ЮАР. Индонезия, Колумбия)
крупные угольные месторождения с высоким качеством угля и пригодные для
рп >работки открытым способом расположены вблизи морского побережья. Су-
ществует большой флот специальных сухогрузов с тоннажем в 150-200 тыс. т,
75
что обеспечивает низкие цены на уголь у потребителя. Подобная ситуация сде-
лала неконкурентоспособной добычу угля в Великобритании и других европей-
ских странах, и даже в Индии при дешевой рабочей силе для ТЭС,
расположенных ближе 500 миль к побережью.
К недостаткам угля по сравнению с природным газом следует
отнести увеличение выбросов в атмосферу; более высокую в 1,5-2
раза стоимость угольных станций, которая возрастает с ужесточе-
нием нормативов по выбросам; относительно низкую эффектив-
ность и существенное усложнение, удорожание технологии для
обеспечения высокой эффективности. Однако, при реализуемой в
мире ценовой политике, при которой уголь на единицу энергии стоит
примерно вдвое дешевле природного газа, себестоимость продук-
ции на угольных ТЭС ниже.
Применительно к нашей стране к недостаткам, ограничиваю-
щим использование угля в электроэнергетике, также относится не-
благоприятный баланс источников и потребления энергии по
регионам. Основные перспективные угольные месторождения нахо-
дятся в восточных регионах (порядка 90% ресурсов и добычи), в то
время как потребление энергии - в значительной мере в Европей-
ской части и на Урале. Транспорт угля по железной дороге на даль-
ние расстояния значительно увеличивает его стоимость и, с учётом
недостаточной развитости транспортной инфраструктуры, перевоз-
ка большого количества угля создаёт сложности в её работе. Раз-
работка и внедрение альтернативного трубопроводного транспорта
угля в стране практически прекращена.
Энергетические угли, поставляемые на ТЭС России, за редким
исключением высокозольных углей, не обогащаются, их состав не
усредняется, и на ТЭС поступают рядовые угли и отходы углеобо-
гащения (дополнительно в главе 12). Их спецификой, повышающей,
в частности, транспортные расходы, является низкое по мировым
76
меркам качество: более 25% имеют зольность выше 40%, велика
доля бурых углей с низкой теплотой сгорания. Общее количество
балласта в угле составляет 55 млн. т, в том числе породы - 27,9, и
влаги - 27,1 млн. т [40].
Спецификой текущего времени является не устоявшийся топ-
ливный баланс многих ТЭС. По разным причинам целый ряд ТЭС
переходит на сжигание непроектных углей или прорабатывает этот
вопрос.
В силу крайней неравномерности распределения выработки
шектроэнергии в мире и низкого уровня развития электроэнергети-
ки в ряде регионов (например, примерно четверть выработки и по-
|ребления приходится на США с населением 4,6% от общего, в то
время как около 1,5 млрд, людей живут без электричества) неиз-
бежно развитие этой отрасли, даже при увеличивающемся влиянии
фактора энергосбережения и повышающихся требований к эколо-
1ии. Использование угля на тепловых электростанциях коммерчески
)ффективно сегодня, и с учётом его громадных запасов человече-
ство не сможет развивать электроэнергетику без его широкого ис-
пользования в обозримом будущем. Для сохранения его
коммерческой привлекательности и конкурентоспособности другим
источникам энергии в промышленных странах мира успешно ведут-
ся разработки технологий, позволяющих радикально повысить эф-
фективность ТЭС и снизить выбросы. К сожалению, признанные и
освоенные или разрабатываемые в мировой практике перспектив-
ные технологии производства электроэнергии на твердом топливе:
сжигание угля в циркулирующем кипящем слое (ЦКС) и кипящем
слое под давлением (КСД), газификация угля с использованием ге-
нераторного газа в парогазовых установках (ПГУ), переход на су-
персверхкритические (ССКД) параметры пара 30 МПа и 600/650°С
77
и, даже по европейской программе “Терми" 700-720°С, в России от-
сутствуют даже в виде пилотных или опытно-промышленных уста-
новок [44].
Из исторически развивавшихся методов сжигания угля: слое-
вое, циклонное и факельное, на средних и больших котлах ТЭС на-
шей страны повсеместно используется факельное сжигание в
составе паротурбинной технологии (цикла).
Факельный процесс характеризуется однократным прохожде-
нием топливных частиц вместе с газо-воздушным потоком, который
транспортирует их через топочную камеру во взвешенном состоя-
нии и далее по тракту котла, оборудование газоочистки и дымовую
трубу. Для того чтобы осуществить хорошее выгорание частиц во
взвешенном состоянии в весьма ограниченный интервал времени
их пребывания в топке и предотвратить выпадение из потока, уголь
измельчается до пылеобразного состояния в мельницах, и в подав-
ляющем большинстве факельное сжигание реализовано как пыле-
угольное (рис. 3.1 на цветной вставке). В России имеются только
три котла ТЭЦ, спроектированных на сжигание дроблёных высоко-
реакционных бурых углей и несколько реконструированных по вих-
ревой схеме котлов [45].
Другая специфика факельного (поточного) процесса заключа-
ется в ничтожном запасе горючего в топке. Это приводит практиче-
ски к безинерционности процесса, а, следовательно, и к крайней
чувствительности к качеству топлива и нарушениям режима [46].
К преимуществам пылеугольного сжигания, обеспечившим его
приоритетное применение на крупных котлах, относят:
высокие удельные тепловые напряжения топочных уст-
ройств;
78
возможность простого и гибкого регулирования процесса
горения в широком диапазоне изменения нагрузок;
обеспечение высокой полноты выгорания топлива, и кпд
котлов;
достаточно простая и надёжная конструкция камерных то-
пок факельного сжигания.
Повышение эффективности работы энергоустановок, обуслов-
ленные указанными преимуществами, значительно превышают до-
полнительные затраты на подготовку пылевидного топлива -
размол, сушку, механический транспорт и пневматическую подачу
топлива в горелочные устройства, эксплуатационные и ремонтные
расходы [46].
Пылеугольные котлоагрегаты различаются типом мельниц (молотковые,
шаровые барабанные), схемой лылеприготовления (прямое вдувание и с про-
межуточным бункером пыли), конструкцией и компоновкой горелочных уст-
ройств и газоходов. К настоящему времени большая часть топочно-горелочных
устройств действующих котлов реконструирована для уменьшения выбросов
оксидов азота. Снижение топливной и термической составляющих оксидов NOX
достигается снижением температуры и избытков воздуха в зоне выхода и выго-
рания летучих (нестехиометрическое и двухступенчатое сжигание) и темпера-
турного уровня в топке (схемы с более эффективным использованием в
теплообмене поверхностей холодной воронки, меньшим тепловым напряжени-
ем топочных экранов). Достаточно большое распространение получили также
схемы с восстановлением оксидов азота, неудачно названные в нашей стране
как трёхступенчатые (ступени горения, восстановления и догорания) и ребёнинг
(roburning) за рубежом. В этих схемах большая часть топлива сжигается в оп-
тимальном режиме, а далее по ходу факела формируется зона с недостатком
воздуха за счёт подачи дополнительного топлива, которое служит восстанови-
телем образовавшихся оксидов. Внедрение не оптимальных с позиций
экономичности и надёжности сжигания угля мероприятий по сниже-
нию оксидов азота дополнительно обострили проблему качества уг-
лей и их применимости для конкретных устройств.
79
Несмотря на снижение, примерно вдвое выбросов оксидов
азота за счёт внедрения технологических мероприятий, пылеуголь-
ное сжигание рассматривается как экологически "грязное’’, если не
внедрять специальные сложные и дорогие системы санитарной до-
очистки дымовых газов, в первую очередь, от оксидов серы. Для
решения, главным образом, экологических вопросов в современной
мировой теплоэнергетике широко внедряется технология сжигания
твердого топлива в циркулирующем кипящем слое (ЦКС). Эта тех-
нология рассматривается и применительно к расширению и строи-
тельству отечественных ТЭС, правда из-за отсутствия
промышленного опыта внедрения отечественных разработок, на ба-
зе зарубежных поставок оборудования или лицензий.
Процесс сжигания топлива в циркулирующем кипящем слое
характеризуется [47] подачей в топку дроблёного топлива с макси-
мальным размером частиц в зависимости от реакционной способно-
сти топлива от 6 до 25 мм. Процесс сжигания отличается наличием
значительного количества инертного материала в топке. В качестве
наполнителя слоя применяют песок, известняк, который использу-
ется также для связывания оксидов серы, или собственную золу
слоя. Поступающее топливо быстро перемешивается с материалом
слоя, нагревается до температуры воспламенения и загорается.
Благодаря длительному времени пребывания топлива и высокой
интенсивности процессов тепло- массообмена эффективность сжи-
гания в топке с кипящим слоем довольно велика, несмотря на зна-
чительно более низкую температуру процесса, чем при пылевидном
сжигании.
В топке ЦКС реализуется турбулентный кипящий слой с выносом из него
частиц, последующего их улавливания и возвращения в слой (циркуляция час-
тиц по замкнутому контуру). Время пребывания частиц в топке связано с эф-
фективностью улавливания в сепараторах и кратностью циркуляции золы, при
80
ном, в отличие от пылеугольных толок, оно существенно больше времени пре-
бывания газа.
Концентрация топлива в слое котла с ЦКС обычно мала. При
сжигании бурых и реакционных каменных углей концентрация угле-
рода в слое меньше 1%, для менее реакционных каменных углей и
антрацита - 2%.
Предложено и внедрено большое количество конструкций кот-
лов с ЦКС, как оборудованных футерованными (“горячими") цикло-
нами для отделения летучей золы (котлы Баттеле, Пурги,
11ирофлоу), так и котлов, в которых эта функция выполняется швел-
лорковыми (Бабкок-Вилькокс) и другими золоотделителями упро-
щенной конструкции. Схема котла с ЦКС Компакт Фостер Вилер
показана на рис. 3.2.
выход пара
Рис. 3.2. Схема котла с ЦКС Компакт Фостер Вилер
К недостаткам технологии ЦКС относятся усложнение конст-
рукции котла (воздухораспределительная решетка, специальные
меры для исключения эрозии поверхностей нагрева), наличие
81
большой массы футерованных элементов и длительный пуск из "хо-
лодного" состояния с повышенным расходом пускового топлива для
некоторых конструкций, усложнение вспомогательных систем котла
(дренаж слоя, возврат золы), повышенные расходы на собственные
нужды за счет использования высоконапорных вентиляторов.
Основное преимущество котлов с ЦКС связано с высокой эф-
фективностью связывания оксидов серы (примерно 90 %) при кон-
структивно простом вводе известняка в кипящий слой (процесс
сжигания идет при 0=850-900°С) и низкие выбросы NOX (менее 300
мг/м3), которые обусловлены низкой и стабильной температурой
слоя и надслоевого пространства при ступенчатом подводе воздуха,
при отсутствие специальных средств серо- и азотоочистки.
Другое весьма ценное преимущество таких котлов относится к
возможности эффективного сжигания без подсветки низкокалорий-
ных, высокозольных, низкореакционных с малым выходом летучих
топлив; а также сильно шлакующих углей. Котлы с ЦКС также по-
зволяют сжигать топлива разного качества в одном и том же котле.
То есть, технология ЦКС эффективна при сжигании топлив, тре-
бующих применения серо- и азотоочистки, а также при использова-
нии низкосортных топлив. В России этим условиям соответствует
256 котлов, размещенных на 40 электростанциях [40].
К преимуществам котлов с ЦКС также относят возможность
глубокой разгрузки и быстрого пуска из горячего состояния.
Сжигание дробленого топлива упрощает систему топливопод-
готовки, снижает энергозатраты на собственные нужды и повышает
взрывобезопасность котельной установки [48]. Правда, это преиму-
щество относится к вариантам поставки на ТЭС угля определённого
гранулометрического состава (для успешной экономичной работы
котлов с ЦКС требуется ограничение максимального размера посту-
82
лающих в слой частиц и регламентация количества мелких частиц).
На отечественных ТЭС с поставкой несортированных рядовых углей
потребуется их оснащение
достаточно сложными специ-
альными централизованными
или индивидуальными систе-
мами подготовки топлива (рис.
3.3).
Рис. 3.3. Индивидуальная схе-
ма подготовки угля для ЦКС. 1 —
конвейер топливоподачи; 2 — рас-
ходный бункер; 3 — ПСУ; 4 — одно-
ступенчатый шнековый грохот; 5 — центробежная режущая дробилка; 6 — пе-
рекидной клапан; 7 — узел ввода угля в топку; 8— котел с ЦКС [48]
Внедрение котлов с ЦКС в значительной мере решает про-
блему снижения выбросов, но не решает, если не усугубляет, дру-
гой основной недостаток угольных ТЭС - их низкую эффективность.
Кпд существующих отечественных угольных блоков составляет 35-
37%. Такой кпд блоков связан не с низкой эффективностью преоб-
разования химической энергии органического топлива в тепловую, а
с термическим кпд паротурбинного цикла при перегреве пара t=540-
560°С. Кпд собственно пылеугольных котлов мало уступает значе-
нию при сжигании газа и в среднем около 90%, ещё выше кпд пре-
образования тепловой энергии в механическую (паровые турбины) и
механической в электрическую (электрогенераторы).
Одно из направлений повышения эффективности, в первую
очередь, пылеугольных блоков связано с повышением параметров
пара и совершенствованием тепловой схемы паросилового цикла.
Кпд внедрённых в 1995-2005 гг. за рубежом передовых блоков со-
ставляет 41-46%; в проекте "Терми" с перегревом пара
83
700/720/720°С ожидается дальнейшее повышение экономичности
до 53 % (рис. 3.4 на цветной вкладке). Реализация этого направле-
ния связана с разработкой и внедрением новых сталей.
Известно, что кпд котлов и блоков при сжигании углей с высо-
кой влажностью значительно ниже, чем при сжигании каменного уг-
ля того же сорта из-за высоких потерь тепла с уходящими газами и
энергии на собственные нужды.
Основная составляющая потерь тепла при сжигании влажно-
го топлива приходится на потери со скрытой теплотой парообразо-
вания, которая при реальных температурах уходящих газов не
используется. Реализуются два пути уменьшения этих потерь: работа обо-
рудования с конденсацией водяных паров при снижении температуры дымо-
вых газов ниже точки росы (реализован в маленьких котлах с
коррозионностойкими "холодными" поверхностями) и предварительная сушка
влажного угля с использованием сбросного низкопотенциального тепла (50].
Сравнение концепций традиционного сжигания влажных бурых углей и с
предварительной сушкой по технологии WTA показано на рис. 3.5.
высушенный бурый уголь
+ дымовые газы
+ испарившаяся влага
(б)
низкотемпературный пар
с паровой турбины
испарившаяся влага
из WTA сушилки
сырой
бурый
уголь
размол
(остаточная влага
12-15%)
Рис. 3.5. Схема традиционного сжигания влажных бурых углей с газовой
сушкой (а) и сжигания бурого угля в комбинации с предварительной сушкой то-
плива (б)[51]
84
В настоящее время отрабатывается полномасштабная пред-
промышленная установка для подсушки бурого угля по технологии
WTA. Её производительность составит 110 т/ч, что соответствует 28
% тепловой мощности топки. После успешных испытаний такие ус-
тановки будут включены в проекты буроугольных ТЭС, которые пла-
нируется ввести в строй в середине этого десятилетия [52,53].
Результаты освоения этой установки планируется, в частности, ис-
пользовать при сжигании влажных греческих лигнитов [51].
Другое направление повышения эффективности - переход на
комбинированные схемы паро- газовых установок, успешно реали-
зованное при сжигании газа. Для угольных ТЭС здесь, однако, по-
требуется существенное усложнение схемы в виде организации
ннутрицикловой газификации угля (рис. 3.6).
Газоочистка
Уголь
Воздух
/кислород —€
Пар —£
Газификатор
Г азовая
электрогенератор
I
Зола
электрогенератор
электричество
Насос
Рис. 3.6. Схема комбинированного парогазового цикла с газификацией
угля [54]
Основные сложности внутрицикловой газификации угля связа-
ны не с собственно газификатором, конструкции которого с разными
схемами газификации (слоевое, поточное, с кипящем слоем) ясны и
достаточно освоены, а с надёжностью работы высокотемператур-
ных систем очистки генерируемого газа перед турбиной. При успеш-
85
ной работе ряда демонстрационных проектов и опытно-
промышленных станций уровень надёжности этих систем, тем не
менее, по мнению британских исследователей не достаточен для
широкого промышленного внедрения.
Использование низкотемпературной очистки газа, если это не
связано с задачей вывода из цикла двуокиси углерода СО2, допол-
нительно усложняет схему и снижает достижимую эффективность.
Кроме того, пока стоимость внедрения комбинированных циклов с
газификацией выше стоимости повышения эффективности ТЭС до
того же уровня за счёт совершенствования тепловой схемы и повы-
шения параметров в традиционном паросиловом цикле. На уголь-
ных ТЭС также принципиально технически возможно и решение
проблемы снижения выбросов СО2, но пока существующие техноло-
гии дорогие и не являются коммерческими проектами. В заключение
отметим, что повышение экономичности ТЭС параллельно улучша-
ет и их экологические показатели. В частности только за счёт повы-
шения экономичности угольных энергоблоков возможно сокращение
удельных расходов топлива и выбросов СО2 на 20 % и более без
дополнительных специальных мероприятий по его отделению.
Заключение по главе
К основным преимуществам угля как энергетического топлива относят
его большие природные запасы, превышающие в несколько раз совместные
запасы остальных природных горючих ископаемых и его широкую распростра-
нённость, в отличие от концентрации газовых и нефтяных месторождений в
отдельных регионах.
К недостаткам угля по сравнению с природным газом следует отнести
увеличение выбросов в атмосферу; более высокую стоимость угольных стан-
ций, которая возрастает с ужесточением нормативов по выбросам; относитель-
но низкую эффективность и существенное усложнение, удорожание технологии
для обеспечения высокой эффективности. При реализуемой в мире ценовой
политике, использование угля на тепловых электростанциях сегодня коммерче-
86
< ки эффективно, и. с учётом его громадных запасов, человечество не сможет
развивать электроэнергетику без его широкого использования в обозримом бу-
дущем.
Основной технологией энергетического использования угля на сегодняш-
ний день является факельное (пылеугольное) сжигание в средних и больших
котлах ТЭС в составе паротурбинного цикла. К преимуществам такой техноло-
гии. помимо освоенности, относят достаточно простую и надёжную конструк-
цию топочно - горелочных устройств, их высокие удельные тепловые
напряжения, возможность простого и гибкого регулирования, обеспечение вы-
сокой полноты выгорания топлива и кпд котлов.
Для решения, главным образом, экологических вопросов в современной
мировой теплоэнергетике широко внедряется технология сжигания твердого
топлива в циркулирующем кипящем слое (ЦКС), которая рассматривается и
применительно к расширению и строительству отечественных ТЭС. При удоро-
жании стоимости котлов с ЦКС по сравнению с пылеугольными, их преимуще-
ства связаны с высокой эффективностью связывания оксидов серы (примерно
90 %) и низкими выбросами NOX. Эти котлы дают также возможность эффек-
тивного сжигания без подсветки низкокалорийных, высокозольных, низкореак-
ционных с малым выходом летучих топлив; а также сильно шлакующих углей.
Для сохранения коммерческой привлекательности и конкурентоспособ-
ности угольных ТЭС другим источникам энергии в мире успешно ведутся раз-
работки технологий, позволяющих радикально повысить эффективность ТЭС и
снизить выбросы: предварительная сушка влажных топлив, сжигание угля в ки-
пящем слое под давлением (КСД), газификация угля с использованием генера-
торного газа в парогазовых установках (ПГУ), переход на
« улерсверхкритические (ССКД) параметры пара 30 МПа и 600/650°С и, даже по
европейской программе “Терми" 700-720°С.
87
4. Всегда ли на ТЭС нужен высокосортный уголь?
В отечественной литературе и практике отсутствует строгое
определение сортности угля. Низкосортными углями обычно счита-
ются те из них, которые имеют большое содержание балласта (вла-
ги и золы) и, соответственно низкую теплоту сгорания Q'. Таким
образом, к низкосортным относят угли низкой степени зрелости, ме-
таморфизма (бурые угли, которые всегда имеют неизбежную повы-
шенную влажность и большой “внутренний" балласт в виде, прежде
всего, кислорода), а также каменные высокозольные угли. В качестве
примеров низкосортных углей называются бурые 2Б канско-ачинские угли
и экибастузский каменный уголь КСН [55].
В отличие от этого в ряде стран за рубежом [6] различают ранг (rank) и
сорт (grade) угля. Ранг (тип, класс, марка) характеризует степень метаморфиз-
ма и, тем самым, влагу угля и, помимо его общей теплоты сгорания, теплоцен-
ность собственно угольного вещества. Сорт угля характеризует степень
загрязнения или "чистоты" угля, то есть содержание золы, серы, хлора, которые
от степени метаморфизма практически не зависят. Другими словами сорт опре-
деляется качеством угля, а не стадией метаморфизма, характеризующей сте-
пень его изменения. Уголь низкой стадии метаморфизма, например, бурый
уголь, может быть высокого сорта, а высокой стадии, например антрацит, - низ-
косортным. В высокосортном угле меньше серы и золы, чем в низкосортном,
поэтому он пользуется большим спросом и дороже. Ниже приведена таблица
классификации углей по сорту (табл. 4.1). Обратим внимание, что по этой клас-
сификации отечественные угли, за исключением канско-ачинских, имеют сорт-
ность ниже низкого. КАУ можно классифицировать как уголь среднего сорта.
Классификация углей США по сортности__________Табл. 4.1
Сорт угля Зольность. % Сера. %
Высокий 2-5 1
Средний 5-8 1-3
Низкий 8-12 3-5
После этого экскурса, далее используется терминология сорт-
ности в отечественном понимании - уголь более высокого сорта
имеет выше теплоту сгорания и меньше балласта (влаги и/или зо-
88
лы) вне зависимости от степени метаморфизма, его типа, марки,
группы. При этом повышение влаги угля даёт большее уменьшение
теплоты сгорания, чем аналогичный рост зольности, поскольку до-
полнительно тратится тепло на испарение влаги. Для характеристи-
ки угля в более широком плане используется термин качество угля,
под которым понимается совокупность показателей, определяющих
его влияние на работу оборудования, начиная от разгрузки и размо-
ла до очистки газов и выбросов в дымовую трубу.
Для конкретного объекта увеличение балласта и снижение те-
плоты сгорания угля приводит к снижению эффективности выработ-
ки тепловой и электрической энергии и в ряде случаев к
ограничению производительности. Приведённая ниже информация
[56-59] о возникающих неблагоприятных последствиях при увеличе-
нии балласта дополняет и иллюстрирует сведения раздела 2, но не
исчерпывает совокупности подобных последствий.
При уменьшении теплоценности топлива может снижаться
выработка и располагаемая мощность электростанций. Увели-
чение массы перерабатываемого топлива более чем на 10% из-за
снижения теплоты сгорания, как правило, исчерпывает расчетный
запас по производительности топливно-транспортного, пылераз-
мольного и другого оборудования. При дальнейшем уменьшении
теплоты сгорания к ограничениям из-за недостаточной производи-
юльности вспомогательного оборудования добавляется снижение
устойчивости процессов воспламенения и горения, что в итоге при-
водит к недоиспользованию установленной мощности. Для примера на
рис. 4.1 показано ограничение нагрузки котла производительностью Ока=170 т/ч
из-за ограничений по размольной производительности мельниц при увеличении
зольности угля по результатам испытаний Уральского филиала СибКОТЭС.
Видно, что в данном случае рост зольности на 4,6% (абсолютных) снижает мак-
симальную нагрузку котла на 17,6%.
89
Для компенсации снижения мощности необходим или резерв
генерирующей мощности, обеспеченный запасом топлива, или тре-
буется сжигание в котле мазута или газа; при этом не исключается
вариант загрузки неэкономичного оборудования, сопровождаю-
щийся перерасходом топлива.
Рис. 4.1. Иллюстрация снижения производительности котла при увеличе-
нии роста зольности. 1 - производительность пылесистем, 2- потребление угля
котлом при D<a=170 т/ч, 3- потребление угля котлом при DKa=140 т/ч
Возможное уменьшение производительности котла при увели-
чении влаги топлива помимо увеличения расхода топлива из-за
снижения теплоты сгорания также может быть связано с недоста-
точной сушильной производительностью пылесистем, а также с
увеличением объёма дымовых газов и ограничениями по произво-
дительности дымососа. Расчётная и экспериментальная оценка повышения
тепловой мощности котла блока
1150 МВт при уменьшении влажно-
сти лигнита [60] показана на рис.
4.2
Рис. 4.2. Оценка повышения
мощности котла при уменьшении
влажности угля (-AW). 1 - оценка
по расчёту. 2 - по экспериментам
90
Дополнительно отметим целесообразность использования для
анализа приведённых характеристик топлива (раздел 2.2). Напри-
мер, ограничение по сушильной производительности пылесистем
может иметь место при ухудшении качества топлива при неизмен-
ной его влажности. На рис. 4.3. для примера показан рост приве-
дённой влажности Wn при изменении зольности угля
Шоптыкольского месторождения. В этом примере возрастание золь-
ности с 20 до 40% увеличивает приведённую влажность примерно в
1,5 раза, даже при некотором
снижении содержания влаги в
рабочем состоянии Wtr.
Рис. 4.3. Изменение содержа-
ния влаги (а) и приведённой влаги (б)
при изменении зольности Шопты-
кольского угля
При увеличении зольности и влажности снижается кпд кот-
ла брутто и возрастают расходы на собственные нужды. Темп
снижения кпд при увеличении зольности в количественном отноше-
нии при сжигании разных углей и на разных котлах не одинаковый,
зависит от большого числа факторов, которые в сумме определяют
степень соответствия топочно-горелочных устройств качеству топ-
лива. На котлах блоков 300-500 МВт при сжигании экибастузского
угля кпд нетто уменьшается с ростом зольности на 0,07-0,09% на
каждый процент увеличения зольности Ad (рис. 4.4).
При увеличении влаги угля увеличение потерь и снижение кпд на 1% из-
менения более существенное из-за роста потерь на испарение влаги и увели-
чения объёма дымовых газов.
91
Рис. 4.4. Зависимость
кпд котла ПК-39 при сжига-
нии экибастузского угля от
зольности
Иллюстрация увеличения расхода электроэнергии на собст-
венные нужды при увеличении потребления угля на блоках 300 МВт
с ростом зольности экибастузского
угля показана на рис. 4.5.
Рис. 4.5. Зависимость расхода
электроэнергии на собственные нужды
котельного цеха от зольности (ПК-39, эки-
бастузский уголь)
Увеличение затрат на ремонт. При снижении теплоты сгора-
ния существенно увеличивается масса перерабатываемого угля, а,
следовательно, и износ топливно-транспортного, пылепри-
готовительного, тягодутьевого оборудования, а также всей схемы
золошлакоудаления. В этом случае возрастает как длительность,
так и частота ремонтных простоев. В максимальной мере это
имеет место при увеличении приведённой зольности Ап. Отметим,
что для углей с кислым составом золы с ростом зольности обычно
возрастают абразивные свойства топлива и эрозионные свойства
золы (разделы 6.3, 7.6), что дополнительно увеличивает темп изно-
са. По данным [61] увеличение средней зольности угля, поставляе-
мого на ЮУГРЭС, с 42,9 до 46,1% уменьшило ресурс работы бил
молотковых мельниц с 410 до 290 часов.
Простой оборудования снижает выработку электроэнергии
и/или может вести к перерасходу топлива, связанному с вводом в
работу менее экономичного оборудования.
92
Затраты на золошлакоудаление, очистку газов. Количество
очаговых остатков увеличивается пропорционально росту приве-
дённой зольности Ап (рис. 2.15), и это возросшее количество необ-
ходимо транспортировать и складировать. Для эвакуации
возросшего количества золы и шлака требуются установка более
мощного оборудования, расширение или строительство новых
золоотвалов. Количество выбросов золы в атмосферу, даже без
учёта уменьшения эффективности золоулавливания, также возрас-
тает пропорционально приведённой зольности Ап. Для углей с кис-
лым составом золы при использовании для очистки дымовых газов
электрофильтров выбросы дополнительно могут возрасти из-за ха-
рактерного для более зольных углей роста удельного электрическо-
го сопротивления золы (глава 8).
Для углей с ухудшенными сыпучими свойствами даже не-
большое увеличение влаги усугубляет проблемы, связанные с его
транспортабельными свойствами и создаёт затруднения при раз-
грузке, на тракте топливоподачи и при подаче угля из бункеров сы-
рого топлива [62].
Для котлов с жидким шлакоудалением рост в определённом
диапазоне зольности углей ухудшает вытекание расплава шлака
из-за снижения температуры факела и повышения значений темпе-
ратур начала нормального жидкого шлакоудаления tHM, что снижает
маневренность котла и требует сжигания мазута для обеспечения
необходимой температуры.
С учётом только изложенного вынесенный в заголовок вопрос
может представляться риторическим: для действующей ТЭС сжига-
ние угля с меньшим балластом и более высокой теплотой сгорания
обеспечивает более высокую экономичность и надёжность работы
оборудования. С экономической позиции ответ менее очевиден, по-
93
скольку, с учётом высокой доли топливной составляющей в стоимо-
сти продукции ТЭС, в конкретных ситуациях более низкая цена низ-
косортного угля может компенсировать ущерб от его использования;
и для принятия решения необходимо выполнение технико-
экономического анализа.
Ответ на поставленный в заголовке главы вопрос может быть
противоположным, если его рассматривать с позиций замены про-
ектного угля на другой и принципиальной возможности без реконст-
рукции оборудования использовать на действующей ТЭС более
сортный уголь с учётом его разнообразных свойств и характеристик.
Под проектным понимается уголь, на которое спроектировано оборудование,
или традиционно сжигаемое топливо, к которому в процессе эксплуатации и ре-
конструкций приспособлено оборудование. К новым, непроектным углям, при
использовании которых существенно не изменяется эффективность производ-
ства энергии и надёжность оборудования без проведения его реконструкции,
применяется термин взаимозаменяемые угли [58. 59].
Для действующих ТЭС чаще более принципиальным являет-
ся взаимозаменяемость проектного и анализируемого углей, чем
сортность (теплота сгорания) последнего. Это связано с тем, что
оборудование ТЭС спроектировано или реконструировано для ра-
боты на угле определённого качества, которое характеризуется раз-
нообразными показателями и свойствами. Изменение ряда
показателей и свойств от угля к углю не связано с содержанием
балласта. Некоторые определяющие показатели с ростом балласта
и уменьшением теплоты сгорания угля, даже, становятся более бла-
гоприятными применительно к конкретному оборудованию. Можно
привести примеры, когда для обеспечения работоспособности кот-
лов успешными и достаточными являлись рекомендации отказа от
приобретения высокосортных партий угля и перехода на сжигание
более зольного угля того же месторождения. На рис. 4.6 показаны ос-
94
новные технологии и процессы, которые зависят от качества топлива и приве-
дён перечень показателей, необходимых для принятия решения о возможности
использования непроектного угля или изменении характеристик традиционного.
Рис. 4.6. Схема основных технологий и
процессов на пылеугольной ТЭС и перечень
влияющих характеристик угля
9
7
6
1 - доставка, разгрузка угля (смерзаемость, сыпучие свойства, класс по размеру кус-
ков); 2 - хранение, потери при хранении (склонность к окислению и самовозгоранию,
фракционный состав); 3 - дробление, грохочение (фракционный состав, прочность,
абразивность); 4 - подача угля (взрывоопасность, сыпучие свойства, склонность к сво-
дообразованию и пылению); 5 - размол (влага, размолоспособность, взрывоопасность,
абразивность); 6 - устойчивость воспламенения и полнота выгорания (выход и теплота
сгорания летучих, зольность, петрографический состав); 7 - образование оксидов азо-
та и серы (содержание St и N, теплота сгорания, выход летучих); 8 - высокотемпера-
турная коррозия (содержание серы); 9 - шлакование (шлакующие свойства, теплота
сгорания); 10 - шлакоудаление (для топок с ЖШУ зависимость вязкость- температура);
И - загрязнение конвективных поверхностей нагрева (загрязняющие свойства); 12 -
износ поверхностей нагрева (приведённая зольность, эрозионные свойства летучей
золы); 13 - низкотемпературная коррозия, потери тепла с уходящими газами (содер-
жание серы и влаги, элементный состав, теплота сгорания); 14 - улавливание золы
(приведённая зольность, состав минеральной части, для электрофильтров удельное
электрическое сопротивление, содержание серы); 7* - очистка от вредных газообраз-
ных выбросов (приведённое содержание серы и азота, химический состав золы); 15 -
удаление продуктов сгорания (элементный состав, эрозионные свойства); 16 - выбро-
сы вредных веществ в атмосферу (приведённые значения содержания серы, азота,
золы); 17 - удаление золы и шлака (химический состав минеральной части)
95
Некоторые из необходимых для анализа характеристик отно-
сятся к справочным, широкодоступным. В то же время, для многих
характеристик, определяющих принципиальную работоспособность
и регламент работы оборудования (сыпучие, шлакующие, эрозион-
ные и абразивные свойства, взрывоопасность, устойчивость к окис-
лению и самовоспламенению), широкодоступной справочной
информации нет, и требуется проведение дополнительных иссле-
дований и использование достоверных методов оценки этих харак-
теристик по другим показателям. Из практики должно быть
исключено создание иллюзии о возможности достоверной оценки
взаимозаменяемости углей только на базе использования традици-
онных справочных данных, как, например, в [59]. Такие данные мо-
гут быть достаточными только в случае наличия аналогов работы
похожего оборудования на анализируемом топливе на других ТЭС.
Яркими примерами приоритетности признаков взаимозаме-
няемости служат многочисленные неудачные попытки расширить
потребление наиболее экологически чистых и наименее зольных
канско-ачинских углей путём их использования на ТЭС, работающих
на других углях, в том числе дорогих и с низкой теплотой сгорания, а
также замены экибастузского угля другими, более качественными.
Канско-ачинские бурые угли, в своём большинстве группы 2Б,
при всех своих достоинствах характеризуются высокой влажностью,
взрывоопасностью, высокими шлакующими и загрязняющими свой-
ствами и склонностью к образованию отложений в системах мокрого
золоулавливания и золоудаления. Приоритетность и диапазон тех
или иных ограничений при внедрении КАУ на разных котлах, сжи-
гающих бурые угли ЗБ или каменные угли, отличается. Наиболее
очевидными и сложно решаемыми являются ограничения мощности
по условиям сушильной производительности пылесистем и шлако-
96
вания котлов, и вообще не предложено приемлемых технических
решений по использованию этих углей на котлах, оборудованных
системами мокрого золоулавливания.
Экибастузский каменный уголь имеет высокую зольность и,
соответственно, неудовлетворительные экологические показатели
по потенциальному уровню выбросов золы и серы, количеству золо-
шлаковых отходов. При этом уголь характеризуется хорошими сы-
пучими свойствами, размолоспособностью, хорошо хранится на
складе, имеет низкую взрывоопасность и относится к наименее
шлакующим из всех используемых на ТЭС страны углей. Анализ,
исследования и опыт его замены на более высокосортный уголь
указывает, как правило, на необходимость модернизации топливно-
гранспортного и размольного оборудования. Основная же проблема
связана с ограничениями нагрузки по условиям шлакования на кот-
лах блоков 300 и 500 МВт. По исследованиям проблема в значительной
мере ослабляется или преодолевается при использовании кузнецких углей с
наиболее тугоплавкой золой отдельных выбранных угледобывающих предпри-
ягий [63].
Шлакующие свойства углей рассмотрены в разделе 6.2. Здесь
в контексте данного раздела отметим лишь ошибочность высказы-
ваемых иногда представлений об увеличении ущерба из-за шлако-
вания котлов при росте зольности углей. Реально с ростом
зольности углей возрастает интенсивность образования отложений
и, как отмечалось, количество удаляемого шлака и золы. В частном
случае высокозольных мало шлакующих углей и несвоевременного
ремонта дымососов, изнашиваемых сильнее с ростом зольности,
шлакование может возрасти из-за работы котла с неоптимальными
избытками воздуха. В целом же, с ростом зольности углей их шла-
кующие свойства становятся более благоприятными за счёт исклю-
чения образования прочных первичных отложений, образования
97
отложений при более высоких температурах и снижения их прочно-
сти. В совокупности со снижением температуры горения шлакова-
ние котлов, приводящее к неблагоприятным последствиям,
уменьшается. На рис. 4.7 показано изменение некоторых из шла-
кующих свойств совокупности углей Казахстана и Восточных регио-
нов России, рассчитанных по методике УралВТИ - Уральской
теплотехнической лаборатории, по усреднённым по месторождени-
ям и маркам сведениям [15].
Рис. 4.7. Изменение показателя склонности к шлакованию топки (а) и до-
пустимой по условиям шлакования температуры на выходе из топки (б) в зави-
симости от зольности широкого круга рядовых неокисленных углей разной
степени метаморфизма
Использование на котлах США большого количества аппаратов очистки и
огромный ущерб от шлакования связан, очевидно, со сжиганием низкозольных
углей (табл. 4.1), и отдельные американские исследователи ставят вопрос о
целесообразности глубокого обогащения энергетических углей.
В заключение раздела отметим, что примерно половина миро-
вых запасов и около четверти добычи (47% и 28% соответственно)
приходится на долю низкосортных углей, и их использование в
электроэнергетике будет продолжаться. Снижение эффективности и
надёжности работы при увеличении балласта в угле, в первую оче-
редь, актуально для спроектированного на более качественный
уголь действующего оборудования. Современный уровень энерго-
машиностроения позволяет создавать эффективное и надёжное
оборудование для сжигания низкосортных углей, в качестве приме-
98
ров чего можно привести котёл П-57 (ЗИО) блоков 500 МВт для вы-
сокозольного экибастузского угля и котёл Е-500 (БКЗ) для бурых
влажных канско-ачинских углей. Внедрение новых технологий, в ча-
стности котлов с ЦКС, позволяет использовать топливо с разнооб-
разными и неблагоприятными характеристиками вплоть до
углесодержащих материалов угольных отвалов. При технической
возможности целесообразность строительства и расширения дейст-
вующих ТЭС на базе низкосортных углей определяется экономиче-
скими показателями.
Безусловно, что эффективность и нового оборудования для
топлив с повышенным содержанием балласта несколько ниже, чем
для более качественных. В частности, кпд котлов и блоков при сжи-
гании углей с высокой влажностью ниже, чем при сжигании каменно-
го угля того же сорта из-за высоких потерь тепла с уходящими
газами и энергии на собственные нужды. В силу этого эффектив-
ность блоков, даже при повышении параметров пара до 600°С [64],
остаётся ниже 40% (рис.4.8).
Рис. 4.8. КПД блока сверхкри-
тических параметров (перегрев
600/600°С, расчёт на Qs) в зависимо-
сти от типа топлива
I - биомасса, II - бурые угли (1 Б, 2Б),
III - суббитуминозные (ЗБ. Д), IV -
битуминозные (каменные ДГ-Т), V -
антрацит [7]
Кроме того, большие объёмы сырого топлива и дымовых га-
зов, низкая температура горения приводят к существенному удоро-
жанию оборудования из-за роста его габаритов и расходов на
эксплуатацию и ремонт.
99
Неизбежный рост стоимости оборудования при увеличении
балласта в угле, с учётом экологических, шлакующих и других
свойств не очевиден, и при конструировании оборудования и проек-
тировании ТЭС необходимо иметь широкую достоверную информа-
цию о характеристиках и свойствах планируемого для
использования угля.
Заключение по главе
В отечественной литературе и практике под низкосортным уг-
лем понимается уголь с низкой теплотой сгорания вне зависимости
от его типа, марки, группы.
Для конкретного объекта увеличение балласта и снижение те-
плоты сгорания угля приводит к снижению эффективности выработ-
ки тепловой и электрической энергии и в ряде случаев к
ограничению производительности. При увеличении зольности и
влажности снижается кпд котла нетто и брутто, возрастают расходы
на собственные нужды, затраты ремонт оборудования, на золошла-
коудаление, очистку газов и ряд других показателей работы ТЭС.
С экономической позиции, с учётом высокой доли топливной
составляющей и возможной более низкой цены низкосортного угля
преимущества высокосортного угля менее очевидны.
Для действующих ТЭС чаще более принципиальным является
взаимозаменяемость проектного и анализируемого углей, чем сорт-
ность (теплота сгорания) последнего. Это связано с тем, что обору-
дование ТЭС спроектировано или реконструировано для работы на
угле определённого качества, которое характеризуется разнообраз-
ными показателями и свойствами. Изменение ряда показателей и
свойств от угля к углю не связано с содержанием балласта. Некото-
рые определяющие показатели с ростом балласта и уменьшением
100
теплоты сгорания угля, даже, становятся более благоприятными
применительно к конкретному оборудованию.
Яркими примерами приоритетности признаков взаимозаме-
няемости служат многочисленные неудачные попытки расширить
потребление наиболее экологически чистых и наименее зольных
канско-ачинских углей путём их использования на ТЭС, работающих
на других углях, в том числе дорогих и с низкой теплотой сгорания, а
также замены экибастузского угля другими, более качественными.
Примерно половина мировых запасов и около четверти добы-
чи (47% и 28% соответственно) приходится на долю низкосортных
углей, и их использование в электроэнергетике будет продолжаться.
Современный уровень энергомашиностроения позволяет создавать
эффективное и надёжное оборудование для сжигания низкосортных
углей.
Ваш выбор ?
101
5. Реакционные свойства
Под реакционными свойствами углей понимается их химиче-
ская активность в процессе окисления.
С ростом степени метаморфизма угля в ряду бурые угли - ка-
менные угли - антрацит реакционные свойства уменьшаются.
Большую градацию по реакционным свойствам обеспечивает при-
нятая классификация углей, в которой реакционные свойства сни-
жаются от бурого угля первой группы 1Б далее группы 2Б, ЗБ и
марки каменных углей от длиннопламенного Д до тощего Т; мини-
мальными реакционными свойствами обладает антрацит. Ряд прак-
тических вопросов, касающихся реакционных свойств, решается уже
на основе информации о марке, группе угля, как показано в разделе
2.3. В то же время, на ТЭС реакционные свойства углей проявляют-
ся в разных аспектах (склонность к окислению и самовозгоранию
при хранении, взрывоопасность пыли, условия ее воспламенения в
топке и выгорания коксового остатка), и не могут быть охарактери-
зованы единым показателем или рангом в системе общей класси-
фикации. Иллюстрация сказанного дана в последующих разделах.
5.1. Воспламенение и выгорание в пылеугольных топках
Выход летучих. Для характеристики реакционных свойств
наиболее широко в нашей стране и за рубежом используется вели-
чина выхода летучих V30' (V3, Vdmmf) или, что равноценно, "фиксиро-
ванный углерод” Cf1Xed (раздел 2.2). Технология определения выхода
летучих для бурых и каменных углей несколько различаются [65], но
в целом сущность метода состоит в нагреве навески пробы или при-
готовленного из неё брикета без доступа воздуха при температуре
900°С в течение 7 мин. Выход летучих веществ в процентах рассчи-
тывают по потере массы навески за вычетом потери массы, обу-
словленной влажностью пробы.
102
Горение топлива при поточном процессе протекает стадийно.
На первых этапах происходит прогрев частицы, сушка, выделение
летучих и их горение в объёме. При достаточности, выделяющегося
при этом тепла, происходит прогрев, воспламенение и выгорание
коксового остатка, и реализуется непрерывность процесса. Из этой
упрощённой схемы процесса видна обоснованность использования
показателя выхода летучих как основного для характеристики реак-
ционных свойств угля в части обеспечения устойчивости воспламе-
нения при факельном сжигании.
В тоже время, этот показатель имеет недостатки, и использо-
вание только его для различных задач, даже применительно к про-
цессу воспламенения и выгорания топлива в топке, не оптимально.
К недостаткам показателя выхода летучих относятся:
- относительность (условность) показателя;
- нелинейность результатов по выгоранию угля от выхода ле-
|учих. Правда, этот недостаток легко преодолевается заменой ги-
перболической зависимости на линейную (использование обратной
величины выхода летучих);
- приблизительность характеристики реакционных свойств из-
за не учёта ряда влияющих факторов, таких как вещественный
(петрографический) состав органической части, пористость уголь-
ных частиц, количество, распределение, состав минеральной части;
- необходимость дополнительных данных для создания мате-
матических моделей процесса воспламенения и выгорания.
Рассмотрим в приведённой последовательности эти недостат-
ки подробнее.
Относительность показателя. Экспериментальное значе-
ние выхода летучих зависит от температуры, скорости нагрева и
выдержки при данной температуре. Оно возрастает с ростом
103
этих параметров. В то же время, регламентированные параметры
стандартных опытов условны и кардинально отличаются от пара-
метров топочного процесса. В топочном объёме летучие выделя-
ются в нестационарных по среде и температуре условиях, в
среднем при более высокой температуре и со скоростью нагрева
частиц, многократно превышающей регламентированные в стан-
дартных опытах. По результатам британских исследователей [66] выход
летучих при скорости нагрева 104 сС/с до 30% выше, чем в стандартных усло-
виях (реально в топках скорость нагрева достигает значений 107 °С/с). По ис-
следованиям [67] выход летучих при быстром нагреве в трубчатой печи со
свободным падением частичек (DTF) превышал результаты определения в
стандартных условиях на 29-58% (рис. 5.1) со слабой тенденцией роста пре-
вышения при низком выходе летучих. Такие же значения превышения
фактического выхода летучих величины V*3' при быстром нагревании частиц
угольной пыли приводятся в
[68].
Рис. 5.1. Отношение
выхода летучих при быст-
ром нагреве и в стандарт-
ных условиях,
При использовании показателя выхода летучих необходимо
также иметь в виду, что
регламент его определения отличается в
некоторых странах, и изменялся в нашей стране. До принятия
ГОСТ 6382-2001 [66] определение выхода летучих для углей произ-
водилось при температуре 850°С, то есть более низкой, чем приня-
то в международном и действующем отечественном стандарте. В
США при определении выхода летучих используется платиновой ти-
гель и принята температура 950°С; кроме того, результаты часто
предоставляются на сухое, свободное от минеральной массы со-
стояние vd'nmf. То есть, данные отечественной литературы и спра-
104
Рис. 3.1. Схема пылеугольного котла ЗИО для блока 500 МВт. 1 - бункер
< ырого угля, 2 - мельница, 3 - горелки, 4 - топка, 5 - пароперегреватель, 6 -
экономайзер, 7 - подача дымовых газов на воздухоподогреватель, далее
< исгему газоочистки и в дымовую трубу (на рисунке не показаны)
Рис. 3.4. КПД паротурбинных
технологий в зависимости от
температуры перегрева (49)
1. "Терми" 37.5
МПа/700/720/720 ос
2. Перспективные блоки
1995-2005 г.г. (300-1000 МВт) ЕС и
Японии
3. Блочные ТЭС с
промежуточным перегревом
4. ТЭС без
промежуточного перегрева
вибратор для
питателя угля
трубка
питателя
вентиляция
питатель
угля
Рис.б.б.а Схема сеточного реактора
WMR [66]
Рис. 5.6.6. Схема вертикальной
электронагреваемой трубчатой печи со
свободным падением частичек. DTF [66]
охлаждение
электро -
нагреватель
труба для
падения
частичек
корпус
азот
циклон----
вентиляция
сбор недожога
охлаждение
тепловая
изоляция
вентиляция
Рис. 5.20. Взрывобезопасные значения выхода летучих в зависимости от
зольности. 1 - сочетания А<! и V*1'. при которых не наблюдалось взрывов в
штольне, 2 - значения для экибастузского угля. 3 - сочетания Ad и V13', при
которых не наблюдалось взрывов в лабораторной установке. I и III -
ранжирование углей на группы по предельно допустимому выходу летучих Vnp.
вочников до 2001 г. занижены по сравнению с результатами опре-
деления по [66]. Численное различие не велико и не одинаково зна-
чимо для разных углей. Фрагмент приведённых в [69] результатов
исследований влияния температуры на значение Vdaf дан в табл.
5.1.
Влияние температуры на выход летучих (по данным [69]) Таблица 5.1
Уголь П V3*. %масс
при 850°С и воздушной среде при 1200°С и бескисло- родной среде
тощий 14.3 17.3
газовый 39.0 38.3-40,6
тзовый (черемховский) 45.6 47,5
длиннопламенный 46,7 49.6
1 бурый ЗБ (челябинский) 42,8 47.1-50,3
Обработка данных [69] даёт поправку величины выхода летучих при раз-
ности экспериментальной температуры в 50°С:
AV^'x ^(ЗЗ-О.бб V**) / 700.%. (5.1 .а)
Тогда. \^= Vda,n ± дХ^'Л/о. (5.1.6)
где 7^.% - значение выхода летучих в литературном источнике. По-
правка прибавляется для отечественных данных до 2001 г., и вычитается при
использовании американских данных. В среднем поправка составляет
AV'1' - 0.4% и для реакционных углей изменение значения 7*“ не принципи-
ально. Для низкореакционных углей и антрацита внесение поправки, как пока-
тано ниже, различимо влияет на результаты анализа реакционных свойств.
11ри получении дополнительных экспериментальных данных поправка может
уточняться.
Нелинейность результатов по выгоранию угля от выхода
летучих. Степень выгорания угля или, с учётом теплоты сгорания,
потеря тепла с механической неполнотой горения q4 нелинейно
твисит от величины выхода летучих. На рис. 5.2.а для примера
показаны некоторые типичные значения q4 в зависимости от выхо-
ди летучих, полученных по многолетнему опыту создания и экс-
плуатации традиционных пылеугольных котлов с твёрдым
шлакоудалением [31].
105
За рубежом для характеристики реакционных свойств твёрдых топлив
широко используется показатель "fuel ratio", в дословном переводе топливное
отношение, который определяется как отношение беззольной нелетучей мас-
сы (фиксированного углерода) к выходу летучих в пересчёте на сухое состоя-
ние топлива:
FR (fuel ratio) = (5.2.а)
В нашей стране обозначение этого показателя не нормирова-
но и здесь используется в виде “FR". Легко показать, что данное от-
ношение тождественно равно выражению:
fuel ratio = FR=(100Ma') -1. (5.2.6)
То есть, топливное отношение по сравнению с показателем
выхода летучих не несёт никакой дополнительной информации об
угле, но переводит гиперболическую зависимость (рис. 5.2.а) в ли-
нейную (рис. 5.2.6). Использование линейной зависимости проще
при обработке и анализе данных, а также позволяет нагляднее про-
водить сравнение результатов. Обработка по такой зависимости
данных из нормативного метода теплового расчёта [31] даёт для
среднестатистического котла с традиционным пылеугольным сжига-
нием механический недожог [70]:
(5.3)
q4=0,56FR = О.ббККЮЛ/6*) -1].
Рис. 5.2. Усред-
нённые значения механи-
ческого недожога отече-
ственных котлов.(а) в за-
висимости от выхода ле-
тучих, (б) в зависимости
от топливного отношения
На рис. 5.3 нанесена гиперболическая зависимость топливного
отношения FR от выхода летучих и граничные значения исполь-
зуемых в энергетике марок углей.
106
Из рисунка видно, что наиболее значительно реакционные
свойства зависят от выхода летучих для низкореакционных углей. Так,
изменение Vм на 2-3 % у антрацита изменяет топливное отношение
примерно в 1,5 раза и, соответственно, механический недожог. Для
реакционных углей изменение выхода летучих в области значений
V,l“’>37% практически не изменяет топливное отношение и
Рис. 5.3. Соотношение
топливного отношения FR и
выхода летучих Vda’
Приводимое на рис. 5.3
соотношение позволяет
объяснить существенно
различающиеся результаты
опытов даже при сжигании
угля одной марки и с одного
месторождения. Например, для
кузнецкого угля 2СС реакционные
свойства и механический недожог
могут отличаться в 1,6 раза, в
4 описи мости от того к какому граничному значению по выходу летучих \Г,Л,=17%
нпи V'e,=25% ближе исследуемая партия угля. Отметим, что для антрацита и
ющих углей с низким выходом летучих поправка на методику
определения (формула 5.1.a) AVdaf=0,4% даёт различимый результат.
11ри Vdn*=6% изменение &FR=0,6 и Дц4=0,6%.
Приблизительность оценки реакционных свойств по выходу
шипучих из-за не учёта ряда влияющих факторов и определения
выхода летучих при условиях, кардинально отличающихся от
юпочных.
107
Для получения дополнительной “нестандартной" информации по реакци-
онным свойствам углей достаточно часто применяют термо- градиентный ана-
лиз (ТГА) как самостоятельные исследования, либо как часть комплексных
исследований. В исследованиях ТГА и различных модификациях метода и ап-
паратуры (обычно для увеличения температуры и темпа нагрева, которые су-
щественно ниже развиваемых в топке) определяется изменение массы пробы
угля или полученного тем или иным путём нелетучего остатка в зависимости от
температуры. Результаты используются путём сравнения кривых потери массы
для интересующего угля и ранее изученных углей, по которым имеется опыт
проектирования и эксплуатации топок, либо получением и сравнением харак-
терных значений, например температуры воспламенения. Пример сравнитель-
ного анализа кривых ТГА, на основании которого, в частности, фирма Фостер
Виллер (Foster Wheeler) делает заключение о применимости успешно рабо-
тающих котлов с плечевой топкой для китайского антрацита (71] показан на
рис.5.4. Метод используется также как вариант определения констант реакций,
используемых в математических моделях процесса горения топлива.
Рис. 5.4. Пример сравнения реакционных свойств по кривым ДТА. (а) -
опыты с углями, (б) - с частицами после удаления летучих. 1,2 - угли, по кото-
рым имеется опыт успешной эксплуатации топочных устройств (испанский ан-
трацит), 3 - анализируемый уголь (китайский антрацит)
Сформулированный в подзаголовке раздела недостаток показателя вы-
хода летучих наиболее успешно преодолевается путём применения “фирмен-
ных" показателей, определённых в условиях максимально или более
приближённых к топочному процессу. Под "фирменным" показателем понима-
ется тот, что определяется на уникальной установке, освоенной в той или иной
108
п|)|лпизации, фирме. Эти разнообразные установки отличаются по использо-
п<1нным принципам, конструкции и другим параметрам, и для сравнительной
характеристики реакционных свойств углей используются разные показатели,
общим является обязательное проведение исследований с хорошо освоенны-
ми углями и установление значимых эмпирических показателей и/или зависи-
мое.! ей, по которым можно прогнозировать поведение в топочном процессе
нсшых, незнакомых углей.
Из выполненных в СССР отметим исследования, выполненные в ВТИ
ВИ Бабием [72], результаты которых используются при расчёте выгорания
yi ольной пыли в топке [31]. В установке ВТИ (рис. 5.5.а) при помощи киносъём-
ки определяется время протекания 4х стадий горения при температурах до
НИИ)"С одиночной частицы угля, закреплённой на игле (рис. 5.5.6).
Рис. 5.5.6. Зависимость дли-
тельности стадии воспламенения и го-
рения частиц различных марок углей от
выхода летучих.
Обозначения:
Твл. тг.л, тВк, тгк, с - время воспламене-
ния и горения летучих, время воспла-
менения и выгорания коксового остат-
ка, соответственно.
1 - бурые угли, 2 - каменные реакци-
онные, 3 - угли марок 2СС, Т и антра-
цит. Условия опытов: Тг=1400К, О2=
21%, 8= 0.5 мм.
Рис. 5.5.а. Схе-
Mii экспериментальной
уы.шовки В.И. Бабия
(HIИ) для исследова-
ния стадий воспламе-
нения и выгорания
угольных частиц [72]
109
Из приведённого рисунка видно, что при одинаковом выходе летучих,
время выгорания коксового остатка может различаться в 2 раза. По экспери-
ментальным данным определены опытные коэффициенты, используемые при
расчётах (31) и в отечественных компьютерных пакетах программ расчета аэ-
родинамики, выгорания и теплообмена, например «SigmaFlow».
Не претендуя на полноту информации, приведём также краткие сведения
о некоторых, используемых за рубежом установках и методах. Для исследова-
ния преимущественно фазы пиролиза (выход и состав летучих и смол, пробы
нелетучего остатка для дополнительных исследований) в Великобритании [66,
73) используются сеточные реакторы (wire-mesh reactor, WMR), в которых проба
помещается на сетку. Сетка одновременно является нагревательным элемен-
том (рис. 5.6.а на цветной вставке) и продувается азотом, водородом или крат-
ковременно окислителем. В качестве примера на рис. 5.7 показана
заимствованная из [73] зависимость выхода летучих от температуры, получен-
ная для одного из углей.
Самостоятельно или в совокупности с другими установками достаточно
широко также используются вертикальные электронагреваемые трубчатые печи
со свободным падением частичек через объём (drop-tube furnace, DTF, рис.
5.6.6 на цветной вставке).
Рис. 5.7. Изменение выхода
летучих в зависимости от макси-
мальной температуры в опытах с
сеточным реактором
Разнообразные отечественные и зарубежные трубчатые печи с несущим
потоком, в том числе с отличающейся по высоте температурой, что имитирует
временно- температурную историю частиц в топке, выходят за круг "настоль-
ной" лабораторной техники, и здесь не рассматриваются.
В качестве сравнительных показателей реакционных свойств углей при-
менительно к топочному процессу по результатам исследований на лаборатор-
ных "фирменных" установках используются данные, получаемые либо
непосредственно на этих установках, либо в процессе дальнейших исследова-
110
нии произведённых твёрдых остатков. Среди показателей определяемых на
i и Мораторных установках или стандартными методами исследования произве-
денных остатков: степень выгорания [74, 75], реакционный индекс RI как темпе-
ртура начала устойчивого непрерывного процесса горения [71] или как
температура, при которой достигается определённый темп подъёма темпера-
lypi.i Т15 [74]. На рис. 5.8 приведены данные о степени выгорания угольных час-
1иц в трубчатой печи в зависимости от топливного отношения FR [75]. Отметим
существенное отличие результатов при равных значениях топливного отноше-
ния, что дополнительно подтверждает необходимость использования альтер-
нптивных или дополнительных показателей помимо выхода летучих для
кпрпктеристики реакционных свойств в топочном процессе и объясняется экс-
периментально подтверждённым заметным отличием петрографического со-
i: пша.
Рис. 5.8. Сравнение степени
выгорания в трубчатой печи DTF в
зависимости от топливного коэф-
фициента. 1 - традиционные угли,
2 - угли с других континентов с от-
личающейся петрографией.
Среди разработок показателей реакционных свойств на базе исследова-
нии полученных в трубчатой печи DTF остатков, помимо широкого применения
термо- градиентного анализа ТГА (рис. 5.4), отметим более или менее успеш-
ным попытки [75-77] использования сведений по морфологии остатков (порис-
тость, толщина стенок пор и ценосфер, удельная поверхность. С ростом
удельной поверхности и уменьшением толщины стенок пор в рамках углей Оди-
янковой степени метаморфизма характерно увеличение степени выгорания и
роикционных свойств углей.
Недостаток в приблизительности оценки реакционных свойств
по выходу летучих отчасти также преодолевается путём использо-
мнния дополнительных или взамен выхода летучих показателей ла-
Оорп горного определения. В качестве таких показателей
используют сведения о теплоте сгорания летучих, петрографиче-
111
ском составе органической части угля, количестве, составе и рас-
пределении минеральной части.
Теплота сгорания летучих. Из стадийной схемы воспламене-
ния и горения пылеугольных частиц следует, что непрерывность
процесса обеспечивается при достаточности тепла, выделяющегося
при горении летучих, для прогрева и воспламенения коксового ос-
татка. В методических рекомендациях по проектированию топочных
устройств [61] реакционные свойства углей, в том числе, характери-
зуются теплоценностью летучих, которая определяется как произ-
ведение выхода летучих и их теплоты сгорания Vdaf-QneT.
Теплоценность летучих характеризует, прежде всего, склонность к
воспламенению угольной пыли. Считается, что с ростом теплоцен-
ности уменьшается время воспламенения угольной пыли.
Экспериментально теплота сгорания летучих определяется по
данным об измерении теплоты сгорания угля Qdaf, нелетучего остат-
ка (Qdaf)NV и величины выхода летучих V*31:
О _ P^ ioo-(g^).v,-(ioo-r^)
-------------------------------> ккал/кг (5.4.a)
что полностью соответствует расчёту по более удобной для практи-
ческого использования (не требуется определение или расчёт зольности
нелетучего остататка AdNV) формуле, как в [15]:
П .C/lOO-^/i.vrdOO-^)
*£мт у -------, ккал/кг (5.4.6)
Элементный состав нелетучего остатка определяется не во всех случаях
и тогда принимается (Q,d)Nv=(Q6d)Nv- Погрешность такой замены мала для бурых
и реакционных каменных углей, но может достигать 5% для низкореакционных
углей с высокой теплотой сгорания (рис. 5.9). Гораздо большая ошибка при оп-
ределении теплоты сгорания летучих по экспериментальным данным заключа-
ется в использовании для пересчёта теплоты сгорания нелетучего остатка Q6 в
высшую и низшую теплоту сгорания (формулы 2.13, 2.14) коэффициента а. а
также содержания серы и водорода по результатам их определения для угля.
112
11|)и указанном неверном пересчёте экспериментальных результатов погреш-
но< и. определения Qr.ei может достигать 1400 ккал/кг или >10% (рис. 5.9).Без
1К( пориментального определения Snv. Hnv приемлемый результат получается
при оценке их содержания расчётным
методом (раздел 5.4).
Рис. 5.9. Сравнение результа-
toit определения теплоты сгорания
летучих (а) и зависимость от (б).
I при пересчёте на высшую и низ-
шую i оплоту сгорания нелетучего ос-
ин кп по данным о содержании в нём
। ары и водорода, 2 - при
((Jl")NV=(Q6d)Nv. з - по данным о со-
держании серы и водорода в угле
Олет, тыс.ккал/кг
Q.neT- тыс.ккал/кг
Реально показатели теплоты сгорания летучих и их теплоцен-
ности широкого распространения в практике не получили, и, в том
числе, расчёт времени воспламенения и выгорания летучих, а также
оценка минимальной по условиям устойчивости горения температу-
ры в [61] выполняется без использования этих данных. По-
нидимому, это связано с ограниченностью экспериментального ма-
। («риала на период разработки методических рекомендаций и мето-
дик теплового расчёта, но не оправдано, учитывая снижение
। пилоты сгорания летучих и более крутое по сравнению с другими
утями падение величины их теплоценности именно для низкореак-
ционных углей (рис. 5.10), для которых вопрос устойчивости вос-
пламенения наиболее актуален. Зависимости на рис. 5.11
построены для усредненных значений совокупности углей разных
мпсгорождений и марок из справочника [15].
113
Рис. 5.10. Соотношение экс-
периментальных значений тепло-
ценности летучих (а) и их теплоты
сгорания (б) от выхода летучих и
теплоты сгорания летучих и углей
(в)
Расчётные оценки теплоты сгорания летучих по сведениям об элемент-
ном составе угля применяются для оценки взрывоопасных свойств угольной
пыли, что рассмотрено в разделе 5.4.
Петрографический состав углей. В разделе 1.4 отмечалось,
что состав собственно угольного вещества может быть классифици-
рован (описан) как совокупность различимых микрокомпонентов
(мацералов) с похожими свойствами. Обычно выделяют три группы
мацералов: витринит, липтинит или экзенит и инертинит. Группы
мацералов одинаковой стадии метаморфизма отличаются по соста-
ву и, в частности, по реакционным свойствам. Например, экзенит
содержит максимальное количество летучих, инертинит - мини-
мальное их содержание и максимальное углерода. Соответственно
при одинаковом выходе летучих, угли с отличающимся петрографи-
ческим составом имеют разный элементный состав и реакционные
свойства. Пример различия реакционных свойств при одинаковом
выходе летучих дан на рис. 5.8. Широко признано, что угли с высо-
ким содержанием инертинита выгорают хуже, чем те, в которых вы-
ше доля витринита и экзинита [78].
114
В нашей стране исследования реакционных свойств энергети-
ческих углей в зависимости от их петрографического состава, за ис-
ключением ранних работ ИФХИМС АН СССР, например [79],
развития не получили. Подобные работы, проводимые во многих
с । ранах, в том числе, стимулируются существенным отличием пет-
рографического состава и условий формирования углей междуна-
родной торговли из Южного полушария (преобладающее
(.одержание инертенита) от традиционных европейских и северо-
американских углей, в которых основным микрокомпонентом явля-
шся витринит [75, 78], как и в отечественных углях. В тоже время, доля
импортируемых только из Австралии и ЮАР углей составляет 36% в топливном
Гнтлнсе европейских стран при общем экспорте 65%.
Несмотря на большое количество работ в мире, установить
приемлемые и достаточно признанные количественные показатели
прогнозирования реакционных свойств в рамках традиционных пет-
poi рафических характеристик не удалось. Это связано с многоком-
понентностью системы, методическими сложностями выделения
влияния именно петрографических признаков и, главное, неодно-
апнчностью реакционных свойств самих микрокомпонентов при оди-
нпковой степени метаморфизма. В литературе приводятся
экспериментальные сведения как о низкой реакционной способно-
• ли углей с повышенным содержанием витринита, так и о том, что
по вся фаза инертенита является инертной в процессе горения [78,
НО].
По сведениям [76, 77, 81] в Университете Ноттингем, Велико-
британия разработан метод оценки реакционных свойств углей по
петрографическим показателям (технология автоматизированного
ннплиза мацералов на базе флуоресцентной микроскопии и анализа
изображения и программа RAP). В нём принято, что микрокомпонен-
h.i ( одинаковой отражательной способностью имеют равные реак-
115
ционные свойства вне зависимости от петрографических и геологи-
ческих различий. В качестве сравнительного показателя
используется доля
компонентов с отра-
жательной способно-
стью выше и ниже
принятого порогового
значения (рис. 5.11).
Рис. 5.11. Харак-
терный пример измере-
ния отражающей способ-
ности углей [81]
Использование
метода в компании Ролл Ройс дало хорошее согласование с практи-
кой [77]. Хорошее, по мнению авторов публикаций, соответствие по-
лучено по данным исследования углей с различных континентов на
огневом стенде [81, 82]. Обработанные сведения из публикации [82] пока-
заны на рис. 5.12, из которого видно, что для совокупности отличающихся по
регионам добычи углей прогнозирование по программе RAP более достоверно.
- -- —- л в*
доля нерекционных,% топливное отношение
Рис. 5.12. Зависимость потерь с недожогом на стенде от доли нереакци-
онных по программе RAP (а) и от топливного отношения FR. 1 - угли США и
Великобритании, 2 - угли Австралии, ЮАР, Колумбии и Индии. D - среднее от-
клонение от линии линейной корреляции
116
Влияние минеральной части. Реакционные свойства углей в
гоночном процессе зависят от количества, состава минеральной
части и её ассоциированности с угольным веществом. В ряде ис-
следований отмечалось каталитическое влияние компонентов ми-
неральной части на окисление и воспламенение угольного
вещества. По данным [83] к катализаторам окисления в топочном
процессе относятся соединения железа и щелочных металлов. Од-
ннко более общим является уменьшение реакционных свойств из-за
присутствия минеральной части и при увеличении зольности.
Отмечается негативное влияние минеральной части топлива
кок на устойчивость воспламенения, так и на выгорание. Воспламе-
поние угля ухудшается при увеличении содержания минеральной
НК1И из-за большего расхода тепла на нагрев поступающего топли-
пп, в том числе на испарение и диссоциацию гидратной влаги, коли-
ки; гво которой в первом приближении пропорционально зольности
(раздел 2.2). В инженерных методах расчёта выгорания и оценок
реакционных свойств наличие гидратной влаги не учитывается, хо-
1м, помимо расходов энергии на её испарение и диссоциацию, этот
фактор для высокозольных углей значительно уменьшает количест-
во гепла, выделяемого при горении летучих. Примерно третья часть
летучих" таких углей (рис. 2.7) содержится в виде негорючих ком-
понентов из минеральной части, что уменьшает и их теплоту сгора-
нии По-видимому, в определённой мере рассматриваемый фактор
снижения реакционных свойств в процессе воспламенения можно
учитывать при использовании "приведённой'' величины выхода ле-
тних (раздел 2.2).
До рассмотрения вопроса о влиянии зольности на выгорание при пыле-
уюльном сжигании уточним некоторые понятия. Эффективность выгорания то-
шнит можно оценивать по нескольким показателям:
117
- степень выгорания собственно угольного вещества, обозначим его как
j-daf.
- экспериментально определяемая величина механического недожога по-
сле сжигания топлива в котлах или других сжигающих топливо установках Г*",%.
Связь этих показателей можно представить как Г'1* — -100,% (5.5.3)
где Г33’ - в долях, Пн - в процентах;
- потери тепла с механическим недожогом q4 (без учёта потерь
с недожогом в шлаке и физического тепла топлива) [84]:
а = Аг • Г" • •» %
А юо-г** р; ,/0
(5.5.6)
где А.% - зольность и Q,, ккал/кг - теплота сгорания на рабочее состояние.
Пример результатов расчёта этих показателей при изменении зольности
(влияние зольности на Qd3' в рассматриваемом лишь с качественной стороны
вопросе, не учитывалось) для угля БЗ с усреднёнными характеристиками
Wf=20%, Q,d,'=6860 ккал/кг показан на рис. 5.13. Зависимости на рис. 5.13.а и
5.13.6 рассчитаны для постоянной величины недожога органической части Г13-
0,005; зависимость 5.13.в - при постоянном значении равном его значению
при А =10%.на рис. 5.13.а
Рис. 5.13. Изменение механи-
ческого недожога в зависимости от
зольности (а) и потерь тепла с меха-
ническим недожогом при постоянном
значении степени выгорания органи-
ческой части (б) и потерь тепла с ме-
ханическим недожогом при постоян-
ном значении механического недожо-
га (в)
Из приведённого примера вид-
но, что при неизменной степени вы-
горания органического вещества, по-
теря тепла с механическим недожо-
гом с ростом зольности практически
118
но изменяется при уменьшении величины механического недожога. При неиз-
менном механическом недожоге, что при изменении зольности возможно толь-
ко при уменьшении степени выгорания органического вещества, изменение
поюрь q4 (&q4= 0,15% на 1% изменения зольности) практически соответствует
приведённым в разделе 4 значениям на котлах.
Внутренняя зола (зола, которая не отделяется при размоле от
угольных частиц) ухудшает выгорание нелетучего остатка за счёт
уменьшения площади поверхности органического материала на
единицу массы (минеральная часть занимает часть объема пыле-
угольной частицы), и из-за препятствия транспорту кислорода при
наличии плёнки или фрагментов из неорганической части на по-
н(1рхности. Кроме того, неорганический материал может прямо
и тимодействовать с активной поверхностью углерода, герметизи-
руя её, и уменьшая активность [30,85]. Уровень негативного воздей-
d вия по приведённым механизмам зависит от количества и, по-
нидимому, в большей мере от состава минеральной части. Отме-
1им, что при равных условиях угленакопления и геологических усло-
вий угли более высокой степени метаморфизма и, следовательно,
минее реакционные имеют более высокую внутреннюю зольность
(рп «дел 2.2), а развиваемая при их сжигании более высокая темпе-
I>игура дополнительно способствует большему преобразованию
минеральной части. В литературе аспект увеличения внутренней
юдьности и роста влияния минеральной части именно для низкоре-
внционных углей ранее, по-видимому, не освещался.
Выгорание при пылеугольном сжигании и равных условиях
(| рода, размер угольных частичек, их пористость) зависит от темпе-
рпгуры и времени пребывания частичек в зоне высоких температур.
Пнутренняя зольность не зависит или слабо зависит от общей золь-
ности, и ухудшение выгорания за счёт общей зольности, скорее все-
ю. связанно с уменьшением температуры в зоне активного горения.
119
Для учёта влияния общей зольности на реакционные свойства
применительно к сжиганию угля может использоваться [30] двух-
факторный анализ (Vdaf и Ad) или для конкретного угля использова-
ние значений в пересчёте на сухое состояние (Vй и
линеаризирующий показатель ЮОЛ/6). В нормативном методе [31,
84] учёт общей зольности выполняется ранжированием рекоменда-
ций по выбору потерь тепла с механическим недожогом на двух
уровнях (для малозольных и высокозольных углей).
5.2. Взрывоопасность
В общем виде под взрывом подразумевают быстрое экзотер-
мическое химическое превращение взрывоопасной среды, сопрово-
ждающееся выделением энергии и образованием сжатых газов [86].
Взрывы аэросмеси тонкой угольной пыли могут приводить к
серьёзным разрушениям систем пылеприготовления и зданий и к
человеческим жертвам. Энергия взрыва образуется за счёт быстро-
го горения летучих и поверхности мелких частиц, при котором про-
исходит образование большого количества газообразных продуктов,
рост давления и температуры в системе, создающий взрывную си-
лу. Ряд авторов полагает, и на этой базе разработаны модели про-
цесса, что участие нелетучей части угля (кокса) в пылевых взрывах
незначительно. Поскольку скорость горения кокса во много раз
меньше скорости горения летучих, в этих моделях нелетучую часть
угля относят, как и минеральную часть, к балласту, препятствующе-
му возникновению и развитию взрыва (ссылка на работы Hartzberg
М. в [87-89]).
Основные условия и факторы, определяющие возможность
взрыва пыли, вне зависимости от её состава и природы, включают:
- материал пыли должен быть горючим, что, естественно, вы-
полняется для угольной пыли. Однако угли высокой стадии мета-
120
морфизма обладают меньшими реакционными свойствами. Антра-
циговая пыль относится к числу взрывобезопасных;
- содержание пыли в аэросмеси должно находиться в диапазо-
на взрывоопасных концентраций. Диапазон взрывоопасных концен-
। раций пыли (при размере частиц 60-80 мкм и влажности несколько
ниже гигроскопической) по исследованиям ЦКТИ [45] и данным [82,
’ll), 91] приведён в табл. 5.2;
- в аэросмеси должно присутствовать достаточное количество
кислорода. Для канско-ачинских углей, торфяной пыли взрывы ис-
ключаются при объемном содержании О2 в пылевоздушной среде
монее 16%, для большинства бурых углей при О2 менее 18% и для
ипменных углей менее 19% [45];
- должен быть источник зажигания достаточной мощности;
- пыль должна быть достаточно мелкой; чем мельче пыль, тем
нороятнее взрыв. Отметим здесь, высокую взрывоопасность порош-
ки гехнического углерода (сажи) [92], в котором, очевидно, отсутст-
вую । летучие в понимаемом нами смысле. С другой стороны, пыль
гюльшинства энергетических углей при содержании в твердой фазе
20 30% частиц крупнее 200 мкм в лабораторных испытаниях не
взрывалась [45]. В США, помимо традиционной характеристики зернового
пилава пыли, применительно к пожаро- взрывоопасности используют показа-
1»ль доля горючей пыли” CD (% Combustible Dust), который определяют как
произведение прохода через сито 425 мкм (IOO-R425) на долю в нём горючего
ми триала Г<425 [93], то есть
CD = (100-R425)- Г<425/100,%. (5.6)
Долю горючего материала в пыли определяют эксперимен-
шльно по потере массы пробы, прошедшей через сито 425 мкм, ко-
горая выдерживается в тигле в течение 1 часа при температуре
П00°С.
121
Таблица 5.2
Диапазон взрывоопасных концентраций угольной пыли
характеристика обозначение, размерность бурые угли каменные угли
минимальная концентрация пыли в воздухе, ниже которой развитие взрыва невозможно НКПРп, кг/мг 0,215-0,25 0,05-0.15(87.90] 0,32-0,47 0,1-5(90,91]
максимальная концентрация пыли в воздухе, выше которой развитие взрыва невозможно кг/м3 13-16 3-4
концентрация пыли в воздухе, при которой развивается наи- большее давление при взрыве кг/м3 1.7-2,0 1.2-2.0
Уровень достаточности количества кислорода, подведённой
энергии определяет граничные условия возможности возникновения
взрыва и зависит от физико- химических свойств, реакционности уг-
ля в плане взрывоопасности. Кроме того, при равных внешних усло-
виях эти свойства определяют опасность взрыва, которая
характеризуется такими факторами как максимальное давление
взрыва, скорость нарастания давления при взрыве, фугасные свой-
ства взрывной волны.
Экспериментальные исследования взрывоопасных свойств
угольной пыли выполняются с использованием специальных уста-
новок, основной частью которых
является экспериментальная ре-
акционная камера (взрывная ка-
мера, рис. 5.14), в которой реали-
зуется взрыв взвеси пыли при за-
данных параметрах смеси.
Рис. 5.14. Схема взрывной каме-
ры объёмом 20 л (94]
В настоящее время в мире отказываются от широко распро-
странённых взрывных камер небольшого размера типа ”бомбы
122
Хартмана, Hartmann”, и рекомендуется использовать взрывные ка-
меры объёмом от 20 л.
По результатам серии опытов, в которых изменяется концен-
। рация пыли, содержание кислорода в исходной газовой среде,
подведённая энергия зажигания определяются граничные условия
возникновения взрыва (минимальное взрывоопасное содержание
кислорода МВСК, нижний концентрационный предел распростране-
ния пламени НКПРп или МЕС, минимальная энергия зажигания Emin
или MIE) и параметры взрыва (максимальное давление взрыва Ртах,
Произведение Pmax-(dp/dr)max иногда используется как показатель
•• ц)|>юоопасности и характеризуется как "жесткость" взрыва [89].
За рубежом для характеристики взрывоопасных свойств дополнительно
определяют минимальную температуру воспламенения взвешенной пыли MIT
|01, 93, 94]. Определение выполняют в печи Godbert-Greenwald, через которую
подеются порции пыли (т = 0,5 г) при ступенчато повышаемой (шаг 5°С) темпе-
рптуре в печи. Минимальная температура, при которой воспламеняется пыль в
• •дном из четырёх опытов, принимается за MIT.
Различные измеряемые показатели взрываемости в той или
иной мере взаимосвязаны, однако однозначной связи нет. На рис.
Г» 16 показаны значения показателей взрываемости в зависимости
о» максимального темпа нарастания давления (dP/dr)max или MRPR,
построенные по экспериментальным данным [91] для широкого кру-
I м углей разных месторождений.
123
Рис. 5.16. Изменение показателей взрываемости для разных значений
показателя максимального темпа нарастания давления
Видно, что относительно высокий темп нарастания давления, что харак-
терно для углей с малым нижним концентрационным пределом распростране-
ния пламени, может иметь место и для углей с весьма высоким значением
этого показателя.
Основные исследования взрывоопасных свойств пыли энерге-
тически* углей в нашей стране выполнены в ВТИ, ЦКТИ, УралВТИ,
ОРГРЭС. Отличающиеся конструкции взрывных камер и использо-
вание для градации взрывоопасных свойств разных показателей за-
трудняют сравнение результатов в количественном отношении.
Предпочтение может отдаваться как показателям, характеризую-
щим граничные условия возникновения взрыва, так и тем, что ха-
рактеризуют серьёзность возможных последствий при его
реализации. В частности, в ЦКТИ в качестве основного показателя
взрывоопасных свойств принято максимальное давление взрыва
Ртах (рис. 5.17) и предложен метод его оценки по данным элемент-
ного состава топлива.
(5.7)
Рис. 5.17. Зависимость давле-
ния взрыва пыли различных то-
плив от показателя рп [45]
124
За рубежом наиболее широко используется нормированный по
объёму показатель Ksl, который равен скорости нарастания взрыва
(dP/dx)max с учётом экспериментально установленной зависимости
этого показателя от объёма взрывной камеры V:
К, = ( j7)max ' V ’> МПа м/с (кгсм / с-см2) (5.8)
При Kst<20 МПам/с пыль относится к классу слабо взрываю-
щихся St1; при Kst>30 МПа-м - к сильно взрывающимся St3. Усред-
нённые по типу угля показатели взрываемости для американских
углей и бурых углей Австралии приведены в табл. 5.3.
Таблица 5.3
Показатели взрываемости американских и австралийских углей
Тил угля (класси- фикация США, Ав- стралия) Kst Р max Рпах’Кя
Мпам/с группа взрыво- опасности бар
кгсм / с-см2 кгс/см2 кгс2м / с-см4
Лигнит, lig 12,3 St1 (слабо взры- вается) 9.1
125 9.3 1165
Бурые (Австралия) 16,2-22,0 St2 (взрывается) «7.5
165-224 ~7,7 1270* 1725
Суббитуминозный, виЬ 20,9 St2 (взрывается) 7.2
213 7,3 1555
Битуминозный, hvb 15,4 St1 (слабо взры- вается) 7,1
157 7.2 1130
Битуминозный, । mvb 12,9 St1 (слабо взры- вается) 9,2
131 9.4 1230 .
Битуминозный, Ivb 5.5 St1 (слабо взры- вается) 9.0
56 9.2 515
В дополнение к приведённому выше суждению об отсутствии
функциональной зависимости между разными показателями взры-
ваемости и иллюстрации этого на рис. 5.16 отметим, что согласно
данным таблицы 5.3 взрывоопасные угли с высоким показателем
гемпа нарастания давления Kst развивают минимальное или близ-
кое к минимальному давление взрыва Ртах. При этом, однако, "же-
125
сткость" взрыва Pmax-(dp/dr)max у взрывоопасных углей максималь-
ная.
Рядом исследователей и организаций для характеристики
взрывоопасности пыли также используются комплексные показате-
ли в виде произведения и/или отношения определённых экспери-
ментально показателей. Помимо упоминавшегося показателя "жесткость"
взрыва, в нашей стране в качестве комбинированного показателя взрывоопас-
ных свойств используется безразмерный показатель взрывоопасности Кавти,
который представляет собой отношение "жесткости" взрыва Pnw(dp/dT)m3x к его
“чувствительности", характеризуемой минимальной энергией зажигания Emin
[89]:
Kf” = . (5.9)
Обозначение показателя несколько изменено по сравнению с оригиналом, что-
бы отличить его от ранее предложенного ОРГРЭС коэффициента взрываемости К0.
В [88] для характеристики взрывоопасности углей используется показа-
тель Кех, определяемый как среднегеометрическое значение максимального и
среднего темпа нарастания давления (рис. 5.16):
К„ =[(dP/dT)^ (/>_ / Дг)Г. (5.10)
Горным Бюро США (US Bureau of Mines) предложен показатель, объеди-
няющий основные экспериментальные характеристики взрыва: Индекс взрыво-
опасности (Index of Explosibility. I.E) как произведение Индекса
воспламеняемости (Ignition Sensitivity, I.S.) на Индекс жёсткости взрыва
(Explosion Severity, E.S.): I.E=(I.S.)( E.S.),
где I.S. = [М1Т-Етю Н/<ЛРп]про6а / [М1Т-Ет.п НКЛ₽л]эталои (произведение ми-
нимальной температуры воспламенения на минимальную энергию зажигания и
на минимальную взрывоопасную концентрацию),
E.S. = [Pmax (dP/dT)m«]"₽Oea / [Pmax'(dP/dx)m*x]’T‘nOM (прОИЗВвДвНИв МЭКСИ-
мального давления взрыва на темп его нарастания). В качестве эталонного
принят питтсбургский уголь.
Перемножение показателей, которые имеют разный знак их изменения в
зависимости от реакционных свойств угля (например, рост давления и темпа
его нарастания и снижение остальных показателей для более взрывоопасных
126
углей), очевидно, не оптимально. Более интересным представляется предло-
женный в [91] комплексный показатель VC11 в виде суммы показателей с ко-
эффициентами, определёнными методом корреляции и отличающимися по
знаку и по величине.
По опасности возникновения взрывов пыли и их последствиям
угли ранжируются на группы взрывоопасности, для которых уста-
навливаются необходимые средства взрывопредупреждения и
взрывозащиты. В нашей стране нормативно закреплено подразде-
ление углей на 4 группы, в которой минимальные взрывоопасные
свойства имеют угли первой группы и максимальные - четвёртой
группы [95, 96].
Уникальность экспериментов по взрываемости пыли, перемен-
ный топливный баланс и состав поступающего на ТЭС угля обу-
славливают поиски методов оценки их взрывоопасных свойств по
широко доступным данным. С ростом степени углефикации топлива
реакционные свойства и, в частности взрывоопасные, уменьшаются,
и для крайних по степени углефикации топлив знание их марки дос-
1.1ТОЧНО для классификации по взрывоопасным свойствам: антрацит
и тощий угли относятся к первой группе взрывоопасности (не взры-
ооопасны), а торф и бурый 1Б к третьей или четвёртой. Однако та-
кой строгой классификации нельзя сделать для углей
промежуточных марок и групп. Например, бурые угли группы 2Б мо-
Iут относиться к группам II- III - IV.
Выход летучих. Одним из основных признаков увеличения
< юпени метаморфизма углей служит снижение содержания лету-
чих. Влияние этого показателя также согласуется с опытом работы и
результатами исследований взрывоопасности угольной пыли, пред-
ел пилениями об определяющих процесс взрыва факторах и, естест-
понно, выход летучих используется в качестве основного
показателя для характеристики взрывоопасности. В качестве грубой
127
оценки принимается, что угли с выходом летучих менее \^а,=20-25%
(что эквивалентно превышению значения топливного отношения
FR>3+4, где FR =CflxdA/d =(100/Vdaf) -1) относятся к взрывобезопас-
ным. В США [89] к взрывобезопасным (точнее к углям, для которых
применима без специальных мер система приготовления с воздуш-
ной сушкой) относят угли с более высоким выходом летучих
Vdaf<40%(FR>1,5).
Теплота сгорания и теплоценность летучих. Количество
выделяющейся при взрыве угольной пыли энергии зависит не толь-
ко от количества летучих, но и от их теплоты сгорания ОлеТ1 и этот
показатель прямо или косвенно используется в методах оценки
взрывоопасных свойств пыли.
В частности, в [88] установлено, что экспериментальный пока-
затель темпа нарастания давления Кех (формула 5.9) для углей
ЮАР с зольностью Ad<15% более точно оценивать не по величине
летучих, а по их теплоте
сгорания отнесённой к
массе угля, что эквивалент-
но теплоценности летучих
(рис. 5.18).
Рис. 5.18. Зависимость по-
казателя Кех от теплоценности
летучих
Эта величина приближен-
но рассчитывается из условия теплоты сгорания нелетучего остатка (фиксиро-
ванного углерода как для графита QNV=32,8 МДж/кг:
V Qner0 = ЮО-Qyr - 32.8-Crixed, МДж/кг
(5.11)
128
Зольность. Иным, определяющим взрываемость угольной пы-
ли фактором, является зольность топлива. С ростом зольности
взрывоопасность угольной пыли снижается, а при достижении опре-
делённого значения угольная пыль становится взрывобезопасной,
даже при высоком содержании летучих. В частности, в исследова-
ниях УралВТИ на промышленной пылесистеме пыль экибастузского
угля (Vda,=25%, Ad=43%) не взрывалась в специальных опытах, где
создавались благоприятные для этого условия, в то время как из-
вестны взрывы пыли малозольных углей с более низким выходом
летучих. На рис. 5.19 в несколько переработанном виде приведены
результаты опытов ВТИ
[97], выполненные на
взрывной камере.
Рис. 5.19. Измене-
ние) экспериментальных по-
ни ютелей взрываемости от
Юльности угля, (а) - мини-
мальная энергия взрыва,
(б) темп роста давления,
(и) - минимальная взрыво-
опасная концентрация.
I бурый берёзовский уголь
2Б.
7- каменный тунгуйский
уголь марки ДГ,
I каменный воргашорский
yi оль марки Ж
Видно, что для
бурого 2Б и реакцион-
ных каменных углей ДГ,
Ж с ростом зольности темп нарастания давления снижается, а зна-
129
чения требуемой минимальной энергии взрыва и взрывоопасной
концентрации возрастают. При этом темп изменения этих показате-
лей с ростом зольности увеличивается и при зольности 50-57% они
изменяются резко вплоть до ситуации не реализации взрыва.
Весьма показательны опыты по взрывам в опытной штольне,
где взрывы отсутствовали при 65™ процентном содержании инерт-
ного материала (табл. 5.4), даже при V<laf>35% [89].
Таблица 5.4.
Зависимость между выходом летучих и взрывоопасностью пыли
Выход летучих V5"*, % Предельное содержание инертного материала, %
лабораторная установка опытная штольня
35,0 и более 15,0 и более 65,0 и более
30,0 — 35,0 12,0 — 15,0 55,0 — 65,0
20,0 — 30,0 7,0-12,0 40,0 — 55,0
10,0 — 20,0 до 7.0 до 40,0
Менее 10,0 Пыль не воспламеняется Пыль не воспламеняется
уравнение регрессии Vnpn=2.85Ad-0.03(Ad)2-0.6 V"%=3,5+0,41Ad+0,001 (Ad)*
Приведённые в табл. 5.4 сведения и полученные при их обра-
ботке корреляционные зависимости [98] позволяют достоверно про-
гнозировать нормированные в нашей стране группы
взрывоопасности по данным только о зольности углей Ad и выходе
летучих Vdaf для более широкого круга углей по сравнению с оцен-
кой по марочной принадлежности. Графическое представление све-
дений табл. 5.4 и разделение углей на группы показано на рис. 5.20
(на цветной вкладке).
Уголь относится к первой группе при выполнении условия, что
выход летучих меньше, чем экспериментально установлено по опы-
там в штольне Vdaf< \/прш. Уголь относится к третьей или четвёртой
группе, если выход летучих больше, чем экспериментально уста-
новлено по опытам в лабораторной установке Vdaf> Vnpn. При \/прш
<Vd8f< \/прл результат не определённый и требуется выполнить клас-
сификацию углей с привлечением дополнительных данных. Класси-
130
фикация справедлива, и если для уменьшения числа неклассифицированных
проб принять несколько более "мягкие’ условия взрывобезопасное™ -
предельное значение выхода летучих на 3-4 % выше, чем приведённые в табл.
5.4. На рис. 5.21 показано сравнение результата в сравнении с показателем Кт,
рассчитанным по [95] для всех усреднённых значений из справочника УралВТИ
I II III IV
группа взрывоопасности
[15] (сведения о показателе Кт приведены в дан-
ном разделе ниже).
Рис. 5.21. Сравнение ранжирования по Кт
и значениям взрывобезопасного выхода лету-
чих.
Определяющее влияние зольности
на относительные взрывоопасные свой-
ства пыли конкретного угля нашло отра-
жение в разработке и широком внедре-
нии за рубежом приборов оперативного
контроля взрываемости пыли, в которых по результатам измерений
падающего и отражённого света определяется соотношение угля и
породы в пробе пыли, например [99].
При существенном влиянии количества летучих, теплоты их
сгорания и минеральных примесей, только этими показателями не
ограничивается круг показателей, влияющих на взрывоопасные
снойства угольной пыли. Взрывоопасные свойства пыли непосред-
ственно также зависят от гигроскопической влажности W™, петро-
графического состава угля, пористости (удельной поверхности)
частиц. Поскольку при пылеугольном сжигании условия подготовки
пыли зависят от реакционных свойств в плане воспламенения и вы-
i орания, то косвенно и взрывоопасность пыли в значительной мере
ишисит от этих факторов и коэффициента размолоспособности кл0
(например, при всех обстоятельствах бурые угли сжигаются с более
грубым помолом, чем каменные; при изменении коэффициента
(нымолоспособности при неизменном режиме работы вентилируе-
131
мой мельницы изменяется размер и коэффициент полидисперсно-
сти пыли). Часть этих факторов, например W™, учитывается или
может учитываться в расчётных показателях, другие, достаточно
важные, не учитываются.
Значимость не учитываемых факторов можно проиллюстриро-
вать следующим результатом. В исследованиях [87] по всем показа-
телям взрываемость антрацита определена ниже, чем нелетучего
остатка бурого угля с похожим составом и выходом летучих. Так,
максимальное давление взрыва во взрывной камере 1 м3 составило
для антрацита 0,6 бар и 8,4 бар для нелетучего остатка, нормализо-
ванный показатель нарастания давления Kst=1 и 64 бар-м/с. При
этом пористость антрацита была ниже в 4 раза (10 и 40%) и удель-
ная поверхность в 1,5 раза (400 и 600 м2/г).
Расчётные методы оценки взрывоопасности углей при хоро-
ших статистических показателях в сравнении с экспериментальны-
ми данными, например [88, 91], за рубежом широкого
распространения не получили и используются для предварительной
оценки. Показатели взрывоопасности предоставляются поставщи-
ками угля и при необходимости уточняются экспериментально в
специализированных лабораториях. Из зарубежных методов про-
гнозирования взрывоопасных свойств по сведениям о техническом и
элементном составе приведём определение комбинированного по-
казателя взрывоопасных свойств VC11 по данным о составе топли-
ва [91]. Расчётный показатель назван VC12 и определяется как:
VC12=-3,05+0,052Cad-0,039Had+0,041 Sad-0.012Wad+0,064Aad-0,057Vad (5.12)
Содержание компонентов в угле в уравнении (5.12) даётся на воздушно
сухое состояние "ad", значение выхода летучих - с поправкой на содержание
карбонатов. Уравнение эмпирическое и его коэффициенты определены регрес-
сионным анализом по экспериментальным данным взрывов в 20 литровой
взрывной камере 55 углей разного происхождения и широкого состава (Ad=4,2-
132
58.7%. Vй3-5,7-47,2%). При снижении показателя VC12 прогнозируемая взры-
воопасность угля увеличивается, и угли разделены на три группы: значение
VC12=1,7 принято как граничное между углями с низким и средним риском
взрыва; значение VC12=-0,4 - граничное между углями со средним и высоким
риском взрыва.
В нашей стране расчётные показатели взрывоопасности пред-
ложены [89] в:
п - //•*-( (У*/8)
ЦКТИ Р, = 2,37--------, (5.7)
УралВТИ: Bc20=Qldaf (Vdaf-20) (60-Ad)-(100-Ad)/100, (5.13)
ОРГРЭС: Кв=(VneTr+Sne/)/(CNVr+WrM+Ar) (5.14)
и ВТИ (Кт). Показатель ВТИ, названный критерием взрываемости Кт,
и настоящее время принят в качестве единственного определяюще-
ю показателя для ранжирования углей по взрывоопасным свойст-
ннм [95, 96]. Он рассчитывается по данным элементного и
юхнического состава угля как отношение выхода летучих Vd к рас-
чётному значению нижнего концентрационного предела распро-
с| ранения факела с учётом влияния нелетучего остатка цлбн:
Кт^/Цлв" (5.15.а)
Нижний концентрационный предел распространения пламени горю-
чих компонентов рассчитывается как: цлн=1260-100/0^**°* (5.15.6)
и с учётом влияния нелетучего остатка как:
Цл.бН=(ЦлН+Б*)/(100+Б*), (5.15.В)
где Qnei^04, кДж/кг - расчётное значение теплоты сгорания летучих
(мотоды расчёта состава и теплоты сгорания летучих рассмотрены в разделе
' 4) и поправка на балласт B‘=j.inH-(100-V<,)/Vd.
Считается, что с физической точки зрения показатель Кт характеризует в
•нюсительных единицах какое количество газовоздушной смеси с минималь-
ным взрывоопасным содержанием горючих газов может быть получено из сухой
пыли [100]. При этом полагается, что при Кт<1,0 взрывы невозможны.
133
Не рассматривая здесь теоретические предпосылки вывода показателя
Кт, из формул (5.15) видно, что, в конечном счёте, этот показатель не что иное,
как теплоценность летучих (теплота сгорания летучих на единицу массы топли-
ва) с поправкой на содержание балласта, или точнее величина пропорциональ-
ная этому показателю. На рис. 5.22 показано соотношение расчётной
теплоценности летучих Q™/**”0 по (88] (формула 5.11) и показателя К, для углей
среднего состава из справочника [15]. На рис. 5.23 показано расчётное влияние
зольности на показатель Кт для нескольких углей.
Рис. 5.22. Соотношение расчётной
теплоценности летучих О.-вт₽*счС (88] и по-
казателя Кт
Рис. 5.23. Изменение показа-
теля Кт в зависимости от зольности и
марки угля. 1 - экибастузский, КСН; 2
- кузнецкий Черногорского разреза,
2СС; 3 - ирша-бородинский, 2Б; 4 -
кузнецкий Таллинского месторожде-
ния, ДГ
К достоинствам показателя Кт следует отнести учёт естествен-
ным образом основных влияющих на взрываемость угольной пыли
факторов (выход и теплота сгорания летучих, зольность). Пример
удачного соответствия экспериментальных данных по взрываемости
и теплоты сгорания летучих, отнесённых к массе угля приводился
на рис. 5.18.
134
Анализ показателя подтверждает близость реакционных
свойств кузнецкого 2СС и экибастузского КСН углей и позволяет
объяснить их принципиальную разницу по взрывоопасности. Срав-
нение показателя для пары “кузнецкий ДГ - канско-ачинский 2Б” со-
гласуется со слабым изменением реакционных свойств при
изменении выхода летучих у углей с высоким значением этого пока-
зателя (раздел. 5.1), объясняет разницу их взрывоопасных свойств
и позволяет правдоподобно прогнозировать уровень зольности,
предотвращающий взрывы.
При достоинствах показателя Кт как инструмента для ранжиро-
вания углей необходимо иметь в виду его условность и относитель-
ность, что следует, даже если принимать во внимание только
использование значения величины выхода летучих стандартного
определения и принятый неточный метод расчёта их теплоты сго-
рания. Очевидно, что использование экспериментальных данных по
।оплоте сгорания и её расчёт по иной схеме или “исправленной" ве-
личины выхода летучих (с учётом их балластирования компонента-
ми минеральной части, раздел 2) изменят не только шкалу
кписсификации, но, в некоторой мере, и относительный ранг угля.
Но анализируя здесь все аспекты дискуссии, предшествующей при-
нт ию показателя Кт в качестве определяющего для ранжирования
углей, отметим лишь, что его основные недостатки относятся не
только к самому показателю, сколько к принятой системе исполь-
ювания. С учётом допущений и влияния не учитываемых факторов
расчётные показатели не должны абсолютизироваться. В качестве
примеров можно привести отнесение окисленных углей к первой,
ни идей группе взрывоопасности, что без экспериментальных иссле-
д« (пиний не очевидно, если учитывать увеличение пористости и
удильной поверхности при окислении углей. По-видимому, практи-
135
кой не подтверждается отнесение к первой группе и нерюнгринского
угля ЗСС и промпродукта коксующегося угля этого месторождения
[96]. Не абсолютизируя расчетный метод [91], но принимая, всё же,
во внимание его построение на добротном экспериментальном ма-
териале, можно отметить значительную разницу в ранжировании уг-
лей среднего состава из справочника 2004 [15] по этому методу и
показателю Кт (рис. 5.24). Для удобства сравнения по показателю
VC12 принята классификация на 4 группы, соответствующая клас-
сификации по Кт. При использовании оригинальной по [91] класси-
фикации на три группы и граничных значений между группами
различие ранжирования гораздо сильнее.
Рис. 5.24. Сравнение ранжи-
рования по взрывоопасности по по-
казателям Кт и VC12 [91]. I, II, IV -
группы по Кт [95]. а - граничные зна-
чения по [91]
Разумным представляя-
ется использование для ран-
жирования не менее двух пока-
зателей, построенных по отли-
чающимся принципам и/или
отражающих разные проявления взрыва взвешенной угольной пы-
ли. Если при предварительном расчётном анализе выявлены проти-
воречия или уголь ранжируется в граничной зоне разных категорий
необходимо проведение дополнительных экспериментальных ис-
следований. В настоящее время такие исследования могут прово-
диться в ВТИ, где в дополнение к существующей установке
сооружается новая, с большим объёмом взрывной камеры, и в
ЦКТИ.
136
5.3. Склонность углей к окислению и самовозгоранию
Условия хранения топлива определяются склонностью его к
окислению и самовозгоранию. Твердое топливо окисляется кисло-
родом с выделением теплоты, в том числе, при невысоких темпера-
iypax, например в условиях хранения на складе. Наиболее
важными с практической точки зрения последствиями низкотемпе-
ратурного окисления твердого топлива являются уменьшение его
массы и снижение теплоты сгорания (вследствие увеличения со-
держания кислорода в органической массе и увеличения зольности).
Например [1], при хранении донецких углей в штабелях за 6 меся-
цев их теплота сгорания снижается на 1,6—4,9%, причем большая
потеря теплоценности наблюдается у углей низкой степени мета-
морфизма.
При интенсивности отвода тепла Q2 меньше интенсивности
юнловыделения От происходит процесс самонагревания топлива и
при достижении критической температуры, если имеется окисли-
i ильная среда, увеличивается скорость реакции, приводящая к про-
фоссирующему росту температуры и к самовозгоранию.
Критическая температура самовозгорания не является характери-
(пикой только угольного вещества и зависит как от его состава и
( нойств, так и от характеристик штабеля, которые определяются его
формой и размерами, а также притоком воздуха и теплообменом с
окружающей средой. При фиксированных условиях эксперимента
оно колеблется от 130°С для бурых углей до 180°С для каменных
углей и превышает 300°С для антрацитов. После достижения в оча-
юмпературы возгорания, которая на 130-170°С выше критической
юмпоратуры самонагревания, наступает стадия горения [101].
Время, в течение которого достигается температура возгора-
нии, называют инкубационным периодом. Для условий хранения на
137
открытых складах углей со средней склонностью к самовозгоранию
этот период может составлять от нескольких недель до месяцев.
Темп повышения температуры при самонагревании угля и
возможность его самовозгорания помимо условий доступа воздуха к
поверхности окисления, интенсивности процессов тепло- и массо-
переноса в слое топлива, присутствия внешних источников нагрева,
катализаторов в значительной мере зависит от химической активно-
сти угля (его физико-химических свойств). К числу катализаторов
относят влагу. Влажный уголь сорбирует кислорода значительно
больше, чем сухой. Так, один и тот же уголь при равных условиях в
сухом состоянии сорбирует примерно на 70% меньше кислорода,
чем уголь с влажностью 7,5% [3]. Влияние внешней влаги проявля-
ется еще в том, что влажный уголь после высыхания легко измель-
чается, а это приводит к увеличению его реакционной поверхности
[3].
Как и другие проявления реакционных свойств, склонность к
низкотемпературному окислению и самовозгоранию увеличивается
при снижении степени метаморфизма.
Вопросы снижения потерь при хранении топлива и его само-
воспламенения привлекали широкое внимание исследователей и
практиков с начала прошлого века, и разработано большое количе-
ство методов экспериментального исследования химической актив-
ности углей и её прогнозирования по данным о составе.
В нашей стране используется четырехбальная классификация
углей по устойчивости к окислению (пригодности к хранению). При-
менительно к такой классификации (в зависимости от группы устой-
чивости) разработаны организационно-технические мероприятия,
выполнение которых должно обеспечить хранение твердого топлива
138
и заданном объёме при минимальных потерях, а также предупреж-
дение возникновения самовозгорания и пожаров [102].
К первой группе устойчивости отнесены наиболее устойчивые
уши, которые при штабельном хранении не самовозгораются и не
самонагреваются. К ней относятся преимущественно антрациты,
полуантрациты, тощие и только в порядке исключения — угли дру-
। их марок.
Ко второй группе отнесены менее устойчивые угли, которые
при штабельном хранении обычно самонагреваютя; но самовозго-
раются только при самых неблагоприятных условиях хранения. К
ной группе относятся преимущественно тощие, группы СС и значи-
гольно реже газовые угли.
К третьей группе отнесены угли средней устойчивости. При
ни обельном хранении они легко самовозгораются. Эта группа вклю-
чим г газовые, длиннопламенные и частично группы СС.
К четвертой группе отнесены наиболее активные угли, кото-
рые при штабельном хранении легко и быстро самовозгораются.
Они охватывает практически все бурые угли, а из каменных пре-
имущественно длиннопламенные, реже газовые.
Сведения о марочном распределении углей бывшего СССР по
। руппам устойчивости в соответствии с типовой инструкцией по хра-
нению углей [102] приведены в табл. 5.5.
Таблица 5.5.
Устойчивость к окислению углей разных марок и групп [101]
Группа устойчивости торф 1Б 2Б ЗБ д г ж к ОС СС т ПА А
I II + + + + + + +
+ + + + + +
III + + + + + + + +
IV + + + + +
Видно, что, за исключением антрацита, угли одной марки могут
• н носиться к разным группам устойчивости. Исторически, отечест-
139
венная классификация углей на четыре группы была предложена
В.С. Крымом (1929 г.) на основании результатов определения сни-
жения теплоты сгорания при хранении в открытых штабелях (табл.
5.6). Таблица 5.6.
Принцип классификации углей, предложенный В.С. Крымом
Г руппа устойчивости Снижение теплоты сгорания за 6 месяцев хранения, ДО. ккал/кг
I < 100
II 100-200
III 200-300
IIV >300
Такой физически понятный метод требует много материала,
систематических наблюдений и является весьма трудоёмким, и, в то
же время не свободным от методических ошибок, поскольку на раз-
ных складах не выдерживается идентичность закладки и хранения,
в том числе температурных и атмосферных условий. Современная,
периодически обновляемая классификация базируется на совокуп-
ности сведений о поведении углей на действующих складах с учё-
том результатов лабораторных определений химической активности
углей при низкотемпературном окислении.
По методу ИГИ показателем химической активности угля служит скорость
его окисления, которая определяется по изменению содержания кислорода в
J. —___и .
сосуде с пробой угля: % тт (5.16)
где V- объём воздуха в сосуде, гл- масса навески, т- время окисления, Со- на-
чальная концентрация О?, Са- его концентрация после окисления.
Применяется также пергидрольный метод [15, 103], однако, по
мнению автора, этот метод должен быть исключён из практики, что
обосновывается ниже. Сущность метода заключается в окислении
навески угля m = 3 г перекисью водорода (Н2О2) в сосуде Дюара и
определении времени повышения температуры реагирующей смеси
до максимального или определённого значения. При этом угли по
склонности к окислению условно разделяются на три группы:
140
I устойчивые к окислению, если за время > 40 минут температура реагирую-
щий смеси не превысит на 10-15°С исходную температуру;
II • средней устойчивости, если за время 40-60 минут температура реагирующей
< моей увеличится до 70-80°С;
III неустойчивые, если за время < 40 минут температура реагирующей смеси
достигнет более 70-80°С.
Анализ приведённых в [103] экспериментальных данных показывает хо-
рошую корреляцию получаемого по этому методу темпа нагрева пробы tmax/Ar
• и содержания пирита или пиритной серы (рис.5.25.а) и незначительную от
। юпони метаморфизма угля (рис.5.25.б). Автор метода [103] также отмечал за-
•»и< имость показателя от содержания пирита, однако относил её к достоинст-
штм метода. Не отрицая определённой роли пирита в процессе
низкотемпературного окисления, гипотеза об определяющей роли пирита в
<кионности к окислению углей отвергнута ещё в первой трети прошлого века
110*1. 105]. Значительная зависимость склонности к низкотемпературному окис-
нпнию от содержания серы и не высокая от степени метаморфизма угля проти-
порочит реальной ситуации и опыту хранения углей (таблица 5.7). Прежде
nimio, несоответствие касается признанного [102] высокого уровня к окислению
низкосернистых кузнецких углей марок Д и Г и бурых ирша-бородинского и бе-
рь.юиского углей.
Рис. 5.25. Зависимость темпа нагрева реагирующей смеси от содержания
пириш (серы пиритной) (а) и изолинии темпа нагрева реагирующей смеси от
• 1апони метаморфизма угля (марки угля) и содержания серы пиритной (б) по
результатам обработки экспериментальных данных [103]
141
Таблица 5.7
Угли с существенной разницей классификации склонности к окислению по экс-
периментальным данным пергидрольного метода [103] в сравнении с рекомен-
дациями РД по хранению углей [102]
Бассейн,регион Месторождение, шах- та, разрез, марка, группа Группа * пергид- рольный [ЮЗ] Г руппа инструк- ция [102] Г, °C ^max МИН
Кузбасс Грамотеинский. Г I/I IV 25 40
ш. Кирова,Г I/I IV 22 40
Донбасс ш. Ленинка. Т III/IV I 90 5
Карагандинский бассейн ш. Долинская, Ж III/IV II 94 5
ш. Калинина. КЖ III / IV II 93 12 55
Днепровский Александрийское, 1Б II/II IV 44
Гш. Верболозовское. 1Б II/II IV 48 55
р-з Головковский, 1Б III/III IV 90 60
Канско-Ачинский бассейн Ирша-Бородинский, 2Б II/II IV 41 40
Берёзовское, 2Б II/II IV 36 40
Ленский (Якутия) Сангарское, Д I/II IV 30 25
*- числитель при делении углей на 3 группы по склонности к окислению по ори-
гиналу. знаменатель при делении углей на 4 группы по экспериментальным
данным и следующему алгоритму: группа I - Г*“^30°С, группа II при tmax=30-
50°С, группа III при tmax=50-80°C, группа IV при tmex>80°C.
Не противоречащий этому результат даёт и анализ приве-
дённой в справочнике [15] информации о классификации углей по
склонности к окислению на базе этого метода, в связи с чем, приве-
дённые в этом справочнике результаты по исследованиям с исполь-
зованием пергидрольного метода не рекомендуется использовать. В
настоящее время при исследованиях склонности угля к низкотемпе-
ратурному окислению УралВТИ отказался от использования этого
метода и выполняет их по собственной разработке.
Лабораторный метод УралВТИ определения химической ак-
тивности угля (пригодности к хранению) основан на определении
снижения теплоты сгорания угля при окислении, как и при класси-
фикации В.С. Крыма. Однако с его помощью определяется харак-
теристика собственно топлива, а не суммарная материала и
условий хранения [106].
142
Потеря теплоты сгорания угля при хранении по методу Урал-
111И определяется как разность теплоты сгорания “свежего” угля и
окисленного в специальной камере (рис. 5.26) при температуре
70.11°С и скорости подачи воздуха 200±10 мл/ч, т.е. в условиях
окисления, приближённых к условиям окисления угля в штабеле.
Фб7(гсба,= (Qdaf6.Ha4-Qdaf6.KOH)/T [ккал/кгсут], (5.17)
где Фбаб 7о°с - потеря теплоты сгорания сухой беззольной мас-
сы угля при 70±1 °C и скорости подачи воздуха 200±10 мл/ч; Qdaf6.Ha4
О'"1 с, кон - теплота сгорания сухой беззольной массы по бомбе до и
после окисления, ккал/кг; т - продолжительность окисления, 10 суток
для бурых и 15 суток для каменных углей.
10 6 5
Рис. 5.26. Схема
установки для окисле-
ния угля при опреде-
лении удельной интен-
сивности тепло-
выделения по мето-
дике УралВТИ.
I воздушный термостат; 2 - камера окисления; 3 - перфорированная вставка;
4 гигель с образцом; 5 - термометр сопротивления; 6 - газоподводящая труб-
и<», 7 микрокомпрессор; 8 - реле времени; 9 - газовый счетчик; 10 - подогре-
шноль воздуха; 11 - увлажнитель воздуха; 12 - вторичный прибор термометра
сопротивления
Разделение углей на группы по показателю Фб ?crcda’ установ-
поно соответствующим принятой классификации (таблица 5.8).
Таблица 5.8.
Классификация углей на группы устойчивости по показателю Фса,?о
Г руппа устойчивости Потеря теплоты сгорания <t>daf б 7о°с. ккал/кг
I Менее 2,5 (1,5)* в скобках для кузнецких углей
II 2,5-5,0(1,5-4,5)
III 5,0-10,0(4,5-13,5)
IV Более 10,0(13,5)
143
Сравнение данных табл. 5.6 и 5.8 позволяет использовать
показатель Фб 7o°cdaf не только для ранжирования углей по группам
устойчивости, но и для предварительной оценки потерь тепла групп
I-III при хранении топлива (рис. 5.27)
Рис. 5.27. Зави-
симость потерь тепла
при хранении угля от
показателя Ф^сгс6*’.
где AQ - снижение теп-
лоты сгорания за 6 ме-
сяцев хранения
К настоящему
времени по этой методике выполнены исследования порядка 70 уг-
лей, в том числе 35 углей, для которых нормирована группа устой-
чивости к хранению [92]. Сравнение результатов ранжирования
углей по показателю Фб 7o*cdaf с принятым разделением на группы
графически показаны на рис. 5.28, из
которого видно их хорошее соответст-
вие.
Рис. 5.28. Сравнение результатов ран-
жирования углей по показателю Фб 7ocdaf и
принятого разделения на группы по устойчи-
вости к хранению
1- классификация по методу УралВТИ, 2 -
классификация по инструкции [102]
В таблице 5.9 приведён перечень уг-
Группа
лей, по которым нет соответствия классификации по методу УралВТИ и по ин-
струкции [102]. Анализ таблицы, скорее, подтверждает правомочность исполь-
зования показателя Фс<1% для ранжирования, чем подвергает сомнению. Видно.
что несовпадение ранжирования в основном касается кузнецких углей, для ко-
торых в инструкции вне зависимости от месторождения принята группа IV для
углей марок Д ,Г и группа II для углей марок СС и Т. Такая группировка углей в
144
iiik ।нунции оправдана, учитывая поступление на электростанции углей от раз-
Hi.i« поставщиков. В то же время, очевидно возможное различие реакционных
пойслв углей одной марки разных месторождений.
Таблица 5.9
11прочень углей, по которым различается классификация по инструкции и по
показателю Ф'1а,7о
Уголь, месторождение марка Ф 70. ккал/кг Группа устойчивости по хранению
по инструкции [92] по Ф*”70
кузнецкий. Новоказанское д 3,4-6,1 IV II-III
кузнецкий, Уропское д 9.4 IV III
кузнецкий. Ерунаковское ГРОК1 3.6 IV II
кузнецкий, ш. Красноярская ДР.Деш 9.2 IV III
кузнецкий, Караканское Д 11.2 III IV
кузнецкий, р-з Киселевский 1СС 6.1 II III
кузнецкий, р-з Красногорский т 2,1 II I
зкибастузский КСН 3.3 III • II
Оикинский _ 1Б 20,1 III IV
• группа II по справочнику [107] и ранее действующим РД
За рубежом склонность углей к низкотемпературному окисле-
нию и самовоспламенению, в частности [108], характеризуется экс-
нприментальным показателем R70. Для его определения
и гмпльчённую до 5<212 мкм пробу угля выдерживают в среде азота
н нзчение 16 часов при t=110°C, затем охлаждают до 40°С в той же
гнмосфере и переносят в адиабатическую печь. Через печь подаёт-
। и кислород с расходом 50 мл/мин, и регистрируется подъём темпе-
Iкнуры (рис. 5.29). По времени подъёма температуры до 70°С
рн( считывается показатель Р70,°С/час. Дополнительно, для опреде-
1юния кинетических параметров процесса саморазогрева использу-
•HI и продолжительность нагрева до температуры
• нмоноспламенения, за которую принимается значение 160°С. Рост
1«мпературы до 160°С в зависимости от степени метаморфизма уг-
ии происходит в широком диапазоне температур от примерно полу-
гири до 220 часов.
145
Рис. 5.29. Кривые адиабатического саморазогрева углей от суббитуми-
нозного (subC) до низко реакционного битуминозного (Ivb)
По другому методу показателем склонности углей к окислению
и самовоспламенению является температура начала самонагрева-
ния (SHT), которая определяется при обдувании пробы слабым по-
током увлажнённого воздуха в адиабатической печи [101].
В разработанной в УралВТИ Р.Л. Бабки-
ным методике температура начала самонагре-
вания (автор назвал её температурой тления
tT) измеряется при помощи прибора, схема ко-
торого показана на рис. 5.30.
Рис. 5.30. Схема прибора для определе-
ния температуры самонагревания (тления).
1 - корпус из термостойкого стекла с на-
ружной теплоизоляцией, 2 - верхняя и нижняя
термопары, 3 - уплотняемый лючок ввода ло-
жечки с пробой, 4 - ложечка для пробы угля, 5
электронагреватель, 6 - трубка ввода окисли-
теля, в частности воздуха, со скоростью около
м/с, 7 - трубка отвода окислителя из прибора
Температура самонагревания определя-
ется как температура среды, измеренная ниж-
ней термопарой, при условии, что верхняя
термопара через 1-3 мин после внесения ло-
жечки с пробой показывает более высокую
температуру. Проба массой 0,1 г помещается в прибор в ложечке после прогре-
ва его и ложечки при анализируемой температуре окислителя до стабильного
146
in» линия термопар. Ложечка с пробой при эксперименте размещается между
ипрхной и нижней термопарами так, чтобы спай верхней термопары находился
нпд поверхностью пробы, а нижней - на 3-5 мм ниже ложечки.
Логично, что показатели склонности к низкотемпературному
окислению и самовоспламенению в той или иной мере зависят от
н«х же характеристик угля, как и другие проявления реакционных
П1ЮЙСТВ. К основным из них можно отнести: степень метаморфизма
ути (и связанные с ней выход летучих, элементный состав, теплота
< 1 орания), количество балласта, мацеральный состав (соотноше-
нии отличающихся микрокомпонентов) и пористость (удельная по-
порхность).
В то же время, роль разных характеристик угля в процессах
ни 1ко и высокотемпературного окисления и взрывов пыли не оди-
никоная, и попытки использовать для оценки склонности угля к
окислению различных показателей, разработанных для характери-
< тки взрывоопасных свойств угля, например [101, 109], или высоко-
тмпературных процессов, не продуктивны. Это подтверждается и
ниюнлена хорошая линейная зависимость (коэффициент корреля-
ции 0,934; средняя относительная погрешность 10,6%) между тем-
|ц»рлтурой самонагревания SHT и содержанием кислорода Odmmf для
vinrin США разной степени метаморфизма от лигнита до антрацита.
147
В [108] приводится зависимость в виде полинома третьей степени
показателя R70 широкого круга углей разных стран от ранга угля.
Обработка этих данных показывает хорошую корреляцию этого по-
казателя также в виде полинома третьей степени от содержания ки-
слорода odmmf. Лучшая, по сравнению с другими
анализировавшимися факторами (теплота и выход летучих, золь-
ность, относительная окисленность), корреляция получена (рис.
5.32) по Odaf и для усреднённых экспериментальных сведений о ве-
личине показателя УралВТИ Фвтох** углей из справочника [15].
При очевидной зави-
симости от содержания
кислорода разброс значе-
ний большой, что указы-
вает на влияние других
факторов.
Рис. 5.32. Соотношение
потери теплоты сгорания и со-
держания в угле кислорода
[1Ю].
Влияние зольности на склонность угля к окислению в основном
связывается с увеличением балласта, на повышение температуры
которого расходуется тепло, с изменением поверхности реагирова-
ния угольного вещества и с физико-химическим эффектом ингиби-
рования окисления, хотя имеются исследования роли минеральной
части, прежде всего, соединений железа, в качестве катализатора.
К катализаторам также относят кальций и магний, к ингибиторам
самовоспламенения - алюминий.
148
Учёт тем или иным образом зольности (регрессионный анализ
in двух факторов, использование показателей Od или “исправленное"
шамоние (Oda<)MCnp) практически не улучшает статистические
..... гели регрессии. Однако, для конкретных месторождений
|.'ii I08. 110] и выделенных по Odaf групп значения показателей R70
и Фп юс’уменьшаются с ростом зольности Ad (например, рис. 5.33),
при ном диапазон и темп снижения для разных углей различается,
•но может быть связано с их различающейся теплоёмкостью и
шппопроводностью. В среднем значение показателя Фб 7o=cdaf
уменьшается на 0,4 ккал/кг при росте зольности на 1%.
гоичивую к окислению, в отличие от взрываемости. На это, в
ЧШ гнести, указывает опыт хранения высокозольного экибастузского
унт и безопасная по условиям взрывоопасности эксплуатация ТЭС на
•him угле. Резюмируя изложенное, следует сделать вывод, что
loin.ность, хотя, как правило, уменьшает склонность угля к окислению
и овмовоспламенению, не относится к определяющим фактором.
Из очевидной зависимости склонности угля к окислению и
(М1мо11оспламенению от содержания кислорода можно ожидать
учинения рассматриваемых свойств у окисленных углей. Такая
149
зависимость по показателям УралВТИ <t>67o*cda< и температуры на-
чала самонагрева получена экспериментально для низкореакцион-
ных тощих углей (глава 11). Однако для более реакционных углей в
некоторых исследованиях, например [112], получено снижение ак-
тивности окисленного угля к сорбированию кислорода и химическо-
му взаимодействию с ним.
Результаты многочисленных исследований влияния мацерального (пет-
рографического состава) на низкотемпературное окисление и самовозгорание
угля показывают противоположные результаты, при объяснении которых одни
исследователи отдают предпочтение либо инертениту, который обладает наи-
большей внутренней поверхностью, либо витриниту в силу более высокой хи-
мической активности и способности сорбировать кислород [1, 108]. В
исследованиях [112] существенного влияния петрографического состава не об-
наружено.
Очевидно, что добавление к углю более реакционного увели-
чивает опасность самонагрева и воспламенения штабеля. Однако
зависимость не пропорциональная и добавка небольшого количест-
ва высокореакционного угля существенно усиливает реакционные
свойства. В частности, температура самовоспламенения смеси
близка к этой температуре для более реакционного угля (глава 10).
Низкотемпературное окисление и самовоспламенение угля
протекает на его поверхности, и поверхностные свойства угля и
его удельная поверхность, размер частиц имеют большое значе-
ние. Отмечены случаи, когда влияние степени измельчения и по-
ристости на самонагревание и самовозгорание оказывалось
сильнее влияния химической структуры, и некоторые исследова-
тели полагают, что достоверное прогнозирование активности угля
к низкотемпературному окислению не может быть сделано только
на базе его химического и мацерального состава.
150
Из практики известно успешное хранение сортовых каменных
yi пий без самовозгорания. Это связывается, в первую очередь, с
небольшой удельной поверхностью крупных кусков, а также тем,
по шмпературный режим штабелей из сортовых углей близок к
Температуре наружного воздуха (при повышении температуры на
Н) скорость окислительных реакций возрастает в 2-3 раза).
Существенное влияние размеров частиц на температуру сре-
цы. при которой происходит самовоспламенение, и энергию актива-
ции (предэкспоненциальный множитель и показатель степени)
i к щучено в исследованиях [113]. Найдено, что для углей высокой
ЛТопони метаморфизма характеристики самонагрева строго зависят
hi рнэмера частиц (рис. 5.34), для низкометаморфизированных уг-
цпй эпвисимость слабее.
Рис. 5.34. Зависимость
температуры среды, при ко-
торой происходит самовос-
пламенение и предэкспонен-
циальный множитель от раз-
мера частиц.
В то же время, ре-
комендуется угольные
склады, на которых хра-
нятся активные угли,
вводить в схему топливо-
ik мм ши после дробильного корпуса [109]. Это видимое противоречие
ипкмзывает, и подтверждено исследованиями и практикой, что ин-
ншеивность процесса низкотемпературного окисления углей при
к||<шонии в открытых штабелях определяется в основном их газо-
н|ншицаемостью, зависящей от плотности и структуры укладки.
Наибольшая пожаробезопасность хранения углей различных марок
151
и их смесей характерна для хорошо уплотненных штабелей с упо-
рядоченной структурой по классам крупности, и имеется опыт дли-
тельного успешного хранения высокоактивных канско-ачинских
углей в должным образом сформированных штабелях.
5.4. Расчётная оценка состава и теплоты сгорания ле-
тучих
Как приводилось в разделах 5.1, 5.2 такие проявления реакци-
онных свойств как темп выгорания летучих, взрывоопасность углей
зависят не только от выхода летучих, но в большей мере от их теп-
лоценности V^'-QneT- В то же время, экспериментальное определе-
ние теплоты сгорания летучих не входит в число обязательных и не
приводится в традиционной справочной литературе. Известны ме-
тоды оценки теплоты сгорания летучих по широко доступным спра-
вочным данным.
Очевидно, что оценку можно выполнить по формуле, которая использу-
ется при экспериментальном определении этой величины (формулы 5.4), если
тем или иным образом задаться величиной теплоты сгорания нелетучего остат-
ка QNv. Обычно для оценки теплота сгорания Qnv принимается из предпосылки,
что нелетучий остаток преимущественно представлен углеродом, теплота сго-
рания которого приближённо равна теплоте сгорания графита или графитизи-
рованного углерода: (Qda’)Nv=7840- 7860 ккал/кг (32,8-32,9 МДж/кг) (69, 88, 95J.
Тогда формула 5.4 имеет вид:
ерасч . С*^100-7850-(100-И‘*)
icm ~ > ккал/кг (5.4.в)
Равноценная, с использованием показателя “фиксированный углерод С»,,
зависимость используется за рубежом. В оригинале [88] рассчитывается тепло-
ценность летучих, обозначенная нами как V QneTc (формула 5.11). Тогда тепло-
та сгорания летучих Олвтс определяется как:
алотс=(100аЛ7840Сг,х)ЛГ,1 ккал/кг (5.18)
где Cfa = ЮО-А^ХЛ %
Г.Ф. Кнорре [69] предложил теплоту сгорания летучих оценивать на так
называемую кислородную массу, то есть на состав элементов С°+Но+О°=100%,
152
|де Co=koCd8<, H°=koHda’, O°=koOda<. Множитель пересчёта
Ь • l()()/(C“"'+Hda,+Oda’). Расчётная формула теплоты сгорания летучих на такую
мш оу имеет вид (обозначения оригинала заменены по аналогии на принятые в
ши ложное время):
Qл.тo=(100Qio-7850CoNV)/Voda,. ккал/кг (5.19)
•де Q,°, C°nv. V° - теплота сгорания, содержание нелетучего остатка и выход
П«нучих в пересчёте на кислородную массу, Q1®=Q,da’ ko, ккал/кг; V°=Vda’-ko.% и
। NV«100-V°,%.
Сравнение формул (5.4.в) и (5.19) показывает, что результаты расчёта по
ним но совпадают, и связь межу ними: QneT=b QneT0, где b - множитель пересчёта.
мнорый после преобразований имеет вид:
b=[100 Q,da,-(100-Vda’)-7850] / (100-Q,da,-(100-S,da*-Nde,-V<w)-7850). (5.20)
с.мница расчёта по двум формулам возрастает при увеличении в угле серы и
Янна и значительно при уменьшении выхода летучих (рис. 5.35).
0 10 20 30 40 50 Vdaf,%
Рис. 5.35. Результаты оценки
Qnor (а) и разница оценки (б) по
формулам (5.4.в) и (5.18). Расчёт
выполнен для варианта Qd”=8300-
35 Vdaf, ккал/кг. 1 - расчёт по формуле
(5.4.в), 2. 3 - по формуле (5.18) при
Sld-+N"=0,99 и 2,91%. 4. 5 - разница
результатов Д(1-2) и
Д(1-3) соответственно.
Без учёта зависимости QdaI от выхода летучих разница результатов ещё
•нпчигольнее.
Расчёт теплоты сгорания летучих на кислородную массу Qw°. по-
пндимому, не оправдано использован при расчёте критерия взрываемости К, ВТИ
|пч, 0S] и в справочной литературе [15]. Правда, на ранжирование углей по
ipyiwutM взрывоопасности это практически не влияет, поскольку для реакционных
уни»и разница оценки Олег не велика, а низкореакционные угли классифицируются
или i руппа I при расчёте по обоим методам.
Подчеркнём, что, не обсуждая здесь предпочтительность того или иного
МИТОДО для оценки реакционных свойств угля, не верно без оговорок
hi пользовать расчёт на кислородную массу и использовать его для сравнения
• »и< пориментальными значениями, которые определяются на полный состав
153
элементов органической части углей. По сути, это аналогично сравнению со-
става топлив, каждый из которых выражен на различающиеся состояния (мас-
сы). В подтверждение на рис. 5.36 приведено сравнение экспериментальных
данных ВТИ по углям различных марок с результатами расчёта теплоты сгора-
ния летучих по формулам для полного состава элементов органической части
углей и для кислородной массы.
Очевидно, что точность прогнозирования теплоты сгорания летучих Qn0T
можно повысить за счёт выбора теплоты сгорания нелетучего остатка (Qd3,)Nv
лучше соответствующей опытным данным. В частности, для приведённых на
рис. 5.36 результатов исследований ВТИ практически полное соответствие про-
гнозируемых значений эксперименту получено при выборе (Qda,)NV=7960 ккал/кг.
Рис. 5.36. Сравнение экспериментальных и расчётных значений теплоты
сгорания летучих. 1 - экспериментальные данные ВТИ, 2 - Олвтрасм (формула
5.4.в), 3 - то же с расчётом теплоты сгорания нелетучего остатка (Qdaf),w по
прогнозируемому составу, 4 - оценка на кислородную массу (формула 5.18), 2'
- Qner^ (формула 5.4.в) при выборе значения (Qda,)Nv=7960 ккал/кг
Принимаемая при оценке теплоты Qner предпосылка, что нелетучий оста-
ток представлен углеродом с теплотой сгорания приближённо равной теплоте
сгорания графита, не вполне соответствует действительности (рис. 5.37).
154
Рис. 5.37. Состав (а) и теплота сгорания (б) нелетучего остатка углей
1>«нных месторождений и степени метаморфизма по экспериментальным дан-
ным ВТИ. Донецкий антрацит Vda'=3-6%, кузнецкие каменные угли разных марок
v 1 10 40%, бурые канско-ачинские угли Vs* -44-48%. Edal- содержание элеме-
н. >и 1 Cd0', 2 - Hda', 3 - S daf, 4 - N**, 5 - Odaf.
Из рисунка 5.37 видно, что в составе нелетучего остатка, полученного в
|н>П1пмонтированных опытах по определению выхода летучих, содержание уг-
пиродп составляет примерно 96% и теплота сгорания нелетучего остатка чаще
iiiiiuio, чем графитизированного углерода. В то же время, простых зависимостей
1НШЮТЫ сгорания (Qda’)Nv от степени метаморфизма (зрелости), выхода летучих
(ри< 5 36.6) и теплоты сгорания углей не выявлено. Возможно, при накоплении
н«:ннриментальных данных приемлемые зависимости могут быть найдены для
шдольных групп углей.
С учётом закономерного не одинакового для разных элементов темпа
иымодп в летучие представляется перспективным расчёт состава нелетучего
in ппк.1 по элементному составу угля и величине выхода летучих. Такая оценка,
всего, полезна при расчёте зон слоевых газификаторов [114] и пыле-
укни.ного факела. Предлагаемый алгоритм расчёта состава нелетучего остатка
(тблица 5.10) получен на базе небольшого количества экспериментальных
Данных ВТИ, и может уточняться и детализироваться для отдельных групп уг-
нан по мере накопления экспериментального материала.
Теплота сгорания нелетучего остатка рассчитывается по формуле Мен-
Днинова (раздел 2.2.3). Рассчитанный состав также может использоваться при
ннрпсчёте значений теплоты сгорания по бомбе в Qs и Q,.
155
Таблица 5.10.
Алгоритм расчёта состава нелетучего остатка
№ Наименование Расчётные формулы, рекомендации
1 Доля каждого из эле- ментов Э/ переходя- щая в нелетучий остаток j=1...5 коэффициенты уравнений корреляции a1j, a2)t аЗ, принимаются по таблице ниже
1 _ а1_1 а2, аЗ( Примечания
1 с 1,017 - 0,974 0,681
2 н 0,657 -3,16 4,172 при'/’*’>50% с1Эг=0,08
3 S 0,834 0,328 -1,281
4 N 0,822 -1,665 2,054
5 10 1,132 -5,947 7.723 при d3$=0.03
2 Первое приближение по содержанию ком- понентов (Э<*), = -Э^-(100-J^/OOO-^-^V/o (3aa,)i % - содержание элементов (j= 1 ...5) С, Н, S, N и О на сухую беззольную массу в угле
3 Сумма элементов первого приближения S3 = X О/* ), .%
4 Уточнённое содержа- ние компонентов (3,,^))= 100(3^/13,%
Заключение по главе
Ряд практических вопросов, касающихся реакционных свойств, решается
уже на основе информации о марке, группе угля. В то же время, на ТЭС реак-
ционные свойства углей проявляются в разных аспектах (склонность к окисле-
нию и самовозгоранию при хранении, взрывоопасность пыли, условия ее
воспламенения в топке и выгорания коксового остатка), и не могут быть охарак-
теризованы единым показателем или рангом в системе общей классификации.
Для характеристики реакционных свойств наиболее широко в нашей
стране и за рубежом используется выход летучих, который в первую очередь
характеризует реакционные свойства с позиций воспламенения топлива. Одна-
ко, даже применительно к процессу воспламенения и выгорания топлива в топ-
ке, показатель имеет недостатки: условность показателя, не учёт ряда
влияющих факторов, нелинейность результатов по выгоранию угля. Более ра-
ционально для анализа выгорания использовать величину обратную выходу
летучих или, что равноценно, топливное отношение FR. Для лучшей характери-
156
biHim реакционных свойств в плане выгорания топлива следует использовать
рнзультаты, полученные на установках, более точно воспроизводящих условия
(»«мп нагрева, температура, среда) выхода и выгорания летучих и коксового
•н инка, чем в регламентированных опытах по определению летучих.
Взрывоопасные свойства угольной пыли экспериментально характеризу-
••»»•»» условиями, определяющими возможность взрыва (концентрация кислоро-
дн и юровзвеси. подведённая энергия, реакционные свойства горючего), и
...ипголями уровня взрыва, от которых зависят его возможные последствия
р1йлимина и темп подъёма давления).
По опасности возникновения взрывов пыли и их последствиям угли ран-
»нрую1ся на группы взрывоопасности, для которых устанавливаются необхо-
димый средства взрывопредупреждения и взрывозащиты. В нашей стране
Ннрмитивно закреплено подразделение углей на 4 группы, в которой мини-
Miini.in.io взрывоопасные свойства имеют угли первой группы и максимальные
- чя тёртой группы. Автором предложен метод прогнозирования нормирован-
ии.! ipynn взрывоопасности по данным о зольности углей А': и выходе летучих
Из лабораторных широко доступных показателей угля его реакционные
|инИ< inn в плане взрывоопасности, пожалуй, в наилучшей мере характеризу-
НН' и юплоценностью летучих (теплота сгорания летучих на единицу массы то-
Динни) с поправкой на содержание балласта. Такому подходу соответствует
1|1нн1|)ии взрываемости кт, однако, из-за не учёта ряда влияющих факторов
(удельнвя поверхность, гидратная влага и другие) не следует переоценивать
|ип достоверность. Для углей в граничной зоне разных категорий необходимо
|1|"1П(»доние дополнительных экспериментальных исследований, как это дела-
но •! ан рубежом.
По устойчивости углей к низкотемпературному окислению (пригодности к
1рИ1шнию) в нашей стране используется четырехбальная классификация. При-
ШЦНИЮЛЬНО к такой классификации разработаны организационно-технические
ЙЛ|"Н1|1иятия, выполнение которых должно обеспечить хранение твердого топ-
liHfoi о зпданном объёме при минимальных потерях, а также предупреждение
Кинииновения самовозгорания и пожаров. К первой группе устойчивости отне-
угли (антрациты, полуантрациты, тощие и в порядке исключения — угли
ДИупо морок), которые при штабельном хранении не самовозгораются и не са-
157
монагреваются. К четвертой группе отнесены наиболее активные угли, который
при штабельном хранении легко и быстро самовозгораются. Эта группа охво
тывает практически все бурые угли, а из каменных преимущественно длинно-
пламенные, реже газовые.
Физически обоснованный и достоверный метод лабораторного исследо-
вания устойчивости углей к низкотемпературному окислению реализуется в мо
тоде УралВТИ. В этом методе определяется потеря теплоты сгорания угля как
разность теплоты сгорания “свежего" угля и окисленного в специальной камера
в условиях окисления, приближённых к условиям окисления угля в штабеле.
Достоверные методы прогнозирования реакционных свойств углей в час
ти низкореакционного окисления по доступным справочным данным до настоя
щего времени не предложены. Лучшая из известных зависимостей получена и
зависимости от содержания кислорода в органической части топлива.
Такие проявления реакционных свойств как темп выгорания летучих,
взрывоопасность углей зависят не только от выхода летучих, но в большей мл
ре от их тепоценности \7^'-Олет. Приведены оригинальные методы расчётной
оценки состава нелетучего остатка и теплоценности летучих.
158
6. Минеральная часть углей
6.1. Химический и вещественный состав
Минеральная часть углей представляет собой совокупность
минеральных включений и минеральных элементов собственно
угольного органического вещества.
В уголь минеральная часть попадает в составе исходного органического
мпюриала, из которого он образовался (конституционные минеральные
примеси), в результате накопления внесённых в залежь минеральных веществ
ни разных стадиях углефикации и окисления и в составе добываемых с углем
вмещающих пород породных прослоек и на границах пласта. Генетическая
классификация минеральных веществ отражает время, место и способ их об-
рнзования. Различают минералы, образовавшиеся до начала формирования
торфяника {гипергенетические), одновременно с гумусовым веществом (син-
мнотические) и минералы, образовавшиеся после формирования пласта
(эпигенетические). По месту образования минеральное вещество в угле может
Oi.iu. аутигенным (образовавшимся на месте накопления гумусового вещест-
ва) или терригенным (привнесенным в торфяник в готовом виде).
Генетическая классификация позволяет объяснить и прогнозировать не
ипучайность количества и состава минеральной части разных месторождений,
и* зависимость от условий накопления исходного органического материала и
углефикации.
Применительно к пылеугольному сжиганию в практике исполь-
|уются понятия внутренняя и внешняя зола. Под внешней золой
понимают ту часть топлива, которая при размоле отделяется от ор-
ншического угольного вещества и состоит из крупных минералов, их
ассоциаций, сростков. Внутренняя зола содержит минеральные
пигменты органических соединений и мелкие минеральные приме-
• и Такое деление позволяет учитывать различие условий, при ко-
|црых происходит преобразование минеральной части в топочной
имморе (различие температуры горящих и инертных частиц, форми-
рлппние новых композиций в горящих пылеугольных частицах в
мисс гановительной атмосфере и практическое отсутствие взаимо-
159
действия индивидуальных частиц внешней золы). Соотношение
внутренней и внешней золы изменяется в широком диапазоне: от
доли внутренней золы порядка 0,7 в малозольных углях низкой сте-
пени метаморфизма до менее 0,1 в высокозольных углях более вы-
сокой степени метаморфизма. Вместе с тем, строгой границы
отнесения минеральной части к той или иной группе нет, и она из-
меняется в зависимости от степени измельчения топлива и метода
экспериментального определения. Количество внутренней золы опреде-
ляют путём разделения угольной пыли в тяжёлых жидкостях с помощью цен-
трифуг или отстаивания в чашках. При этом по ГОСТ 4790-93 (ИСО 7936-92) за
граничное значение отнесения минеральной части к внутренней золе принима-
ют её содержание во фракции с плотностью р<1,6 г/см3 для бурых углей и
р<1,8-1,9 г/см3 для каменных углей и антрацита [115-117].
В настоящее время разделение минеральной части на группы выполня-
ется по результатам сканирующей электронной микроскопии (обычно метод
CCSEM), при этом результаты по подсчёту степени ассоциированности мине-
ралов с угольным веществом могут существенно отличаться от разделения на
внутреннюю и внешнюю золу по методу гравитации.
Для моделирования фракционного распределения и состава индивиду-
альных частиц летучей золы также может использоваться деление минераль-
ной части исходного угля на три группы (118] в зависимости от формы
содержания минеральной части: обогащённые органикой частицы, органиче-
ские частицы с внутренней золой и частицы внешней золы.
Общепринято характеризовать минеральную часть углей ус-
редненным (валовым) химическим составом, который выражен, как
правило, в виде предельных оксидов. В нашей стране до настоящего
времени основными методом определения химического состава золы являют-
ся, назовём их, 'водные” методы анализа [119]. Сущность методов заключается
в сплавлении золы с избытком щелочей и после этого в полном растворении
всех компонентов золы и определении их концентрации в водных растворах
или выпариванием. Концентрацию оксида кремния определяют гравиметриче-
ским методом, оксидов железа, алюминия, кальция и магния - титрованием, ти-
160
I (inn - колориметрическим, калия и натрия - с помощью пламенного спектро-
фотометра.
Метод достаточно трудоёмкий и наряду с ним длительное
нромя применяются автоматизированные методы [120, 121] по из-
мерению интенсивности характеристического излучения (РФА, рент-
ною флюоресцентный метод, измерение вторичного излучения при
облучении вещества жесткими у или рентгеновскими лучами; EDX,
•норго-дисперсионный рентгеновский анализ, измерение характер-
ного для каждого химического элемента обратного, возбуждённого
и.(Лучения). Рентгено-флюоресцентный анализ основан на том, что при облу-
•ин1ии вещества жесткими у или рентгеновскими лучами возникает вторичное
излучение. Сравнением спектра вещества с эталонными спектрами определя-
ем ги. из каких элементов состоит исследуемый образец, а по высоте пиков -
концентрация элементов. При определении состава вещества по интенсивно-
t in излучения наиболее трудоемкими операциями являются тарировка прибора
но стандартным образцам и составление программы для обработки данных на
компьютере. После проведения этих подготовительных работ время полного
инплиза составляет несколько минут. Недостатком рентгено-флюоресцентного
метода является резкое снижение чувствительности с уменьшением порядко-
ного номера элемента. Самыми легкими элементами, которые можно опреде-
ли it* рентгено-флюоресцентным методом, являются магний и натрий.
Основные химические золообразующие элементы минераль-
ной части в виде предельных оксидов следующие:
S1O2, AI2O3, ТЮз, РезОз, СаО, МдО, КзО, МазО.
Первые три элемента имеют ионный потенциал ЮР (отноше-
ние) валентности к ионному радиусу) более 4,7 или по другому при-
нижу классификации pH катионов в воде менее 6,35 и относятся к
числу кислых; их сумма ЕК= S1O2 + А12О3+ ТЮ2. Щелочные и щелоч-
ноземельные элементы относятся к числу основных, и сумма основ-
ных компонентов ZO = СаО + MgO + К2О + Na2O. Железо относится
к числу амфотерных компонентов, то есть в зависимости от валент-
161
ности ведет себя как слабая кислота в трехвалентной форме
(1ОР=4,7; рН=2,83) и как среднее основание в двухвалентной
(1ОР=2,7; рН=6,74). Для характеристики минеральной части исполь-
зуется отношение кислых к основным компонентам ко = ZK/ZO или
обратное соотношение. При этом содержание железа либо не учи-
тывается, как в разработках УралВТИ, либо оно включается в со-
став основных компонентов (формулы расчёта вязкости шлака,
расчёт индексов оценки шлакующих и загрязняющих свойств Баб-
кок-Вилькокс, раздел 6.2).
В мире также широко распространена американская классифи-
кация на угли с золой битуминозного (Ре2Оз>СаО +МдО) и лигнит-
ного (Ре2Оз<СаО+МдО) типа.
При определении химического состава минеральной части по
ГОСТ 10538-87 [107] также могут определяться триоксид серы SO31
содержание фосфора (Р2О5) и марганца (Мп3О4). Пересчёт на бес-
сульфатную массу и восемь принятых как золо- образующих эле-
ментов производится по формуле:
(ядд = (Reoa)~ •юо/£(Я.ов)7 %масс, (6.1)
где Rn0m один из компонентов SiO2, AI2O3, ТЮ2, Fe2O31 CaO,
MgO, K2O, Na2O; (RnOm)fcx и (RnOm)p% - исходное и пересчитанное
на сумму восьми компонентов содержание компонента j=1 -8 в виде
предельного окисла.
При проведении ряда анализов, например расчёта вязкости
шлака, используют представление состава в виде молярной доли
оксидов или массовой доли элементов (Si, Al, Ti, Fe, Ca, Mg, K, Na).
Пересчёт на содержание в молярных долях оксидов при принятии
всего железа в двухвалентной форме выполняют следующим обра-
зом:
162
- пересчёт общего содержания железа в массовых процентах в форму
I пО FeOMacc = РегОз^ /1,11 (6.2.а)
порос чёт каждого из компонентов (mRnOm)j = (RnOmV (kny^ (6.2.6)
Коэффициенты пересчёта kmom и к<я. Табл. 6.1.
(К цО,|, )| SiO2 А12О3 ТЮ2 FeO CaO MgO K2O Na2O
(Н||Иип)| 60,08 101,96 79,9 71,847 56,08 40,31 94,2 61,98
(М 0.4674 0,5293 0,5995 0,6994 0,7147 0,6032 0,8301 0,7419
8
• •прпделение суммы пересчитанных компонентов Srn = (6.2.в)
7-1
определение содержания компонентов в мольных долях:
(RnOm)|MOnb = (RnOm)Macc/Sm. (6.2.г)
Массовые доли элементов вычисляют по формулам:
норосчёт каждого из компонентов (Emi), = (RnOm)j (кв|), (б.З.а)
I".»ффициенты пересчёта в массовые доли элемента k«j приведены в табл. 6.1.
•Ю
.ю
20
А । । । । । । । |_______
О в %масс. оксидов
О X в %мольных оксидов
□ в %масс. элементов
I-
< к* к*
1 2 34567 8 элементы
И Ю
о
Ljе.
• 'Проделение суммы пересчитанных компонентов Sei = £(£«0/ (6.3.6)
определение содержания элементов в % массовых:
Em, = Emir100/Sel.%. (б.З.в)
Сравнение представления
состава по разным методам на
примере канско-ачинского угля
Переясловского разреза показано
на рис. 6.1.
Рис. 6.1. Сравнение пред-
ставления состава по разным ме-
тодам.
Сведения о валовом химическом составе минеральной части
тпргетических углей приведены в справочниках [14, 15]. Для углей
г пличных бассейнов и месторождений он изменяется в широких
Проделах. Например, по приведённым в [15] углям содержание
кромния изменяется в диапазоне 8102=8,4-71,1%, кальция от 0,5 до
t>n, J%, железа Fe2O3=0,8-36,6% (рис. 6.2, 6.3).
163
СаО.%
яви
О Гб 20 30 40 а”,%
Рис. 6.2. Содержание золо- образующих элементов в минеральной части
углей Казахстана и Восточной части России по данным (15]
Рис. 6.3. Содержание золо- образующих элементов (щелочных компонен-
тов) в минеральной части углей Казахстана и Восточной части России по дан-
ным [15]
Внешняя и внутренняя зола содержит различающееся соот-
ношение минералов (рис. 6.4), кроме того, к внутренней золе отно-
сятся органоминеральные элементы, то есть в основном только
щелочные и щелочноземельные металлы.
164
Рис. 6.4. Распределение ос-
новных минералов между внешней и
внутренней золой для одного из бу-
рых австралийских углей [121].
Видно, что для данного угля во
внешней золе большая доля кварца,
пирита, кальцита и доломита. Во
внутренней золе увеличено содер-
жание некоторых глинистых минера-
лов.
Соответственно, химиче-
ский состав внешней и внутренней золы отличается. Внешняя зола
обычно имеет кислый состав (ZK > SO), который не кардинально
различается для большинства месторождений, не зависит от степе-
ни метаморфизма углей и в среднем близок к среднему составу
осадочных пород [120]. Примеры состава породы (экстраполяция
данных до Ad=100%) для нескольких углей разных марок из различ-
ных регионов показаны в табл. 6.2.
Таблица 6.2.
Состав внешней золы при Ad=100% и осадочных пород
Месторождение, марка угля ___________Химический состав %
SiOz А1гОз TiOz FezO3 CaO MgO KzO NazO ko
ЬмрЛзовское, Красноярский ирпй. 2Б 65,5 14,5 0.9 13,0 2,5 1,6 0.9 1.1 13,3
Мпикубенское, Казахстан. ЗБ 60,4 27,1 1,2 5,6 0.4 1.5 2,3 1,5 15,6
I ешдинское, Кузбасс. Д 64,3 24,6 0.9 3,7 2,6 1.7 1.9 0.3 13,8
11 <шжовское, Урал, Т 60,0 27.9 0,6 7,1 1.4, 1,7 0,8 0,5 20,1
' .родний состав внешней |<>лы(экстраполяция данных рис 6.2, 6.3) 64.8 26,7 1,1 5,2 0 1,1 2.2 1,1 21,0
( родний состав осадочных пород [120] 59,6 23.2 0,7 5,6 4,1 2,6 3,2 1,0 7,7
В отличие от этого, состав внутренней золы изменяется в зна-
чиюльно большем диапазоне и зависит от условий и степени угле-
165
фикации. В углях низкой степени метаморфизма (бурых и каменных
марок Д, ДГ), в молекулах которых сохранились активные функцио-
нальные группы, накапливаются металлы в виде металлоорганиче-
ских соединений (катионы солей органических соединений и в
составе хелатов), растворимых минеральных солей, типа NaCI и
сорбированных элементов. Они представлены, в первую очередь,
натрием, кальцием, магнием и в меньшей степени калием, железом
и алюминием, и внутренняя зола в целом имеет основный состав
(ZK < ХО). С увеличением степени метаморфизма теряются функ-
циональные группы, удерживающие металлы, и последние частично
удаляются. Внутренняя зола углей высокой степени метаморфизма
представлена мелкодисперсными примесями осадочных пород, и её
состав в той или иной мере приближается к составу внешней золы.
При изменении зольности угля изменяется соотношение
внешней и внутренней золы и, соответственно, усредненный хими-
ческий состав минеральной части, естественно, в большей мере для
углей низкой степени метаморфизма. С ростом зольности угля в его
минеральной части, как правило, увеличивается содержание SiO2,
А120з, ТЮ2 и К2О (рис. 6.2, 6.3).
При неизменном составе внутренней и внешней золы измене-
ние содержания каждого из компонентов RnOm (RnOm один из ком-
понентов SiO2, А12О3 и т.д.) может быть строго определено по
уравнению смешения как:
RnOm= b + а-100 / Ad, (6.4)
где Ad, % - зольность топлива, а и b - эмпирические либо рас-
считанные по составу внешней и внутренней золы коэффициенты.
Экспериментальные значения некоторых компонентов и оцен-
ка их содержания по формуле (6.4) в зависимости от зольности на
примере майкубенского угля показаны на рис. 6.5.
166
Рис. 6.5. Содержание
кремния, алюминия, железа
и кальция в виде предель-
ных оксидов в минеральной
части майкубенского угля
разной зольности.
(а) - в зависимости от Ad,
(б) - в зависимости от пока-
зателя PM=100/Ad.
Реально для мно-
гих месторождений со-
став внешней золы из-
меняется в широких пределах в зависимости от места добычи (раз-
ный состав прослоев и вмещающих пород по глубине и площади) и
сослав минеральной части в зависимости от зольности имеет боль-
шой разброс и незакономерное изменение. В большей мере это ха-
рпктерно для низкореакционных каменных углей, для которых
дополнительно сам состав внутренней и внешней золы различается
и меньшей мере или вообще незначительно.
Изменение состава минеральной части для многих станций
иноке связано с поступлением топлива с разных разрезов, шахт и
обогатительных фабрик, изменением зольности и состава в зависи-
мости от класса по размеру кусков и степени окисленности угля. В
I (неположенных вблизи поверхности угольных пластах при окисле-
нии угля происходит закономерное изменение состава минеральной
чисти. При взаимодействии с грунтовыми водами в углях увеличи-
шь и ся содержание, в первую очередь, кальция (дополнительно этот
нппрос рассмотрен в главе 11).
Восемь золообразующих элементов, естественно, не пред-
< чинляют все находящиеся в минеральной части. В углях обнару-
167
жено подавляющее число элементов периодической системы Д. И.
Менделеева, концентрации которых изменяются в очень широких
пределах. Кроме золообразующих элементов, содержание боль-
шинства из которых обычно выше 1 кг/т угля, различают малые (со-
держание колеблется от 10 до 1000 г/т угля), редкие или
микрокомпоненты (содержание их чаще всего составляет от 0,1 до
10 г/т угля) и ультраредкие элементы (их содержание не превышает
0,1 г/т угля) [33]. Среди малых элементов присутствуют хлор, фтор,
фосфор, которые влияет на коррозию металла и работу устройств
санитарной очистки дымовых газов от вредных примесей. Редкие и
ультраредкие элементы, на процесс подготовки и сжигания углей, по-видимому,
заметного влияния не оказывают, но могут заметно влиять на оборудование и
стоимость ТЭС в аспекте обеспечения экологических нормативов, как в на-
стоящее время наблюдается в США в отношении выбросов ртути.
Характеристика минеральной части углей усредненным (вало-
вым) химическим составом, который выражен в виде предельных
оксидов, не достаточна для правильного учёта её влияния на работу
ТЭС. Это связано как с условностью использования химического
состава в виде оксидов или элементов, поскольку реально мине-
ральные компоненты входят в состав минералов или органомине-
ральных соединений, так и тем, что в угле нет частиц с
химическим составом минеральной части, соответствующим ва-
ловому.
Ряд свойств углей (эрозионные, абразивные, шлакующие) не в
меньшей, чем от химического состава, мере зависит от веществен-
ного (минералогического) состава. Например, шлакующие свойства
углей кардинально отличаются, в зависимости от того входит ли же-
лезо в состав сульфидов (пирита, марказита) или карбонатов (сиде-
рит) и органических соединений. Кремний в составе кварца не
плавится при развиваемых температурах и является мерой абра-
168
1ивных свойств золы. В тоже время композиции кремния со щело-
чами и железом (глинистые минералы типа иллита) имеют низкую
«омпературу плавления и формируют липкие частицы летучей золы.
Одинаковому химическому составу минеральной части могут соот-
потствовать существенно отличающиеся вещественные (минерало-
(ические) составы (рис. 6.6). Поэтому, повторимся, использование
для характеристики угля только сведений о среднем химическом co-
ni аве минеральной части не достаточно. Сведения же о веществен-
ном составе минеральной части в количественном отношении
используются в ограниченном объёме.
Достаточно редкое использование сведений о минералогиче-
ском составе при традиционном прогнозировании влияния мине-
ральной части на работу котлов связано с низкой точностью
измерений, с искажением состава из-за преобразований минералов
при подготовке проб, с присутствием значительного количества ми-
неральной части не в форме минералов (органо-минеральные со-
единения).
Рис. 6.6. Соотношение кварца и
глинистых минералов при примерно
одинаковом отношении кремния и
алюминия (а); соотношение пирита и
сидерита в зависимости от содержа-
ния железа (б). Использованы дан-
ные из [122].
Перечень основных,
встречающихся в углях минера-
лов и горных пород угленосных
месторождений на их основе
приведён в табл. 6.3.
169
Основные золообразующие минералы в углях______________Таблица 6.3.
Группа Минерал Химическая формула Распрос- транение % Плотность г/см3 Твёр- дость Моос Дополнительные сведения
Оксиды кварц Si02 1-10 2.65 - 2.68 7
Глинистые минералы (слоистые силикаты) каолинит AI4(Si4O10](OH)8 5-30 2.56—2,60 1 Окись алюминия (А!20з) 39.5%, двуокись кремния (SiCh) 46,5%, вода (НгО) 14.0%. Не плавится. Поведение в кислотах.Разлагается в H2SO
монтморил- лонит m{Mg3(Si4Oi0]- (OH]2)p{(AI,Fe3+)2- [SuOio] [OH]2)nH2O 1-10 1.2—2.7 1-2 Состав непостоянный; зависит от переменного содержания воды. Приблизительный состав: окись магния (МдО) 4—9%, окись алюминия (АЬОз) 11—22%, окись железа (Ре20з) 5% и больше, вода (НгО) 12—24%; кроме того, в минерале присутствует окись калия (КгО), окись натрия (Na2O) и окись кальция (СаО) (до 3.5%)
гидрослюды (иллиты) (А1(ОН)г((8|,А1)2О5))хК(Н3О) 30-60 1-2
хлориты (Mn,AI)6(OH)8((Si,AI)2 1-5 2-3,5
Слюды (слоистые силикаты) биотит K(Mg,Fe)J(SiJA1Ow)- (OH. F]21 или K2O6(Mg. Fe)O- A1:O36SiO2-2H2O 1 3.02-3.12 2,5-3 Весьма изменчив; окись калия (К2О) 4.5 — 8.5%, окись магния (МдО) 0,3 — 28%. закись железа (FeO) 2,8 — 27,5%, окись железа (РегОз) 0,3— 20,5%, окись алюминия (А120з) 9.5 — 31,5%. окись кремния (SiO2) 33 — 45%, вода (Н2О) 6 — 11.5%; примеси: окисные соединения титана, натрия, лития, марганца, бария, стронция, цезия.
мусковит KAMAiSisOw) [OHfe, или KjO -ЗА^Оз 6SiO2 H3O 2,76—3,10 2,0-3 Окись калия (К2О) 11,8%, окись алюминия (А120з) 38,5%, двуокись кремния (SiO2) 45,2%, вода (НгО) 4.5%.
Полевые шпаты (каркасные силикаты) плагиоклаз к группе плагиоклаза относятся: Минерал Na3O СаО AJ;O? SiO?
альбит 11.8 19.4 68.6
олигоклаз 8.7 5.2 23.9 62.1
андезин 5.7 10.3 28.3 55.7
лабрадор 4.0 13.3 31.8 51.9
анортит 20.1 36.6 43.3
ГэуТГЕ Со-сэ-t-e эогх Химическая фориуга ^acvx- троение * Плотххтгъ г/см3 -art» в Твёр- дость Моос углях . абгмца 6.3 (продоажение Дополнительные сведения
Полевые шпаты (каркасные силикаты) ортоклаз KfAISiaOe] или K2OAI2O3-6SiO2 1 2.57-2,64 6 Окись калия (К2О) 16,9%, окись алюминия (А1гОз) 18,4%, двуокись кремния (SiO2) 64,7%, часто присутствует несколько процентов окиси натрия (Na2O); если количество Na превышает количество К. минерал называется натровым ортоклазом, или анортоклазом.
Карбонаты кальцит СаСОз 5-30 2.6—2,8 3 СаО — 56; СО; —44%; отмечаются примеси железа, марганца, стронция и др.
анкерит CaFe[CO3J2, или СаСО3 FeCO3. 5-30 2.9 —3,8 3,5-4 Двойная соль. Бедная железом разновидность называется бурым шпатом. Анкерит постоянно содержит магний и марганец. Отношение железа и марганца меняется в широких пределах.
доломит СаМд(СО3]2 1-10 2,8—2,95 3,5-4 Двойная соль СаСО3-МдСО3; окись кальция (СаО) 30,4%, окись магния (МдО) 21.7%, двуокись углерода (СО2) 47,9%; изоморфные примеси: железо, марганец (до нескольких процентов).
магнезит МдСОз 2.9—3,10 4-4.5 Окись магния (МдО) 47,6%, двуокись углерода (СО2) 52,4%. Примеси железа, марганца, кальция.
сидерит FeCO3 5-30 3.7—3.9 4-4,5 Закись железа (FeO) 62,1% (Fe 48,3%), двуокись углерода (СО2) 37.9%. часто присутствуют примеси МпСОз, СаСОз и МдСО3
Сульфиды: пирит FeS2 1-10 5—5,2 6-6,5 содержание (в %): Fe— 46.6; S — 53,4; отмечаются незначительные примеси кобальта, никеля, мышьяка, сурьмы, меди, золота, серебра, селена.
марказит FeS2 1-5 4.9 6
х
2
ГО
о
CL
то
ф
с;
то
2
го
TO
2
го
х
х
х
го
о
ф
2
о
X
со
о
X
о
о
аз
I
о
5
•X
X
X
ф
X
о
о
X
о
о
X
ф
о
&
о
ф
аз
со
о
►-
о
с;
о
X
X
ф
X
2
ф
>x
го
о
о
о.
X
ф
2
Ф
о
ю
о
о
ф
(К
с;
то
го
з-
о
С[
ф
X
то
ф
X
X
к
Ф
аз
со
к
2
го
ф
2
ГО
о.
ф
2
со
ГО
x
2
го
аз
о
CL
X
ф
2
ф
сг
о
2
Ф
X
О
аз
со
Ф
ю
о
2'
8
3
О
X
X
Ф
о
x
Е
о.
го
Ф
>х
о
2
§
ск
аз
m
2
ro
го
2
О
X
X
X
га
т
о
ф
g
ф
2
2
о
ф
2
О
§
о.
о
2
го
аз
a
X
ф
2
Ф
=г
х
с:
о
CL
аз
ф
CZ
го
2
2
о
ф
ф
X
ф
2
x
о
то
о
о.
аз
ф
с
го
X
го
X
X
о.
о
2
.0
о
ф
2
X
ф
2
го
ь-
X
TO
p
TO
ГО
X
TO
Ф
аз
гс
о
8
X
х
о
ф
о
CZ
го
CL
ф
5
2
о
о
x
TO
S
о
а.
ф
2
со
ГО
5
О
X
о
О
S
х
о
2
со
X
2
О
со
ГО
CL
Ю
О
2
Z
X
са
го
2
о
о.
С1
с;
о
го
го
го
с
3
2
о
аз
ф
tc
о
X
2
о
с
ю
о
го
ф
2
О
X
аз
о
о
о
о
8
CK
о
ф
аз
со
(X
2
Ф
CL
*
X
ск
X
2
2
с
го
о
ZT
X
о
го
го
со
Ф
ф
X
аз
S
X
§
о.
CI
X
3
аз
ф
=г
о.
го
со
х
X
-О
О
X
TO
2
О
СС
О
d
172
Несколько забегая вперёд, отметим, что в настоящее время
при использовании при исследованиях электронных микроскопов,
• компонованных с микроанализаторами изображения (CCSEM), для
прщ позирования и в математических моделях в основном исполь-
»ую!ся сведения о минералогическом составе минеральных вклю-
чений.
Основной трудностью диагностики минералов, присутствую-
щих н углях, является их дисперсия в органическом материале. При
(рлдиционных методах исследуются либо отделённые в тяжёлых
жидкостях фракции (р от 1,4-1,9 до 2,9 г/см3 для алюмо-силикатных
и р > 2,9 г/см3 для железистых минералов) [116], либо пробы с уда-
нОнной органической частью путём низкотемпературного окисления,
предпочтительно в кислородной плазме [33].
При исследовании минералогического (фазового) состава ми-
неральных примесей в угле наибольшее распространение получили
рчнтеенофазовый, термографический и петрографический мето-
ды, каждый из которых дополняет другие.
Рентгенофазовый анализ основан на индивидуальности карти-
ны дифракции рентгеновских лучей в кристаллической решетке ка-
ждой фазы твердого гетерогенного образца и выполняется обычно
методом порошка. Концентрация определяемой фазы в составе
анализируемой пробы должна быть больше 3-5 %масс. Получаемая
рентгеновская картина является суммой рентгенограмм всех фаз,
содержащихся в образце (рис. 6.7). Каждая фаза может быть идентифи-
цирована либо с помощью специальных таблиц или картотек, содержащих све-
дония о межплоскостных расстояниях и относительных интенсивностях линий
рентгенограмм кристаллических веществ (обычно используется картотека
AS ГМ), либо с помощью вспомогательной съемки эталонных образцов чистых
илществ и сравнением их с рентгенограммой исследуемого образца. Рентгено-
173
фазовый анализ имеет особые преимущества при малых размерах кристаллов,
когда их идентификация петрографическим методом затруднена [120].
Рис. 6.7.
Дифрактограмма
фракции р>1,4 г/см’
угля с ТЭЦ Скави-
на. Польша.
Специфичность
пробы в присут-
ствии NaCI, что но
характерно для от-
явственных углей
Метод дифференциально-термического анализа основан на
том, что термические превращения (разложение вещества, плавле-
ние и др.) происходят при определенных для данного вещества
температурах и сопровождаются тепловыми эффектами. При одно-
временном нагревании или охлаждении образца и инертного веще-
ства и использовании автоматической записи температур образца и
эталона или разницы температур между ними получается картина
термических эффектов в образце (рис. 6.8).
Рис. 6.8. Пример термограм-
мы бурого угля. Фрагмент рисунка
из [33]
Дополнительные данные о
протекающих процессах могут быть получены по изменению массы образца
(термогравиметрический анализ).
Петрография - это наука о происхождении, составе, структуре
и свойствах горных пород и методах их изучения. В то же время под
петрографическими исследованиями часто подразумевают изуче-
ние материалов под микроскопом. Петрографические исследования
позволяют идентифицировать присутствующие в угле минералы и
методом подсчёта определить их количество. Такие исследования
174
। рудоёмки и требуют высокой квалификации специалистов. Чаще
нсего при исследованиях ограничиваются кругом наиболее часто
помечающихся минералов.
Недостаточность, ограниченность традиционных сведений об
усреднённом составе минеральной части обусловлена, как отмеча-
лось, тем, что разнообразные минеральные примеси дискретно рас-
пределены в угле. В процессе пылеугольного сжигания происходит
лишь ограниченное их объединение.
Крупные частицы кварца, глинистых минералов, пирита и дру-
। их минералов внешней золы практически не взаимодействуют друг
с другом и образующиеся из них частицы летучей золы имеют инди-
нидуальный состав, включая практически стопроцентное содержа-
ние одного из минеральных элементов (Si, Са, Fe).
В отличие от внешней, внутренняя зола приобретает темпера-
iypy горящей частицы, её преобразования проходят в условиях вос-
ыпновителыюй атмосферы и по мере выгорания топлива
минеральные элементы и включения вступают в контакт и реагиру-
юг друг с другом, образуя новые сложные составы. В результате ле-
гчая зола представляет собой совокупность частиц, которые
• нличаются по составу, агрегатному состоянию, размерам и другим
признакам. При этом маловероятно, чтобы заметное количество
них частиц имело состав, соответствующий среднему (валовому).
Современные зарубежные методы прогнозирования шлакова-
нии. абразивных и эрозионных свойств базируются на факте разно-
образия частиц по составу и свойствам. Экспериментально
• падения о распределении частиц по составу изучаются путем оп-
родоления состава индивидуальных частиц при помощи электрон-
ных микроскопов, скомпонованных с компьютером (техника,
пппример, CCSEM).
175
При этом для представительности результата анализу подвер-
гается до 10000 индивидуальных частичек. Пример результатов по
распределению состава минеральных примесей и полученной лету-
кварц в угольной пыли
глины
чей золы для одного из британ-
ских углей показан на рис.6.9
[110].
Рис. 6.9. Распределение мине-
ральных включений и частичек лету-
чей золы, полученной при сжигании
британского угля, по составу. Высота
столбиков пропорциональна количе-
ству частиц с составом, соответст-
вующим координате на тройной диа-
грамме.
При помощи методов типа CCSEM определяется размер, хи-
мический состав, количество индивидуальных минеральных вклю-
чений и их ассоциированность в угольной матрице (классификация
на внутреннюю и внешнюю золу), из многочисленных публикаций,
например [121, 123, 124]. Вместе с тем, ограниченный набор эле-
ментов в каждой частице позволяет идентифицировать и вещест-
венный (минералогический) состав большинства из них, как это
показано на рис. 6.9 в части кварца, пирита и глинистых минералов.
Сведения о распределении минеральных включений в угле ис-
пользуются как исходные данные в математических моделях шла-
кования, более конкретно в субмоделях формирования летучей
золы, а также для разработки новых эмпирических индексов (пока-
зателей). Схема использования данных CCSEM показана на рис.
6.10 [124].
176
Индексы второго уровня на базе моделей с анализом толки|
исследования
CCSEM
модель
формирования
летучей
золы
прогнозирование
влияния золы
Рис. 6.10. Схема использования данных о распределении индивидуаль-
ных минеральных включений в угле для прогнозирования влияния минеральной
•нк (и на работу котлов
В то же время, для достоверного прогнозирования данных, по-
лученных с помощью сканирующих электронных микроскопов, не
попгда достаточно. Подобные методы позволяют получать инфор-
мацию фактически только по составу внешней золы, доля который
дни наиболее проблемных в плане шлакования малозольных углей
ни той степени метаморфизма составляет менее половины. Для ха-
ргттористики поведения минеральной части таких углей при сжига-
нии не достаточно валового химического состава и вещественного
• oci.ina минеральных включений, и дополнительно используются
। подения о количестве и формах связи минеральных элементов в
• Икинической части.
В настоящее время такие сведения получают преимуществен-
но при помощи метода, получившего название “химическое фрак-
ционирование”. Методы химического фракционирования основаны
пи избирательном взаимодействии отдельных минералов и органо-
177
минеральных соединений с различными растворителями, и наибо-
лее широко признанные включают последовательное растворение
угольной пробы в воде, растворе ацетата аммония и соляной кисло-
те [125, 126]. Считается, что в этой схеме стадийно извлекаются
следующие элементы:
- на первом этапе при растворении в воде, такие элементы как
Na в хлоридах и сульфатах, элементы, накопление которых связано
с подземными водами;
- на втором этапе при растворении в ацетате аммония (NH4Ac.)
элементы Na, К, Са, Мд, которые присутствуют в угле в виде катио-
нов солей органических кислот;
- на третьем этапе при растворении в соляной кислоте - неор-
ганические компоненты органических комплексов, а также Fe и Са в
форме окислов, гидроокислов и карбонатов.
Для примера результаты химического фракционирования по
элементам Na и Са для ряда исследованных углей приведены в
таблице 6.4.
Таблица 6.4.
Растворимость натрия и кальция при химическом фракционировании.
Уголь Доля в % растворившегося компонента
Na2O СаО
в Н2О в Н2О+ NH<Ac. в Н2О в Н2О+ NH.sAc. после 3х этапов
экибастузский 85.6 85,6 28.7 61 96.6
подмосковный 25 54,8 30.6 69.7 91.6
кузнецкий Г(Таллинский разрез) 0 11.4 31,5 56.1 81,7
кузнецкий Г (шахта Ярославского) 43.5 51.6 8.2 55.1 89.2
хакасский 44,7 80,4 1,73 68,9 93,3
челябинский 70,5 79.9 0 68,7 95.1
силезский 83,8 90 7.76 57.8 86,3
азейский 0 63.2 0 62.4 98.1
ангренский 86.4 86,4 9.32 71.8 98,6
приозерный (селективная проба) 87.1 92.8 0 43,6 94,6
ирша-бородинский 31.4 48.6 9,58 59,4 96.4
Для характеристики склонности углей к образованию отложе-
ний, в частности, используется количество ионообменных, “актив-
178
пых" щелочей Na2Oa, К2Оа (растворимость в воде и ацетате аммо-
ния) и содержание органически связанного и карбонатного кальция
( .iO',nci (растворимость по трём этапам). При отсутствии экспери-
монгальных данных о Na2Oa и СаОраст УралВТИ предложены корре-
ляционные уравнения их оценки по широко доступным данным:
Na2Oa = 0,949 • Na2O - 0,113- К2О - 0,05, % (6.5)
CaOpacT8=CaO-0,0025 CaO Ad-0,05, % (6.6)
Следует, однако, заметить, что при хороших статистических
показателях уравнения (6.5) для Na2Oa (коэффициент линейной
корреляции г=99% и среднее отклонение S=(Z|y-ypaC4|)/N = 0,3%) не-
мо юрые угли имеют значения, существенно отличающиеся от рас-
ЧбТНЫХ. В частности, для углей марок БЗ, Г, Д не различимы склонные к
пкрнэнению "соленые" угли (приозерный, силезский) и угли (кузнецкие, азей-
• кии) с повышенным содержанием натрия в составе алюмосиликатов (альбит,
цмолит) и с низким потенциалом загрязнения. С учётом этого для “новых"
углей необходимо обязательное проведение экспериментальных
in.следований, а для некоторых из исследованных углей для прогно-
щрования используются зависимости, эмпирические коэффициенты
и которых отличаются от приведённых в уравнении (6.5).
Минеральная часть угля влияет практически на все его показа-
нии. характеризующие его как энергетическое топливо. В преды-
дущих разделах рассмотрено влияние минеральной части на
рмкционные свойства; в последующих - на физико-механические.
('днпко в первую очередь влияние минеральной части ассоциирует-
। и со шлакованием, загрязненением, износом поверхностей нагре-
ли шила и вопросами золоулавливания.
6.2. Шлакующие и загрязняющие свойства
Летучая зола представляет совокупность частиц с отличаю-
щимся составом и свойствами; некоторое количество минеральной
нт in возгоняется и находится газообразной фазе. По ходу факела
179
агрегатное состояние и способность частиц к закреплению на по-
верхностях нагрева и на ранее образовавшихся отложениях изме-
няется, и способностью к закреплению и формированию отложений
в разных температурных зонах обладают разные совокупности час-
тиц. В результате образуются отложения, состав, скорость форми-
рования и свойства которых отличаются: рыхлые, прочные
железистые и сульфатно-кальциевые, шлаковые, загрязнения на
базе активных щелочей.
6.2.1. Типы отложений, показатели шлакующих свойств
При недостаточном количестве липких и химически активных
частиц на поверхностях нагрева формируются загрязнения рыхлой
структуры из мелких инертных частичек (рис. 6.11.а). При высоком
содержании активных щелочных компонентов, из-за их конденсации
на поверхности частиц при низких температурах и образования лип-
кой плёнки, интенсивность образования и размер отложений рыхлой
структуры существенно возрастает.
При высоком содержании содержащих кальций частиц, вне за-
висимости от механизма их закрепления, по тракту котла от топоч-
ных экранов до поверхностей водяного экономайзера и воздухопо-
догревателя образуются прочные суль-
фатно-кальциевые отложения (рис.
6.11.6). Их сохранение как отложений и
высокая прочность обусловлена сульфа-
тизацией
CaO+SO3 <—-> CaSO.4.
Рис. 6.11. Схема образующихся в котле
отложений (а) - рыхлые, (б) - прочные сульфат-
но-кальциевые, (в) - прочные железистые, (г) -
шлаковые
180
При температурах газов д от примерно 900°С и выше на по-
верхностях нагрева за счет высоких липких свойств обогащенных
железом композиций (FeO-FeS-SiO2, FeO-FeS, расплавы пирротина
I oS и пирита FeS2, обогащенные железом переохлажденные рас-
плавы стекол) образуются селективно обогащенные железом до 80
% весьма прочные отложения. Высокая прочность отложений обу-
словлена значительной поверхностью контакта (деформацией) при
налипании, спеканием и для углей с повышенным содержанием
кальция дополнительно процессами сульфатизации в объёме меж-
ду частицами.
При высокой температуре дымовых газов и частиц в летучей
юле содержится достаточное количество матричных (частиц прили-
пающих к нелипкой поверхности) и липких частиц для закрепления
практически всех достигших поверхности частиц, включая инертные,
н результате за счет липких свойств совокупности частиц образуют-
- и быстро растущие шлаковые отложения, прочность которых со
цроменем увеличивается за счет спекания (рис.6.11.г). Шлаковые
< и поженил, образующиеся на подслое рыхлых загрязнений и непо-
• родственно на поверхностях нагрева, удерживаются на них не
прочно, и в процессе роста шлаковых отложений происходит их са-
морасшлаковка под действием силы тяжести. При наличии прочных,
инлоктивно обогащённых отложений, называемых также первичны-
ми саморасшлаковки не происходит или происходит не полная са-
морасшлаковка с сохранением на трубах первичного слоя.
Состав и свойства летучей золы зависят от условий сжигания
у» пи. в частности, от температуры горения 0гор, коэффициента шла-
•шуппиливания ашл, среды топочных газов (избытка воздуха), равно-
мирности распределения топлива и окислителя, в том числе и от
ont’Mi.i сжигания (нестехиометрическое и ступенчатое сжигание).
181
При высокотемпературном сжигании быстрее выгорает пирит, что
уменьшает или ликвидирует образование прочных железистых
(первичных) отложений. В зависимости от температуры факела так-
же изменяется способность к сульфатизации кальциевых соедине-
ний. Химический состав летучей золы может заметно различаться в
зависимости от размола угля и коэффициента уноса золы из топки
аум=1-ашл. В восстановительной среде железо присутствует в двух-
валентной форме, затягивается выгорание пирита и, в результате,
зола становится более шлакующей.
С учётом сказанного использовать терминологию ’’шлакующие
свойства угля" не вполне корректно, и более правильно говорить о
шлакующих свойствах летучей золы с конкретной предысторией по
температуре и среде (например, шлакующие свойства при традици-
онном и ступенчатом сжигании, для топок с твёрдым и жидким шла-
коудалением и т.п.). Вместе с тем, изменения шлакующих свойств
зависят от состава минеральной части не меньше, чем за счёт
внешних условий и практический интерес представляет сравнение
углей по этому свойству при похожих технологических условиях. Та-
ким образом, под "шлакующими свойствами угля" понимаются пока-
затели для относительного ранжирования углей, с оговоркой при
необходимости к каким условиям сжигания они применимы.
Очевидно, что способность углей к образованию отложений
разных типов не может характеризоваться, каким либо одним пока-
зателем, и для характеристики шлакующих и загрязняющих свойств
углей применяют совокупность показателей. В нашей стране по раз-
работке ВТИ [120] для характеристики шлакующих свойств топлив
принята совокупность показателей, которая включает температуру
начала шлакования 1шл и склонность к формированию прочных
первичных (селективно обогащённых железистых и сульфатнокаль-
182
ципвых) отложений. Если такие отложения не образуются, проис-
кали т саморасшлаковка поверхностей нагрева, и не возникает про-
чном шлакования топочных экранов современных котлов. По
классификации ВТИ угли относятся к шлакующим, если они имеют
• 1’Лонность к образованию прочных первичных отложений и темпе-
Р л гуру 1шп<1050°С, и к нешлакующим при отсутствии склонности к
образованию прочных первичных отложений и температуру
I.’1050°С.
В исследованиях и разработках УралВТИ - Уральской тепло-
••мнической лаборатории эти показатели дополнены и детализиро-
В них шлакующие и загрязняющие свойства топлива
•ирлкгеризуются следующей совокупностью:
♦ шмпература начала шлакования, twn ;
♦ нормированные индексы склонности к образованию прочных се-
ннмгинно обогащённых отложений (железистых Pfe и сульфатно-
мяп1|Циевых Рса) и загрязнений на базе активных щелочей Р’^;
♦ комбинированный индекс склонности к шлакованию топки, Rst,
• ырпктеристика прочностных свойств шлаковых отложений, Дг.
Склонность к образованию отложений и связанных с этим
проблем по шлакованию возрастает по мере увеличения значений
«размерных показателей (Р, R) и снижения размерных темпера-
lypiibix (U. t12). Наиболее шлакующие угли имеют безразмерные
Индексы *0,8,1шл<970°С и показатель Ь2<1050°С.
Наиболее достоверная характеристика шлакующих свойств уг-
ле может быть получена в результате обследования котлов, сжи-
I тощих интересующий уголь, и проведения на них измерений при
Помощи зондов, помещаемых на время в газоход котла. Информа-
ции, полученная в промышленных условиях, дополняется результа-
1НМИ анализа проб топлива и отобранного из котла золошлакового
183
материала. За исключением оценки склонности к образованию
сульфатно-кальциевых отложений, полная и достоверная характе-
ристика шлакующих свойств может быть получена при проведении
сжигания в котле опытной партии интересующего угля (опытное
сжигание угля).
Экспериментально температура начала шлакования tmn определяется на
котлах или крупных огневых стендах, в которых с приемлемым приближением
воспроизводится температурно-временной режим частичек летучей золы, как
минимальная температура факела, при которой начинается образование шла-
ковых отложений на поперечно омываемой неохлаждаемой трубе (зонде). Ил-
люстрация определения 1ШЛ по результатам измерения массы налипших
отложений или визуального осмотра зонда после его кратковременной (т-20
мин.) выдержки в газоходе с разными значениями температуры газов дана на
рис. 6.12.
В зависимости от химического состава минеральной части углей темпе-
ратура начала шлакования изменяется в диапазоне от 950-970°С (бородинский,
минусинский, кузнецкий газовый некоторых месторождений) до 1190-1210°С
(экибастузский уголь).
(б) •
о I i
отложений нет t отложения есть
температурные условия
начала шлакования
Рис. 6.12. Иллюстрация
определения 1ШП
Прочностные свойства
шлаковых отложений оценива-
ются путём определения пре-
дельного напряжения на сжатие
стеж охлаждённых проб отложе-
ний, накопленных на размещён-
ном в газоходе котла зонде при
отличающихся температурах,
или предельного напряжения на
растяжение ор' при температуре формирования отложений в стендовых усло-
виях с помощью специального устройства [16, 116, 127]. Прочность шлаковых
отложений наряду с первичными также определяет процесс саморасшлаковки
поверхностей нагрева и возможность их расшлаковки аппаратами очистки. Ре-
184
|ультаты определения прочности отложений для ряда исследованных углей по-
ин.шны на рис. 6.13.
Рис. 6.13. Прочность шлаковых отложений.
Уши 1 - экибастузский; 2 - кизеловский; 3,4 - кузнецкий Г, СС; 5 - минусинский;
п челябинский; 7 - башкирский; 8 азейский; 9 - кызыл-кийский, 10 - агрен-
• кий; 11,12 - приозерный; 13 - анжуйский (КНДР); 14 - синграули (Индия).
Прочность отложений возрастает с течением времени из-за
протекания процессов спекания и сульфатизации, и поэтому проч-
ность отложений с поверхностей нагрева, как правило, выше, чем с
юндов в относительно кратковременных исследованиях. С учетом
него, измеренная при помощи зондов прочность имеет относи-
шльный характер, и эти сведения применяются лишь для ранжиро-
ппния углей по шлакующим свойствам и в эмпирических
рекомендациях. Для сравнительной оценки используется показа-
К1Ль, определяемый как значение температуры, при которой дости-
ыотся определенная прочность отложений d0=const. В разработках
УралВТИ используется температура t12 при прочности отложений на
( житие о0* = 12,5 кгс/см2, что в среднем соответствует рекомендуе-
мым УралВТИ допустимым по условиям шлакования значениям
шмпературы газов на выходе из топки ((Н)**1.
Склонность к образованию прочных железистых отложений
оцонивается преимущественно по результатам осмотра поверхно-
185
стей нагрева котла после эксплуатации на интересующем угле. Для
относительно зольных углей также используются охлаждаемые и
неохлаждаемые зонды, размещаемые в газоходе на период от 20
минут до нескольких суток или на период проведения опытного сжи-
гания. Относительное ранжирование углей по склонности к образо-
ванию прочных железистых отложений выполняется по признакам и
шкале, предложенными УралВТИ (табл. 6.5).
Таблица 6.5.
Признаки классификации углей по склонности к образованию железистых от-
ложений (Pfe - нормированный показатель)
Ранг Низкий (отложения отсутствуют) Средний Высокий Очень высокий
Pfe 0,2 (0 + 0,25) 0,4 (0,25+0,5) 0,6 (0,5+0,7) 0,8 (> 0.7)
Признаки класси- фикации Отложения на поверхностях кот- лов не обнаруже- ны или имеют локальный, не определяющий шлакование ха- рактер. Зондами не вос- производятся. Отложения имеются на од- них котлах и от- сутствуют на других. Воспроизводят- ся зондами толь- ко при низких избытках возду- ха. Отложения занимают значительную пло- щадь на экранах в зоне активного горе- ния и на поверхностях пароперегревателя. Воспроизводятся зон- дами в оптимальных режимах. Имеются интенсивные железистые отложе- ния на всех поверхно- стях, за исключением или включая верхнюю часть толки в зоне 0>920°С. На зондах воспроиз- водятся в кратковре- менных опытах т=20 мин в оптимальных режимах.
Возможность образования и свойства сульфатно-кальциевых
отложений, с учетом их медленного роста, изучаются путём осмотра
котлов, отбора отложений и их последующего анализа с поверхнос-
тей нагрева после длительной работы на испытуемом топливе. Для
классификации углей по склонности к образованию сульфатно-
кальциевых отложений с использованием экспериментальных мате-
риалов предложен алгоритм, приведённый в табл. 6.6.
По результатам испытаний и осмотра котлов могут устанавливаться про-
186
мпжуючные значения нормированных показателей Pf0 и Рад. Промежуточные
1нн'1нния отражают отличие углей по экспертной оценке, при назначении
....рои учитывается различие в результатах исследований на однотипных кот-
IHI- или по признакам классификации не включённым в табл. 6.5-6.6 (интенсив-
ци( и. формирования отложений, различия в составе, прочности и
iiiMiitipniypHbix границах образования отложений). В таблицах 6.5-6.6 в скобках
oil' ш) приведён диапазон классификации углей по рассматриваемым показате-
IUIM, и гом числе оценённым по расчётным методам.
Таблица 6.6.
11ризнаки классификации углей по склонности к образованию сульфатно-
кальциевых отложений (Рсд - нормированный показатель)
Ранг Низкий (отложения отсутствуют) Средний Высокий
Р<* 0,2 (< 0.42) 0,5 (0,42+0,6) 0.8 (> 0.6)
При.тннки мни сифика- ции Отложения на поверхно- стях нагрева не обнару- жены или имеют локальный не опреде- ляющий характер Отложения на- блюдаются на по- верхностях на- грева в зоне тем- ператур 0 >800°С Отложения на- блюдаются на по- верхности водяного эконо- майзера
В отечественной энергетике не используются угли с высокой склонностью
»• ihupn.тению на базе активных щелочей, и не проводилось исследований в
Промышленных условиях. Вариант классификации углей по склонности к обра-
..... отложений рассматриваемого типа приведён в табл. 6.7.
Таблица 6.7
Р«нжирование топлив по склонности к образованию загрязнений на базе актив-
ных щелочей (Рпаа нормированный показатель).
Ршн Низкий Средний Высокий
pZ" 0.2 (<0.25) 0.5(0.25-0.65) 0.7 (> 0,65)
Признаки ИЛш.си- фш ации На лобовых участках в зоне температур газов ниже 800°С прочные сульфатно- кальциевые отложения или отложения из мелкой золы с (Na20-0,3K20)<0,6 На лобовых участках труб в зоне О < 800°С интенсивный рыхлый налет с со- держанием 0,6< (Na2O-0.3K2O)<4.2 Состав отло- жений (Na2O-0,3 К2О)> 4.2
Ком бинированный показатель склонности углей к шлакованию
187
топки по разработке УралВТИ “Rst" является модификацией распро-
странённого за рубежом расчётного показателя фирмы Бабкок-
Вилькокс. Его применение базируется на представлениях о возмож-
ности суммировать эффекты образования отложений отличающих-
ся типов. Подробнее этот вопрос рассмотрен в следующем разделе
при изложении сведений об оценочных, расчётных показателях.
За рубежом используются иные принципы и показатели для
классификации отложений на типы. Наиболее распространена аме-
риканская классификация, согласно которой процессы образования
отложений в котле подразделяются на шлакование (slagging) и за-
грязнение (fouling). Под шлакованием понимается образование от-
ложений и связанные с этим проблемы в топке и поверхностях
нагрева на её выходе. Под загрязнением понимается образование
отложений и связанные с этим проблемы в конвективных газоходах
котла вне зоны излучения из топки. В настоящее время принято до-
полнительное разделение загрязнения на высокотемпературное (0>
1095°С) и низкотемпературное (0< 1095°С). В качестве граничной
температуры между высокотемпературным и низкотемпературным
загрязнением принята температура стабильности сульфатов. Такая
классификация предполагает, что связующим материалом между
частичками в высокотемпературном загрязнении являются силика-
ты, и используется также терминология “силикатный" индекс, “сили-
катное" загрязнение. Также принимается, что связующим
материалом между частичками в низкотемпературном загрязнении
являются сульфаты, и используется терминология “сульфатный"
индекс [128].
6.2.2. Методы прогнозирования шлакующих свойств
Результаты определения шлакующих свойств топлив в про-
мышленных условиях наиболее объективны и достоверны. Однако
188
рропедение подобных исследований трудоёмкое, дорогое, и часто
но многим причинам, например для углей неэксплуатируемых ме-
• порождений, они не могут быть проведены или нецелесообразны.
I In основе накопленных сведений и исследований механизма обра-
«н пития отложений разных типов в различных странах и организа-
циях предложены методы оценки шлакующих и загрязняющих
। пойств по составу минеральной части и результатам специальных
и< следований небольших проб в лабораторных условиях.
В нашей стране в связи с существенным сокращением экспе-
римонтальных исследований, наиболее востребованными являются
рп флботки по оценке шлакующих свойств и шлакования котлов с
н«.пользованием ограниченного количества сведений в объёме тра-
диционного справочного материала и технических условий на ло-
щинку топлива. Однако, эмпирические показатели при любом их
• ппоршенстве, в которых используются только данные о среднем
•омическом составе минеральной части и плавкости с определен-
ной степенью достоверности обеспечивают прогнозирование лишь
дин углей, на базе которых они получены, и обладают невысокой
вишраполяционной способностью. Такое положение обусловлено
«мм. что сам по себе средний химический состав в ограниченной,
нионгимальной мере характеризует минеральную часть и её преоб-
|и|11<)11пния при пылеугольном сжигании топлива. Использование эм-
пирических показателей, построенных на рассматриваемой базе
денных, для “незнакомых", особенно для сильно шлакующих углей,
Можпт приводить к грубым ошибкам. Для них необходимо проводить
дополнительные специальные исследования, как минимум лабора-
OlpHhlO,
Наиболее используемым методом прогнозирования поведения
юны при высоких температурах традиционно является определе-
189
ние температур плавкости, хотя неоптимальность использования
плавкости для оценки поведения золы при высоких температурах и
её шлакующих свойств (не точная характеристика лишь некоторых
из аспектов шлакования) широко признана. Метод был разработан в
20-е годы прошлого века для характеристики процессов образова-
ния шлака и агломерации золы в слоевых топках, и по своей сути
лучше применим для этих условий, чем для характеристики золы
при пылеугольном сжигании.
Для углей с золой одного типа (например, угли с кислым составом золы)
с ростом тугоплавкости золы, как правило, возрастает температура, при кото-
рой образуются шлаковые отложения, и уменьшается их спекаемость. Неудов-
летворительность использования температур плавкости для характеристики
даже отдельных аспектов шлакования связана с низкой экспериментальной
точностью метода, неясным физическим смыслом и плохим воспроизведением
процессов превращения минеральной части в котле. Фиксируемые точки тем-
ператур плавкости значительно выше тех, при которых появляется жидкая фа-
за, начинается шлакование и, тем более,-упрочнение отложений. Уже первая
фиксируемая точка плавкости tA, которая редко используется из-за плохой вос-
производимости, в среднем на 120°С выше температуры начала шлакования
tum, и при значении tA в золе лабораторного озоления может присутствовать
значительное количество расплава (вплоть до 50% для золы биомасс).
Тем не менее, плавкость золы сохраняется как единственный
регламентированный показатель поведения золы при высоких тем-
пературах и до настоящего времени используется для выбора и
контроля температурных параметров работы топочных камер, на-
пример [129], и в некоторых математических моделях шлакования в
субмоделях закрепления золы [130].
Поскольку минеральная часть углей состоит из совокупности
различных минералов, она не имеет единой температуры плавле-
ния. Плавкость золы характеризуется интервалом температур, в ко-
190
• пром наблюдается изменение формы испытуемого образца и/или
||ц| юного состояния компонентов.
Поведение при плавлении большинства топливных зол доста-
• нчно сложное и лучшей характеристикой плавления считается оп-
|Н'дол0ние кривой плавления, по относительно новому методу. В
ним методе кривая плавления (доля расплавленной золы от тем-
ннргпуры) рассчитывается по данным дифференциального терми-
ннкого анализа ДТА. Температуры плавкости определяются по
доли расплавленной фазы в образце (рис. 6.14.)
Рис. 6.14. Схема определения
iHMimpiiryp плавкости по доле расплав-
ПйННОЙ фазы.
Обычно для использования
идентифицируется две точки: тем-
пирптура ti5 и t70. Температура Ь5
% масс.
расплавленной фазы
температура, С
подразумевает наличие 15 % по массе расплавленного материала,
И читается, что при этой температуре частицы приобретают доста-
...ную липкость для формирования отложений. Температура t70 со-
1т|етствует достижению 70% плавленой фазы и эта температура
принимается за температуру, при которой внешняя поверхность от-
|)ожпний начинает стекать на вертикальном экране под действием
пипы тяжести [13lf.
Определение полной кривой плавления весьма длительная
Прпцодура и гораздо чаще используется традиционная технология
Мнрмдоления трёх - четырёх характерных точек по изменению фор-
мы образца (рис. 6.15).
191
разца при определении плавкости и принятые характерные температуры (tA, 1ц,
tc по ГОСТ) и (DT или ID - начало деформации. ST - температура размягчения
или плавления, НТ - температура полусферы, FT - температура жидкоплавкого
состояния) по ASTM 1857.
В нашей стране наиболее широко для прогнозирования шла
кующих свойств по результатам лабораторных определений ис
пользуется разработка УралВТИ, по алгоритму которой в рядо
организаций реализованы компьютерные программы (в частности,
программа Coral [132]).Расчётные формулы для оценки показателей шля
кующих и загрязняющих свойств по этому методу приведены ниже:
- температура начала шлакования ^ил. Несмотря на формирования
шлаковых отложений из частиц разного состава и отличие состава отложении
от среднего минеральной части при температурных условиях близких к гранич-
ным, значения 1щЛ с приемлемой для практики точностью можно характеризо-
вать средним химическим составом минеральной части. Величина 1ШЛ зависи»
от отношения компонентов кислого и основного состава ко. Эта зависимость
Рис. 6.16. Температура начп
ла шлакования 1ШЛ в зависимости
от соотношения компонентов ки-
слого и основного состава ко в ми-
неральной части.
Линия - эмпирическая расчётная
зависимость 1щл= f (ко).
• - измерения на котлах;
о - измерения на огневом стенд»»
пересчитанные применительно к промышленным условиям при содержании
Na2O<1,8%; Q -то же, при Na2O >1,8%; х - смеси углей
Зависимость 1ШП от состава золы для углей с низким содержанием ще-
лочных компонентов (Na2O<2,8%) приближённо может быть описана двумя
уравнениями:
1Шп= 945+7,77-ko при ко>коф=2,25
1шл= 940+52,23/ко при ко<коф.
имеет экстремальный характер (рис.6.16).
(6.7)
(6.8)
192
Для топлив с повышенным содержанием щелочных компонентов темпе-
I "Н урн 1шл ниже и приближённо этот фактор может быть учтён введением по-
И|шнки Atuin= - 12(Na2O’-1,8), (6.9)
где Na2O*= Na2O+K2Oa и К2Оа - содержание этого компонента в ионооб-
менной форме (раздел 6.1).
склонность к образованию прочных железистых отложений, Р(О. Наи-
Пнлол характерно образование железистых отложений при сжигании углей с
пысоким содержанием пирита и низкой степенью метаморфизма (бурые, длин-
нлпламвнные, газовые угли). Для углей с высокой степенью метаморфизма
ИОЩИо угли, антрациты), которые сжигаются с тонким помолом топлива, воз-
душной сушкой и при высоких температурах, железистые отложения не харак-
topHi.i или не образуются, даже при большом содержании пирита.
• кинетически наиболее значимыми факторами для оценки склонности (потен-
||ншш) углей к образованию таких отложений является содержание пирита в
л«»1 течёте на зольность, температура горения и степень метаморфизма (марка)
у* нпй Для оценки Pfe предложено следующее уравнение:
Pto=bf - а, / [Spash (Ьэ - аэ • Э’)+ AS]: (6.10)
|дн \Б 0,1 (0,81 З Ре20з- Spash), при AS < 0 принимается AS=0.
Здесь bf, af, Ьэ, аэ - эмпирические коэффициенты, зависящие от марки
у пн (1нбл. 6.8); Spash,%- содержание пиритной серы в пересчёте на золу (раз-
бил 2.1, табл. 2.3), Ре20з,%масс - содержание железа в минеральной части,
I» < адиабатическая температура горения.
Таблица 6.8.
Эмпирические коэффициенты корреляции для расчёта Pfe и 8эхва’ь
Класс, марка угля af bf аэ Ьэ
1н|н|», лигнит, бурый Б1 0,42 0,88 0 1.0
1>урНй Б2, БЗ 0,567 0,856 0 1.0
Кимонные угли Д. ДГ, Г, 0,976 0,825 0 1.0
Нимянные угли КЖ, К. СС 0,75 0,64 0,0004 1.6
Каменные угли Т, Антрацит 0,27 0,42 0,0012 2£
• склонность к образованию загрязнений на базе активных щелочей,
1\,<" Метод прогнозирования индекса Рп/ разработан с привлечением
11И1П|ттурных данных по топливам с высокой склонностью к образованию
1М1|ш шоний (рис. 6.17).
193
Рис. 6.17. Склонность к об-
разованию низкотемпературных
отложений на основе активного
натрия.
%
Уравнение корреляции: Рпа=0.416 (Ма2Оа)0'313. (6.11)
- склонность к образованию прочных сульфатно-кальциевых отложе-
ний, Рся. Метод оценки склонности углей к образованию сульфатно-кальциевых
отложений исходит из гипотезы, что образование сульфатно-кальциевых и низ-
котемпературных загрязнений являются конкурирующими процессами и обра-
зуются те из них, скорость формирования которых выше:
Рса=0,5(СаОрас,в)022 -РпЛ (6.12)
где СаОСлС'в, %- количество кальция в составе органических соединений топли-
ва и в карбонатах, определяемое методом химического фракционирования
(раздел 6.1). При расчётном значении Р™'1 <0,25 в формуле (6.12) принимается
Рпаа =0,25, что по принятой классификации соответствует образованию необо-
гащённых щелочами отложений из мелких частиц золы.
В варианте оценки показателей шлакующих и загрязняющих свойств по
традиционным справочным материалам расчёт выполняется по приведённым
уравнениям 6.9 - 6.12, в которых вместо исходных данных по специальным ис-
следованиям (Spash, NajO", СаО1**’) применяются значения их оценки по дос-
тупным сведениям (формулы 6.5, 6.6 и материалы раздела 9 по оценке
содержания пиритной серы).
Из показателей (индексов) с использованием широко доступных данных
за рубежом наиболее широкое распространение получили показатели компа-
нии Бабкок-Вилькокс. В качестве справочного материала они в том числе, при-
ведены в отечественных методических рекомендациях по проектированию
топочных устройств [68].
Индексы Бабкок-Вилькокс предназначены для оценки шлакующих Rs и
загрязняющих RF свойств углей. Используемые для расчёта индексов данные и
сами индексы различаются в зависимости от типа золы (восточный, битуминоз-
ный тип и западный, лигнитный по американской классификации). В частности
для углей с битуминозным типом золы (FeO3 > CaO+MgO) индексы имеют вид:
194
Rs = SdrB/A, (6.13)
RF = Na2OB/A, (6.14)
• де B=CaO+MgO+K2O+Na2O+Fe2O3 = SO+Fe2O3, (6.15.a)
A= SK=SiO2+TiO2+AI2O3. (6.15.6)
Индексы Бабкок-Вилькокс разработаны по результатам исследований
американских углей. Выполненная в разных странах их проверка для иных уг-
ннй (отечественных, китайских, топлив бывшей Югославии, углей новых амери-
• mu них месторождений) показала неудовлетворительные результаты.
Комбинированный индекс склонности углей к шлакованию топки, R&
Шипкопание топки в значительной мере зависит от склонности углей к форми-
||нийнию прочных первичных отложений Р(0 и температурных условий начала
цпрнюнания шлаковых отложений 1щл. В свою очередь, для углей с кислым co-
in ином или битуминозным типом золы эти показатели прогнозируются по со-
н>'|• н1нию в угле пирита и отношению кислых и основных компонентов в
Ьцнйрпльной части. Анализ эмпирического индекса компании Бабкок-Вилькокс
(формула 6.13) показывает, что его с определённым приближением можно
|р|Игопать как комбинацию в виде произведения склонности к формированию
Мпалисгых отложений (Std) и величины, обратно пропорциональной темпера-
|урп начала шлакования (В/А).
II комбинированном индексе УралВТИ склонности углей к шлакованию
-Щп»<и R»t уточнено прогнозирование определяющих факторов и принято их ал-
итраичоское сложение. Последнее не является очевидным, и при накоплении
ЦОНоримонтальных данных и дополнительном анализе индекс может уточнять-
141 I 'ш.ч&т индекса Rst выполняется по формуле:
R,, = 0.707 [Р,.2 + РОТ 5, (6.17)
Ши l‘,i -1- 13,275 ко/(0,82 0а- 945), ко- отношение компонентов кислого и ос-
нити но состава, Оа- адиабатическая температура горения. Графически индекс
и "Ю составляющие показаны на рис. 6.18 (на цветной вкладке).
II последнее время за рубежом для оценки шлакующих и загрязняющих
Mniv hi ушей широко используются сведения о составе и распределении ми-
|1ф||(||ц1н1.1х включений в угле (техника электронной сканирующей микроскопии,
Линн •истинной с компьютером. CCSEM) и минеральной части в составе орга-
пМчш ких соединений (химическое фракционирование).
195
Результаты исследований обычно используются в виде показателей
(индексов), которые представляют собой упрощённые эмпирические зависимо-
сти склонности создавать зависящие от золы проблемы от результатов таких
исследований. Например, в разработке центра EERC (США) для расчёта индек-
са шлакования используются сведения о размерах минеральных включений (и
первую очередь иллита, кварца и пирита), ассоциированности кальцита и вяз-
кости жидкой силикатной фазы, рассчитанной по составу.
Для расчёта индекса образования высокотемпературных загрязнении
(силикатный индекс) используются сведения о размерах кварца и глинистых
минеральных включений, содержании щёлочных и щёлочно-земельных эле-
ментов и вязкости жидкой силикатной фазы, рассчитанной по составу.
Для расчёта индекса образования низкотемпературных загрязнений
(сульфатный индекс) используются сведения о содержании щёлочных и щё-
лочно-земельных элементов [128).
В заключение раздела отметим, что с повышением зольности
уголь, в первую очередь низкой стадии метаморфизма, становится
менее шлакующим, что иллюстрируется изменением расчётных по-
казателей на примере майкубенского угля ЗБ (рис. 6.19).
Улучшение шлакующих свойств с ростом зольности обуслов-
лено изменением состава минеральной части (рис. 6.2, 6.3) и свя-
занных с этим уменьшением склонности к образованию прочных
первичных (селективно обогащённых) отложений Pfe, Рса, и увеличе-
нием температуры начала шлакования 1шЛ. Для углей высокой сте-
пени метаморфизма, у которых изменение состава с ростом зольно-
сти меньше или незакономерное, влияние этого фактора на
шлакующие свойства проявляется в меньшей мере.
196
Pfe
0.6
0.4
0,2
0
R«
0.8
0.6
0.4
О 20 40 60
Рис. 6.19. Изменение расчётных показателей шлакующих свойств майку-
Пти кого угля в зависимости от зольности.
Тенденция улучшения шлакующих свойств с ростом зольности
проявляется и при сравнении углей разных месторождений и степе-
ни метаморфизма, естественно, с большим разбросом (рис. 6.20).
Дополнительно при сжигании более зольных углей при прочих рав-
ных условиях снижается температура горения и шлакование топоч-
ной камеры.
Рис. 6.20. Изменение показателей шлакующих свойств для совокупности
tyiii'iH из справочника (15]. (а) - склонность к шлакованию топки, (б) - допусти-
мом по условиям шлакования температура на выходе из топки (== tia)
197
6.3. Эрозионные (абразивные) свойства летучей золы
При сжигании высокозольных углей серьёзной проблемой,
снижающей долговечность и надёжность поверхностей нагрева, яв-
ляется их эрозионный износ за счёт удара частичек летучей золы,
транспортируемых газовым потоком или струями обдувочных аппа-
ратов.
Уравнение износа / в общем виде обычно даётся в форме:
/ = c-gm-Wn, мм (6.18)
где ц, г/м3- концентрация золы в потоке, W, м/с- средняя или локальная ско-
рость потока на входе в анализируемую поверхность нагрева, с, гл, п- эмпири-
ческие коэффициенты. При этом коэффициент m чаще принимают равным 1;
п=3-3,5 в зависимости от метода учёта влияния скорости на вероятность столк-
новения частиц с поверхностью. Коэффициент пропорциональности "с”, в пер-
вую очередь, отражает эрозионные свойства летучей золы по отношению к
металлу поверхности.
Форма записи износа в виде выражения (6.18) строго справедлива для
экспериментальных установок и ненаглядна в части анализа влияния измене-
ния расхода топлива, а, следовательно, и износа при изменении его теплоты
сгорания за счёт влияния не связанных с зольностью факторов. В выражении
(6.18) рост эрозионного износа при увеличении зольности очевиден за счёт
роста концентрации золы ц, дополнительное влияние, в конечном счёте про-
1/с,ММ—т--
А'4’,%/ккал
1/с
5
(б)
10 15 20 25 30 35 40 45 А-.%
ю
порциональное приведённой зольно-
сти, проявляется через рост расхода
топлива и скорости потока w (рис.
6.21).
Рис. 6.21. Расчётное изменение
концентрации золы и расхода дымо-
вых газов (а), приведённой зольности
и пропорциональной износу величины
1/с (б) при увеличении зольности. В ка-
честве исходного приняты характери-
стики кузнецкого угля 1СС Киселёв-
ского разреза
198
Предлагается более наглядная и, по-видимому, более точная, запись
ныражения износа (6.18.а), которая учитывает изменение количества золы при
ппиэменной зольности:
/ = c-mJW°’1, мм (6.18.а)
|до тэ, кг/м2-с- удельный расход (плотность эолового потока).
В отечественной литературе и нормативных методах расчёта,
нипример [31, 84, 133, 134], термины эрозионный и абразивный из-
нос применяются как синонимы, и используется показатель "а”
м /Н или “Ка" м2/кг, который называется коэффициентом абразивно-
<ли золы. За рубежом, чаще, под абразивными свойствами понимается износ
Н01Иранием при перемещении абразива по поверхности, как, например, угля по
hi ношению к рабочим элементам мельницы, а под эрозионными - разрушение
m счйт столкновения частиц летучей золы или пыли с поверхностью. Соответ-
ОП10ННО этому используются показатели эрозионных свойств золы и угольной
ныли и абразивных свойств угля.
В большей мере, чем отмечалось для шлакующих свойств уг-
ппи, коэффициент эрозионных свойств золы конкретного угля не
нипяотся константой, а в значительной мере зависит от условий, в
щпорых она образовалась. Эрозионные свойства летучей золы из
ш.к.окотемпературной циклонной топки, топки с традиционной схе-
м<т пылеугольного сжигания и кипящим слоем по эксперименталь-
ным данным различаются в разы или на порядок. В силу этого под
<||ннионными свойствами угля или коэффициентом абразивности
(мини по отечественной терминологии понимается относительный
in »нп и।гель применительно к традиционной (или оговоренной) тех-
in пинии сжигания; в литературе для одного и того же угля приводят-
яго различные значения [135].
Э|Х>зионный износ, в отличие от шлакования, возрастает при увеличении
ВЬИ'Носги, как за счёт увеличения количества участвующих в процессе частиц,
Qk, дин некоторых углей, и за счёт увеличения эрозионных свойств (коэффи-
IUUUIIи абразивности) самой летучей золы.
199
Экспериментально эрозионные свойства золы определяются путём из-
мерения потери массы образцов, установленных на длительное время в опыт-
ных газоходах, либо лабораторным методом КазНИИЭ [133-136]. Метод
КазНИИЭ основан на измерении весового износа предварительно подготовлен-
ного стального образца при действии на него частиц золы в потоке воздуха под
углом 45° при комнатной температуре в центробежной машине. Исследован
унос ряда углей, результаты по определению коэффициента абразивности зо-
лы которых обобщены в [31] и приведены в табл. 6.9.а. В таблице 6.9.6 приве-
дена выборка некоторых результатов из атласа промышленных пылей
НИИОГАЗ [134]. При анализе данных НИИОГАЗ использованы сведения по
всем приводимым в первоисточнике углям.
Таблица 6.9.а
Значения коэффициентов абразивности золы [31]
при Rgo-20% по ГОСТ 21708-96
Уголь аго. м2/Н
экибастузский 0,22-10*”
карагандинский, бикинский, куучекинский 0,2-10”
подмосковный 0,17-10*”
АШ, донецкий тощий, ГСШ, гусино-озерский 0.14-10*” ’
львовско-волынский, кузнецкий 0,09-10’”
Таблица 6.9.6
Коэффициент абразивности летучей золы ряда углей
по исследованиям НИИОГАЗ [134
Уголь, марка ка SiO2 AI2O3 % Аг Q.r dso п/п
м2/кг % % МДж/кг мкм %
ИНТИНСКИЙ, Д 0,948-10” 55,1 20,3 25,8 18,2 19 2.9
кузнецкий, Т 1-10’” 49,7 18 18,3 26,4 16 17,3
| нерюнгринский, ОС 1,28-10^ 44,9 40,1 20,3 12,5 24,8 15 22,6
райчихинский, 2Б 1,4-10’” 20.8 8,77 13,2 22,5 0,35
воркутинский, Ж 1,43-10*” 62,2 19,1 35 20 24 1,9
подмосковный, 2Б 1,48-10*” 51 32,1 29,6 9,58 15 0,6
кузнецкий, ОС, разрез Междуреченский 1.59-10*” 43,7 16,5 14,7 21,4 22 29,1
бородинский, 2Б 1,71-10*” 47,6 6,8 7,3 15 13 1.7
бикинский, 1Б 1.96-10*” 51 25 19,2 7,68 23 3,8
экибастузский, КСН 1.98-10*11 64,4 22 39 17,2 17 3,4
харанорский. 1Б 2,2-10” 43,7 19,5 6,8 13,7 36 9.3
павловский, 1Б 3,18-10*” 51,5 19 9,5 13,1 22 2,2
башкирский, 1Б 3.96-10” 50,5 12,4 24 12 40 2.2
Коэффициенты абразивности, в частности, существенно зависят от рас
пределения частиц по размерам и возрастают при увеличении количество
’ 200
крупных частиц. При использовании данных табл. 6.9.а пересчет коэффициента
абразивности золы на другой остаток на сите 90 мкм по рассевке золы произ-
водится по формуле а= O.22-a2o-R9o0,5, м2/Н [31].
В настоящее время исследования эрозионных свойств летучей золы в
нашей стране, по-видимому, не выполняются и актуально прогнозирование
цммионных свойств по широкодоступным показателям.
В отличие от абразивных свойств угля, которые для угля одного типа оп-
I'оделяются содержанием небольшого перечня твёрдых минералов, таких как
нпнрц, пирит, полевые шпаты (раздел 8.3), твёрдость большинства частиц ле-
|умой золы выше, чем котельных сталей и эрозионные свойства во многом за-
писи» от формы, состояния поверхности этих частиц. С позиций эрозионного
и и юса можно отметить следующие особенности преобразования минеральной
нкли при пылеугольном сжигании и состояния частиц при относительно низких
юмпоратурах (в конвективной части котла) [137]:
- Прошедшие топочную камеру алюмосиликатные материалы более эр-
ролионны (абразивны), чем исходные глинистые минералы. Также увеличивает
•розионные свойства объединение мелких минеральных включений внутренней
IQMhl.
- Сферы летучей золы не являются гладкими. На их поверхности наблю-
даю! си мелкие частицы сульфатов, аморфных и кристаллических частиц
(рис (> 22.а,б). Последние увеличивают абразивность летучей золы.
Рис. 6.22. Фотографии частиц летучей золы некоторых типов, (а)- сфери-
»ци нио частицы с сульфатом кальция не поверхности; (б) - то же с кварцевыми
Ириотоллоидами, (в) - игольчатые кристаллы муллита, (г) - частично оплавлен-
HHII частичка кварца [137]
201
- Наиболее абразивный минерал в угле кварц. Кварц внешней золы не
плавится до 1900°С. Эти частицы сохраняют неправильную форму, хотя грани и
вершины могут быть скруглены (рис. 6.22.г). Из кварца внутренней золы при
плавлении с другими элементами образуется стекло при более низкой темпе-
ратуре. В силу этого, количество кварцевых частиц в летучей золе меньше, чем
в исходном угле.
- В летучей золе также могут присутствовать твёрдые неровные образо-
вания размером 100-500 мкм, которые попадают в поток из ранее образовав-
шихся спекшихся отложений в топке и на пароперегревателе. Эти твёрдые
образования также повышают абразивные свойства летучей золы.
- Образующаяся кристаллическая фаза в стекловидных частицах (мул-
лит, гематит) не вступают в контакт с изнашиваемой поверхностью (рис. 6.22.в).
- Твердость недожога ниже, чем стали. Однако крупные частицы недожо-
га имеют неправильную форму и минеральные включения на поверхности, и
считается, что их абразивные свойства такие же, как у летучей золы.
Сведения о твёрдости исходных минералов и образующихся при пыле-
угольном сжигании частиц летучей золы приведены в табл. 6.10.
Таблица 6.10.
Твёрдость исходных минералов в угле и
образующихся при пылеугольном сжигании частиц золы
Материал Характер- ное количе- ство, %масс Твё рдость
по Моосу по Виккерсу
Минералы в угле
Алюмосиликаты 70 2.0-2.5 20-80
Кварц 15 7 1200-1300
Пирит 10 6-7 1100-1300
Карбонаты 5 3-4 150-450
Летучая зола при пылеугольном сжигании
Стеклянные сферы, сферы с игольча- тыми кристаллами муллита, кварца в объёме 80 5 550-600
Частички кварца (оплавленные мелкие и большие не сферические) 10 6-7 600-1200
Сферические частицы оксидов железа 5 5-6 500-1100
Мельчайшие сульфатные 2 не абразивные
Частицы недожога с золой на поверх- ности и внутри 3 3-5 100-500
Котельные стали =200
202
Считается, что основной вклад в эрозионный и абразивный из-
нос вносят частицы с твёрдостью выше твёрдости котельных ста-
ции Из таблицы видно, что за исключением небольшого количества
сульфатов и недожога все частицы летучей золы имеют твердость
иыше, чем котельные стали, и, тем самым, могут участвовать в эро-
минном износе.
Для оценки эрозионных свойств золы по результатам лабора-
юрных исследований состава применяются различающиеся показа-
тли угля. Это отражает не совпадающие взгляды разных авторов об
• щродоляющих факторах, и, наверное, противоречивость экспериментальных
мнтприалов исследований, выполненных по различающимся методам в разных
лабораториях.
Выше декларировался, и подтверждается, например, исследо-
плниями КазНИИЭ с золой экибастузского угля (рис. 6.23), рост ко-
эффициента абразивности золы с ростом зольности угля.
|ффициент абразивности золы возрастает с ростом зольности и
дли совокупности разных углей по данным НИИОГАЗ (рис.6.24.г).
<)дллко разброс экспериментальных значений достаточно большой.
11<> иидимому, зольность здесь является косвенным показателем,
отражает снижение температуры горения (степени проплавленности
юлы) и неблагоприятное с позиций эрозионного износа изменение
нпщоственного (минералогического) состава минеральной части,
что, очевидно, характерно
не для всех углей.
Рис. 6.23. Зави-
симость коэффициента аб-
разивности золы от зольности
экибастузского угля [135]
1 — котел БКЗ-160; 2 — БКЗ-
420; 3 — ПК-39
41 45 49 53 57 Ad,%
203
Рис. 6.24. Зависимость коэффициента абразивности от теплоты сгорания
угля (а), медианного размера летучей золы (б), расчётного содержания кварца
(в) и зольности угля (г)
В регрессионных уравнениях и для относительного ранжиро-
вания по эрозионным свойствам в разных публикациях применяют-
ся следующие показатели, характеризующие состав минеральной
части: содержание кремния в пересчёте на предельный оксид SiO2
[138], содержание суммы SiO2+AI2O3 [31]. В зарубежных разработках
обычно используется содержание кварца, которое в среднем для
британских углей в виде оксидов по разработке Е. Рааска [139] оп-
ределяется как Qu=SiOr1,5 А12О3. (6.19)
Для приведенных в нормативном методе расчёта значений коэффициен-
та абразивности аго (табл. 6.9.а) лучший результат по их оценке соответствует
использованию показателя суммы ЗЮг+АЬОз, и в [31], правда с опечаткой, дано
выражение:
а2о=0,0045( SiO2+AI2O3-44)-10’11.M2/H при (SiO2+AI2O3)>60 %
и аго=0,07 при (SiO2+AI2O3) <, 60 % (6.20)
Для других анализировавшихся отечественных данных этот показатель
не является оптимальным [138] или имеет корреляцию с обратным знаком, что
получено при обработке данных [134,135]. Указанное противоречие по исполь-
204
.юоанию показателя S1O2+AI2O3, возможно связано с тем, что для совокупности
углей он отражает рост тугоплавкости золы, то есть изменение общего содер-
1-.1НИЯ прошедших и не прошедших плавления алюмосиликатных частиц, обес-
почивающих в совокупности её эрозионные свойства. Объяснение, связанное с
кристаллизацией муллита (состав от 3AI2O3-2SiO2 до 2А120з8Ю2) при большом
содержании алюминия, представляется неубедительным из-за его не чрезмер-
ных абразивных свойств при нахождении в стеклянной матрице (табл. 6.10) и,
по видимому, из-за небольшого развития процесса кристаллизации муллита
при быстром плавлении и охлаждении расплава до состояния видимо твёрдого
тола.
Для всех анализировавшихся отечественных данных (31, 134, 135, 138]
»розионные свойства летучей золы возрастают при увеличении рассчитанного
по Раску [139] или другим методам содержания кварца, однако зависимости
। кинетически неудовлетворительные, с большим разбросом. Для данных
11ИИОГАЗ зависимость показана на рис. 6.24.в.
За рубежом для оценки используется разработка Е. Раска [139], по кото-
рой отношение эрозионных свойств летучей золы Ц и фракции кварца 6>45мкм
I, может быть представлено как:
1Д =[xr(li+O,4)+x2(O,5l2+O,2)], (6.21)
где Xi и х2 - доля фракций 5>45 мкм и 5-45 мкм в летучей золе, lt и 12 -
допи кварца в этих фракциях. Уравнение (6.21) получено путём суммирования
«розненных свойств разных по составу (кварцевые, плавленые сферические) и
размерам частиц и принятия предпосыпок об их соотношении. При выводе
урлпнения принято, что эрозионные свойства плавленых сфер составляют 40%
ЛТ кварцевых, а мелких вдвое ниже, чем крупных. При логичном подходе и при-
нт ых предпосылках уравнение (6.21) представляется неудачным, поскольку, в
коночном счёте, оценка ведётся по фракции (содержанию кварца), доля кото-
рой мала и. главное, оценивается приближённо.
Повторимся, что эрозионные свойства золы, которые зависят
• и минералогического состава, не являются величиной постоянной,
дин разных углей с похожим минералогическим составом и даже
при сжигании конкретного угля в одном и том же котле. Они в значи-
нчп.ной мере зависят от условий сжигания (температуры в топке,
205
тонины помола) и изменяются в довольно широких пределах, что, в
частности, видно на рис. 6.23 [135].
Влияние характеристик угля, помимо минералогического со-
става, очевидно, связано с тем, что при сжигании углей разной сте-
пени зрелости (метаморфизма) закономерно изменяется
температура горения и тонкость помола топлива. С ростом степени
метаморфизма, что, в том числе, может характеризоваться тепло-
той сгорания угля (рис. 1.10), повышается температура горения, оп-
ределяющая степень плавления золы, и уменьшается размер
частиц пыли и золы. В совокупности это способствует уменьшению
эрозионных свойств летучей золы (рис. 6.24.а) и должно учитывать-
ся при разработке методов прогнозирования по данным справочно-
го характера. В частности, по доступным в атласе [134] сведениям
получена зависимость:
log(Ka)=0,95 (Qu/100)-0l26 K2O/(K2O+Na2O)-0l054 (Qir/1000)±0,1. м2/кг (6.22)
где Qu, % - расчётное содержание кварца по формуле (6.19);
принято, что в первом приближении долю глинистых минералов ха-
рактеризует отношение K2O/(K2O+Na2O).
Несколько лучшая корреляция получена при дополнительном
использовании данных о медианном размере летучей золы dso, мкм:
log(Ka)=0,72(Qu/100)-0.18K20/(K20+Na20)+0.011d5O-0.039(Ql7l000)±0.093, м2/кг (6.23)
В свою очередь, медианный размер летучей золы зависит от тонкости
помола топлива, соотношения внутренней и внешней золы, минералогического
состава. Для данных НИИОГАЗ [134] медианный размер частиц уменьшается
при увеличении теплоты сгорания угля (степени зрелости угля), отношения
K2O/(K20+Na20) и для канско-ачинских углей с высоким содержанием кальция
в составе органических соединений и кальцита.
В настоящее время за рубежом для прогнозирования эрозионных свойств
используются методы исследований на базе сканирующих электронных микро-
скопов (SEM) с анализаторами изображения, что позволяет либо более точно
оценить количество крупных включений кварца, либо выполнять оценку по дан-
206
iii.im о разных минералах и размерах частиц (128, 140]. Сравнение оценки по
|радиционным данным с использованием расчётного значения содержания
кварца по формуле (6.19) и по данным резуль-
татов исследований CCSEM/QEMScan показано
на рис. 6.25.
Рис. 6.25. Сравнение результатов оцен-
ки эрозионных свойств золы при использова-
нии данных о химическом составе минераль-
ной части (а) и по измерениям содержания
кварца методом CCSEM/QEMScan (б) для че-
тырёх углей (A,B,C,D).
В заключение раздела можно отметить, что с учётом многооб-
разия используемых на отечественных ТЭС углей и их минеральной
чисти и значительной, если не определяющей, роли условий сжига-
нии необходимо возобновление экспериментальных исследований
кого показателя. Результаты таких исследований необходимы как
дни совершенствования методов прогнозирования, так и для опре-
долония эрозионных свойств при использовании новых технических
решений по сжиганию углей и для конкретных ситуаций.
6.4. Характеристики расплава шлака применительно к
жидкому шлакоудалению и шлакованию
В настоящее время, преимущественно по условиям повышен-
ных выбросов оксидов азота, котлы с жидким шлакоудалением
(ЖШУ) не строятся. Однако на ТЭС страны эксплуатируется доста-
1НЧНО большое количество таких котлов, маневренность которых и
принципиальная работоспособность определяются возможностью
।и щелочения бесперебойной эвакуации расплава шлака. Условия
«'Hi надёжного вытекания, помимо совершенства конструкции то-
нпчно горелочных устройств и узла шлакоудаления, определяются
доотнгочностью тепловыделения в топке и зависимостью вязкость-
207
температура шлака. При этом температура, при которой обеспечи-
вается эвакуация расплава шлака, даже для углей одного бассейна
и марки, например, кузнецкого СС, изменяется в весьма широком
диапазоне. Интерес к этому показателю также связан с внедрением
новых технологий с газификацией топлива при удалении шлака в
виде расплава.
Кроме того, зависимость вязкость-температура является фи-
зически оправданным показателем и для анализа шлакования кот-
лов с твёрдым шлакоудалением. В частности в математических
моделях шлакования условия закрепления индивидуальных части-
чек летучей золы определяются по их вязкости; вязкое или пластич-
ное течение является доминантным процессом при упрочнении
отложений при высоких температурах (спекании). В более общем виде
процессы налипания золовых частиц и упрочнения формирующихся шлаковых
отложений зависят от ряда показателей, в том числе от вязкости, поверхност-
ного натяжения, коэффициента упругости. Определяющая роль вязкости, по
сравнению с другими характеристиками, обусловлена её изменением в весьма
широком диапазоне значений от менее 0,1 Па с (примерно 1 пуаз) в горящей
частице до уровня выше Ю10 Па с (1011 пуазов) в уносе.
В [140] приводится следующая градация связанных с мине-
ральной частью процессов в зависимости от вязкости по Е. Раску.
Спекание начинается при вязкости Ю10 - 1011 пуазов; умеренное
спекание происходит при 108 - 109 пуазов и быстрое при 106 - 10'*
пуазов. Не стекающий шлак имеет вязкость 104 - 106 пуазов, шлак
стекает при 103 - 104 пуазов и надежное шлакоудаление из котла
происходит при вязкости менее 250 пуазов (200 пуазов как принято
в нашей стране).
При достаточно высокой температуре расплав шлака или лабораторной
золы - гомогенная микронеоднородная жидкость и находится в, так называо-
мом, истинно-жидком состоянии. С реологической точки зрения это состоянии
208
характеризуется тем, что с достаточной точностью может быть использована
модель ньютоновской ( истинной ) жидкости: S= гр ( dW/dx), Па (6.24)
где ( dW/dx) - градиент скорости; S - сила внутреннего трения; 1] -
вязкость или коэффициент динамической вязкости (далее размерность приво-
дится в Па с или пуазах). Для ньютоновской жидкости характерно, что дефор-
мация происходит при любом приложенном усилии, в том числе, течение
наблюдается под действием сил тяжести.
При охлаждении расплава ниже температуры ликвидуса tn (максималь-
ная температура, при которой твердая и жидкая фаза могут существовать в
равновесных условиях), а фактически при охлаждении с конечной скоростью
при более низкой температуре U в шлаке могут появляться твердые включе-
ния. Шлак становится гетерогенной системой. Дополнительно структура шлака
и закономерности течения при охлаждении изменяются за счет его полимери-
1ПЦии. При небольшой степени кристаллизации и полимеризации шлаки сохра-
няют закономерность течения истинной жидкости. При превышении
критической концентрации появляется структурированность расплава, и прояв-
ляются пластические свойства. С реологической точки зрения эмпирическим
приближением пластического состояния является модель вязко-пластичного
(Ьингама ) тела: S= Пк- (dw/dr) + 0, Па (6.25)
где Дк - кажущаяся вязкость пластического состояния; 0 - предельное на-
пряжение сдвига. Течение становится возможным лишь при условии, что внеш-
пип касательные напряжения превосходят 0.
Изменение реологической характеристики вследствие фазо-
iiiilX превращений может быть прослежено и по зависимости «вяз-
ни: п> - температура» (рис. 6.26). Ход зависимости “вязкость -
юмпература” не совпадает при нагреве и охлаждении и точка рас-
хождения кривых to в нашей стране принимается как температура
перехода в структурированное состояние. По исследованиям ВТИ
ипивление предельного напряжения сдвига 0 наблюдается при тем-
iHi| in гурах несколько ниже t0, но при t< to состояние не устойчивое.
За рубежом, за границу истинно-жидкого состояния, принята
кн|щкгористика "температура критической вязкости" tcV1 соответст-
209
вующая температуре резкого возрастания вязкости при охлаждении.
Характеристики to и - мера различных аспектов кристаллизацион-
ных свойств шлаков. Температура to - значение, при котором исче-
зает структурированность расплава при нагреве, a t*, -
температура, при которой появляются пластические свойства при
Рис. 6.26. Зависимость вяз-
кости от температуры кристалли-
зующегося шлака.
tn - температура ликвидуса;
U - температура начала кристал-
лизации в неравновесных услови-
ях охлаждения; to - температура
расхождения кривых при нагреве
и охлаждении; to, - температура роста кажущейся вязкости при охлаждении.
Значение зависит от скорости охлаждения и при быстром
охлаждении происходит “переохлаждение “ расплава. В условиях
малого размера частиц летучей золы и короткого времени их пре-
бывания в топке аморфную, стекловидную структуру сохраняют да-
же составы, которые легко кристаллизуются, например, с высоким
содержанием железа.
Обычно для измерения вязкости при высоких температурах
применяются ротационные коаксиальные вискозиметры. Схема виско-
зиметра ВТИ ротационного типа, работающего по методу коаксиальных цилин-
дров, с измерением крутящегося момента методом электромагнитной
компенсации показана на рис. 6.27. В нём внешним цилиндром является уста-
новленный на графитовой подставке молибденовый тигель с испытуемым об-
разцом шлака, в который опущен неподвижный измерительный цилиндр
Возникающий при вращении тигля крутящий момент измеряется методом элек-
тромагнитной компенсации. Верхний предел применимости ротационных виско-
зиметров по (140] ограничен вязкостью 104 пуазов, в нашей стране для
210
и 1морония вязкости золы энергетических углей применялись вискозиметры с
ипрхним пределом до 1000-2000 пуазов.
Рис. 6.27. Вискозиметр ВТИ: 1— подставка
вращающимся механизмом; 2 — электропечь; 3
— демпфирующее устройство; 4 - охлаждаемые
контакты; 5 - электромагнитный датчик
Вязкость переохлажденных распла-
вов в нашей стране определяется по ме-
тоду, разработанному Э.П. Диком (ВТИ).
По этому методу определяется вязкость
предварительно застеклованной пробы
золы (быстрое охлаждение расплава в во-
де) на вискозиметре ОРГРЭС (И.Я. Зал-
кинда, [120]) при t=700-900°C и Л=Ю7 -10’°
пуазов). Зависимость
температура" от этого значения до значе-
ний вязкости расплава в истинно-жидком
вязкость-
состоянии находится по интерполяцион-
ной формуле.
За рубежом вязкость в диапазоне 103-108 Па с обычно измеряется пенет-
|||цпг)рпми (вискозиметр с погружаемым стержнем). В EERC использован метод
н 1м<1|н»ния высокой вязкости при низких температурах с использованием высо-
И'иимпоратурного микроскопа [140]. Сущность метода состоит в измерении
роста шейки между час-
тичками (рис. 6.28).
Рис. 6.28. Спекание
сфер в нагревательном
микроскопе (размер час-
тиц 30 мкм).
Ншкость пропорциональна поверхностному натяжению, диаметру частиц
И |н»шу шейки. Этим методом измеряется вязкость до 1О10 пуазов. Для иссле-
211
дований используются гомогенные частички стекла или шлака известного со-
става.
Поверхностное натяжение может быть рассчитано по методу, разрабо-
танному Tillotson и Орреп (алгоримтм из [141)). При t = 1300 °C поверхностной
натяжение рассчитывается в зависимости от состава золы суммированием
оп = Е(о, т,/Ю0), Н/м (6.26)
где ст( - поверхностное натяжение отдельных оксидов и гл, - их молярный про-
цент. Значения о, для основных оксидов приведены в табл. 6.11.
Таблица 6.11
Коэффициенты поверхностного натяжения некоторых оксидов при 1300 °C.
Оксиды Of пов. Н/м
SiO2 0,29
А12О3 0,58
ТЮ2 0,25
СаО 0,51
МдО 0,52
К2О 0,01
Na2O 0,295
При иных значениях температуры поверхностное натяжение рассчитыва
ется путем изменения о|пОв на значение 0,004 Н/м на 100 °C изменения темпе-
ратуры. С ростом t значение а1ПОв увеличивается.
Расчёт вязкости по химическому составу минеральной час-
ти. Экспериментальное определение вязкости, даже в области ис-
тинно-жидкого состояния расплава, требует применения
уникального оборудования и трудоёмко. Разработка расчетных по
составу золы методов оценки вязкости сохраняет свою актуаль-
ность, что связано в первую очередь с разработкой моделей шлако-
вания. В нашей стране в настоящее время применению расчётных
методов оценки вязкости расплава золы для характеристики
свойств ранее не исследовавшихся энергетических углей, анализа
применения непроектных топлив нет альтернативы из-за отсутствия
работоспособных вискозиметров в энергетике, в работающих на от-
расль институтах и наладочных организациях.
212
Зависимость вязкости от температуры и значение вязкости при фиксиро-
ипнной температуре в определяющей мере зависят от химического состава
пшика, и. начиная с ЗОх годов прошлого века в разных отраслях разработано
большое количество методов расчёта вязкости алюмо-силикатных расплавов
от их состава. С физико- химической точки зрения силикатные и алюмо-
силикатные расплавы представляют собой полиэлектролиты (разнообразные
кпгионы и кремне(-алюмо-) кислородные полианионы) со сложной гетерогенной
। фуктурой, и имеют, так называемое квазикристаллическое строение.
Сложность создания расчётных методов, справедливых для разнообраз-
ных составов, связана, в том числе с многокомпонентностью химического со-
Hinn, изменением свойств и связей преимущественно амфотерных элементов
(I ”. AI) и полианионов в зависимости от соотношения комплексообразующих
Моментов (Si) и элементов модификаторов сетки (Са, Мд. К, Na).
Все используемые для оценки или расчета вязкости угольной
юлы и шлака методы являются эмпирическими. В то же время, в
• щних из них, используются только экспериментальные данные для
у< щновления корреляционных зависимостей методом регрессион-
ною анализа или построения графических зависимостей, номо-
Ч'ПММ В последнее время все большее распространение получают,
ппюоём их полуэмпирическими, методы, в которых используется
< пиокулность тех или иных моделей вязкого течения, строения рас-
iilinnti и эмпирические коэффициенты. Наиболее широко использу-
иии упрощенное описание зависимости вязкость- температура на
гуравнения Аррениуса г|=Ааехр(1000Ва / Т) (6.27)
или Веймана-Френкеля r|=Aw-T exp (1000 Bw/T), (6.28)
где Аа, Aw и Ba, Bw эмпирические коэффициенты, Т-
HiMiinparypa, К.
Ниже приведены алгоритмы двух методов расчёта, которые показали
Hv'iuino из анализировавшихся отечественных и зарубежных разработок стати-
11 мио показатели, применительно к созданному в Уральской теплотехниче-
иикй либоратории банку экспериментальных данных (для углей с кислым
213
составом минеральной части ко>1, N=700 проб). Ссылки и алгоритмы других
методов приведены в (142,143]
Метод расчёта Калмановича-Франка по модифицированной модели Ур-
бана. Разработанная для системы 8Ю2-А12Оз-СаО-МдО модель Urbain et al
(1981г.) многими исследователями считается наиболее обоснованной, и послу-
жила базой для последующих, наиболее широко используемых в практике мо-
делей расчёта вязкости угольных шлаков и стекол. Основные характеристики
этой модели заключаются в замене многокомпонентной системы расплава
трёхкомпонентной и принятии условия однозначной связи коэффициентов Aw и
Bw уравнения (6.27), то есть достаточности прогнозирования всего одного пока
зателя для описания всей зависимости вязкость - температура. По Урбану
шлаки рассматриваются как сложные силикатные расплавы, которые содержа!
комплексообразующие компоненты Хк, (SiO2), модификаторы сетки Хм (СаО.
МдО) и амфотерные Хам (А120з) компоненты. Полученный при таком раздело
нии трехкомпонентный состав характеризуется содержанием комплексообразо-
вателей Хк и отношением модификаторов сетки и амфотерных компонентов,
ХМ/(ХМ + ХАМ).
Расчетная схема Калмановича-Франка по модифицированной модели
Урбана имеет следующую последовательность и формулы [144]:
1й шаг: Химический состав анализируемой пробы пересчитывается и
мольные доли, при этом содержание железа даётся в виде FeO (формулы 6.2).
Далее для этого метода приняты обозначения: са2 - мольная доля СаО при
принятии всего железа в двухвалентной форме и т.п.
2й шаг: Определяется величина М в мольных долях
Mk = Ca2+mg2+na2+ka2+fe2+2ti2+3so2 (6.29.П)
В реальных расчетах доля so2 не учитывается.
3“ шаг: Рассчитывается параметр а в мольных долях
а = Mk/(Mk+al2) (6.29.6)
4й шаг: Определяется параметр Вк
Вк= ВО + В1 si2 + В2- (si2)2 + ВЗ- (si2)3, (6.29.В)
где ВО = 13.8 + 39,9355 а - 44,049 а2
В1 = 30,481 - 117,1505 а + 129.9978 а2
В2 = - 40,9429 + 234,0486 а - 300,04 а2
ВЗ = 60,7619 - 153,9276 а + 211,1616 а2
214
5"шаг: Рассчитывается величина Ак = - (0,2812-Вк + 11,8279) (6.29.г)
I Io результатам тестирования для анализировавшегося банка данных рекомен-
дуемая автором зависимость Ак‘ = - (0,328-Вк + 10,842) (6.29.д)
6" шаг: Рассчитывается натуральный логарифм вязкости (в пуазах) при
•имущей температуре выраженной в градусах Кельвина
In (n) =Ак+ In Т + (1 000-Sk / Т). (6.29.е)
Дим анализировавшегося банка данных среднее отклонение S=(E|y-ypaC4|)/N при
Пяти () 1-5) значениях вязкости r)j= 5, 10, 20, 40 и 80 Па с при расчёте по ориги-
нилу составляет D=60°C и D=58°C по рекомендуемой формуле.
Эмпирический метод Watt & Fereday 11451. К достоинствам метода, по-
нидимому, относится использование двух независимых характеристик зависи-
мигли вязкость - температура и использование эмпирических коэффициентов
дня учёта не одинакового влияния компонентов состава на вязкость. Темпера-
• VIHUHI зависимость принята в виде: log(n)=cw+1077nw/(t-150)2. (6.30.а)
По результатам тестирования для анализировавшегося банка данных ре-
момвндуемая зависимость: log(n)=(cw-1,25)+1,5-107mw/(t-150)2,
(Il IO,б)
•до t - текущая температура в °C, д- вязкость в пуазах; “mw" и “си/* - эм-
пирические коэффициенты, определяемые в зависимости от состава как:
mw=Q.00835- Siw+0,00601- Alw-0,109 (б.ЗО.в)
(•3V=0,0415Siw+0,0192Alw+0,0276Fewo6u‘+0,016Caw-3,92 (б.ЗО.г)
постав пробы в масс.% оксидов (например, Si^SiC^) пересчитывается по
у. и-.пию Siw+Alw+Few^+Caw+Mgw = 100, масс %.
11ри разработке оригинала метода использованы пробы (N=171) с изме-
ненном компонентов состава и их отношений в диапазоне: Siw=40-?80;
(«I /А1Й)-1.4 2,4; Few=3+30; Caw=2-e-30; Mgw=1+10 масс%.
Для отечественного банка данных автором получены зависимости в виде:
mw"0,0071 Siw+0,0036Alw-0,115. (6.30.д)
cvv-0.015Siw+0,025Alw+0,014Fewo6ui+ +0,021-Caw-1,49. (б.ЗО.е)
Дли анализировавшегося банка данных среднее отклонение
•П |у у..|)/N при расчёте по оригиналу составляет D=66°C и D=63°C по реко-
Шндуомым формулам (б.ЗО.д, б.ЗО.е).
215
Метод Уральской теплотехнической лаборатории ViSA-2004. В про-
грамме ViSA-2004 решено отказаться от основных положений модели Урба-
на. В ней независимо оцениваются две характеристики зависимости вязкость
- температура, в качестве которых приняты температуры t5 и tso при вязкости
5 и 80 Па с. Расчёт этих характеристик в программе выполняется по полным
полиномам 3-й степени от 5™ (вариант программы от 3х) показателей (si2+tl2,
al2, fe2, ca2+mg2, па2). Как приводилось выше в описании модели Калмано-
вича-Франка приняты обозначения: са2- мольная доля СаО при принятии
всего железа в двухвалентной форме и т.п. По значениям t5 и tso определи
ются показатели Ва и Аа уравнения Аррениуса. В эмпирическом методе
ViSA-2004 коэффициенты расчётных формул не фиксируются, и изменяются
в рамках компьютерной программы метода в зависимости от использованно-
го банка данных. Точность прогнозирования может быть повышена без изме
нения математической программы по мере пополнения и уточнения
экспериментальной базы данных. Для имеющегося банка данных среднее»
отклонение D=48°C.
Условия нормального жидкого шлакоудаления в нашей
стране и за рубежом определяют исходя из двух условий. Одно из
них состоит в том, что шлак должен находится в истинно жидком со
стоянии, то есть tH« > to или tcv. Другое условие эмпирическое и за-
ключается в том, что температура шлака должна быть выше
температуры, при которой достигается определенная вязкость i],(w.
При этом каких либо структурных или реологических изменений в расплаве но
происходит, а значение вязкости, при которых начинают возникать сложности и
эксплуатации (возникновение настылей шлака, “затягивание" лётки, ненадёж*
ная работа узла гранулятор - транспортёр шлака), в значительной мере зави-
сит от внешних условий (совершенства конструкции и теплообмена в лётке).
Так, по результатам измерений на котлах ПК-40 при сжигании кузнецких углей
получено [146], что приемлемый граничный режим шлакоудаления, характери-
зующийся образованием саморазрушающихся настылей шлака, наблюдало и
при вязкости от п=200-330 пуазов и до 110 пуазов при неплотных шлаковых
шахтах. Усреднённо в нашей стране [68] второе условие принято в
виде tH)K>t2oo (Пнж =200 пуазов); за рубежом U> t25o (Пнж =250 пуазов).
’ 216
Дин ызогенераторов с жидким шлакоудалением, где неприемлем
I"--ним замедленного течения расплава, и, тем более, образования
। к к л. шей условие начала надёжного шлакоудаления г)Нж=1-5 пуазов
|147|
Для расчёта теплообмена через текущую плёнку шлака, применимости и
...«прочности топок с ЖШУ не достаточно знания только температуры t,». Не-
(Н'«"димы сведения о ходе зависимости "вязкость-температура" в диапазоне от
Ц (или I,,, tiooonyaa для некристаллизующихся шлаков) до температуры поверх-
1Нн 1и плёнки шлака (146].
Применение сведений о вязкости шлаковых расплавов для
iithumui шлакования. В методе Babcock & Wilcox [148] для оценки
ншниующих свойств углей используется соотношение эксперимен-
iitiihiihix значений вязкости в восстановительной (t-юооо) и окисли-
। ши.нои (t25o) атмосфере. Расчётных методов определения
иннбходимых значений вязкости при указанных условиях нет.
Имеются разработки по оценке температуры начала шлакова-
нии I.по вязкости переохлаждённого расплава, точнее по темпера-
|ури при определённой вязкости tn=const- Однако исследования
Vi'iinHIH показали неудовлетворительную корреляцию температур
1Ц....и tuin. Это связано с неодинаковой ролью разных компонентов
И нрпцоссе шлакования. Проще и точнее значения температуры на-
'IHIHI шлакования 1шЛ, и допустимой по условиям шлакования темпе-
ра i урн газов на выходе из топки 0"т могут быть оценены
litiiioi родственно по химическому составу золы (формулы 67-6.9).
11ореход от эмпирических корреляций к научно более обосно-
Iliiiiiii.iM математическим моделям процесса шлакования связывает-
। определением химического состава индивидуальных
миппрпльных включений в угле и частиц летучей золы, расчётом
Мн и..и индивидуальных частиц и условий их закрепления (нали-
P-iiiiih) При этом, как отмечалось выше, наиболее приемлемым ко-
217
личественным показателем для характеристики процесса налила
ния признаётся вязкость. Значения вязкости, при которой частица
закрепляется на поверхности, измерены в диапазоне от т|=104-10"
Па с для стекловидных частиц и до т|=109 Па с при относительно
большом времени контакта (измерения по методу «сидячей» капли
или отрыва) [149]. Исследователи PSI Technology [150] на основа
нии зависимости условий налипания от кинетической энергии час
тиц и их вязкости и по результатам лабораторных исследований и
качестве критической вязкости предложили величину rjref =Ю5 Па с
для условий налипания при ударе силикатных стекловидных частиц
с присутствием железа в трёхвалентной форме. Тогда условие за
крепления частиц выражается неравенством: г)част< r|ref или двумя
условиями:
Hi < href И W, >WKp,
(6.31.а)
где г), - вязкость i-той частицы, W, - её скорость на фиксиро-
ванном расстоянии от поверхности, WKP- критическое значение ско-
рости, ниже которой частица не преодолевает пограничный слой
или не прилипает. Как вариант, прилипшими считаются частицы,
если вязкость либо частицы, либо поверхности меньше критической
[151], рис.6.29.
Рис. 6.29. Графическое пред-
ставление условий закрепления час-
тичек летучей золы в отложениях по
механизму налипания.
Тёмный и светлый участки рисунки
соответствуют зонам налипания и от-
скока ПО условию Г], < Href И Т]п - »]нИ,
где т]| - вязкость частиц летучей золы,
i]n - вязкость поверхности.
218
В ряде моделей учитывается возможность закрепления частиц
• ».| и» липкой поверхности (матричные частицы с низкой вязкостью)
И укрепления только части достигших поверхности частиц в отло-
Ц-нииих. разработка (Walsh), использованная в частности в [152,153].
1нмр<и1ление части достигших поверхности частиц оценивается
Суммированием вероятностей закрепления как
Р) = р,+ (1-Pi)pn, (6.31.6)
(до р„ рп- вероятности закрепления, относящаяся к частицам и
»• пчцнрхности; рассчитывается по условию как:
р, 1,0 при И, < T)ref И Pi = Href/Hi ПРИ T|i > W (6.32)
Графически такая оценка при принятии nfe»
=105 Па с показана на рис. 6.30.
Рис. 6.30. Графическое представле-
ние условий закрепления частичек летучей
золы в отложениях по условию (6.32).
Цифры на поле рисунка - вероятность за-
крепления частиц рх.механизму налипа-
ния.
По результатам изучения усло-
Иии налипания на разнообразных стендах и температуры начала
|1Н1Нконпния в промышленных условиях автором обосновано усло-
укрепления частиц летучей золы на поверхностях и в отложе-
III у» По предложенной схеме [149] закрепление частиц происходит
При у ловии, что обобщающая вязкость частицы Пмаст и поверхности
Ц1НИЖС1НИИ Нп не превышает определённого суммарного значения
1|(| и по значение равно вязкости начала налипания в адиабатиче-
01 нм условиях т]а (равная температура частицы и поверхности).
• умм|рное значение вязкости частицы и поверхности, в частности,
ни|«.дш|иотся как:
1л(1Ь.) = 2/{[1/1п(Пчаст)]+[1/1п(Пп)]} (6.33)
219
Графически граница налипания пл
предлагаемому методу показана на рио.
6.31.
Рис. 6.31. Графическое представил
ние условий закрепления частичек летучий
золы в отложениях по механизму налип»
ния. Тёмный и светлый участки рисунка со
ответствуют зонам налипания и отскоки
частиц; линия 1 - граничная линия налипа-
ния частиц по предлагаемой схеме.
Из рисунка видно, что закрепил
ние частиц при равенстве температуры частиц и поверхности про-
исходит при вязкости порядка 105 Па с. При вязкости поверхносш
или частиц 10 Па с они обладают матричными свойствами, то ecu.
к ним прилипают частицы заведомо не обладающие липкими свои
ствами.
Заключение по главе
Минеральная часть углей представляет собой совокупность минерал»
ных включений и минеральных элементов угольного органического веществ»
Применительно к пылеугольному сжиганию в практике используются понятии
внутренняя и внешняя зола. Под внешней золой понимают ту часть топлив»,
которая при размоле отделяется от органического угольного вещества и соск»
ит из крупных минералов, их ассоциаций, сростков. Такое деление позволяет
учитывать различие условий, при которых происходит преобразование мини
ральной части в топочной камере.
Общепринято характеризовать минеральную часть углей усредненным
(валовым) химическим составом, который выражен б*0 предельными оксидами
SiO2...Na2O. Для углей различных бассейнов и месторождений валовой хими
ческий состав минеральной части энергетических углей изменяется в широких
пределах. С ростом зольности характерно возрастание содержания компонон
тов кислого состава и отношения кислых к основным компонентам, что для мно
гих месторождений может быть оценено по уравнениям линейной корреляции
от показателя PM=100/Ad.
220
1'нд свойств углей (эрозионные, абразивные, шлакующие) в большей,
UBM ч химического состава, мере зависит от вещественного (минералогическо-
но к ниш Из-за сложности и недостаточной точности традиционных методов
И»'*'|""|м11(|ния для количественной характеристики свойств такие эксперимен-
Нянйныо <.ведения используются в ограниченном объёме.
11| и и позирование влияния минеральной части углей на работу котлов в
IM "••Hilt”' время связывается с получением дополнительной информации о
|№ 1<иш минеральной части: фракционное распределение и состав индивиду-
Hlli'iH ж минеральных включений в угле (технология CCSEM), количество и со-
||нн «pt иноминеральных компонентов (химическое фракционирование).
< пособность углей к образованию отложений разных типов не может ха-
ВПи|1и книпься, каким либо одним показателем, и для характеристики шла-
Мтцим и загрязняющих свойств углей применяют совокупность показателей. В
||ц|ип । |рине широко используется разработанная УралВТИ и ВТИ совокуп-
ЦИ<м« in ж।нагелей которая включает температуру начала шлакования 1шп,
МЦннкп и, к формированию прочных первичных отложений (железистых Pfe и
Ы|Ы|>|||н<> кальциевых Рсд), комбинированный индекс склонности к шлакова-
(iMHi .ни RM, характеристику прочностных свойств шлаковых отложений t«.
м-||н11><ннн алгоритм и программы прогнозирования шлакующих свойств по ре-
фПмтнм специальных лабораторных исследований и широко доступным
ПМипчным данным. С повышением зольности уголь становится менее шла-
»Ц"*|ЦНМ
К < орьёзным проблемам при сжигании высокозольных углей, снижающей
^iiiiuviHOcib и надёжность поверхностей нагрева, относится их эрозионный
HttHii ; 1|и).1ионные свойства золы зависят от минералогического состава, одна-
ни нипнются величиной постоянной. Они в значительной мере зависят от
МЫ |i hi и и । *кин1ния (температуры в топке, тонкости помола) и для летучей золы
ЙЙШ*1" yniH изменяются в довольно широких пределах.
Предложено корреляционное уравнение оценки эрозионных свойств зо-
II" доступным справочным данным: в зависимости от расчётных показате-
лей подержания кварца, глинистых минералов и теплоты сгорания,
Mftriiи при дующей в первом приближении степень метаморфизма. Делается за-
MHEkihho о необходимости возобновления экспериментальных исследований
B4HIHIIU.IX свойств с учётом многообразия используемых на отечественных
221
ТЭС углей и их минеральной части и значительной, если не определяющий,
роли условий сжигания.
Несмотря на отсутствие вводов пылеугольных котлов с жидким шлако»
удалением в мире и в нашей стране существует значительный интерес к такой
характеристике минеральной части как вязкость расплава. При этом продолжи
ется совершенствование расчётных методов оценки зависимости вязкое! i.
температура, что связано с использованием этого показателя в моделях шли
кования. В нашей стране из-за отсутствия работоспособных вискозиметроп и
энергетике применению расчётных методов оценки вязкости расплава золы и
настоящее время нет альтернативы.
Согласно анализу банка данных по отечественным углям с золой кислою
состава наиболее достоверные результаты из широко применяемых в миро
разработок получаются при использовании модификации Калмановича-Франкп
модели Урбана и раннего английского метода Watt & Fereday. Более точны»»
результаты достигаются по расчёту по программе автора ViSA-2004.
Для прогнозирования условий налипания частиц летучей золы и форми
рования отложений наиболее широко используется модель, согласно которой
вероятность закрепления частиц пропорциональна соотношению критической
вязкости и вязкости частиц и поверхности отложений. По результатам изучении
условий налипания на стендах и температуры начала шлакования в промыт
ленных условиях автором обосновано условие закрепления частиц летучей ;ю
лы на поверхностях и в отложениях. По предложенному условию закреплении
частиц происходит, когда обобщающая вязкость частицы и поверхности onto
жений не превышает определённого суммарного значения. Это суммарное эпи
чение равно вязкости начала налипания в адиабатических условиях.
222
7. Физико- механические свойства
7.1. Гранулометрический состав
Ни угольных предприятиях путем сортировки (грохочения) угля
...и тих производится его разделение на классы крупности (табли-
ци '7 раздел 2.3). На ТЭС обычно поставляется рядовой уголь
(рпвмвр кусков 8=0+200 мм при шахтной добыче и 0+300 мм при до-
г|».ги> о । крытым способом) и отходы сортировки и углеобогащения
(Мпнкив классы 8<25 мм). Возможность поставки в составе угля плит
• Р<| «мором 8>200+300 мм и их количество являются предметом до-
(пвирвнности поставщика и потребителя угля.
Уголь как полидисперсный материал характеризуется грану-
||пмп|рическим составом, то есть количественной характеристикой
нродоления по размеру кусков. От этой характеристики зависит
tin'nip юхнических параметров устройств системы топливоподачи
|цр|»билок, грохотов, решеток, необходимость фрезерно-
цриОильных установок на решетках приемных бункеров и т. п.). При
уменьшении среднего размера кусков и увеличении количества тон-
ин* Фрикций снижаются расходы энергии на измельчение и пыле-
Прикнонление, но возрастают трудности, связанные с
|рин(шортабельными свойствами угля. При поставке отходов угле-
МЦИщония снижается экономичность работы оборудования из-за
Онипп высокой зольности и влажности мелких фракций.
I ринулометрический состав углей определяется рассевкой
||рмЛ|.| топлива на ситах с разным размером отверстий. Сущность
Mt ।заключается во взвешивании полученного при рассеве ма-
tupHiiiui и вычислении выходов отдельных классов крупности. По
• •м| 2093-82 [154] основной ряд сит включает сита с круглыми или
Ьмдрпгными отверстиями 8= 300, 200, 100, 50 мм и с квадратными
шпоре.1иями, размер сторон которых равен 8= 25,13, 6, 3,1 и 0,5
223
мм. В случае применения сит с круглыми отверстиями размеры зе-
рен материала, выделяемого на них, пересчитываются на размеры
зерен, выделяемых на ситах с квадратными отверстиями, путем ум
ножения диаметра круглого отверстия на коэффициент 0,8. Рассон
топлива проводят на грохотах и приспособлениях или вручную. Руч
ной рассев применяют также для контроля просеивания механизи-
рованным способом. Рассев начинают на сите с наибольшим
размером отверстий. Выход классов крупности (у«) вычисляют и
процентах каку5= 100 mlS/ М, %, где тб- масса топлива данного клас-
са крупности, кг; М - общая сумма масс всех классов крупности, ki
Результаты гранулометрического анализа представляются в видп
выхода классов крупности (таблица 7.1), либо в виде гранулометри-
ческой кривой надрешетных и подрешетных продуктов.
Таблица 7 1
Гранулометрический состав рядового угля и отходов обогащения (на примере
углей Кузбасса, КАУ и донецкого антрацита)
(а) рядовой уголь
Уголь (марка, класс) выход в % по следующим классам крупности (в мм)
200- 300 100- 200 50- 100 25-50 13-25 6-13 3-6 1-3 0-1
ТР 13,9 20.8 Г 23.9 15,0 10,5 3.8 4,5 7,0
.а? 5.1 5.9 18,8 19.1 19.7 16,6 14,8
2Б (бородинский 2) 4.5 14,7 27.4 27.9 11,6 6.6 7.3
(б) мелкие классы____________________
Уголь(марка, класс) выход в % при размере частиц, 5 мм
10-25(13-25)’ 5-10(6-13)’ 3-5 (3-6)’ 1-3 0-1
разрез Кедровский СССШ 17,6 14,7 20,3 26.3 21.1
разрез Талдинский ГСШ 12,3 22,2 17.3 29,4 18,8
донецкий АСШ 1.5 31,3 21.9 15,4 29,9
донецкий АС 1.5 77,0 14.5 2.5 4,5
донецкий АШ 0 1,7 33,2 22,3 42.0
*- размеры для донецкого угля
По ГОСТ 2093-82 при построении кривой гранулометрическою
состава на левой оси ординат откладывают суммарный выход над
224
litiiuniHbix продуктов, на правой оси ординат сверху вниз - суммар-
ный выход подрешетных продуктов. По оси абсцисс наносятся соот-
илн жующие значения нижних пределов крупности классов в
миллиметрах, что не логично, поскольку при этом при значении
Л (1мм выход надрешетного продукта менее 100%, а подрешетного
Пплпл 0. Кроме того, по ГОСТ 2093-82 линеаризация кривой грану-
«метрического состава производится как lg (надрешётный продукт)
• < (к|(«>)). По аналогии построения зависимости полных остатков Rs
при рпссеве угольной пыли, логичнее долю надрешётного продукта
nt носить к размеру отверстий сита, больше которого суммируются
выход классов крупности (то есть верхних пределов крупности клас-
• он) Схематически это показано на рис. 7.1 для варианта располо-
винил сит друг над другом.
83 Уаз Кх3_753
!• 62 У52 К52=УбЗ+У52 Рис. 7.1.
Схема расчёта
in 81 751 Кз=У8з+У82+У81 полных остатков
ню 6о=О мм 750 К80=Ум+Т82+У81+780=100%
При такой обработке при размере отверстий сита 5=0 (дно)
лонный остаток составляет 100%. Линеаризацию кривой
(рннуЛОметрического состава лучше выполнять по зависимости
Phhihii Рамлера (7.1), то есть строится зависимость: lg(ln(100/R,s) -
ig|in(^)] = 6+n-ig(^) (7J)
Hoc троенные таким образом кривые гранулометрического состава углей
И Мюнх классов углей по табл. 7.1 показаны на рис. 7.2 и 7.3.
225
R6,% 1п(
100 ----Г
00/R6
Uno
80
60
40
20
0
i
^=11
1
i 0.1
- 40
150
200 250
°625 50 100
2Ж- HI ИНН- 20
Рис. 7.2. Кривые
грнулометрического
состава углей
1-ТР, 2- ДР. 3- 2Б
Видно, что
линейная зави-
симость (7.1) мо-
жет
выполняться
для
рядовых
уг-
лей
и полных
от-
севов 0-6, но
не
выполняется для
отсеянных клас-
сов (в примере
класса АС).
Г рануло-
10
100 5,мм
60
80
5,мм
Рис. 7.3. Кривыо
гранулометрического
состава мелких клас-
сов углей
R6,%
100
ln(100/R6)
80
60
40
20
о
о
5
10 15 20 25 5,мм
226
лирический состав угля также может характеризоваться средним
p>i »мором куска топлива ds, который вычисляют по формуле:
п
s La 100 мм
/=!
(7-2)
।де А- среднее арифметическое значение размера отверстий
кт (мраничивающих данный класс крупности, мм; уг выход класса
крупности, %; п- число классов крупности.
7.2. Плотность
1охнические сыпучие материалы, к числу которых относится и
умни., состоят из частиц различной формы и размеров и простран-
II нм между ними. Сами частицы содержат твёрдый материал и от-
И|" HI.IO или закрытые поры разных размеров (рис. 7.4).
Используются понятия [1]: пористость материала Р как степень
||П(М1нония объема частиц порами
P-(VnopA/M)=(VM-VT)/VM, (7.3.а)
0|к V.., м? -объем частицы, VT, м2 -объем твёрдого материала в ней
н V., р м’’ -объем пор и трещин,
И морозность слоя П как отношение объема промежутков между
Мныицими Vvv к общему объему слоя
11- (Vw/Vo6ui)= (V^- Vt- Vnop)/ Уобщ, (7.3.6)
Рис. 7.4. Схема
сыпучего материала: а
- пористая частица
сыпучего материала; б
- фотография куска
угля, в - сыпучий ма-
териал (155]
Пористость
ним*"кii.ix углей относительно невелика и составляет в среднем
227
около 5%, причем объем макропор с радиусом от 3 мкм до 50 мкм
составляет 40%, а микропор с радиусом менее 50 мкм — 60% oi
общего объема пор. Общий объем пор в углях средних степеней
метаморфизма составляет около 0,133 см3/г, а внутренняя поверх-
ность этих пор —- около 100 м2/г угля [156].
Плотность, как отношение массы к объёму зависит от выбора
объёма, к которому отнесена масса, и различают несколько видон
плотности. В энергетике обычно используют следующие виды (рис
7.5):
Рис. 7.5. Виды плотности сыпучих материалов [155]
- насыпная плотность, dH, рн (bulk density) - масса единицы
объёма свободно насыпанного в какую-либо ёмкость материала,
непосредственно после заполнения ёмкости. В объём сыпучего ма-
териала входят внутренние поры частиц (пористость материала) и
промежуточное пространство между ними заполненное газом (по
розность засыпки). В ряде случаев насыпную плотность определяю!
после механического уплотнения или встряхивания;
- кажущаяся плотность угля, dra, ра (apparent density) - отнош©
ние массы угля к его объему, включая объем пор и трещин;
- действительная плотность, ddr, pr (true density) угля - отнош©
ние массы тела, лишенного пор и трещин, к его объему или отноше-
ние массы слоя угля к его объему за вычетом объема пор, трещин и
свободного пространства между частицами (порозности).
228
Кажущаяся и действительная плотность связаны соотношени-
d'a= ddr-(1-P), или Р= 1 - (da/d”r) (7.4)
Специфика углей заключается в том, что твёрдая фаза в них
। м и »д( | пилена неоднородным материалом: собственно угольным
йнщпсгвом и минеральными примесями, а пустоты между частица-
ми и поры частиц заполнены как воздухом, так и влагой. В свою
()‘Н>|10Дь, соотношение между угольным веществом и минеральными
npHMiK ими переменно; действительная плотность угольного веще-
ln нп различается в зависимости от соотношения составляющих
мш-рлкомпонентов (и, соответственно, литотипов, макрокомпонен-
1пн) и степени метаморфизма, а плотность минеральных примесей
н широком диапазоне в зависимости от набора и соотношения ми-
llllplinoi).
)кспериментально насыпная плотность определяется весо-
Иым мп годом, и, поскольку порозность материала зависит от внеш-
ни* факторов, условия проведения опытов должны быть
нн ротируемыми. Определение показателя, например, проводится
и мирном сосуде из нержавеющей стали с отшлифованной внутрен-
шнюрхностью и точно измеренными массой и объемом. Сосуд
•цпнпннют топливом при свободной засыпке материала обычно с
н.п iiii.i 0,5 м, и удаляют топливо, находящееся выше верхней
ЦМ'Мии сосуда. После взвешивания топливо в сосуде уплотняют
ЙМПрдциой или обстукиванием до прекращения изменения объема,
1Н<»ш1.одившийся объем заполняют дополнительным количеством
1ННННИП и снова взвешивают. Насыпная плотность находится как
|нннш»1|1ио массы топлива, заключенного в сосуде, к его объему.
Нрнмир устройства [28] показан на рис. 7.6. При выборе размеров
М11<«уд>| следует учитывать, что большая точность определения дос-
1Ц|1нгн< п при больших его размерах.
229
Рис. 7.6. Устройство для измерения на-
сыпной плотности. 1 — бункер; 2— стойка; 3 -
мерный сосуд: 4 — кольцо; 5 — уровень.
Кажущуюся плотность dfa по одному из
стандартизованных методов (157] определяют
путём измерения объема испытуемой пробы
топлива и её массы при взвешивании в воздухе
и в жидкости. Для предотвращения попадания
воды в поры и трещины топливо покрывают во-
донепроницаемой пленкой, погружая куски н
расплавленный парафин.
Величины действительной плотности в значительной мере условны и за-
висят от метода определения. Это связано со сложной пористой структурой уг-
ля. включая наличие ультрамикропор с размерами соизмеримыми с,
межмолекулярными размерами органических соединений. Из разнообразных
прямых и косвенных методов определения действительной плотности угля
наибольшее распространение имеют методы жидкостной и газовой пикномет-
рии. Сущность метода в конечном счёте сводится к определению помимо мас-
сы навески её объёма за вычетом пор и трещин. В нашей стране принт
жидкостной метод пикнометрии, при котором в качестве пикнометрической жид-
кости (жидкости, заполняющей поры без взаимодействия с материалом пробы)
по ГОСТ 2160-92 (157] принята вода с добавкой поверхностно-активных ве-
ществ или спирт. Ранее (ГОСТ 2160-52) для этой цели применялся керосин
Масса и объём испытуемой пробы определяется взвешиванием в воздухе и и
пикнометрической жидкости с известной плотностью.
В США действительная плотность угля обычно определяется при помощи
газовой пикнометрии. Манометрические методы газовой пикнометрии основаны
на замещении воздуха в измерительной камере объемом контролируемого газа
и измерении изменения его давления. В качестве пикнометрической среды
применяется гелий, который хорошо проникает в поры без химического реаги-
230
|||1П11ния с материалом. Считается, что этот метод даёт наиболее точные ре-
»ул1.гаты. однако и в этом методе часть лор не заполняется пикнометрической
родий, то есть действительная плотность больше. С учётом сказанного в за-
рубожной литературе часто вместо термина действительная плотность исполь-
lyaic.fl термин гелиевая плотность (helium density) (158].
Действительная плотность углей, как отмечалось выше, раз-
ним лется для разных углей в зависимости от ряда факторов, среди
которых степень метаморфизма угля, его химический и петрографи-
чпский состав (таблица 7.2).
Таблица 7.2.
Действительная плотность (dr) углей различной степени метаморфизма
и лпнисимости от выхода летучих и содержания углерода на горючую массу
Вид угля Выход летучих — Vм. % Содержание угле- рода — С . % Истинная ПЛОТ- НОСТЬ — dr, г/см3
Бурые 64 62 1,46
— 65 1,45
57 67 1,49
50 70 1.42
48 73 1,39
каменные 44 75 1,37
40 78 1,35
37 80 1,33
34 82 1,31
30 85 1,28
26 87 1.27
23 89 1,30
15 90 1,31
13 92 1.34
Антрациты 7 93 1.42
5 94 1,50
2 95 1,ао
В частности, различающуюся плотность имеют разные микро-
Инмноненты и образованные из них литотипы (макрокомпоненты)
угли, и с увеличением степени метаморфизма их плотность изменя-
1>н и но одинаково. Матовые составные части угля обладают более высокой
ИЛ1НН()стью, чем блестящие. Наибольшую плотность имеет инертинит (1,48-
I ПО г/см '), которая мало зависит от степени метаморфизма угля. Липтинит ха-
рНК1П|>изуется наименьшей плотностью (1,12-1,18 г/см3), которая резко увели-
МИ1Ц1гнся с нарастанием метаморфизма. Изменение плотности витринита имеет
•Шрпмильный характер с минимальными значениями для каменных углей
231
средней степени метаморфизма (Cd3f=88%). Рассмотрение на уровне макро-
компонентов даёт следующую плотность: фюзен - от 1,35 до 1.52, дюрен - от
1,25 до 1,40, кларен и витрен -от 1,25 до 1,30 г/см3 [4, 159].
Зависимость условной плотности органической массы углей d„
или dr631 от степени метаморфизма (или марки угля, выхода летучих,
содержания углеро-
да, водорода) прохо-
дит через минимум
(рис. 7.7).
Рис. 7.7. Зависи-
мость плотности органи-
ческой массы гумусовых
углей от степени их уг-
лефикации.
Плотность уг-
лей в процессе их
метаморфизма вна-
чале снижается до
минимального значения 1,27-1,28 г/см3 при содержании углерода
85-87 %. Минимальные значения соответствуют маркам угля газо-
вые - жирные. Затем она повышается, достигая максимального зна-
чения 1,5-1,8 г/см3 в антрацитах.
Термин “условная плотность" использован, поскольку действи-
тельная плотность органической массы экспериментально не опре-
деляется и оценивается по данным о действительной плотности
угля, в котором присутствует минеральная часть.
В таблице 7.3 приведены значения условной плотности орга-
нической массы углей, рекомендуемые ГОСТ 4790-93 [160] для рас-
чёта выхода фракций разной плотности.
232
Таблица 7.3
Справочные значения условной плотности органической массы углей
Мирка угля Условная плотность органической массы углей, d ° г/см3
Д 1,33
ДГ 1,30
г 1,28
ГЖО 1,28
ж 1,29
кж 1,30
к 1,31
КО, КС 1,32
ОС 1,33
т 1,36
А 1,55
Имеется ряд эмпирических формул по оценке плотности орга-
ничоской массы углей в зависимости от элементного состава, на-
пример [1]:
ДЛЯ бурых и каменных углей низкой степени метаморфизма
d,d“'=100/(0,354Cda'+4,25H<,a'+23), г/см’ (7.5.а)
и для тощих углей и антрацита
01^=100/(0, 53Cdaf+5Hdaf), г/см3 (7.5.6)
Анализ данных справочника [15] даёт среднее по модулю от-
илононие экспериментальной и рассчитанной по (7.5) плотности
П-0.065, г/см3. Ниже для углей высокой степени метаморфизма
(V 25%) приводится несколько более точное применительно к
/И1НИЫМ справочника [15] уравнение, в котором используется более
досгупный показатель:
ф,,о,=1.0+0.021 (100/Vdaf), г/см3 (7.5.В)
Плотность угля ddr выше, чем плотность его органической (су-
||»й Поззольной) массы и для конкретных углей и их совокупности
унпличивается с ростом зольности (рис. 7.8, 7.9), поскольку плот-
но! ц> минеральных примесей больше плотности органической мас-
он
233
Действительная плотность подчиняется аддитивному закону, в
том числе плотность угля может быть представлена как сумма
Рис. 7.8. Зависимость действительной плотности углей Жеронского ме-
сторождения (Д, СС, Т, А) от зольности
Рис. 7.9. Изменение усреднённых по месторождениям и маркам значений
действительной плотности drd из справочника (15) и их значений при экстрапо-
ляции данных до Ad=0 (drd:”) и Ad=100% (drash) в зависимости от средней зольно-
сти
Без учёта различия содержания минеральной части и зольно-
сти действительная плотность угля равна:
dd=0,01[drda,-(100-Ad)+drashAd] или dd=bd+ad Ad/100, г/см3 (7.6.а)
где drdaf- плотность сухой беззольной массы,
234
drash- усреднённая плотность минеральных примесей, bd и ad-
»мпирические коэффициенты уравнения корреляции, либо bd= drdaf и
«„( dr08h- drdaf).
Усреднённая плотность минеральных примесей может быть рассчитана
инк средневзвешенное значение плотности составляющих минералов (плот-
ит, и, основных из них дана в табл.6.3), однако количественный минералогиче-
• кии состав минеральных примесей в широкой практике недоступен.
В качестве первого приближения часто принимается (1, 159], что плот-
Н"| и. минеральных примесей неизменна, и используется эмпирическая связь,
• оглпсно которой увеличение зольности на 1% повышает плотность в среднем
ни 0,01 г/см3. Это равноценно условию (формула 7.6.а), что коэффициент
'1,-1,0 или плотность минеральных примесей в среднем больше плотности ор-
ншнческого материала на 1 г/см3. Для совокупности данных справочника [15]
yi роднённый коэффициент ad=1,04. При этом dfda-1,37 г/см3 и drash= 2,41 г/см3.
II литературе средняя плотность минеральных примесей принимается 2,6 [156]-
J t |l!>9] - 2,79 [1] г/см3. Указанная эмпирическая связь может быть уточнена с
yihfoM того, что коэффициент ad закономерно уменьшается с ростом ddaf (оче-
нидно, что при drc<1 - dr3Sh коэффициент ad=0) и возрастает с ростом зольности и
шдоржанием железа в угле (Fe2C>3d= Fe203-Ad/100). Последнее обусловлено
Пнннп высокой плотностью содержащих железо минералов по сравнению с дру-
1ими (плотность пирита, оксидов железа и сидерита 3,8-5,3 г/см3, таблица 3.6).
11|'одлшаемая зависимость имеет вид:
(а.,)”00’ = 0,074- Fe2O3d-1,796- dr<w+3,346 (7.7)
н (d,d)paC4= drda1 +(ad)paC4 -Ad/100, г/см3 (7.6.6)
1дн <l.. г/см3- - плотность сухой беззольной массы оценивается по уравнениям
Насыпная плотность угля характеризует массу единицы объ-
ймл угля в насыпи, то есть в штабелях складов, бункерах угля или
ил i рпнспортёрной ленте. Она, естественно, меньше действитель-
ной и кажущейся плотности, и в обычных условиях изменяется в
дисшн юне 0,50 - 0,75 т/м3.
11асыпная плотность может быть представлена как
235
d„= dra (1-n)= dfd (1-P) (1-n), г/см3 (7.8)
где P, П- пористость и порозность насыпанного (в слое) материала,
drd и dra- действительная и кажущаяся плотность. Из этого выраже-
ния видно, что на величину насыпной плотности влияют все факто-
ры, определяющие действительную плотность угля, и
дополнительно пористость материала и плотность укладки частиц и
слое, которая характеризуется порозностью. Кроме того, на насып
ную плотность, которая в отличие от действительной плотности
обычно относится к рабочему, а не к сухому состоянию, существен
но влияет содержание влаги и характеристики смачиваемости угля
Слой угля характеризуется наличием кусков угля разных раз
меров и формы, что существенно влияет на плотность укладки слоя,
а следовательно, и на насыпную плотность. Плотность укладки час
тиц также в значительных пределах (до 25—30%) изменяется в за
висимости от внешних условий: высота слоя топлива, вибрация при
транспортировке, слёживание в бункерах и т.п. В частности, это
проявляется в опытах с приложением внешней нагрузки на слой при
изучении сыпучих свойств методом усадки (раздел 7.4).
В литературе содержатся противоречивые сведения о влиянии
среднего размера частиц и влажности на насыпную плотность угля,
что объяснимо с учётом сложного взаимного влияния этих фактороа
(рис. 7.10).
Неоднозначная зависимость насыпной плотности углей от его
влажности и среднего размера частиц связывается с проявлением
сил сцепления между частицами топлива, которые в значительной
мере определяются образованием водяных прослоек (мостиков) и
местах контакта частиц. При влажности топлива меньше rni
роскопической насыпная плотность от содержания влаги изменят-
ся незначительно. При дальнейшем повышении содержания enain
236
до известного предела увеличение влажности приводит к росту чис-
ли прослоек и ухудшению сыпучих свойств (увеличению порозно-
• ли) Дальнейшее повышение содержания влаги ведёт к слиянию
иодных прослоек и заполнению водой все большей части промежут-
ки» между частицами, что облегчает перемещение частиц и более
плотную их укладку.
нимума кривых dH=f(W) и смещению его
Рис. 7.10. Зависимость
насыпной плотности угля от
влажности и размера частиц
[1]. 1- частицы 0-0,5 мм; 2- 0,5-
1,5 мм; 3-1,5-5 мм; 4- 5-6 мм.
На рис. 7.10 также
видно, что укрупнение
частиц топлива приводит
к повышению уровня ми-
в сторону меньших значе-
нии влажности. Это связывается с тем, что более крупные частицы
• •идлют меньшее число контактов в единице объема слоя. Соот-
м»к:твенно уменьшается количество влаги, способной находиться в
Форме "мостиков" в местах соприкосновения частиц, и их влияние
ни морозность слоя [1].
7.3. Смерзаемость угля
Поступление смерзшегося топлива вызывает затруднения в
рнПого устройств и механизмов топливоподачи ТЭС, начиная от вы-
фуэки его из вагонов и до выдачи из бункеров, питающих мельницы
11 28]. Условия смерзания топлива, прочность и толщина смерзше-
iHi и слоя помимо внешних условий (уровень отрицательной темпе-
|ннуры, длительность её воздействия, фракционной состав и
другие) в определяющей мере зависят от свойств топлива. Прежде
237
всего смерзаемость угля зависит от содержания влаги, точнее от
разности общей влаги в рабочем состоянии W,r и влаги безопасной
по условиям смерзания W6 [28] или по иной терминологии влаги
смерзания WCM.
Применительно к смерзанию влагу топлива целесообразно
рассматривать как состоящую из двух форм: связанная влага (влага
угля, удерживаемая сорбционными и капиллярными силами) и сво-
бодная или внешняя (влага сверх связанной). Свободная влага,
имеющая физико-механические связи с топливом, по своим свойст-
вам не отличается от обычной воды и замерзает при температуре
близкой к 0°С (в исследованиях -2 + -4°С), а испаряется с такой же
скоростью, как чистая жидкость. В отличие от этого, свойства свя-
занной влаги коренным образом отличаются. Эта влага не замерза-
ет при температуре до минус 50°С. Давление паров этой влаги над
поверхностью значительно ниже, чем у чистой жидкости, поэтому
она испаряется с меньшей скоростью, чем чистая жидкость. Таким
образом, в рабочем топливе имеется замерзающая и находящаяся
в переохлажденном состоянии незамерзающая влага [28].
Практика и исследования показали, что, в частности, для углей
наблюдается значение влаги, ниже которого он не смерзается при
реальных отрицательных температурах. Эта влага названа безо-
пасной по условиям смерзания W6 и индивидуальная для разных
углей в диапазоне от 5 до 38% [28].
Применяется несколько, измеряющих разные параметры, ме-
тодов экспериментального определения безопасной по условиям
смерзания влаги W6, которые в количественном отношении дают
близкие результаты. Среди них метод измерения теплосодержания
угля или его температуры при охлаждении в зоне отрицательных
температур. В первом из них, калориметрическом методом измеря-
238
пк и теплосодержание смерзшегося угля и определяется теплосо-
доржнние собственно угольного вещества при предположении, что
ис»| влага находится в переохлаждённом состоянии, и их разность
А«| Из условия, что W6 соответствует незамерзающей влаге она
определяется как:
W° = (100-Aq-q„M)/( Aq-qw>„), % (7.9)
• До Чпод= 79,8 ккал/кг - скрытая теплота плавления льда.
Метод измерения температуры [28] основан на свойстве ве-
то» гн сохранять постоянную температуру при изменении агрегатно-
го состояния. Если медленно охлаждать влажное топливо и
измерять его температуру, то отмечается, что температура в неко-
lopi.in момент перестает понижаться, оставаясь постоянной, а за-
тем снова понижается (линия 1 рис. 7.11).
Рис. 7.11. Измене-
ние температуры угля при
охлаждении.
1 — охлаждение влажно-
го топлива; 2 — охлажде-
ние топлива, влажность
которого равна или
меньше безопасной; а—
продолжительность про-
цесса смерзания топлива.
Продолжитель-
ность процесса смерзания влаги, изображаемая горизонтальной ли-
нией (а) на кривой охлаждения 1, сокращается при уменьшении
влажности топлива. При некоторой влажности горизонтальный от-
резок отсутствует. Граничное значение влаги, при которой исчезает
линия смерзания соответствует безопасной влажности W6.
239
По-видимому, наиболее используемый и наглядный метод оп-
ределения безопасной влаги заключается в охлаждении в формах
проб исследуемого угля с разной влажностью и в последующем оп-
ределении прочности образцов. Образец обладает некоторой проч-
ностью только при содержании влаги выше W6.
По исследованиям [28] безопасная влага примерно соответст-
вует гигроскопической влаге, но под гигроскопической влагой в ори-
гинале понимается величина, отличающаяся от справочных WrM [14,
15). Здесь для отличия использованную в [28] величину, которая оп-
ределялась как влажность, при которой начинается уменьшение
скорости испарения (первая критическая точка) при сушке топлива,
обозначим как УУсушги (рис. 7.12, табл. 7.4).
Рис. 7.12. Со-
отношение безопас-
ной по условиям
смерзания влаги
W6 и гигроско-
пической влаги при
сушке vvcyu,’m. Обра-
ботка данных из [28]
Наблюдается ус-
тойчивая тенденция к снижению безопасной влаги по мере увеличе-
ния степени метаморфизма угля (уменьшения выхода летучих Vdaf) и
зольности Ad (рис. 7.13). Последнее связано с тем, что содержание
свободной влаги в минеральных примесях ниже, чем в углях низкой
степени метаморфизма. Для высоко метаморфизированных углей
знак влияния, по-видимому, зависит от состава минеральных при-
месей, например, \Л^=5% для песка и около 12% для глинистых ми-
нералов.
240
Таблица 7.4
Безопасная влажность и влияющие на её показатели для ряда углей
Уголь, марка влаж- влаж- влаж- влаж- золь- выход влаж-
ность ность ность ность ность лету- ность
безо- при гигро- чих безо-
пасная сушке скопиче- пасная
w®.% W'% w^<*% ская 1141 Ad % Vda,% ГГ
W™%
донецкий АРШ 5,0 7,5 5,5 2.5 19,5 4,0 7-8
•• ибпстузский уголь, КСН 6.0 8,0 6,0 2,5 41,7 29,3 •
муучпкинский уголь. К 7,75 7,0 5,7 1,8 34,0 26,6 7-8
М1рВП1НДИНСКИЙ, К, п/п 1,6-2 28,0 7,5
цмипцкий уголь, Г (отсев) 10,0 12,0 8,28 3,2 23,7 38,6 •
• упюцкий уголь (шахта По- 10,4 11,5 8,25 3,0 7.5 40,7 •
иысловская-Северная), Г
дпноцкий уголь, Д (отсев) 13,0 14,0 13,6 6,0 25,0 40,4 •
•шромховский, Д 13,75 14,5 13,8 4,5 25,3 47,3 •
। у.иноозерский уголь, ЗБ 21,0 26,0 22,0 8,5 13,1 44,9 •
•ипйский, ЗБ 23,0 25,0 20,8 9,0 13,0 44,7 23,0
подмосковный, ЗБ 27.3 33,0 28,0 7,5 27,0 45,0 22-26
П"|(М:П0ВСКИЙ, ЗБ 21,0* 8.5* 47,0* 48,0* 28,0
nt... (ский (павловский), 1Б 38,5* 10,0* 35,0* 58,0* 28,0
тиронский, 2Б 30,5 35,0 - 11,0 17,0 33,3 •
|1ИЙЧИХИНСКИЙ, 2Б 31,9 39,0 33,0 11,0 13,7 41,7 -
0«р|»>ОВСКИЙ, 2Б 32,0 35,0 33,4 12,0 5,3 48.0 33,0
•вринорский, 1Б 32,7 36,0 33,0 12,0 8,2 44.2 38,0
ни тройский, 2Б 33,0 39,0 35,5 12,0 8,3 48,4 37,0
Ппижирский уголь, 1Б 35,0 52,0 31,0 12,0 32,2 64,5 44,0
Н1Н1СКИЙ, 2Б 35,6. 45,0 36,0 13,0 19,1 45,2 36,0
ПНИИНСКИЙ уголь, 1Б 36,4 48,0 33,9 13,0 33,0 32,9 •
ннпкспндрийский уголь, 1Б 38.0 56,0 36,0 13,0 23,5 51,5 •
1"рф фрезерный 44,0 50,0 35,0 11,0 17,1 70,0 -
*. и 1 справочника [13] и других источников. **- из [161]
Рис. 7.13. Изменение безопасной по условиям смерзания влаги W6 в за-
mu имосги от выхода летучих (степени метаморфизма) и зольности (б) угля.
Обработка данных из [28]
241
Затруднения, возникающие при разгрузке вагонов со смерз-
шимся топливом, зависят от прочности смерзания частиц друг с
другом и от прочности примерзания их к стенкам. Измерения проч-
ности смерзания слоя топлива показали, что она заметно увеличи-
вается с увеличением влажности или разности рабочей и
безопасной влаги. Пример такой зависимости для подмосковного угля с
размером частиц 0-2 мм по-
казан на рис. 7.14.
Рис. 7.14. Изменение
прочности на разрыв смерз
шегося угля в зависимости
от разности рабочей и безо-
пасной влаги. Обработки
данных из [28]
Прочность примерзания топлива, кроме влажности и темпера-
туры наружного воздуха, зависит еще от материала стенки. Усилие
отрыва примерзшего к стенке слоя угля (при - 15°С) к некоторым
материалам имеет следующие значения [28]: железо - 800, дерево
- 730, фторопласт, поливинилхлорид - 130 гс/см2.
В работах УралВТИ и ЗапВТИ значение влаги WcyuJTO прирав-
нено максимальной гигроскопической влаге W^max (равновесная
влага при t=20°C и относительной влажности воздуха (р=100%), и по
исследованиям широкого круга углей из условия W6= W™max предло-
жена зависимость: \Л^= 2,81 W™ -0,4,% (7.10)
Также принимается (рис.7.14), что с позиций разгрузки и
транспорта допустимая прочность смерзания обеспечивается, если
рабочая влага топлива превышает безопасную W6 не более, чем
на (2-5-3)%. Ранжирование углей по смерзаемости производится по
разности Wrt - W6 (с ростом разности опасность смерзания выше) и
242
условие, при котором прогнозируется нормальная работа ТЭС без
применения размораживающих устройств, имеет вид:
(Wf, - W6)< (2+3) %. (7.11)
По-видимому, это условие требует дополнительной проверки и
детализации в зависимости от марки угля, количества и состава ми-
неральных примесей.
Высоковлажное топливо промерзает также при хранении его
но складах. При этом глубина промерзания зависит от погодных ус-
ловий и климатического пояса. Значения глубины промерзания
угольных штабелей на складах электростанций в различных регио-
ном по данным [162] приведены в табл. 7.5.
По данным [163] в силу того, что фракционный состав рядовых
утей похожий, влияние этого фактора от угля к углю мало.
Таблица 7.5.
Ориентировочная глубина промерзания угольных штабелей на открытых скла-
_________________________дах электростанций_________________________
Отрицательная (температура январь), °C Глубина промерзания, м Географический район
0 ю 0,2-0,5 Ленинградская обл., Северный Кавказ, Нижнее Поволжье
I0-20 0,5-0,8 Архангельская, Московская, Куйбышевская, Горьковская, Омская, Новосибирская. Кара- гандинская обл.. Средний и Южный Урал, Се- верный Казахстан
йоЗо 0,8-1,0 Бурятская АССР, Иркутская и Читинская обл., Хабаровский край, Благовещенская обл., Магаданская обл.
I 1ИЖО 30 Более 1,0 Якутская АССР, Таймырский, Эвенкийский и Чукотский автономные округа
Методы предварительной обработки топлива в месте погрузки
для снижения его смерзаемости: обезвоживание топлива центрифу-
• ированием или подсушиванием; добавка к топливу материалов,
»|Гн|спечивающих смерзание при более низких отрицательных тем-
нили гурах или получение менее прочного льда, для рядовых энер-
ннических углей распространения не получили, за исключением
243
метода замораживания с перелопачиванием перед погрузкой. При
обогащении углей принимается, что по условиям смерзаемости ма-
териала при транспортировке, содержание влаги в каменных углях в
зимний период для районов Сибири не должно превышать 8%.
На ТЭС для обеспечения бесперебойной работы топливо-
транспортного цеха при получении смерзшегося топлива использу-
ются размораживающие устройства, разгрузка при помощи вагоно-
опрокидывателей и дробление на решётках с использованием дро-
бильно - фрезерного оборудования.
7.4. Сыпучие (транспортабельные) свойства
Очевидно, что недостатки и преимущества того или иного угля,
например при пылеугольном сжигании, не могут проявиться, если
система транспорта не обеспечивает бесперебойное его поступле-
ние в мельницы. В то же время, характеристики сыпучих (транспор-
табельных) свойств углей не отражаются, как правило, в справочной
литературе и в условиях на поставку топлива, отсутствуют признан-
ные методы оценки этих свойств по другим доступным сведениям.
Настоятельная необходимость этих сведений подтверждается ши-
роким опытом УралВТИ по исследованию и внедрению на ТЭС не-
проектных углей и результатами изучения наиболее
востребованных показателей на углеиспользующих предприятиях
Великобритании [164, 165]. Из американской практики можно при-
вести пример досрочного прекращения опытного сжигания непро-
ектного угля из-за неработоспособности топливоподачи в силу
плохих сыпучих свойств угля, при подходящих других характеристи-
ках [166].
Под хорошими сыпучими (транспортабельными) свойствами
углей в широком смысле понимается отсутствие затруднений при
разгрузке топлива, прохождении его по тракту топливоподачи и при
244
ныдаче из бункеров сырого топлива. В более узком смысле к сыпу-
чим свойствам относят характеристики и показатели, определяю-
щие отдельные процессы: сводообразование; налипание на
•цементы конвейерных и дробильных механизмов, на стенки бун-
керов; большой угол естественного откоса, препятствующий пере-
мощению угля по наклонной поверхности и другие аспекты. С
физической точки зрения сыпучесть материала определяется как влиянием сил
непротивления перемещению (трения), так и сил, характеризующих липкость
(< илы адгезии к ограничивающим поверхностям или когезии внутри слоя). Дру-
• ими словами, перемещение материала возможно, если движущая сила пре-
восходит сумму силы трения, которая пропорциональна нагрузке, и силу
•1онпии (адгезии), которая от нагрузки зависит косвенно или не зависит. В плохо
• ыпучих (связанных) материалах силы когезии (адгезии) существенно превос-
•<>д»ц силы трения.
В многочисленных исследованиях сыпучих свойств различные
-опоры отдают предпочтение разным показателям, а также исполь-
•уют устройства с отличающейся конструкцией и геометрией. В ито-
|п получаются трудно сравнимые экспериментальные результаты.
1'ромо того, необходимо отметить, что разные показатели характе-
ризуют различающиеся процессы и плохо сопоставимы по опреде-
Ш1НИЮ Так, в опытах УралВТИ получено не совпадающее, даже в
мпчпственном отношении, влияние содержания влаги в угле на ко-
|ффициент внутреннего трения и другие характеризующие сыпучие
। нойства показатели [167]; плохая взаимная корреляция измерений
рмлных показателей приводится в [168, 169].
Отметим также, что лабораторные исследования сыпучих
Иойств за редким исключением выполняются с использованием
прлО определённого фракционного состава, что обеспечивает срав-
нимое гь получаемых результатов, но снижает их ценность как пока-
IHI пня прогнозирования поведения углей в реальных условиях.
• ми щнное обусловлено тем, что фракционный состав углей едва ли
245
не основной показатель, определяющий сыпучие свойства, а разли-
чие фракционного состава поступающих на ТЭС рядовых углей и
отходов углеобогащения существенно.
Здесь не ставилась задача дать обзор многочисленных разра-
ботанных и используемых методов экспериментального исследова-
ния сыпучих свойств, и ограничимся отечественными методами, а
также получившими наибольшее признание за рубежом.
В ряде случаев для классификации материалов на хорошо сы-
пучие и связанные используют угол естественного откоса. Угол ес-
тественного откоса (угол внутреннего трения) — это наибольший
угол, который может быть образован откосом свободно насыпанного
материала в состоянии равновесия с горизонтальной плоскостью.
Определение этого показателя не требует уникального оборудования и боль-
шого количества пробы. Различают динамический ад и статический «с углы ес-
тественного откоса. Динамический угол естественного откоса определяется по
наклону образующих конуса,
который получается при пе-
реворачивании заполненного
пробой цилиндрического со-
суда. Для определения ста-
тического угла, в частности,
используется прямоугольный,
открытый сверху сосуд, одна
из стенок которого делается
выдвижной (рис. 7.15.).
Рис. 7.15. Установка
для определения статичес-
кого угла естественного отко-
са. 1- сосуд, 2 - уровень, 3-
подставка, 4- бункер, 5-
транспортир, 6- проба угля
Сосуд заполняют топ-
246
пипом, после чего подвижную стенку осторожно выдвигают. Часть материала
при пом обрушивается, образуя наклонный откос, угол которого определяется
по транспортиру на прозрачной стенке сосуда или из формулы: tg Ос= Н/А.
Считается, что изменение статического угла Ос "более рельефно" характеризу-
ni изменение подвижности частиц, чем динамический угол.
К очевидным достоинствам угла естественного откоса отно-
। ик:я понятный физический смысл и простота использования этого
показателя для практики. В частности, очевидно, что наклон стенок
Пункеров или течек угля не может быть меньше или, даже, равным
унту ((, используемого на ТЭС угля. К недостаткам следует отнести,
црпжде всего, ограниченность решаемых с помощью этого показа-
нии задач, а также отсутствие видимых изменений в характере за-
nm,имости от того или иного фактора в области перехода от
мороших сыпучих свойств к связанному материалу. Это положение
иллюстрируется рис. 7.16. По опыту чаще всего принимается, что
«прошие сыпучие свойства имеют материалы, которые имеют ста-
(ичмский угол естественного откоса Ос<60 -г- 65°.
Рис, 7.16. Изменение статического угла естественного откоса от влажно-
Iiiii мпйкубенского угля. 1- значение ас=60о, принимаемое как граничное между
МЯ1*>ри<1лами с хорошими сыпучими свойствами и связанными; 2- усреднённая
|мЛпчш1 влага угля; 3- диапазон содержания влаги, в котором для этого угля
ПяПпюдпотся переход к плохим сыпучим свойствам по определению других по-
ни ннолои
247
При слёживании, а также при транспортировке угол «с увели-
чивается, что соответствует ухудшению сыпучих свойств угля.
Целесообразно выполнять исследования по, минимум, двум
методикам, отражающим разные аспекты проявления сыпучих
свойств на тракте топливоподачи. В частности, в [170] использованы
методики определения сыпучих свойств по истечению из бункера и
измерения когезионных свойств в совокупности с анализом про-
мышленного опыта использования изучавшихся углей. В предель-
ном случае определяется широкая совокупность различных
эмпирических показателей [171], что реализовано в Определителе
Индексов Йохансона (Indicizer Johanson).
К наиболее наглядным характеристикам сыпучих свойств угля
относится измерение скорости свободного истечения из бункера.
Результаты в значительной мере зависят от использованной гео-
метрии, размеров самого бункера и его выходного отверстия. За ру-
бежом обычно используется Durham Cone "Конус Дёхэма” [170] с
вибрацией конуса и углом наклона стенок 45° (рис. 7.17); в опытах
УралВТИ [167] - бункер ‘‘чисто’’ свободного истечения с наклоном
стенок 70° (рис. 7.18).
поддон
। для смешения
эксцентричный
^привод
7 циклов/мин
j ход 9,5 мм
электромотор
Рис. 7.17. Схема устройства Durham Cone для изучения сыпучих свойств
углей. Расход топлива 12-15 кг. фракция 0-37,5 мм.
248
Рис. 7.18. Схема бункера для из-
морония скорости свободного истечения
топлива в опытах УралВТИ
В британских исследованиях [172]
принят наклон стенок 61,5°; размер вы-
-• 'Диого отверстия 150 мм и закрепление
Оункора на опорах с тензодатчиками для
нитоматического определения расхода
уиш
В методе Durham Cone в качестве показателя сыпучих свойств использу-
н удельное время истечения Fs, с/кг. При этом при Fs<0,6 - истечение из
пуннора классифицируется как свободное течение; при Fs=0.6-1,0 хорошее;
I1 10 проблемное и показатель Fs>10 с/кг соответствует прекращению тече-
нии В исследованиях УралВТИ принят относительный показатель:
I!-(v/vi„)=(tbc/t), где vBC, Твс- скорость и время истечения в воздушно-сухом со-
iin.HiiHH. v.t- при текущем состоянии. При уменьшении скорости истечения по
| рнпнонию с воздушно-сухим состоянием менее, чем на 10% (С>0,9) сыпучие
। йойетпа классифицированы как хорошие; при 0,7<С<0,9 как ухудшенные и при
(!•<), 7 как плохие (рис. 7.19).
(
Рис. 7.19. Относительная
скорость истечения из экспери-
ментального бункера УралВТИ.
Шлам донецкого угля. I- зона
хороших сыпучих свойств, II-
зона ухудшенных сыпучих
свойств, III- зона плохих сы-
пучих свойств, IV- уголь из
бункера не удаляется
По иному принципу сыпучие свойства материалов исследуют-
|)И путём измерения напряжений (усилий), которые необходимо при-
IH»жигь для преодоления сопротивления перемещению материала
Внутри образца или по ограничивающей образец поверхности. В
249
нашей стране широко использовалось определение усилий сдвига в
плоскости при помощи трибометров. Принципиальная схема три-
бометра и использованная в [173] конструкция показаны на рис.
7.20.
Рис. 7.20. Принципиальная схема (а) и конструкция трибометра (б) для
определения коэффициентов внутреннего и внешнего трения, когезии и адге-
зии. 1 - неподвижная обойма; 2 - подвижная обойма; 3 - тележка; 4 - направ-
ляющие; 5 - фиксаторы; 6 - прижимная крышка; 7 - шток; 8 - прижимные
грузы; 9-блок; 10 - тензобалка; 11-барабан; 12 - электродвигатель; 13
-тензодатчик; 14 - усилитель; 15 - регистрирующий прибор
У трибометров плоскость сдвига образуется между подвижной
обоймой, заполненной исследуемым материалом, и неподвижной
поверхностью (в виде обоймы, заполненной тем же материалом для
изучения сил когезии, или выполненной из испытуемого материала
для изучения адгезии). Измеряется усилие Т, которое необходимо
для перемещения подвижной обоймы при заданной нагрузке N или.
если отнести эти силы к площади подвижной обоймы, то касатель-
ное напряжение т при заданном нормальном (сжимающем) напря-
жении о.
250
Для анализа сыпучих свойств используется усилие сдвига или
кпсптельное напряжение (т) при регламентированной нагрузке,
либо коэффициент трения д, который определяется как
|i-(I/N)=(t/g). Для хорошо сыпучих (идеальных) материалов коэф-
фициент трения ц, не зависит от приложенной нагрузки (рис. 7.21).
Для реальных связанных материалов, к числу которых относится
уголь, зависимость касательного напряжения от нагрузки или i=f(o)
Полое сложная и коэффициент ц по общему закону трения Б.В. Де-
рт ина выражается как [28]:
ц= T/(SP0+N), (7.12)
|д<> S- площадь истинного контакта, Ро- удельная сила прилипания.
Рис. 7.21. Зависимость x=f(o).1-
идеальный хорошо сыпучий материал,
2- влажный реальный материал, на-
пример уголь.
Из уравнения (7.12) следу-
ет, что при уравновешивании си-
лы нагрузки (или прекращении её
действия в ранее нагруженном
образце) трибометром или схо-
жим с ним прибором могут опре-
0 N
делиться силы когезии и адгезии
М Ро.
Очевидно, что в трибометре, схематично изображённом на
рис 7.20.а, измеряемое усилие сдвига Т включает и усилие пере-
мощения по поверхности обечайки, а само усилие неравномерно
। продаётся образцу материала (сжатие материала у задней стенки
• и.очайки и малое усилие у передней). В многочисленных конструк-
циях приборов и методов измерения когезии и напряжения, которое
251
необходимо приложить для преодоления сопротивления перемеще-
нию материала, решаются задачи максимального уменьшения по-
грешности измерений и определения напряжений в свободном
объёме. В частности, в широко распространённом за рубежом при-
боре Э. Дженике (Jenike shear cell) усилие сдвига материалу помимо
обечайки передаётся через крышку прибора, в нижней части кото-
рой размещены рёбра, разделяющие объём пробы.
В последнее десятилетие в Великобритании и Австралии [169, 170, 174]
для изучения сыпучих свойств углей используется метод и устройство "измери-
тель когезии Эдинбург", Edinburgh Cohesion Tester (рис.7.22). В этом методе
проба угля (0-6,3 мм) подвергается предварительному нагружению с заданным
усилием в разъёмной (состоящей из трёх частей) обечайке (рис. 7.22.а).
Затем нагрузка снимается, обечайка аккуратно убирается, и проба вновь нагру-
жается до разрушения (рис. 7.22.6). В качестве показателя сыпучих свойств ис-
пользуется нагрузка сжатия, при которой происходит разрушение. В отличие от
трибометра, в этом и ряде других устройств измерения сыпучих свойств разру-
шение образца (перемещение частиц относительно друг друга) происходит не
по плоскости, а в объёме, что более соответствует действительности.
980
--- И , , UU--?
верхний поршень
X юбечайка
к низким трением
проба угля
ь поддон
100 500___________J (а)
Рис. 7.22. Измеритель когезии Эдинбург, ЕСТ. (а)- аксиальное предвари-
тельное нагружение; (б)- объёмное разрушение
Естественно, что в этом методе измеренная "когезия" как предельная на-
грузка разрушения зависит от усилия предварительного сжатия (рис. 7.23). По-
мимо когезии, вторым основным показателем, который определяется в
исследованиях с применением измерителя когезии Эдинбург, служит критиче-
252
। tuiH влажность WM0. Она определяется как влажность из серии опытов с её из-
мононием, при которой когезия достигает максимального значения.
Рис 7.23. Изменение когезии КЕст в зависимости от влажности пробы W и
илия предварительного сжатия Р (а) и от усилия предварительного сжатия Р
(fl) при влажности примерно 7,4% (1) и при влажности 5,1% (2).
Для характеристики сыпучих свойств углей также используют-
ся косвенные показатели: насыпная плотность и усадка образца.
Известно определяющее влияние влажности угля на его сыпучие
। нойства. Многочисленные измерения насыпной плотности (при
свободной засыпке dH, ВД и при уплотнении ВДтах) при различной
влажности топлива позволили установить зависимость между этими
показателями [28]. При повышении в определённом диапазоне со-
доржания влаги в топливе происходит уменьшение насыпной плот-
ное! и, и, при некотором содержании влаги, насыпная плотность
имеет минимальное значение. Считается, что этому соответствует
наименьшая подвижность частиц (резкое ухудшение сыпучести) и
< лизанное с этим возникновение зависания топлива в бункерах, теч-
ках и т. д. Последующее увеличение влажности вызывает быстрое
253
увеличение насыпной плотности [28]. В опытах УралВТИ при срав-
нении результатов истечения из бункера и результатов измерения
насыпной плотности получено, что при минимальной насыпной мас-
се истечение ухудшается, но не прекращается. Причём различные
топлива ведут себя по-разному. Так, минимальная насыпная масса
бикинского угля соответствует уменьшению скорости свободного ис-
течения на 25%, экибастузского и челябинского угля - на 0+5%.
Систематические исследования сыпучих свойств широкого
круга углей выполнены в УралВТИ по методу измерения усадки об-
разца. Прибор для определения усадки топлива представляет собой
стакан из нержавеющей стали с внутренним диаметром 70 мм, вы-
сотой 100 мм и с грузом массой 5 кг (рис. 7.24). Усадка определяет-
ся следующим образом. Проба угля заданной влажности массой 1—
2 кг и размером зерна 0,5—4 мм засыпается в стакан через воронку.
Излишек угля снимается заподлицо с кромками стакана. На 5 мин
устанавливается груз, после чего измеряется усадка с точностью до
0,1 мм [175].
Рис. 7.24. Схема прибора для определения
усадки влажного угля.
Использование показателя усадки
угля для косвенной характеристики его
сыпучих свойств основывается на выяв-
ленной определённой аналогии изменения
скорости истечения из бункера и величины
усадки в зависимости от содержания влаги
(рис. 7.25 на цветной вкладке): в интерва-
ле, где при увеличении влажности усадка
меняется незначительно, изменение сы-
пучих свойств также мало. В интервале
влажности со значительным изменением усадки заметно меняются
254
И сыпучие свойства угля. Дополнительно на рис. 7.25 показано из-
менение статического угла естественного откоса ас и насыпной
шкиности ВД в зависимости от содержания влаги общей Wt.
Метод усадки так же, как и метод свободного истечения, позволяет ус-
ноимо разделить сыпучие свойства топлива в зависимости от влажности на хо-
1"Ч11ио, ухудшенные и плохие. По сопоставлению кривых зависимости скорости
mi 1 «иония и усадки от влажности различных топлив принято, что влажность,
при которой скорость свободного истечения уменьшается на 3—6% (точка b на
pin: / 25). соответствует влажности менее Wb. Влажность, при которой ско-
рм и, свободного истечения уменьшается на 15—20%, соответствует перегибу
припой 2 (точка с) при влажности lVe. Критическая влажность, при которой сы-
nv'iiin свойства топлива наихудшие, соответствует точке d с влажностью Wd.
|i«4hii п соответствует воздушно-сухой влажности топлива [167].
Го есть, при Wrt<Wb уголь классифицируется как обладающий
«ирощими сыпучими свойствами. При l%< Wrt <WC, сыпучие свой-
ши топлива ухудшены; наконец, если Wrt >WC, топливо обладает
шюхими сыпучими свойствами. Термин “ухудшенные" сыпучие
пмниства представляется неудачным и дезориентирует специали-
ст «и угольщиков и энергетиков. Реально многие отечественные угли
ИМйпг рабочую влагу, соответствующую диапазону Wb< Wr( <WC, и
ill'll этом топливно-транспортные цеха ТЭС работают без серьёзных
|М1руднений. Предлагается такие угли классифицировать как угли с
(чшимлемыми сыпучими свойствами.
Анализ данных, приведённых в справочнике [15] показывает
нрнктически полное совпадение результатов по определению гра-
ничного содержания влаги перехода к плохим сыпучим свойствам по
Ми» । оду усадки (значение Wc, рис. 7.25) и по статическому углу есте-
fiминного откоса (значение W при 0^=62°, обозначим как Wac=62)-
Орлпноние результатов по двум методам показано на рис. 7.26.
255
Рис. 7.26.
Сравнение значений
содержания влаги пе-
рехода к плохим сы-
пучим свойствам по
методу усадки Wc и
по углу естественного
откоса WaC=62
Очевидно, что определение сыпучих свойств по методу усадки, как и по
углу естественного откоса, позволяет лишь оценить, к какой группе относится
анализируемый уголь, и не даёт количественной информации о серьёзности
проблемы для углей, классифицируемых как обладающих плохими сыпучими
свойствами.
В США [171] предложена система методик, приборов и алгоритмов ис
пользования экспериментальных данных (рис.7.27) - Определитель Индексоп
Йохансона (Indicizer Johanson). Ниже дана краткая характеристика индексоп
показателей сыпучих свойств порошков и дискретных (зернистых) материалов.
- Индекс сводообразования, Arching Index, Al (в единицах длины). Опре-
деляется как минимальный диаметр конического бункера с гидравлическим то-
чением без образования свода. Предназначен для прогнозирования
сводообразования в бункерах и явления сегрегации.
- Индекс загрузочной воронки, Hopper Index, HI (в градусах). Определяет-
ся как минимальный наклон стен конического бункера с гидравлическим тече-
нием. Предназначен для оценки необходимого угла наклона бункеров для
обеспечения течения по стенам и их очистки, уменьшения сегрегации.
- Индекс образования туннеля. Rat-hole Index. RI (в единицах длины).
Предназначен для оценки образования туннелей, заторов и “бросков" расхода.
- Индекс истечения, Flow Rate Index, FRI (в единицах удельного расходи,
масса на время). Предназначен для оценки ограничений по производительно-
сти бункера.
256
Conicol Moss-Flow Bin
Portiol Moss-Flow Bin
Конический бункер
гидравлического течения
Бункер негидравлического
течения (с образованием
Индекс
загрузочной
воронки
HI I
(градусы)
Hopper
Index
HI
Degrees
ту н нел я)^_______
Rothole
Index Rl (ft)
Funnel
Flow Hopper
Раструб
Arching
Index Al (ft)
Индекс LAd
сводообразования
Al (линейный размер, ft) ^„"неля ЙГ(«)
Индекс образования
Moss-Flow
Hopper
Загрузочная
воронка
А. гидравлического
течения ।
Flow
Index FRl
(Ibs./min.)
Индекс
истечения
FRl (фунт/мин)
FRl
Grovity
Freefoll
Flow Rote
СКОРОСТЬ
vnvpvv I 0 I—
свободного
истечения |
Индексы
плотности
Density
Indices
BDI.FDI
^Ibs/cubic
х-" BDI
бункера
FDI
питателя
Chute Index Cl (Deg.)
Индекс наклона Cl, градусы
образование свода, если есть
"пружинищие" включения типа
древесной щепы, соломы
Springbock Arch
?₽Jin9bc».k^\ из-за вюиочений
Index, SBI (%)
Индекс включений, SBI (%)
Indicotes when springy
solids like woodchips,
polymer foom, mico, strow,
ond elostomer pellets moy
orch ond further testing
is required.
Рис. 7.27. Перечень и иллюстрации к методам определения индексов
(покпзателей) в Определителе Индексов Йохансона (Indicizer Johanson)
257
- Индексы насыпной плотности под нагрузкой и в свободном состоя
нии. Bin Density (BDI) и Feeder Density (FDI) (в единицах массы на объём).
Предназнчены для оценки веса и давления на стены; путём их сравнения оцо
нивается сила когезии и склонность к слипанию.
- Индекс наклона, Chute Index, Cl (в градусах). Предназначен для оценки
допустимых углов наклона течек, конвейеров и составляющих усилий.
- Индекс включений, Springback, SBI (и
процентах). Прогнозирование возможности про*
блем при высокой доле включений.
Исследования сыпучих свойств с примене-
нием Определителя Индексов Йохансона (Indicizor
Johanson) оперативно (в течение нескольких ми-
нут) реализуется при помощи трёх приборов.
Внешний вид одного из них Hang-up Indicizer для
определения зависания (индексы AI и RI) показан
на рис. 7.28.
Рис. 7.28. Внешний вид прибора для опе-
ративного определения индексов сводообразова-
ния (AI) и образования туннеля (RI). Необходимый
объём пробы - 25 кг, время определения - 3 мин
Среди основных недостатков лабораторных исследований -
проведение анализов единичной пробы (или нескольких) угля с от-
личающимся от рабочего фракционным составом. Для их преодоле-
ния в Ноттингемском университете (Великобритания) разработан
монитор непрерывного контроля сыпучих свойств [168]. Монитор
(рис. 7.29) для оперативного контроля этих свойств в промышлен-
ных условиях внедрён на нескольких использующих уголь предпри-
ятиях Великобритании, в том числе ТЭС. В лабораторном варианте
он также используется в других странах.
Реальный уголь, через течку и приёмный бункер подаётся в камеру с
возвратно-поступательным движением поршня. В качестве показателя сыпучих
свойств используется максимальное усилие на поршне Рт3х или максимальный
258
kimi। изменения усилия (бР/бт)тах. При отладке и исследованиях монитора по-
। лодний показатель признан более представительным.
Рис. 7.29. Схема монитора для контроля сыпучих свойств
Исследования, выполненные по разным методикам и с разны-
ми утями, выявили основные факторы, которые влияют на сыпучие
। иоЙства. Основные из них: содержание влаги (вариант - содержа-
нии связанной и свободной влаги), гранулометрический состав, ко-
ничиство и состав минеральных примесей.
Чем мельче уголь, тем хуже его сыпучие свойства. Это объ-
•II мнется тем обстоятельством, что с уменьшением размеров частиц
। илы тяжести и инерции, которые является силой побуждающей
длижоние, и сопротивление движению изменяются неодинаково.
Первая уменьшается пропорционально кубу диаметра частиц, вто-
рим только его первой степени. Следовательно, чем мельче час-
тицы, тем меньше превышение побуждающей силы над
1। и ipoi явлением движению. Влияние крупности частиц на когезию
никоторых углей показано на рис. 7.30 [28]. Рост когезии показывает,
•пи г. уменьшением размеров частиц сыпучесть топлива непрерыв-
но ухудшается. Наиболее интенсивное ухудшение сыпучести начи-
..... с размера частиц менее 300 мкм, и доля мелочи в угле, чаще
in inюк на сите с определённым размером ячеек R6, используется
ник один из показателей, влияющих на сыпучие свойства.
259
Рис. 7.30.
Изменение когезии
углей в зависимости
от крупности частиц.
1- подмосковный
уголь Wt=36%,
2- башкирский
Wt=47%,
3- антрацит Wt=10%
Отметим, кстати, что неудача в проведении опытного сжигания
непроектного угля из-за его плохих сыпучих свойств, о чём упоми-
налось в начале раздела, была обусловлена повышенной долей
мелочи в угле [166]. Кроме соотношения сил, ухудшение сыпучих
свойств мелких частиц обусловлено их повышенной влажностью
(рис. 2.12) и в ряде случаев более высоким содержанием тонкодис-
персных глинистых минералов.
Считается, что добавка крупных кусков угля к углю с плохими
сыпучими свойствами улучшает его сыпучие свойства. При изучении
когезии на измерителе когезии Эдинбург, ЕСТ установлено [169],
что такие куски имеют небольшое влияние на когезию, пока их коли-
чество не станет существенным. Из этих сведений можно сделать
заключение, что зависимость сыпучих свойств от гранулометриче-
ского состава, точнее, от количества частиц крупнее определённого
размера R.s имеет не линейный характер.
Влияние зольности на сыпучие свойства углей не однознач-
ное. Общей тенденцией считается ухудшение сыпучих свойств с
ростом зольности. Однако, известны результаты как существенно-
го ухудшения сыпучих свойств с ростом зольности (например, для
башкирского угля рост зольности Ad с 28 до 50% уменьшает значе-
ние влажности перехода к плохим сыпучим свойствам с Wf(C=60 = 50
260
до 35%. [1]). так и не определяющего влияния этого фактора [176].
Вольтой разброс и низкая линей-
НГ1Я корреляция (R2=0,58) получена
и при исследованиях когезии ме-
юдом Эдинбург (EST) 19™ проб
углей (рис. 7.31).
Рис. 7.31. Зависимость макси-
мивьной когезии EST (определённой при
|'|нш1ческом содержании влаги) от золь-
ности [174]
В качестве проверенного широкой практикой и исследования-
ми примера не определяющей роли этого фактора для некоторых
ушей можно привести хорошие сыпучие свойства экибастузского уг-
ии высокой зольности.
Неоднозначность влияния зольности, очевидно, связана с тем,
что ей влияние необходимо рассматривать совместно с составом
минеральной части и содержанием влаги. Сыпучие свойства углей
ухудшаются при преобладающем содержании в минеральной части
тинистых минералов. При этом необходимо учитывать долю и тип
тинистых минералов. Экибастузский уголь содержит преимущест-
венно каолинит, который при контакте с влагой разбухает слабо. В
отичие от этого, при контакте с водой сильно разбухает глинистый
Минерал монтмориллонит (глина бетонит, в которой содержится не
мяноо 70% монтмориллонита, имеет свойство разбухать при гидра-
1ЛЦИИ в 14-16 раз). В частности, в кузнецких углях глинистые мине-
|1г|лы присутствуют в виде смеси в разной пропорции каолинита и
шин монтмориллонитовой группы [177], что объясняет их плохие
261
сыпучие свойства при повышенной влажности. Глинистый минерал
иллит относится к группе гидрослюд, для которых характерна гидра-
тация с некоторым увеличением объема. Он занимает промежуточ-
ное положение между монтмориллонитовыми и каолинитовыми
минералами. Из приведённого также следует, что ухудшение сыпу-
чих свойств углей с повышенным включением глинистых минералов
наблюдается только при наличии свободной влаги.
Влияние содержания влаги. Выше, при рассмотрении методов
определения показателей сыпучих свойств, отмечалось однознач-
ное ухудшение сыпучих свойств с ростом влажности конкретного уг-
ля (рис.7.16, 7.19, 7.23, 7.25). При этом зависимость таких
показателей сыпучих свойств, как скорость истечения из бункера,
угол естественного откоса, когезия, усадка, существенно нелиней-
ная и имеет экстремальный характер. При небольшом превышении
влаги воздушно-сухого состояния сыпучие свойства угля и характе-
ризующие процесс показатели изменяются слабо. При дальнейшем
увеличении содержания влаги в относительно небольшом интер-
вале сверх определённого индивидуального для каждого угля зна-
чения сыпучие свойства значительно ухудшаются, проходя
градацию как приемлемые и далее плохие, вплоть до полной потери
сыпучих свойств. При увеличении содержания влаги выше значения
потери сыпучих свойств (Wd, на рис. 7.25 на цветной вкладке) уголь
вновь приобретает свойство перемещения в слое и относительно
ограничивающей поверхности (рис. 7.19), но это уже течение гетро-
генной жидкости. Граничные значения содержания влаги, выше ко-
торой сыпучие свойства классифицируются как плохие, разнятся в
широком интервале, и по методу усадки [15] значение Wc изменяет-
ся от примерно 5% до 48% (табл. 7.6, рис. 7.32). Данные из таблицы
262
/ «I могут отличаться от справочных [15]; выделены пробы, для ко-
горых рабочая влага выше допустимой по сыпучим свойствам.
Таблица 7.6
11риморы содержания влаги и значений влаги, соответствующей граничным ус-
ловиям хороших УУЬ и плохих УУС сыпучих свойств по методу усадки, в %
Уголь Марка, группа W'l VW* Wb WjW^ Wc- Wb AW
птнювский 1Б 55.9 9.6 40.0 47.0/48.4 7.0 51.0 4.9
нойнпгхунский 1Б 50,0 12.3 42,0 49,5/44.3 7.5 54,5 -4,7
«ппПольджинский 2Б 39,1 12.7 30,0 35,0/35.6 5,0 40,3 -1.2
кушмурунский 2Б 37,2 10.0 28,0 32.2/33,6 4.2 36,4 0.8
Гюродинский. пласт II 2Б 34.0 12,2 27,5 31,0/31.4 3.0 36.1 -2.1
у| чуйский ЗБ 28,5 8.1 20,0 31,5/26.2 11.5 34.9 -6,4
мпйкубенский ЗБ 13,1 10.6 17,0 20.0/14,4 3.0 24.5 11,4
।индийский северный ДГ 11,0 5.1 7.0 12.0/11/6 5.0 14.1 -3.1
1 III 1/ЩНСКИЙ. опкшжь* ок а ДГ 28.9 10.9 12,9 19,1/27,1 6.2 23,7 5.2
ОМНППХСКИЙ г 5,5 1.2 3,0 4,6/6,4 1.6 5.1 0,4
нпрюнгринский КС 3.7 0.9 2.4 4.7/4,9 2.3 _5.1_ -1.4
«инблстузский ксн 3.4 1.6 3.7 4.9/4,8 1.2 5.6 -2.2
! Пнчпгский 1СС 5,7 2,1 2.0 6,76,8 4.7 7.6 -1.9
МИ И ОМСКИЙ т 5.2 2.4 2.0 6.0/6.4 4.0 7.0 -1.8
!• AW* УУ', - w^.
Рис. 7.32. Значения
нн-ы пости перехода к плохим
иыпуЧИМ свойствам, опреде-
littiiiibio по методу усадки для
|оиокупности углей разных ма-
рин |14], в зависимости от гиг-
||н! конической влаги W™
с ростом степени мета-
мч|к|)и.1ма угля (уменьшение
W" и V"'') значение влаги пе-
|н»и<|дв к плохим сыпучим
ВцпИотипм при прочих равных
у пиниях уменьшается, но.
П|н1илп при этом уменьшается и
263
Из табл. 7.3 также видно, что интервал содержания влаги пе-
рехода от хороших к плохим сыпучим свойствам в целом небольшой
и заметно различается от угля к углю (диапазон Wc- Wb на рис. 7.25,
цветная вставка). Для каменных углей повышение рабочей влажно-
сти на 2-5%, что возможно при неблагоприятных погодных условиях,
создаёт проблемы в работе ТЭС. Интервал значений влаги для кар-
динального изменения сыпучих свойств у бурых углей больше (рис.
7. 33).
Рис. 7.33. Ин-
тервал значений вла-
ги, в котором сыпучие
свойства изменяются
от хороших до плохих
в зависимости от со-
держания гигроскопи-
ческой влаги.
Признанных методов прогнозирования сыпучих свойств по ши-
роко доступным справочным данным, по-видимому, нет. Это связа-
но с упоминавшейся комплексностью влияния разных факторов, то
есть влияние фактора не одинаково в зависимости от сочетания
других факторов. Отчасти положение улучает применение комбина-
ции разных факторов. Например, для обработки данных измерения
давления на мониторе [169] использован показатель, суммарно от-
ражающий содержание влаги и глинистых минералов или мелочи в
угле (рис. 7.34).
Рис. 7.34. Зависимость мак-
симального давления от комбини-
рованной характеристики угля.
Здесь AF - доля минеральной
части во фракции <38 мкм от об-
щего содержания золы.
264
Используются также иные комбинации, суммарно отражающие
влияние влаги и мелочи в угле.
На отсутствие признанных методов прогнозирования сыпучих
। пойств по доступным данным влияет и не законченный поиск опти-
мальных экспериментальных показателей, а также применение от-
i (имеющихся методов исследований и устройств. Поэтому
лрпдложенные методы прогнозирования, отражая основные
ипияющие факторы, имеют частный характер. Например в (165]
предложен метод прогнозирования Индекса Сводообразования
(Arching Index, Al), определённого при помощи Определителя Ин-
дексов Йохансона (Indicizer Johanson):
AI=C-[a4W*+ a3W3+a2W2+ aiW+ao]fca(Ad)|JHGIT, (7.13)
• /io W и Ad - содержание влаги и зольность; fc-содержание мелкой фракции;
IIUI коэффициент размолоспособности Хардгров; С, а0-а4, a ,0, у- эмпириче-
ский коэффициенты. Включение в число влияющих на сыпучие свойства пока-
II и оной коэффициента размолоспособности определяется тем, что в
•«инк имости от этого показателя уголь не одинаково измельчается при транс-
нпртировке и в узлах пересыпки.
При наличии достоверного банка экспериментальных данных современ-
ны» компьютерные программы позволяют определять анализируемый показа-
нии. и нелинейной форме в зависимости от большого числа переменных без
фик< пции в явном виде коэффициентов получаемых уравнений. Такой подход
ушиипно использован для прогнозирования показателя сыпучих свойств, опре-
/1»пЛмного по принятому в Австралии методу исследования CSIRO, в зависимо-
(III (л широко доступных данных [176]. В качестве исходных данных, в
uni ।мости, используются сведения о фракционном составе угля (100-Rsoo). со-
ннии влаги общей (как варианты с худшей корреляцией данные о содер-
щпнии свободной и связанной влаги), зольности и составе золы (наиболее
•ничимыми компонентами определены А120з, SiO2, СаО, SO3).
Более просто при сохранении определённой практической
цннности решается задача, если прогнозировать не сложную зави-
। имосль характеризующего сыпучие свойства показателя от доступ-
265
ных данных, а лишь принятые для классификации граничные усло-
вия. Ниже предлагается метод оценки граничного по содержанию
влаги условия перехода к плохим сыпучим свойствам (значение W,
по методу усадки или WllC«62 по методу статического угла естествен-
ного откоса). Метод основан на экспериментальных данных по ши-
рокому кругу разнообразных углей, согласно которым содержание
внешней (свободной) влаги при граничных условиях WCBM=(WC-W'‘’)
линейно зависит от содержания внешней влаги в рабочем состоя-
нии (Wtr)eH=(Wtr-WrM):
WCBH=1,76+ 0,8 ( Wtr)BH,% (7.14.а)
или WcpaC4=1,76+0,8(Wtr-WfM)+WfM =0,8(Wtr)+0,2-WrM+1,76,% (7.14.6)
Сравнение экспериментальных и расчётных значений показа-
но на рис. 7.35 (на цветной вставке). Среднее по модулю отклоне-
ние ±2,6%.
Представляется, что физический смысл полученного результа-
та заключается в том, что граничные условия перехода к плохим
сыпучим свойствам соответствуют приблизительно одинаковой до-
ле содержания внешней влаги (80%) от внешней влаги при макси-
мальной влагоёмкости Wmax»Wlr+2,2%. Близкий, но статистически
немного хуже результат получен в форме Wc= f (Wtr),%.
Из рисунка видна применимость предложенного метода для
углей разной степени метаморфизма (разных марок и групп). Раз-
брос данных, по-видимому, отражает влияние других неучтённых
факторов. Однако анализировавшиеся доступные факторы (степень
метаморфизма, зольность, состав минеральной части, коэффици-
ент размолоспособности) практически не улучшают корреляционную
зависимость (среднеквадратическую погрешность).
Дополнительно, с учётом того, что диапазон влажности, в ко-
тором сыпучие свойства изменяются от хороших до плохих, зависит
- 266
от степени метаморфизма угля (рис.7.33) и условности принятия
Гриничного значения перехода к плохим сыпучим свойствам предла-
нкнся допустимую по сыпучим свойствам влагу оценивать как
Wcflon= WcpaC4+0,42W™= 0,8(Wtr)+0,62-WrM+'l ,76,% (7.15)
и условие, что анализируемый уголь обладает, по крайней ме-
ре, приемлемыми сыпучими свойствами Wtr< WcAon. (7.16)
Отметим, что предложенный здесь метод оценки, как собст-
нонно и экспериментальные данные, на основе которых он разрабо-
1лн, лишь указывает к какой группе по сыпучим свойствам относится
нНйлизируемый уголь и не даёт количественной оценки прогнози-
руемых затруднений на тракте топливоподачи, если условие (7.16)
»в» выполняется.
Как упоминалось, сыпучие свойства ухудшаются при слёжива-
нии угля. Помимо механических факторов на слёживание влияет
способность органической массы и некоторых минеральных приме-
। ей растворяться в воде с образованием гидрогелей. При этом соз-
двегся плотный контакт частиц с прилегающими поверхностями, и
Потикают силы межмолекулярного притяжения. Внешне это прояв-
имей ся как “склеивающая" способность гелей. Особенно заметно та-
ют способность выражена у органического вещества топлива
невысокой степени метаморфизма и у глинистых минеральных при-
ме»' «»и Прочность “склеивания" топливных частиц возрастает с уве-
рнчпнием времени пребывания их в неподвижном слое и может
i мт. весьма значительной. Высыхание гелей цементирует частицы,
J, и. дополнительно упрочняет связи между ними [1].
Обзор мероприятий по улучшению прохождения топлива по
1рмюу топливоподачи путём улучшения конструкции элементов,
Прнмпнония гидрофобных материалов, внедрения методов очистки
И побуждения движения выходит за рамки данной книги. Остано-
267
вимся лишь на мероприятиях, которые изменяют собственно сыпу-
чие свойства. К таким мероприятиям относится уменьшение влаж-
ности угля за счёт подсушки и применение добавок.
Возможна подсушка всего потребляемого топлива до его
дробления и более глубокая подсушка лишь части топлива с после-
дующим смешением с остальным углём. Применение этих меро-
приятий требует применения специального сушильного
оборудования.
Применяется также обогрев отдельных элементов оборудования для
предотвращения налипания на них угля. Здесь необходимо отметить, что при
подогреве, наряду с испарением влаги в прилегающих к ограничивающим по-
верхностям слоях угля, ускоренно протекают коллоидно-химические процессы с
образованием гидрогелей. То есть, вместо предотвращения налипания воз-
можно образование более прочных связей, как при слеживании угля. Толщина
образующейся корки и прочность её прилипания зависят от длительности не-
подвижного контакта угля с нагретой поверхностью и от температуры. С учётом
этого подогрев стенок оборудования целесообразен до температуры 120-140°С
для устройств и механизмов, в которых топливо постоянно перемещается с ма-
лым временем контакта (отбойные плиты дробилок, пересыпные течки, лотки,
грохоты) [28].
Применение химических добавок, даже эффективных с пози-
ций улучшения сыпучих свойств углей, не нашло применения из-за
усложнения и удорожания топливоподачи. Более приемлемым яв-
ляется подмешивание более сухого топлива или топлива низкой
степени метаморфизма приемлемой влажности, если сжигание та-
кой смеси допустимо по другим показателям.
При подмешивании более сухого топлива к влажному в смеси
протекают два процесса:
- поглощение некоторой части поверхностной влаги более су-
хим добавляемым топливом,
268
- разъединение частиц влажного топлива частицами более су-
мою добавляемого топлива.
Эффективность добавки зависит от ее влажности, крупности
чисгиц и соотношения между количеством добавляемого и основно-
н> топлива, и экспериментально оценивается, прежде всего, по ве-
личине когезии (адгезии) угля. По данным [28] увеличение доли
добавки высушенного подмосковного угля к влажному резко улуч-
IIIпит его сыпучие свойства при доле добавки даже менее 5% (рис.
! 36). По этому же источнику об имеющейся практике, добавка бо-
ппп сухого топлива в количестве 10—30% полностью пред-
н1 прощает затруднения в системе топливоподачи даже при
in и луплении очень влажного топлива.
Рис. 7.36. Изменение коге-
И1И подмосковного угля W(f=40%
и !11|ни(.имости от количества до-
Otilii'ii того же угля с Wt'=13% [27]
В отличие от этого по
Mi икщованиям [178] смесь
унши. один из которых со-
цнржпт влаги больше кри-
Н1ЧШЖ0Й WKp с углем, у ко-
может иметь когезию больше, чем
nil мн о влага ниже критической
।нпПои из исходных углей. С учётом экстремального характера зави-
Инмости когезии от содержания влаги (рис. 7.23) такой результат
при । мешании проб, содержание влаги которых на графике соответ-
i inyoi точкам левее и правее точки экстремума представляется ло-
HVHH.IM Дополнительно это рассмотрено в главе 10. По-видимому,
ей। унция может усугубляться, если минеральная часть угля с влагой
269
меньше критической представлена разбухающими глинистыми ми
нералами.
Для углей с влагой меньше критической (которая, по-
видимому, соответствует или близка к точке потери сыпучих свойств
Wd по методу усадки, рис. 7.25) улучшение сыпучих свойств тем
большее, чем ниже содержание влаги или выше содержание гигро-
скопической влаги в подмешиваем угле. В форме изменения клас-
сификации на более благоприятную это следует из эмпирической
зависимости (7.14 или 7.15) и условия (7.16):
AWr.c= Wtr- WcAon= 0,2(Wlr)CM-0,62(WrM)CM-1,76,% (7.17)
где (W/Jcm и (W'^cu^/o - рабочая и гигроскопическая влага смеси.
Пример расчёта значения AWr<: смеси проб влажного кушму-
рунского (WrM=14% , Wtr= 42,9%) и характерного бородинского бурых
углей 2Б показан на рис 7.37.
Рис. 7.37. Результаты расчёта
значения AWr< смеси кушмурунского и
бородинского бурых углей 2Б, в зави-
симости от доли бородинского угли
Гбород- В этом примере при ГбоРоЯ<0.2
уголь имеет плохие сыпучие свойства
(Wt^Wc*3")
В рамках использования на ТЭС одного угля улучшение его
сыпучих свойств путём добавки более сухого реализуется при нали-
чии достаточного запаса топлива, заложенного в летнее время на
складе. По расчёту и опыту автора добавление к каменному углю
более сухого и с лучшими сыпучими свойствами другого каменного
угля, например экибастузского к кузнецкому, не ухудшает, но карди-
нально и не улучшает ситуацию. В этом примере поглощение из-
лишней влаги практически отсутствует и потенциально возможный
270
эффект связывался лишь с разъединением частиц влажного топли-
iin частицами более сухого.
Добавка более сухого угля с отличающимся от основного топ-
11И11Н размером частиц даёт улучшение сыпучих свойств при добав-
ка Полее крупного угля и неоднозначный согласно [28] результат
при добавке более мелкого угля (рис. 7.38).
Различие хода кривых 1 и 2 на рис. 7.38 в [28] связывается с
лучшим поглощением влаги мелкими частицами при мелком разме-
ти добавки и определяющим влиянием этого фактора; в то время
ийк при "нехватке" добавки для снижения влаги противоположное и
oiiiii.iuee влияние имеет размер частиц.
Рис. 7.38. Изме-
нение адгезии угля Wt'
= 38% к стали в зави-
симости от крупности
частиц добавляемого
угля. Ао - адгезия при
добавке 0 %, 1- при
добавке 10%, 2- при
добавке 15%
<0.05 0,1-0,15 0,2-0,35 0,85-1,0 2,5-3 4-4,5
7.5. Механическая прочность, размолоспособность
Механические свойства твёрдых тел включают прочность,
ПтрДость, пластичность, упругость, хрупкость.
Под прочностью угля понимается способность сопротивляться
рп «рушению от действия внешних напряжений, и применительно к
типологии добычи угля и к разным технологиям его использования
применяются различающиеся показатели прочности и методы их
Ипридоления. В частности, при добыче угля к основным показате-
271
лям прочности относят прочность на сжатие (устойчивость бортов
карьеров, шахт) и сопротивление резанью.
Разработан ряд методов измерения предельных усилий раз
рушения, но в энергетике они используются редко и здесь не рас
сматриваются. Механические воздействия на топливо при его
транспортировке, дроблении и размоле не могут быть сведены к ка
кому-либо одному определенному роду (сжатию, удару, истиранию)
и приходится иметь дело с той или иной комбинацией самых раз-
личных воздействий. Поэтому характеристики прочности угля при-
менительно к ТЭС получают комплексными методами, основанными
на имитации совокупности усилий, действующих на топливо при его
перемещении и измельчении в производственных условиях. В каче-
стве основного показателя прочности для пылеугольных ТЭС ис-
пользуют комплексный показатель размолоспособности
(дробимости), зависящий также и от твердости, вязкости и трещино-
ватости [1, 179].
Твердость. Твердость определяет сопротивление твёрдых тел
поверхностному механическому разрушению и, в частности исполь-
зуется при оценке абразивных свойств топлива (раздел 7.5.) Для
определения твердости применяются методы царапания, вдавлива-
ния, шлифования. Твердость, замеряемую на микрообъектах под
микроскопом, называют микротвердостью. Твердость при царапа-
нии определяется царапанием ровных поверхностей эталонами по
шкале Мооса (1-тальк, 10- алмаз). Минералогическая твердость уг-
лей по шкале Мооса 1+5. Зависимость твердости (Н) углей в раз-
мерных единицах, установленной методом царапания, от степени
метамофизма показана на рис. 7.39 [179].
Твёрдость минеральных включений в угле изменяется в широ-
ких пределах от 1 по шкале Моос для глинистых минералов и до 7 у
272
нплрца (табл. 3.6). Микро и макрокомпоненты угля имеют разную
тбрдость. Абразивная твердость (способность к истиранию при
шлифовании) наиболее высокая у фюзена и снижается у дюрена, и
рост степени метаморфизма
Микротвердость угля на начальных этапах окисления несколь-
ко увеличивается, снижаясь сильно при глубоком окислении у сла-
Ппмотаморфизованных и в меньшей мере у более
метаморфизованных углей.
Под размолоспособностью понимают свойство угля, характе-
ризующее его сопротивляемость размолу. В первую очередь этот
ппкизатель при прочих равных условиях определяет размольную
производительность мельниц и затраты энергии на размол. В ряде
। лучаев его также применяют для характеристики склонности к са-
моизмельчению при транспортировке и в узлах пересыпки.
Для количественной характеристики этого свойства использу-
ин коэффициент (индекс) размолоспособности, который определяет
। иойство угля измельчаться в установленных стандартом условиях,
и м<»годиках по определению коэффициента размолоспособности
in.пользуются следующие положения: пропорциональность затра-
чппной на размол работы и вновь образованной поверхности пыли
(«икон Риттенгера), приблизительное равенство поверхностей пыли
273
одинакового фракционного состава, и подчинение фракционного
распределения пыли закону Розина-Рамлера [48]. Для получения
пыли одинаковой тонкости (одинаковой поверхности) для различных
топлив расходуется разное количество энергии, и величина лабора
торного коэффициента размолоспособности кло в разных методиках
определяется
- либо как отношение вновь образовавшейся, в результате
размола поверхности испытуемого топлива F, к вновь образовав-
шейся поверхности эталонного топлива F3T при одинаковых затратах
энергии (кл<>= F/F3T);
- либо как отношение затрат энергии, требуемых для получе-
ния одинаковых поверхностей пыли испытуемого и эталонного топ-
лива (кло= Э31/Э|).
Наибольшее распространение в мире для углей с
О/'а'>5735ккал/кг получила методика Хардгров, по которой воздуш-
но-сухая проба массой 50 г с размером частиц 0,59—1,16 мм разма-
лывается в течение 3 мин в лабораторной невентилируемой
среднеходной мельнице. Размольная чаша мельницы выполнена из
закаленной стали, в которой расположены восемь стальных шаров
диаметром 25,4 мм (рис. 7.40). Метод стандартизован и в нашей
стране [180].
То есть, в этом методе проба топлива измельчается с затратой
одинакового количества энергии, а дисперсность продукта размола
получается различной в зависимости от размольных свойств угля.
Коэффициент размолоспособности определяют по результату сито-
вого анализа размолотой пробы по тарировочному графику, по-
строенному по эталонному материалу. Приближённо коэффициент
размолоспособности рассчитывается по формуле [181]:
HGI=13+1,74D74, (7.18)
274
где D74,% - значение прохода через сито 74 мкм. В качестве
тонного принят мягкий уголь, для которого проход через сито 74
мк равен D74=50%.
В нашей стране наибольшее распространение определения
к» мффициента размолоспособности имеет метод ВТИ. Определе-
нии размолоспособности по этому методу, как и в методе Хардгров,
Производится путем размола угля в воздушно сухом состоянии в не-
11пн1илируемой мельнице за один цикл при затрате постоянной
мощности. Коэффициент размолоспособности k^8™ определяется
ни результатам последующего ситового анализа продукта размола.
Н «нличие от метода Хардгров размол производится в шаровой ба-
275
рабанной мельнице. По принятому в 1996 г. стандарту [182] для оп-
ределения коэффициента kTO8™ используется лабораторная метал-
лическая мельница ШБМ диаметром 150 мм, длиной 270 мм (рис.
7.41), в которой размалывается проба угля с размером кусков от
1,25 до 3,2 мм в количестве 50 г в течении шести минут. Ранее в ори-
гинале метода, разработанного В.П. Ромадиным, применялась фарфоровая
мельница диаметром 270 и длиной 210 мм с загрузкой 8 кг фарфоровых шаров,
масса пробы 500 г и длительность размола 15 мин [183].
Рис. 7.41. Уста-
новка для размола проб
топлива при определи-
нии коэффициента раз
молоспособности ВТИ
1 - барабан; 2 - мотор
редуктор; 3 - реле вря
мени; 4 - подставка
По ГОСТ [182] коэффициент размолоспособности кловти опре-
деляют по тарировочному графику. По сути метода его величина
определяется как отношение достигнутой в опыте поверхности пыли
к поверхности пыли эталонного топлива:
1ВТИ г 1п(]00//?9О) -|2/3
ло ?зт 4n(100/^)J t (7.19.а)
где R90 и R9o’t,%- полные остатки на сите 90 мкм, полученные при
размоле соответственно испытуемого и эталонного топлива.
За эталонное топливо принято такое, для которого Rgo31 = 70%
(близкий к этому результат R90= 69,2%, дает размол антрацитовою
штыба Донбасса — АШ, кловти=1). Тогда,
^;^1,96.[1п(100/^о)]2/3 (7.19.6)
276
Пересчет значений коэффициентов размолоспособности HGI и
knoB™ проводят по формулам (7.20), полученным в сравнительных
исследованиях ВТИ, хотя хорошего соответствия между ними нет,
что объяснимо различиями проявления свойства сопротивляемости
размолу к разным методам измельчения.
kTOB™=0,32+0,0149HGI и HGI= 67,11( клоети-0,32) (7.20)
К механизму разрушения угольных частиц в шаровых бара-
банных мельницах близок механизм разрушения в молотковых
мельницах, и В.П. Осокиным специальными опытами [184] обосно-
мана применимость коэффициента размолоспособности клоВТ/ для
молотковых мельниц
(рис. 7.42).
Рис. 7.42. Сравнение
коэффициента размолоспо-
собности клоВТИ и коэффи-
циента на эксперименталь-
ной молотковой мельнице
В ряде организаций распространение получил метод OP-ВТИ, который
Проще и удобнее, чем стандартный метод определения коэффициента размо-
Ц|>(1гк)собности в шаровой барабанной мельнице клоВТИ- В этом методе "размол"
|i и душ НО-сухой пробы угля (масса 5 г, 8=2-4 мм) производится за счет свобод-
на" • падения размольного стержня с высоты 150 мм и отделения готового про-
Цуи i« на сите 88 мкм после трёх ударов. По каждой навеске производится 12
у/Щ||')п (4 рассевки и взвешивания). Опыт повторяется трижды с каждой про-
1Ьч1 Коэффициент размолоспособности кпоОР-вти рассчитывается по проходу на
|*И»" Г)лп (г) и произведённой работе А (кгсм) как кЛ0ор-вти=3- Daa/A. Сравнение
ftliyni.iiiroB ло определению коэффициента размолоспособности, полученных
I VpiwilJTH при анализе достаточно большого количества углей, показало, что
Ю1 |ф||)ициенты размолоспособности, определенные по методам ВТИ и ОР-
А|И дин разных углей оказались различными. Для твердых топлив коэффици-
III• рп 1молоспособности, полученный по методу OP-ВТИ, меньше, а для мягких
277
несколько больше, чем по методу ВТИ [184). По результатам сравнительных
опытов предложено уравнение корреляции между ними, которое ниже даётся и
более удобном для использования виде, чем в оригинале:
knoB™=0,39+0,95- клоОР-в™-0,11 • (кЛ0ОР-в™)2 (7.21)
Метод OP-ВТИ близок к разработанному М. М. Протодьяконовым доста
точно простому и надежному методу толчения (ранее ГОСТ 15490—70). Он за
ключается в раздельном дроблении пробы, состоящей из пяти порций топлива
массой 40—60 г и крупностью 13—25 мм, в специальном стакане, с трехкрат-
ным сбрасыванием гири массой 2,4 кг с высоты 600 мм и в последующем опре-
делении объема образовавшейся пыли (частиц крупностью менее 0,5 мм) и
специальном устройстве измерения объёма.
Задача приблизить условия работы лабораторной мельницы к
условиям непрерывной работы промышленной барабанной мельни
цы с постоянной загрузкой по топливу решается в методе опреде-
ления коэффициента размолоспособности ЦКТИ. По методике
ЦКТИ в лабораторную ШБМ загружается 230 см3 угля, и размол
проводится за несколько циклов. Длительность каждого цикла раз-
мола задается такой, чтобы в мельнице образовалось 10% фракций
размером меньше 90 микрон. После каждого цикла готовая пыль
удаляется, а проба дополняется до первоначального веса исходным
углем. Всего производится 8 циклов размола, причем в первые три
цикла достигается стационарный режим по производительности
Величина коэффициента размолоспособности определяется как от-
ношение достигнутой в опыте производительности в стационарном
режиме Вц к производительности при размоле эталонного топлива
(АШ), равной 0,775 г/мин, т. е клоцкти= Вц/ 0,775 [48]. При указанных
методических преимуществах определение клоЦК™ сложнее и более
трудоемкое в сравнении, например, с методикой ВТИ, и широкого
распространения не получило.
Размолоспособность углей изменяется в широких пределах и
зависит от большого числа факторов, среди которых степень мета
‘ 278
морфизма, петрографический состав, содержание внутренней и
внешней влаги, зольность и состав минеральной части. Она также
»ависит от физических свойств, таких как твердость, прочность,
хрупкость, трещиноватость.
Зависимость размолоспособности от степени метаморфизма
имеет различающийся знак в разных интервалах изменения этого
показателя, что показано на заимствованном из [185, 186] рисунке
для углей разных стран, включая Россию (рис. 7.43) и на рис. 7.44,
построенном по усреднённым данным для широкого круга углей
справочника [15] при принятии в качестве степени метаморфизма
марочной классификации углей и топливного отношения FR=Cfix/
V”.
а ♦ Австралия
ж Новая
Зеландия
х ЮАР
х Германия
о США
+ Канада
-Россия
- Колумбия
о Китай
□ Вьетнам
д Индонезия
• Венесуэла
0,62 20
10 FR
Рис. 7.43. Коэффициент размолоспособности углей разных стран от топ-
нипного отношения FRsC’W1 (а) [185] или выхода летучих (б) [186].
Приведённые зависимости соответствуют результатам много-
численных отечественных и зарубежных исследований, в которых
Шпионь метаморфизма оценивается по разным показателям (отра-
жппие витринита, выход летучих в пересчёте на сухое беззольное
279
или рабочее состояние, содержание гигроскопической и общей вла-
ги). В частности, коэффициент размолоспособности каменных углей
высокой степени метаморфизма больше, чем более низкой Д, Г, а
также бурых углей ЗБ и антрацита (по американской классификации
бутуминозных углей выше, чем полубитуминозных и антрацита).
Рис. 7.44. Ко-
эффициент размоло-
способности углей
к»,8™ разных марок и
групп (а) и от топлив-
ного отношения FR
(б).
Для части проб,
где коэффициент оп-
ределён в виде knoOP‘
вти он пересчитан на
к„0ВТИ по (7.21)
Особое внимание обратим на снижение коэффициента размо-
лоспособности при уменьшении реакционных свойств углей (выхода
летучих) в ряду 2СС-Т-А (рис. 7.43-7.45). При поступлении менее
реакционного угля происходит угрубление помола пыли, при том,
что для эффективного сжигания такого топлива требуется более
тонкий помол. Это, при поступлении на ТЭС углей переменного ка-
чества, например, кузнецких углей 2СС и Т, которые в ряде случаев
280
добываются в одном разрезе, вынуждает работать на угле среднего
состава с помолом топлива ниже оптимального.
Рис. 7.45. Зависи-
мость коэффициента раз-
молоспособности низ-
кореакционных углей от
выхода летучих. 1- данные
из [15]. 2 - донецкие угли
[187]
Из-за влияния
других перечисленных выше факторов коэффициент размолоспо-
собности углей одинаковой степени метаморфизма (например, од-
ной марки) и, даже, одного угледобывающего предприятия
и «меняется в большом интервале (рис. 7.44).
Он в значительной мере зависит от петрографического соста-
н(|, правда, степень влияния петрографического состава различает-
• и при разных методах измельчения. Традиционно считается, что
хорошо размалывается витринит (увеличение кло); инертинит и в
Польшей мере липтинит имеют выше сопротивление размолу
(умоньшение кло). Согласно исследованиям американских высоко-
|к»1кционных битуминозных углей [188] влияние петрографического
• ос. шва и конкретно содержания липтинита и обогащённых им ком-
полон гов оказывает даже более сильное влияние на размолоспо-
। область, чем степень метаморфизма.
С ростом зольности размолоспособность разных углей изме-
нится неодинаково, и знак влияния зависит от соотношения коэф-
фициентов размолоспособности собственно угля и минеральных
примесей (рис. 7.46). Более характерное снижение коэффициента
281
кл0 соответствует большему сопротивлению измельчению мине-
ральных примесей по сравнению с угольным веществом.
кЛо
о о
2
1.8
1.6
1.4
1.2
1
0.8
10
1- челябинский. Коркинский разрез. ЗБ
2- кузнечий. разрез Моховской. ДОК-1
3- кузнечий Таллинский разрез. ДГОК-1
4- кузнецкий Бачатский разрез. СС -
5- кузнецкий Киселевский разрез. ССОК-1
б- кузнецкий Междуреченский разрез. CCOK-II
7- кузнецкий Красногооский оазоез. Т
8- ирша-бородинский. 2Б
9- Урюпское месторождение. 2Б
10- азейскии. ЗБ
11- сыллахский (Саха-Якутия), Г
12- нерюнгринскии. КС
ВТИ
9
14
---8
___15
16
О 5
13- Мухенское месторождение
(Хабаровский край). 2Б
14- экибастузскии. разрез Богатырь
15- Приозёрное месторождение. 2Ь
16- Маикубенский разрез. ЗБ
“ до 45 50 55 Ad.%
6
-11
Рис. 7.46. Изменение коэффициента размолоспособности в зависимое! и
от зольности для некоторых углей
Изменение влаги не одинаково влияет на размолоспособносп.
угля. Содержание гигроскопической влаги величина характерная
для заданного топлива, и её содержание закономерно изменяется
от степени метаморфизма угля. Напомним, что определение лабо
раторного коэффициента размолоспособности кло выполняется с
использованием пробы в воздушно-сухом состоянии. Соответсг-
венно, значение W™ не может рассматриваться как независимый
параметр, и изменение коэффициента кло от гигроскопической влп
ги, как и от степени метаморфизма, разнонаправленное в разных
282
диапазонах. В значительной мере это касается и значения естест-
понной для данного топлива рабочей влаги.
Иные результаты наблюдаются в опытах с изменением влаги
конкретной пробы (высушивание и увлажнение). По данным [189]
при измельчении влажного топлива размолоспособность снижается
с ростом влажности (рис. 7.47), вплоть до прекращения размола
Рис. 7.47. Относи-
тельное изменение размо-
лоспособности топлива в
зависимости от его влажно-
сти. 1- печорский уголь. 2-
ПОДМОСКОВНЫЙ. knoW‘ И knoWa-
коэффициенты размолоспо-
собности. определённые при
исследуемой и аналитиче-
ской влажности
В соответствии с рис.7.47 коэффициент размолоспособности
рабочего топлива рассчитывают как knoWr= kno-(Wtr/WrM)m, (7.22)
где кло - лабораторный коэффициент размолоспособности, т-
•мпирический показатель.
Дня размалываемого в мельнице угля с учётом его рециркуляции
используется соотношение [189]:
к" = к
(7.23)
|до Wcp=[Wtr+(Ku-1) Wnn]/Ku, Кц - кратность циркуляции топлива,
W"" влажность пыли.
В отличие от изложенного, в [190] установлено, что зависи-
мое, п-. размолоспособности от влажности конкретной пробы имеет
Ф« фемальный характер (рис. 7.48), и минимальный коэффициент
283
размолоспособности для исследовавшегося каменного (битуминоз-
ного) угля наблюдался при влажности, характерной для пыли в раз-
Рис. 7.48, Зависимость коэффициента размолоспособности угля EI
Cerrejon (Колумбия, W=11,6%, А=7,40/о, V=33,4%, HGI=48)ot влажности (190]
С учётом большого количества влияющих факторов и их неод-
нозначного влияния прогнозирование коэффициента размолоспо-
собности по другим показателям для произвольно взятого угля
представляет сложную задачу. Известные разработки [191], исполь-
зуют большой банк данных и решения многофакторной задачи в не-
явном виде, в частности, в виде программ нейронных сетей. В
качестве наборов переменных в [191] приняты показатели: (a) W-A-
V-St, (б) отражение витринита Ртах-широкий набор петраграфиче-
ских микрокомпонентов, (в) St - Н- A-(O+N/C)-W.
В то же время для конкретных углей получены простые надёж-
ные зависимости по изменению коэффициентов размолоспособно-
сти при изменении их качества, например в зависимости от выхода
летучих для низкореакционных донецких углей [187], от петрогра-
фического состава [184], от зольности для большого количества
разных углей [15]. Возможность такого прогнозирования, помимо
284
приближённого постоянства или закономерного изменения совокуп-
ности характеристик угля в пределах выбранного объекта (месторо-
ждения, марки), объясняется подчинением коэффициента
Размолоспособности закону аддитивности. Помимо специальных
опытов, в которых обоснована возможность определения коэффи-
циента размолоспособности смеси как средневзвешенного по массе
значения этого коэффициента для двух и более составляющих
смесь углей [178,192], закон аддитивности следует и из экспери-
ментально получаемой линейной зависимости коэффициента кло от
ЮЛЬНОСТИ при условии неизменности состава и свойств минераль-
ных примесей в зависимости от их количества. Экстраполяция зави-
симости вида кло= Экло-А^Ькло, где акло и Ькло- эмпирические
коэффициенты, до значения Ad=100% позволяет определить значе-
ние коэффициента кло для породы (рис. 7.49).
Рис. 7.49. Схема опре-
деления коэффициента раз-
молоспособности внешней
породы и угольного вещест-
ва по данным об их значении
для проб угля разной золь-
ности.
Обработка таким образом данных [193] даёт значения клов™=
1.27 для песка и кповти= 3,3-4,0 для глины. В то же время, из-за су-
щественного различия состава и свойств внутренней и внешней зо-
ны (раздел 6.1), не правомочна экстраполяция зависимости до Ad=
0% и принятие полученного значения в качестве коэффициента
|и«эмолоспособности собственно угольного вещества как в [1,55].
Коэффициент угольного вещества рекомендуется определять
при значении внутренней зольности AdBH, которую при отсутствии
285
экспериментальных данных можно принимать А%н=4% для бурых
углей и каменных углей марок Д,Г и Ad0H=7% для каменных углей
более высокой степени метаморфизма.
7.6. Абразивные свойства углей
Наличие твёрдых минералов в угле вызывает износ оборудо-
вания, и знание изнашивающих свойств угля необходимо не только
при проектировании систем топливоподачи и пылеприготовления,
но и в эксплуатации для планирования ремонта и замены элементов
оборудования. Экономический аспект этого должен учитываться при
анализе возможности и последствий применения непроектных углей
и при оптимизации топливного баланса ТЭС, использующих уголь
разных поставщиков.
Как упоминалось в разделе 6.3, принято различать два видя
износа: абразивный и эрозионный. Абразивный износ вызывается
трением (скольжением) твёрдых частиц о поверхность. Он наиболее
характерен для транспортного оборудования, механизмов дробле-
ния и размола угля. Эрозионный износ связан с ударом твёрдых
частиц, транспортируемых потоком газа (воздуха, дымовых газон,
пара) со значительной скоростью. Основные места эрозионного из
носа угольной пылью включают внутренние ограждающие поверх»
ности мельниц, пылепроводов и горелок.
При абразивном износе в максимальной мере изнашиваются
размольные органы. В соответствии с этим для сравнительной ко-
личественной оценки абразивности различных топлив применяются
методы, основанные на измерении потери массы размольных эле-
ментов лабораторной мельницы или контактирующих с углем дви-
жущихся экспериментальных образцов. Отметим при этом, что
износ металла в небольших установках не может быть непосредс!
венно принят как износ элементов оборудования ТЭС из-за разли
286
чин 1з работе и условиях размола. Для оценки реального износа
репных размольных элементов и материалов должны использовать-
и 1арировочные зависимости [194] или применяться достаточно
крупные стенды, в которых реализуется подходящий механизм из-
носи [148].
Для экспериментального определения абразивных свойств уг-
они, по-видимому, наиболее широко используется метод, в котором
определяется потеря массы четырёх металлических ножей, которые
прощаются определённое время в горизонтальной плоскости спе-
ции льного лабораторного устройства в среде испытуемого мате-
риипа (рис. 7.50) при воздушно-сухом состоянии топлива и
Фиксированном дисперсном составе. Количественным показателем
н< шрающей способности служит относительная потеря массы но-
't "Ж А = Дт/гпз, где Дт - суммарная потеря массы ножей в мг; т3 -
масса загруженного в установку топлива. Метод был разработан в
ПОн годы прошлого века в США, известен как метод Yancey, Geer,
I'rlco и принят в качестве стандарта в России, Британии и междуна-
родного стандарта [195а, 1956]. Следует, однако, отметить, что ме-
|"Д и аппаратура в деталях изменялись и полученные в разных
лабораториях результаты численно могут отличаться. Воспроизво-
димость результатов метода оценивается в 10% при А>20 mg/kg и
'mg/kg при А<20 mg/kg. Оценка воспроизводимости для опреде-
ппниЙ, проведенных различными лабораториями, не приводится из-
|п отсутствия сравнительных исследований.
Альтернативные методы исследования абразивных свойств
• «плоят в определении износа размольных органов лабораторной
tmtпилируемой мельницы. При определении абразивности по мето-
ду ЦКТИ используется быстобильная мельница, и в качестве ко-
эффициента абразивного износа Кэ принимается отношение износа
287
(потери массы A GJ мелющих элементов к величине работы W, за-
траченной на привод мельницы Кэ = AG /W, г/(кВт-ч) [1]. В [195в]
определяется износ размольных органов среднеходной мельницы
конструкции Mitsui Babcock. В качестве показателя индекса абра-
зивности AI используется отношение потери массы мелющих эле-
ментов к массе размолотого топлива с размерностью мг/кг
Рис. 7.50. Схема ла-
бораторного устройства
для определения исти-
рающей способности угля
по методу ИСО 12970-97
[195а]
1- корпус, 2- ротор 3-
съёмные ножи, 4- герме-
тичная крышка, 5- электро-
привод, 6- реле времени
Метод Yancey, Geer, Price проще в реализации и эксперимен-
тах и требует существенно меньшего количества топлива, чем при
применении лабораторных размольных мельниц. Так, на экспери-
мент по методу ИСО 12970-97 без дублирования опыта требуется 2
кг, с использованием мельницы Mitsui Babcock - 16 кг. В тоже время,
результаты исследований по этим методам количественно близкие,
что, при отсутствии данных о прямых сравнительных опытах, под-
тверждается похожим изменением показателей А и AI от одинако-
вых факторов.
При исследовании эрозионных свойств угольной пыли она
вводятся в воздушный поток, скорость которого регулируется, и на-
правляется при контролируемых условиях на мишень (эксперимен-
288
। ильный участок). Подобно тому, как при изучении эрозионных
свойств летучей золы (раздел 6.3), измеряется потеря массы ми-
шени, и эрозионные свойства выражаются в мг потери массы на кг
изнашивающего материала [195в]. Абразивный и эрозионный износ
имеют близкий механизм и зависят от присутствия в угле твёрдых
минералов, что определяет не плохую корреляцию эксперимен-
i ильных показателей этих свойств между собой. На рис. 7.51 пока-
шно соотношение этих показателей, полученных при
исследованиях [195в] углей разных стран и континентов.
Рис. 7.51. Со-
отношение пока-
нполя абразивности
(Л) и эрозионного из-
Н'н а (Е). Обработка
ДПННЫХ [195в].
При транспортировке и размоле углей абразивный износ оди-
накового оборудования может различаться в несколько раз из-за
различия расхода углей и их абразивных свойств. Так, измеренные
а лабораторных условиях показатели (индексы) абразивности в на-
ших исследованиях изменялись от 1.9 до 64.8 мг/кг для каменных
ушли (hard coals) и в диапазоне 3.0-50.4 мг/кг для бурых углей
| Юва]. В исследованиях [1966] индекс абразивности, измеренный по
аналогичной методике, для пяти углей ЮАР одинаковой степени
моIаморфизма изменялся в диапазоне 27.2 - 116.8 мг/кг. Похожий
результат получен и при измерении индекса абразивности по износу
размольных элементов лабораторной мельницы (mini-mill test
facility) В исследованиях [195в] с использованием лабораторной
289
мельницы индекс абразивности для 13 углей с разных континентов
измерен в диапазоне Al= 5-102 мг/кг.
Систематических исследований абразивных свойств энергети-
ческих углей в нашей стране, по-видимому, не проводилось, такие
данные не приведены в справочной литературе по энергетическим
углям, отсутствуют разработки по их оценке по другим показателям
топлива. В этой связи, приводимые в таблице 7.7 результаты вы-
полненных в последние годы в УралВТИ исследований абразивных
свойств углей ряда месторождений России и Казахстана, имеет са-
мостоятельную ценность как справочный материал. В тоже время,
диапазон изменения основных показателей, принцип подборки и
объём экспериментальных данных не вполне соответствуют стати-
стическим критериям, и приводимые этой главе для иллюстрации
высказываемых положений корреляционные зависимости должны
уточняться по мере накопления экспериментального материала.
По многолетней практике и по результатам исследований из-
вестно, что высокими абразивными свойствами обладают высоко-
зольные угли. С ростом зольности углей конкретных
месторождений, по-видимому, за редким исключением, абразив-
ность топлива возрастает. Однако, при очевидной закономерности
возрастания абразивных свойств с ростом зольности, абразивность
разных углей и, иногда конкретного месторождения, при одинаковой
зольности существенно различается, и оценка абразивных свойств
только по этому показателю даёт неприемлемую погрешность. Ре-
зультаты исследований УралВТИ для ряда конкретных месторожде-
ний показаны на рис. 7.52; на рис. 7.53 дополнительно приведены
данные исследований с мельницей Mitsui Babcock по данным [195в].
290
Таблица 7.7
Истирающая способность (А) каменных и бурых углей,
определённая по методу ВТИ
Уголь, марка А. мг/кг % std, % sPd. % \Л', %’
Шубаркольский Д 1,9+3,25 2,41 1,9+7,2 4.0 0,3+0,46 0,44 - 43,6+44,4 43,9
мисторожд, Каражира Д 5,2+19,3 14,5 13,2+27,4 20 0,37+0,5 0,4 0,03+0,22 0,07 41,8+50,2 44.9
хакас кис- разрез Изыхский 13,2+64,8 27.5 16,5+29,4 20,7 0,47+0,6 0,51 31,4+37,6 32,9 0,16+0,27 0,23
ские угли, разрез Черно- горский 31,6 22,1 0,6 37,7 0,48
Л шахта Ха- касская 4,2+43,8 33,72 4,4+27,4 21,8 0,37+0,49 0,43 36,3-41,0 38,6 0,09+0,27 0.2
разрез Аба- канский 38,9 22,07 0,5 34,3 0,36
куз- нец- Ленинское шахтоупр. Д 19,0 15,6 0,26 42,6 -
кип уши р-з Головин- ский Д 29,0+34,3 21,9+23,4 0,52+0,59 44,4+49,2 -
месторожд Ка- ракансхое Д 26,9 17,8 0.2 42,1 -
р-з Ольжерас- ский ГЖООК1 33 18,1 0,28 32,5 -
НОДОСИНИНСКИЙ КЖ ОКИ 3.1 12,3 0,54 0,02 24,6
)кибастузский КОН (концентрат) 37,2 31,5 0.6 - 24,3
разрез Недра Ка- шхстана ОС 20,6+24,9 22,88 30,2+65,1 43,7 0,6+0,98 0,75 0,47 14,4+21,3 18,7
инрлнорский 1Б 13,1 13,0 0.4 - •
мухпнский 2Б 7,75 27 0.5 0,12 48,8
бородинский 2Б 9,85 8,5 0,35 0,14 41,8
ургуйский 2Б 13,7 12,5 0,25 - •
ни пуровский 2Б 16,3 18,8 0,41 - •
полчанский 2Б 18,05 48,2 0,27 • 49,2
приозерный 2Б 26,2+29,5 18,3+25,2 1,07+1,18 0,59+0,69 48,4-49,6
М0Ичакский-1 2Б 30,1 13,3 0,5 • 45,9
ппрпясловский ЗБ 3,0+16,8 8.7 4,5+13,8 7,4 0,19+0,51 0,35 0,05+0,09 0,07 45,0+46,6 45,8
маикубенский ЗБ 9,25+16,4 12,83 20,9+25,8 23,35 0,4+0.46 0,43 0,07 38,6+42,7 40.9
нкино-ключевской ЗБ 7,0-22,9 17,1 12,1-17,2 14,4 0,6-1,9 1.21 - 39,3-40,8 40,0
чплнбинский ЗБ 50,4 46,0 1,07 - 46,1
291
Таблица 7.7 (продолжение
Истирающая способность (А) каменных и бурых углей,
определённая по методу ВТИ
Уголь, марка А, мг/кг SiO2. % А12О3 % Ее20з % и вгл 'ПО
Шубаркольский Д 1,9+3,25 2,41 40,9+59,5 54,15 22,9+31,0 25,53 5,7+7,3 7,08 1,26+1,31 1,29
месторожд. Каражира Д 5,2+19,3 14,5 39,5+55,1 52,5 19,6+32,1 29,3 3,8+32,8 9.2 1,19+1,43 1,29
хакас кас- ские угли, Д разрез Изыхский 13,2+64,8 27,5 49,7+65,8 54,55 25,2+29,8 27,75 8,8+11,5 8,85 1,04+1,45 1,36
разрез Чер- ногорский 31,6 53,1 27,8 7.1 1,35
шахта Ха- касская 4,2+43,8 33,72 36,76+48,4 42.82 19,47+37,7 24,21 7,9+23,89 15,61 0,91+1,17 1,02
разрез Аба- канский 38,9 47,1 25,3 8,7 1,33
куз- нец- кие угли Ленинское шахтоупр. Д 19,0 64,6 21,8 4,4 1,55
р-з Головин- ский Д 29,0+34,3 60,5+60,9 23,0+26,4 7,0+8,5 1,1+1,16
месторожд Ка- раканское Д 26,9 49,4 29,9 7,1 1,25
р-з Ольжерас- ский ГЖО OKI 33 54,62 21,54 6,81 1,31
подосининский КЖОКП 3.1 45,18 30,31 4,43 -
экибастузский КСН (концентрат) 37,2 64,2 20,0 10,8 1,31
разрез Недра Ка- захстана ОС 20,6+24,9 22,88 57,1+62,1 59,93 27,7+30,5 29,0 2,9+6,9 4,75 1,62
харанорский 1Б 13,1 - - - 1.15
мухенский 2Б 7,75 53,85 23,64 7,28
бородинский 2Б 9,85 46,3 12,8 8.5 -
уртуйский 2Б 13.7 - - 1,26
татауровский 2Б 16,3 • • - 1.15
волчанский 2Б 18,05 51,06 33,9 3.74 1.47
приозерный 2Б 26,2+29,5 50,9+54,2 24,6+26,3 6,77+7.1 1.08-1,12
кайчакский-1 2Б 30,1 41,2 12,63 15,21 0,9
переясловский ЗБ 3,0+16,8 8.7 31,4+56,7 44,05 3,7+19,1 11.4 16,8+27,1 21,95 1,58+1.78 1.67
майкубенский ЗБ 9,25+16,4 12,83 56,9+58,5 57.69 24,2+26,9 25,56 4,52+8.8 6,66 1.08+1,29 1.18
окино-ключевской ЗБ 7,0-22,9 17,1 50,3-54,9 53,35 26,7-30,4 27,7 6,1-15,8 10,8 1,1-1,21 1,18
челябинский ЗБ 50,4 58.3 27,0 6.2 1,23
292
Рис. 7.52. Абразивность углей в зависимости от зольности
I корреляционная зависимость для совокупности анализировавшихся углей; 2
шиисимость для совокупности хакасских углей. Угли: 3- майкубенский; 4 шу-
Пмркольский; 5- переясловский; 6 - челябинский; 7 - ольжерасский, 8- экиба-
риментальные значения
и линейная корреляция
в исследованиях Урал-
ВТИ, 2- то же по данным
[195в]
Рис. 7.53. Исти-
рающая способность А
и индекс абразивности
AI в зависимости от
зольности. 1 - экспе-
293
Абразивные свойства АсМ смесей углей обладают свойством
аддитивности [178] и могут быть определены как АСм=А1-г<,1+А2-г'л
где Ат и rdr коэффициент абразивности и доля в смеси первого угли
в пересчёте на сухую массу топлива, А2 и rd2- коэффициент абра
зивности и доля в смеси второго угля.
Применительно к энергетическим углям вслед за Е. Рааском
[137, 139] широко принято, что абразивный износ вызывает только
относительно небольшая доля минеральной части угля, которой
имеет твёрдость выше, чем углеродистая сталь. К их числу, прожди
всего, относятся кварц, пирит и полевые шпаты. При этом считает-
ся, что собственно угольное вещество и глинистые минералы, кото
рые составляют, обычно, большую долю минеральной части,
относительно мягкие и не влияют в существенной мере на абразив
ный износ, также как степень метаморфизма и петрографические
различия углей.
Твёрдость основных минералов, входящих преимущественно п
состав внешней породы углей, по шкале Моос (Moh’s scale) приве-
дена в таблице 3.6 и со сведениями о коэффициенте пересчёта и
эквивалентный кварц дублируется в табл. 7.8 (в десятибалльной
шкале твёрдости минералов Моос относительная твёрдость изме-
няется от 1 для талька до 10 для алмаза).
Из таблицы видно, что основные твёрдые минералы в боль
шинстве углей: кварц SiO2, полевые шпаты и для высокосернистых
углей пирит FeS2.
В соответствии с этим подходом для сравнительной оценки
абразивных свойств углей, в частности, используется вариант фор-
мулы Е. Рааска [197а] с расчётом показателя абразивных своЙСтп
Ale в виде Ale = qc + 0,5-рс + 0.2-Ас, (7.24)
где qc, рс и Ас, % - содержание кварца, пирита и золы в угле,
294
По расчётному индексу угли ранжируются на 4 категории:
< 4 мало абразивный
4 -8 средне абразивный
8-12 высоко абразивный
>12 исключительно абразивный
Таблица 7.8
I вбрдость основных минералов в составе углей и углеродистой стали
Соединение Твёрдость по шкале Моос Коэффици- ент пере- счёта в эквива- лентный кварц
кварц SiO2 7,0 1.0
рутил ТЮ2 6,0-6.5 0,31-0,55
пирит FeS2 6,0-6.5 0,31-0,55
калиевые, натриевые и кальциевые полевые 111ПИГЫ, плагиоклазы, в том числе: ортоклаз, микроклин К2ОА12Оз-68Ю2 альбит Na[AISi3O9] анортит CaOAI?O3-2SiO2 6,0 0,31
магнетит FeFe2O4 5.5-6,0 0.16-0,31
гематит Fe2O3 5.0-6.0 0.16-0.31
лимонит FeOOH ( Fe?O3 nH2O) <5.5 <0.16
низкоуглеродистая сталь 5,0- 6,0
сидерит FeCO3 4.0-4.5 0,042-0,047
доломит Са,Мд(СО3)2 анкерит Ca(Mg,Fe)(CO3)2 3.5-4,0 0,038-0,042
ангидрит CaSO4 3.5 0,038
кальцит СаСО3 3,0 0.036
уголь 1,0-3,0 - •
1 Hl IV Zn2k/ глинистые минералы, в том числе U.UU21
монтмориллонит ni{Mg3[Si40ioHOH]2}p{(AI.Fe3*)2(Si40io][OH]2}- иН,0 1,0-2,0 0-0,0021
иллит (AI(OH)2 (Si.AI)2O5) 1.0-2,0 0-0,0021
каолинит AI2Si2O5(OH)4 1.0 0 I
11ри отсутствии экспериментальных данных количество пирита
in и н к родственно рассчитывается по содержанию в угле пиритной
(iiipi'i Sp'1 (pc=1,873 Spd) или приближённо [137] в зависимости от об-
щий юры Std как pc=1.3 (S,d-0,3). Предлагаемый автором метод
оценки доли пиритной серы дан в главе 9. Для оценки содержания
мил|)Цп используются приближённые зависимости от химического
295
состава минеральной части, обычно по предложению Е. Рааска кам
qc=Ad (Si02-1,5 AI203)/100 (форм. 6.19). Поскольку угли содержат oi
личающиеся алюмосиликатные минералы в разной пропорции и со-
отношение SiO2/AI2O3 в них разное, для конкретных углей и их
совокупностей могут применяться другие оценочные соотношения.
Вместе с тем, полученные в исследовании [195в] результаты
для совокупности углей разных стран показали, что прогнозировп
ние по расчётным сведениям о содержании пирита и кварца но
обеспечивает заметных преимуществ по сравнению с зависимостью
от зольности. Подобное заключение делается и по результатам об
работки приведённых в таблице 7.7 данных УралВТИ.
Совершенствование в последние годы методов прогнозировп
ния абразивных свойств углей по другим характеристикам топлипп
на базе представлений об исключительной роли при износе но»
большого количества твёрдых минералов включает эксперимон
тальные исследования при помощи компьютеризованной
электронной микроскопии, например по методу CCSEM, который по
зволяет идентифицировать минералы, определить их размеры, сю
пень ассоциированности с угольным веществом. При
прогнозировании учитывается размер абразивных частиц и разли
чия в их твёрдости.
Для учёта различия твёрдости минералов используется экви-
валентное содержание кварца, которое определяется суммиропи
нием произведений количества каждого минерала на коэффициент
пересчёта, нелинейно зависящий от твёрдости по шкале Моос
(табл. 7.8). Для наиболее распространённых минералов принимаю!
ся усреднённые коэффициенты пересчёта. Например, по (19/о
197b] эквивалентный кварц рассчитывается КЯК
Vh=Vq+0,3V(s+0,047^+0,03А/с, где Vq, Vfe, Von, Vc - соответственно
296
тпичество кварца, полевых шпатов, глинистых минералов и карбо-
HlllOII
Хорошая корреляция абразивных свойств каменных углей в
1мписимости от объёмной доли твёрдых минералов, включая поле-
нып шпаты и гранат, крупнее определённого размера (рис. 7.54),
пнетние твёрдые минералы >25 мкм, % об.
получена, в ча-
стности, в
[195в].
Рис. 7.54. Ко-
реляция абразив-
ных свойств в за-
висимости от сум-
марного коли-
чества крупных
твёрдых минера-
лов [195в].
1пкой метод прогнозирования абразивных свойств имеет практическое
вничпнип, при условии, что сведения о составе и размерах минеральных вклю-
IfniiHH «ходят в число обязательных и широко доступных характеристик энерге-
1НМ»н них углей. Такая тенденция в мире очевидна при том, что они
inнн. »уются как исходные данные для прогнозирования разнообразных
hM'iii< in углей и работы оборудования, в частности шлакующих и эрозионных
||11Й< hi летучей золы, работы электрофильтров, выгорания и других. Пока ис-
<»!♦•ч. к тинный метод получения исходных данных (технология CCSEM) дороже
ВДнжное, чем проведение непосредственных исследований абразивных
Цп||| tn и в отечественной энергетике вообще не применяется.
Имеете с тем, результаты выполненных в УралВТИ и позже
||ипп] исследований показывают определённую зависимость абра-
•инных свойств от показателей, не связанных с характеристиками
крупных 1Вёрдых минералов. В литературе также отмечается повы-
297
шейная абразивность антрацита и в трое более высокая абразии
ность кокса.
Логично полагать, что абразивные свойства углей, как инстру
ментов, других материалов и пород помимо количества и свойств
абразивных зёрен зависят от прочности удержания абразивного
зерна связкой, то есть от прочности связки между минеральными
зёрнами. Кроме того, энергия частиц в насыпке при перемещении
зависит от средней плотности материала.
Подобный подход используется для горных пород, например,
при оценке коэффициента абразивных свойств осадочных пород по
методу Schimazek и при прогнозировании износа бурильного инет
румента [1976, 197в]. В последнем случае срок службы инструмент а
прогнозируется в зависимости от индекса абразивности породы
(Rock Abrasive Index, RAI), который равен произведению эквива
лентного содержания кварца на прочность породы на сжатие при
объёмном разрушении с поправками на геологические условия за
легания, характеристику породы и тип составляющих минералов. В
более ранней разработке коэффициент абразивных свойств оса
дочных пород Fschim по методу Schimazek рассчитывается как Fschim
= (Vh-dqu-Ot)/ 100, то есть равен произведению эквивалентного со-
держания кварца Vh,% на средний размер зёрен кварца или основ
ного прочного минерала dqu, мм и на величину прочности породы
при растяжении at, Мпа.
Как отмечалось в разделе 7.5 механические воздействия на
топливо при его транспортировке, дроблении и размоле не могу|
быть сведены к какому-либо одному определенному роду. Поэтому
применительно к ТЭС используют характеристики, в основе которых
лежит разрушение под действием совокупности усилий, и в качество
298
основного показателя прочностных свойств углей для пылеугольных
IЭС используют комплексный показатель размолоспособности.
Имеются исследования, в которых установлены определённые
.ншисимости индексов размолоспособности и абразивности, напри-
мер [198а, 1986]. По-видимому, соотношение этих показателей сле-
дует рассматривать с различных точек зрения. Во-первых, априорно
очевидно, что хорошей положительной зависимости этих показате-
лей для конкретного угля разной зольности не может быть. С ростом
юльности угля его абразивные свойства, как правило, увеличива-
югся (рис. 7.52). В то же время коэффициент размолоспособности
IК «I или кловти может как уменьшатся, так и возрастать в зависимо-
<ли от соотношения размолоспособности угольного вещества и по-
роды (рис. 7.46). То есть, для конкретных углей коэффициенты
корреляции могут иметь разную величину и знак. На рис. 7.55 до-
полнительно для примера показано изменение этих показателей
дин угля разной зольности месторождения Каражира. Видно, что с
|ик:|ом зольности абразивность увеличивается при том, что уголь
вти легче размалывается (увеличивается
ло коэффициент размолоспособности).
1,5
1,0
Рис. 7.55. Изменение коэффициента
размолоспособности и абразивности в зави-
симости от зольности угля Каражира
,%
В отличие от этого для разных углей (совокупности усреднён-
ной по месторождениям данных) абразивность угля уменьшается
при увеличении коэффициента размолоспособности и учёт этого
i|mi'iopii улучшает оценку показателя IA по сравнению с оценкой
llillliKO по зольности (рис. 7.56).
299
Рис. 7.56. Зависимость индекса абразивности от зольности (а), коэффи-
циента размолоспособности (б) и показателя РА»к. учитывающего зольность и
коэффициент размолоспособности, для совокупности усреднённых данных по
углям разных месторождений. 1 - усреднённые по месторождению эксперимен-
тальные данные, 2 - линейная корреляция, 3 - диапазон среднего отклонения
Так, среднее по модулю отклонение линейной корреляции от
зольности для десяти месторождений составляет S=±6.75 мг/кг, от
коэффициента размолоспособности S=±6.2 мг/кг и при линейной
корреляции от этих двух факторов S=±5.3 мг/кг. В последнем случав
уравнение корреляции или показатель оценки для использованной
совокупности данных имеет вид PA.k=0.4+0.56 Ad-33.0/kno.
Указанное видимое противоречие, а именно пренебрежимое
влияние коэффициента размолоспособности для конкретных углей
и заметное влияние этого фактора для совокупности углей, на наш
взгляд объясняется тем, что при изменении зольности конкретного
угля размолоспособность (прочность) собственно угольного веще-
ства и породы и, соответственно, прочность их ассоциации с абра-
зивом остаются неизменными. Для совокупности углей изменяется
размолоспособность не только угля в целом, но и размолоспособ-
ность (прочность) составляющих уголь угольного вещества и поро-
ды.
300
Эти исследования подтверждает, что, для прогнозирования
пПрпэивности произвольного угля определение только количества и
• илист в внешних твёрдых минералов может оказаться недостаточ-
ным. поскольку их присутствие в небольшом количестве не опреде-
лил i прочность материала. Для выяснения зависимости
нбрцзивности угля от соотношения прочности угольного вещества и
минеральных включений, а также прочности их связи с абразивом
q'обуется проведение дополнительных исследований.
Для исследованной совокупности проб (рис. 7.52) зависимость
• и зольности (коэффициент линейной корреляции г = 0.23) и от рас-
пилено по уравнению 7.24 показателя 1Ас и разброс эксперимен-
। ильных значений (средняя погрешность по зольности S=±10 мг/кг)
• ущоственно хуже, чем в приводится в публикациях, например
| lufin] Несколько лучше, но также неудовлетворительная, зависи-
мо' и. для усреднённых по месторождениям проб.
Из анализировавшихся факторов для исследованной совокуп-
II*и in проб наибольший коэффициент линейной корреляции г, кото-
рый больше критической величины коэффициента Пирсона
(Pnriieons Correlation Coefficient, PC), наблюдается в зависимости от
I лдпржания железа в сухом состоянии угля (Fe2O3)d. Для этого пока-
ык1Л»| коэффициент г=0.43 при РС=0.325 и уровне значимости
М Л Об. В то же время, исследованные угли имели низкое содержа-
lim* пирита FeS2 и значимое влияние железа не объясняется ростом
|й1дьржнния абразивного пирита. Зависимость абразивности от об-
1Н<1Н) «одержания железа существенно лучше, чем от пиритного
(ри« / 57). Подобный результат получен и при анализе данных по
усредненным по месторождениям значениям, где наибольший ко-
•ффиционт линейной корреляции также получен в зависимости от
рП|цнго содержания железа в угле в сухом состоянии (таблица 7.9).
301
Рис. 7.57. Зависимость абразивности от содержания железа общего (1) и
от железа в составе пирита (2) в пересчёте на оксид Ре20з
Таблица 7.9
Сравнение коэффициентов линейной корреляции влияния отдельных факторов
"г" и средней по модулю погрешности “ S=(£|A-AP3C4|)/N" оценки абразивности
углей в опытах УралВТИ и по обработке данных [195в]
Показатель Статистические показатели
Опыты УралВТИ* По Г195в]
г S г S
Критическая величина г по коэффициенту Pearson 0.325 / 0,765 0,684
Ad. % 0.301/0.28 9.07/6.75 0.544 12,89
НАс 0.339/0.166 8.79/7.242 0.564 12,96
US-O^ % 0.282/0.176 9.22 / 7.04 0,579 12,87
(Fe2O3)a, % 0.521/0.523 7.04/5.05 0,175 17,81
|(CaO+MgO)d, % 0.159/0.64 9.32/4.11 0,002 20,2
Spd,% - - 0,369 16,143
I vV%~~ 0.152/0.158 9.8/7.37 0,378 16,3
* для опытов УралВТИ в числителе обработка данных по 18 углям (усреднён-
ные данные по 10 месторождениям и единичные пробы по 8 месторождениям),
в знаменателе для 10 усреднённых данных по месторождениям.
Вместе с тем, для конкретных угледобывающих предприятий и
месторождений выявленная закономерность не является общей.
Например, значимая зависимость абразивности от общего содержа-
302
пин железа наблюдается (рис. 7.58.а) для хакасского угля шахтной
добычи (шахта Абаканская). Для этого угля коэффициент линейной
корреляции от общего железа г=0,87 и менее г<0.2 от пиритного же-
нина при г=0,56 от зольности и 0,34 от содержания кремния. В тоже
промя для угля этого месторождения с другого угледобывающего
Предприятия, а именно, открытого разреза Изыхский корреляцион-
ння зависимость лучше от содержания кремния (рис. 5.58..6). Ко-
н|)фициент линейной корреляции от общего железа г=0,26 при
। 0,62 от зольности и 0,72 от содержания кремния. При этом корре-
ляционная зависимость от кварца, рассчитанного по формуле Е.
1*й0ска (qc=Ad(SiO2 -1.5 А12О3)/100, %) и другим эмпирическим зави-
• имостям, значительно хуже, чем от показателя (SiO2)d.
Рис. 7.58. Зависимость абразивности от содержания общего железа в ха-
кй< < ком угле шахты Абаканская (а) и от содержания кремния в хакасском угле
|>>1 ||)ОЗЛ Изыхский (б)
По имеющимся данным не найдено показателей, по которым
корреляция абразивности лучше от содержания того или иного хи-
мического элемента золы. Отметим лишь, что для исследованных
уин1и более высокий коэффициент линейной корреляции от содер-
жания железа получен для углей с низким соотношением SiO2/AI2O3.
303
В силу не одинакового влияния состава золы на абразивнсть
для индивидуальных углей, для иного, чем в наших опытах сочета-
ния месторождений, значимо влияющие показатели могут разни
чаться. В частности, обработка данных [195в, 1966] показала болео
значительное влияние содержания кремния (табл. 1), что дополни-
тельно согласуется с расчётным и экспериментальным [1966] или
расчётным [195в] содержанием кварца.
В анализировавшейся совокупности данных коэффициенты
линейной корреляции абразивности от свойств органической части
низкие, то есть расположены в области, где взаимосвязь результа-
тов не признаётся существенной. Вместе с тем, по знаку влияния и
по повторению результатов для разных совокупностей данных пол-
ностью исключать эти факторы, вероятно, не стоит. Особенно это
касается влияния высокой степени окисленности, когда по единич-
ным измерениям уголь обладает низкими абразивными свойствами.
Влияние степени метаморфизма на абразивность, скорее всего,
имеет не монотонный характер. На стадии низкой степени мета-
морфизма переход от бурых к реакционным каменным углям со-
гласно нашим опытам и литературным источникам сопровождается
увеличением абразивных свойств. Учёт этих факторов при много-
факторном анализе позволяет несколько повысить статистичесие
показатели оценки абразивности [196а].
В силу сложной зависимости от разнообразных факторов ис-
пользование единого расчётного показателя оценки абразивности
по широко доступным сведениям для широкой гаммы углей, оче-
видно, не оптимально, и для конкретных углей может давать непри-
емлемую погрешность. Кроме того, при ограниченном объёме
экспериментальных данных в силу многочисленности влияющих
факторов статистически похожие результаты могут быть получены
304
при использовании разных показателей. На рис. 7.59 показано срав-
нпнио имеющихся экспериментальных данных по абразивности А с
ицпнкой по линейной корреляционной зависимости, для вывода ко-
Тпрой [196а] использованы сведения о количестве балласта (золь-
ttiK.ib, А1, %), составе балласта (содержание железа, Fe2O3, %),
t липни метаморфизма угля (отношение С/Н) и его относительной
пии< ионности (OKQ, %):
At'^O.OI Ad(5,37-Fe2O3+27.3)+1,09(С/Н)-0,51 -OKq-7,4. мг/кг (7.25)
Использование в корреляционной зависимости показателей
внЛимости А'! и содержания железа Fe2O3 предполагает, что для со-
Иоиупности углей их рост, соответственно, сопровождается ростом
«• «держания кварца, полевых шпатов и пирита, кроме того, количе-
ОТВО железа максимально влияет на плотность угля. При отсутствии
•»»•« пориментальных данных по относительной окисленности углей
• >К , показатель оценивается по данным об элементном составе
(•лини 11).
Применение подобного анализа и зависимостей целесообраз-
)|п дли выявления влияющих факторов и в качестве первого при-
Пнижония для выявления углей с экстремальными абразивными
305
свойствами. По мере накопления экспериментальных данных, как
отмечалось, они должны уточняться.
Таким образом, следует признать, что на сегодняшний день
нет метода прогнозирования абразивных свойств по широкодоступ-
ным (справочным) сведениям для произвольного угля. Эксперимен
тальное определение индекса абразивности достаточно простое и, очевидно,
что прогнозирование этого показателя с использованием уникальных дорогих
методов идентификации внешних минералов, как отмечалось выше, имев»
смысл только в научном плане или, если результаты этих исследований ис
пользуются также и для других целей, например в модели шлакования.
В тоже время, достаточно достоверно и просто абразивные
свойства могут прогнозироваться для конкретных исследованных
месторождений. Такое прогнозирование имеет практическую значи-
мость, например, при оптимизации топливного баланса в части вы-
бора оптимальной зольности или состава смеси. Достоверность
результатов при использовании доступных простых показателей
обусловлена закономерным изменением характеристик минераль-
ной части в зависимости от других показателей и, прежде всего, от
зольности.
Так, для упоминавшихся хакасских углей шахты Абаканская и
разреза Изыхский, средняя погрешность S=(Z|A-ApaC4|)/N оценки аб-
разивности в зависимости от общего содержания железа (рис.
7.58.а) и кремния (рис. 7.58.6) соответственно составляет S=5.9
mg/kg и S=8.4 mg/kg. Использование дополнительных показателей
(зольность Ad, коэффициент размолоспособности к(0) при анализе от
двух факторов позволяет получить погрешность на уровне или ниже
погрешности воспроизводимости опытов: S=1.7-4.7 мг/кг для угля
шахты Абаканская и S=2.1-5.5 мг/кг для угля разреза Изыхский, и
полученные уравнения регрессии могут использоваться для прогно-
306
щрования абразивности партий угля с отличающимися технически-
ми характеристиками.
7.7. Теплофизические характеристики
Из теплотехнических характеристик углей в практических рас-
чНтпх наиболее часто используют сведения о теплоёмкости, тепло-
проподности и температуропроводности. Величины,
характеризующие теплофизические свойства, связаны зависимо-
। н.ю:
а = X/cda (7.26)
i/i« а — коэффициент температуропроводности, м2/ч; л — коэффи-
циг1Н1 теплопроводности, ккал/(м • ч • град) или кДж/(м • ч град); с -
удильная теплоемкость, ккал/(кг • град) или кдж/(кг • град); da — ка-
жущаяся плотность, кг/м3.
11еобходимо учитывать, что теплофизические свойства топлива зависят
и» |ол1»ко от содержания в топливе основных его составных частей (органиче-
|И(н<> вещества, минеральных примесей, влаги) и их состояния, но и от темпе-
|iei итого уровня, в зависимости от которого уголь может претерпевать те или
цып физико-химические и структурные изменения с тепловыми эффектами.
pHiipoc влияния температуры на теплофизические характеристики, которые
(рпПуются для расчёта высокотемпературных процессов, здесь не рассматри-
|»нчи1, хотя в таблицах в ограниченном объёме такие сведения приводятся.
Теплоёмкость. Различают истинную теплоемкость при фикси-
|н тинной температуре и теплоемкость в пределах заданных темпе-
imiyp Ь— t2, которую называют средней теплоемкостью.
I «шюбмкость твердого топлива с достаточной точностью можно
Пчиппь аддитивной суммой теплоемкостей его составных частей:
рркщической массы с0, минеральных примесей см и влаги с«:
<: 0.01-(co-(100-Wlr-Ar)+cw Wtr+cM Ar), ккал/кг°С (7.27)
I еплоемкость минеральных примесей топлива в 4-5 раз мень-
|пи жплоёмкости влаги, меньше теплоёмкости органической части и
307
изменяется в сравнительно узких пределах 0,18-0,2 ккал/кг-С (0,75-
0,85 Дж/г-К). Соответственно, теплоёмкость сухого угля меньше теп-
лоёмкости его органической части, и для высокозольных углей раз-
ница достигает 15% относитель-
ных (рис. 7.60).
Рис. 7.60. Сравнение значений те-
плоёмкости органической части топлива
Со=0,189С+0.874Н+0.491 N+0,215S+0.36O,
рассчитанной по элементному составу
(186] для углей из справочника [15] и те-
плоёмкости сухого угля сбтл как
cdTn=0,01 (Со (100-Ad)+0.19 Ad],ккал/кг- С
(7.28)
В литературе сведения о те-
плоёмкости углей приводятся как на сухое, так и на сухое беззоль-
ное состояние не всегда со ссылками на используемое состояние.
Соответственно неоправданно вводятся или не вводятся поправки
на теплоёмкость минеральной части. При использовании сведений
о теплоёмкости угля на сухое состояние для расчёта теплоёмкости
рабочего состояния формула (7.30.а) имеет вид:
с',„= 0,01 [сатл-(10O-W/J+Cw-W,'), ккал/кг°С (7.29)
Значения измеренной теплоёмкости воды в угле изменяются в
широких пределах (по приводимым в [1, 199] сведениям с«=0,36-1,0
ккал/кг-°С). Результаты измерения энтальпии и теплоёмкости воды в
угле служат одним из экспериментальных доказательств присутст-
вия в угле воды с отличающимися свойствами: так называемой не
замерзающей (связанной) и обычной свободной влаги [28, 200].
Разница экспериментальных значений теплоёмкости Cw, очевидно,
обусловлена проведением опытов с углями при неодинаковых час-
тях связанной и внешней влаги.
308
В отечественной практике изменением теплоемкости воды,
иыэоанной ее взаимодействием с топливом, пренебрегают, и тепло-
•мкость воды, находящейся в топливе, принимается равной cw=1,0
нклп/кг °С. По нормативному методу теплового расчёта [31, 84] теп-
лоемкость угля в рабочем состоянии рассчитывается как
с'1П= 0,01[cdTn-(100-Wtr)+ Wtr), ккал/кг °С (7.30)
Рекомендуемые нормативным методом значения cdTn приведе-
ны и габл. 7.9. Теплоемкость органической части (и сухого угля) за-
писи i главным образом от ее химического состава и строения и, как
иидно из таблицы 7.9 уменьшается с ростом степени метаморфизма
VI ЛИ,
Таблица 7.9.
Средняя теплоёмкость угля в сухом состоянии cTnd и золы СзЛ [31,84]
материал теплоёмкость угля и золы ккал/(кг °С) / кДж/(кг-К) при указанных ниже температурах (°C)
0 100 200 300 400
Пу|ц.и| угли 0,26/1.09 0,3/1,26 0,35/1,47 •
• нм угли марок Д-СС 0,23/0,96 0,26/1,09 0,3/1,26 0.34/1,42 •
0,22/0,92 0,23/0,96 0,25/1,05 0,27/1,13 0,28/1,17
«••ИИ угля - 0,193/0.808 0,202/0,846 0,21/0,879 0,215/0,9
В литературе также приводятся подобные результаты в зависимости от I содержания углерода (рис. 7.61 .а), снижения выхода летучих (рис. 7.61.6)
н । ндоржения водорода.
Не рис. 7.61.6 также приведены расчётные значения плотности, рассчи-
iiihiii.io по двум из приводимых в литературе регрессионных уравнений в зави-
|ИМ<>ОТИ от выхода летучих (форма уравнений и ссылки приведены на рисунке).
И | will) приводится уравнение расчёта теплоёмкости по данным об элементном
V"i)i <1п«1 с использованием закона Коппа и Неймана, который предполагает, что
!пмы входят в соединения с той же теплоемкостью, которую они имеют в сво-
ы'дном состоянии:
(ОНвЭ-С^’+О,874-Hram,+0.491 -N^'+O,36-Omn*+0.215 8тт/).ккал/кг°С (7.31)
Но формуле (7.31) выполнены расчёты для совокупности углей из спра-
«n uHihu [15] при использовании усреднённых данных сухого беззольного со-
|1111Н«ИЯ вместо сухого состояния без минеральных примесей. Отметим, что,
309
хотя признано, что закон Каппа не подтверждается, в данном частном случае
он даёт полное качественное соответствие экспериментальным данным (срав-
нение линии 1 и точек позиции 4 на рис. 7.61.6).
Рис. 7.61. Теплоёмкость сухого беззольного угля, а- от содержания угле-
рода (200], б- от содержания летучих. 1- диапазон изменения в оригинале (186],
2,3- расчёт по данным о выходе летучих [1, 199], 4- расчёт по данным об эле-
ментном составе (186]
Для количественного сравнения со справочными данными определены
средние значения по группам углей. Сравнение рассчитанных и справочных
данных по теплоёмкости приведено в табл. 7.10.
Таблица 7.10.
Теплоёмкость угля в сухом состоянии с™6 и углеродосодержащих веществ
материал теплоёмкость угля и золы ккал/(кг-°С)
расчёт по (7.28 и 7.31) расчёт по поз.2 рис. 7.61 и далее по (7.28) расчёт по поз.З рис. 7.61 и далее по (7.28) (31.84] иные источ- ники
бурые угли 0.249 0,289 0,254 0,26*
каменные угли марок Д-СС 0.234 0.267 0,238 0,23’ 0.28-0.3“
тощие угли и антрацит 0,211 0,235 0,213 0,22’
кокс 0,2’”
графит 02.»
- при 0°С. **- О...1ОО°С, ***- при 20°С
310
Теплопроводность. В практике используются сведения как о
• мплопроводности собственно угля (“материала”, в куске), так и теп-
лопроводности слоя, насыпки угля. В ряде литературных источни-
ки включая справочники, отнесение приводимых данных к куску
ИЛИ слою не оговаривается, хотя теплопроводность “монолита" при
пПычных условиях выше, чем слоя или измельчённого угля (напри-
мор, теплопроводность пыли каменного угля в 1,6-2,0 раз ниже, чем
m i триала угля), и не все факторы влияют одинаково.
В куске угля, представляющем дисперсный материал, переда-
чл юпла осуществляется одновременно в разных средах: твёрдой,
жидкой и в газе. В качестве удобной количественной характеристики
шплопроводности используют эффективный (эквивалентный) ко-
эффициент теплопроводности Лэ, определяемый как коэффициент
урипнония Фурье:
q= Xa-At/Al, ккал/м ч-°С (7.32)
|де q, ккал/м2-ч- удельный тепловой поток, At,°C- перепад тем-
iit'pniypbi на длине AI, м.
' )кспериментальные данные по теплопроводности дают плохо
in и производимые результаты из-за взаимного влияния многих фак-
inpoii, в том числе не учитываемых. Например, результат сущест-
iiiiiiiii) может зависеть от неоднородности структуры или ориентации
Цмиюдуемого куска (направления трещиноватости). В силу сказан-
н...роль некоторых факторов при однофакторном анализе тракту-
П1М не одинаково. По исследованиям [201] для прогнозирования
Шинопроводное™ целесообразно использовать зависимость от
ipn* факторов, например для совокупности лигнитов, суббитуми-
IIiiiiii.ix и битуминозных углей от содержания влаги, зольности и
• уммы C+V.
311
В зависимости от степени метаморфизма каменного угля ко-
эффициент изменяется мало, но он значительно возрастает для
антрацитов [186, 201, 202] и в определённой мере для бурых углей.
В частности, по [202] теплопроводность бурого угля - каменного уг-
ля - антрацита составляет соответственно Лэ= 0,38 - 0,215 - 0,295
ккал/м-ч-град. По другим данным теплопроводность углей в ряду Г-
Ж-К-ОС монотонно возрастает от 0,187 до 0,24 ккал/м ч-град. Для
американских углей [186] коэффициент Лэ=0,144-0,252 для битуми-
нозных углей и 0,18-0,324 ккал/м ч-град для антрацитов.
С ростом зольности и влажности теплопроводность углей рас-
тёт. Кажущаяся плотность угля, в том числе, характеризует его по-
ристость и соотношение теплообмена через твёрдую и
газообразную фазу. С ростом кажущейся плотности для каменных
(битуминозных в США) углей и антрацитов теплопроводность уве-
личивается, что дополнительно иллюстрируется рис. 7.62. Повы-
шенная теплопроводность бурых углей, по-видимому, связана с их
более высокой влажностью.
Рис. 7.62. Зависи-
мость эффективной теп-
лопроводности каменных
углей и антрацита от плот-
ности [1] (буквами указаны
марки углей).
Т еплопроводность
в слое (насыпке) угля в
первую очередь зависит
от порозности и насып-
ной плотности слоя и
изменяется в зависимости от внешних факторов. В моделях тепло-
обмена в слое, суммируют результат теплопередачи в разных сре-
312
/щх по разным механизмам. При этом в качестве исходных данных,
и первую очередь, принимается характеристика засыпки и тепло-
проводность материала угля. Влияние порозности помимо измене-
нии соотношения теплообмена через твёрдую и газообразную фазу,
проявляется в изменении числа контактов кусков NK. В первом при-
ближении для частиц шаровой формы оно оценивается как [196]:
NM=(0,693-n)/0,0372. (7.34)
Дополнительную роль при теплообмене в слое может играть
конвекция в газовой фазе и явление взаимосвязанного переноса те-
нии и >i и влаги во влажных дисперсных средах (термовлагопровод-
iioi.ii.) [1]. При повышенных температурах заметную долю
• 'H iявляет лучистый теплообмен.
В инженерных расчётах теплопроводность угля в слое прини-
мался по справочным данным в зависимости от вида угля, насып-
ной плотности и содержания влаги. При прочих равных условиях
itiii/юпроводность в слое (насыпке) возрастает при увеличении на-
• тиной плотности и влажности. Теплопроводность жидкой фазы —
тпиинной влаги примерно в 25 раз выше теплопроводности возду-
|.шолнение пор влагой и образование водяных мостиков между
чш 1ицами топлива существенно уменьшают тепловые сопротивле-
нии пи пути теплового потока и еще больший вклад может вносить,
NMK (нмечалось, явление термовлагопроводности при создании в
«и ниже температурного перепада [1].
Для оценки влияния влажности используется линейная зави-
• имость
A .«Xd+Kw-W, ккал/м-ч-град. (7.34)
|до Xd, ккал/м-ч-град - коэффициент теплопроводности сухого
liiiiiiiniii. Kw- эмпирический коэффициент, который различается для
pH IHI.IX углей и интервалов влажности. В частности в [1] приводится
313
пример для подмосковного угля, для которого Zd= 0,14 ккал/м-ч-град
и Kw=0,0078 при W<20%; при дальнейшем увеличении содержания
влаги коэффициент Kw уменьшается. Такой ход зависимости объяс-
няется тем, что теплопроводность сухого материала незначительна,
и для ее увеличения достаточно уже небольшого количества влаги,
которая связывает отдельные зерна теплопроводными перемычка-
ми и заполняет поры. Далее при сильном увлажнении рост тепло-
проводности замедляется.
Для слоя углей с невысокой влажностью (до 5—10%) также ис-
пользуется более теоретически обоснованное уравнение [1]:
Аэ= KrXd W0,5, ккал/м ч-град. (7.35)
где Кг — коэффициент, который зависит от теплопроводности
газа, заполняющего промежутки между частицами.
Заключение по главе
Уголь как полидисперсный материал характеризуется грану-
лометрическим составом, то есть количественной характеристикой
распределения по размеру кусков. Гранулометрический состав уг-
лей определяется рассевкой пробы топлива на ситах. Линеаризация
зависимости гранулометрического состава по ГОСТ достигается
представлением результатов как 1д(надрешётный продукт)= f (lg(8))
или, как показано в данном разделе, лучше по зависимости Розина -
Рамлера.
Плотность, как отношение массы к объёму зависит от выбора
объёма, к которому отнесена масса, и различают несколько видов
плотности: насыпную, кажущуюся и действительную (относится к
твёрдому телу без пор и трещин). Специфика углей заключается в
том, что твёрдая фаза в них представлена неоднородным материа-
лом: угольным веществом, минеральными примесями с заполнени-
ем пустот водой и воздухом. В свою очередь плотность угольного
314
шицества зависит от степени метаморфизма угля, а минеральных
примесей в широком диапазоне от состава.
Плотность угольного вещества в процессе метаморфизма вна-
члле снижается до минимального значения, достигая минимума для
I иловых углей, и затем она повышается, до максимального значения
н антрацитах.
Практика и исследования показали, что для углей наблюдает-
• н безопасное по условиям смерзания W6 значение влаги, ниже ко-
юрого он не смерзается при реальных отрицательных
1ймпературах. Значение безопасной влаги снижается от 38% для
• н дольных проб бурых углей Б1 до 5% для низкореакционных (вы-
< око метаморфизированных) углей.
Применительно к смерзанию влагу топлива целесообразно
I насматривать как состоящую из двух форм: связанная влага, нахо-
днщаяся в переохлажденном состоянии незамерзающая влага, и
пнпшняя замерзающая влага угля. По разработке УралВТИ значе-
ние безопасной влаги достаточно хорошо прогнозируется по вели-
чине влаги гигроскопической W™.
Принципиальная работоспособность ТЭС при пылеугольном
• ЖИН1НИИ обеспечивается при бесперебойном поступлении угля в
мельницы. Под хорошими сыпучими (транспортабельными) свойст-
ннми углей понимается отсутствие затруднений при разгрузке топ-
ниил, прохождении его по тракту топливоподачи и при выдаче из
Пункоров сырого топлива.
Перемещение материала возможно, если движущая сила пре-
ти ходит сумму силы трения, которая пропорциональна нагрузке, и
I илу когезии (адгезии), которая от нагрузки зависит косвенно или не
ыписи! В плохо сыпучих (связанных) материалах силы когезии (ад-
(•эии) существенно превосходят силы трения. В многочисленных
315
исследованиях сыпучих свойств различные авторы отдают предпоч-
тение разным показателям и используют устройства с отличающей-
ся конструкцией и геометрией.
В нашей стране в последнее время для характеристики сыпу-
чих свойств в основном используется показатель по статическому
углу естественного откоса и ранжирование на группы хороших,
удовлетворительных и плохих свойств по соответствующим значе-
ниям влажности. Граничные значения влажности определяют мето-
дом усадки пробы по методике УралВТИ.
Из многочисленных зарубежных разработок особо отметим
промышленный монитор непрерывного контроля сыпучих свойств.
Сыпучие свойства углей зависят от сочетания многих факто-
ров, среди которых основные: содержание влаги и особенно соот-
ношение внешней и внутренней влаги, тип и количество включений
глины, фракционный состав. Предложен метод прогнозирования
граничных условий классификации углей по сыпучим свойствам с
использованием доступных справочных данных.
В качестве основного показателя прочности угля для пыле-
угольных ТЭС используют комплексный показатель размолоспособ-
ности (дробимости), который в большинстве экспериментальных
методов характеризуется как отношение вновь образовавшейся при
размоле поверхности испытуемого топлива к вновь образовавшейся
поверхности эталонного топлива при одинаковых затратах энергии.
В нашей стране действуют ГОСТы на два метода: однократный
размол в лабораторной шаровой барабанной мельнице (метод ВТИ)
и международный метод (Хардгров) размола в среднеходной. Для
реализации последнего серийных установок в отечественной энер-
гетике, по-видимому, нет.
316
В среднем размолоспособность угля улучшается в ряду от бу-
рых до реакционных каменных и затем ухудшается (снижается ко-
эффициент размолоспособности) при переходе к тощим углям и
антрацитам. В зависимости от зольности коэффициент размолоспо-
собности имеет разнонаправленное изменение. Для произвольного
утя методы прогнозирования размолоспособности отсутствуют, но
имеются достаточно достоверные зависимости оценки этого показа-
нию для отдельных углей и регионов.
Износ одинакового оборудования при использовании разных
утей может отличаться в разы из-за их различающейся абразивно-
(ли Характерна тенденция роста абразивности с увеличением
юльности. Значительно лучше статистические показатели при ис-
пользовании для оценки количества крупных абразивных частиц
(киарц, пирит, полевые шпаты). Исследования УралВТИ показывают
определённую зависимость абразивных свойств от показателей, не
связанных с характеристиками крупных твёрдых минералов, в пер-
вую очередь от прочностных характеристик и плотности угля.
Приведены сведения о теплотехнических характеристиках уг-
лпй (теплоёмкость, теплопроводность).
317
8. Экологические показатели
Внимание к экологическому аспекту работы ТЭС обусловлено
не только высокой долей выбросов объектов электроэнергетики в
общем загрязнении окружающей среды (от четверти до трети в раз-
ные годы от суммарных промышленных выбросов в России), но и
технической возможностью создания оборудования с низкими вы-
бросами вредных веществ, вплоть до ТЭС с “нулевыми выбросами”
И, если для действующих электростанций приоритетным является
пригодность (соответствие) конкретного угля для установленного
оборудования, то для новых объектов - экологические показатели
угля, которые определяют выбор топливоиспользующего оборудо-
вания и систем газоочистки, стоимость и конкурентоспособность
ТЭС.
Предельно допустимая концентрация (содержание) ПДК за-
грязняющих вредных веществ в атмосферном воздухе населенных
мест устанавливается санитарно-эпидемиологическими организа-
циями для страны в целом в соответствии с Федеральными закона-
ми и положениями [203]. С учётом зависимости воздействия
загрязняющих веществ на здоровье не только от их концентраций,
но и от времени воздействия, в Российской Федерации, как и во
всем мире, для загрязняющих веществ, как правило, установлены 2
норматива: на короткий и на длительный период воздействия. Уста-
новленные в России ПДК для кратковременных и длительных воз-
действий для большинства загрязняющих веществ строже
стандартов качества воздуха, рекомендованных ВОЗ и установлен-
ных директивами стран ЕС. Примеры значений ПДК для ряда за-
грязнителей воздуха приведены в таблице 8.1.
318
Таблица 8.1
Предельно допустимые концентрации некоторых атмосферных загрязнителей в РФ
Вещество Бенз/а/пирен **’ Класс опасности 1 • ПДКМр, мг/м3 ** ПДКсс. мг/м3 W9
Ртуть 1 0,0003 0,0003
Свинец 1 - 0,0007
диВанадий пентоксид, V2Os 1 - 0,002
Сероводород 2 0,008 0,008
Диоксид азота 2 0,2 0,04
Оксид азота 3 0,4 0,06
Диоксид серы 3 0,5 0,05
Взвешенные вещества 3 0,5 0,15
Аммиак 4 0,2 0,04
Оксид углерода (СО) 4 3,0-5,0 1.0-3,0
* ПДКмр- предельно допустимая максимальная разовая концентрация
мимического вещества в воздухе населенных мест. Эта концентрация при вды-
ммнии в течение 20-30 мин не должна вызывать рефлекторных реакций в орга-
низм» человека.
* * ПДКсс - предельно допустимая среднесуточная концентрация химиче-
। КОЮ вещества в воздухе населенных мест. Эта концентрация не должна ока-
li'imiTb на человека прямого или косвенного вредного воздействия при
мнопределенно долгом (годы) вдыхании.
“* Класс опасности - показатель, характеризующий степень опасности
чин человека веществ, загрязняющих атмосферный воздух. Вещества делятся
ни -I класса опасности: чрезвычайно опасные (1й класс), высоко опасные (2й),
нписные (3й) и умеренно опасные (4й класс).
Выбросы и концентрацию загрязняющих веществ характеризуют разными
н шимосвязанными показателями:
- массовая концентрация как масса загрязняющих веществ, отнесенная к
• м 1 дымовых газов или воздуха (для ПДК) при нормальных условиях, г/м3;
объёмная концентрация как доля объёма газообразных загрязняющих
пшцмств в дымовых газах, % или миллионные части, ppm; 1%=104 ppm;
- удельный выброс как масса загрязняющих веществ, отнесенная к еди-
ниц» тепла, образующегося при сжигании топлива, г/МДж или г/ккал;
массовый выброс твердых частиц, кг/т у.т. как масса загрязняющих ве-
щп(пи отнесённая к единице массы условного топлива.
319
Максимальная массовая концентрация оксидов (глэпот)"13*. то есть без
учёта не полного перехода компонента в газообразную фазу и последующего
связывания части его в твёрдое соединение, определяется как
(тЭ1ют)тах=10ЭгМэпот/МэЛЛ1 г/м3 (8.1)
где Эг,% - содержание элемента в пересчёте на рабочее состояние топлива,
Мэпот- мольная масса оксида как сумма атомных масс элемента и кислорода
(например для SO2 мольная масса MSo2=32+2-16=64; для SO3 мольная масса
Mso3=32+3-16=80), Мэ- атомная масса элемента, для серы приблизительно 32.
Vr, м3/кг - объём дымовых газов при анализируемом значении избытка воздуха,
определяется например по нормативному методу теплового расчёта [31, 84].
Для оксидов серы формула (8.1) имеет вид mSo2mi,x=20Str/Vr и mso3fnax=25-Sl,A/'.
Обычно с учётом небольшой доли оксидов серы в виде SO3, используют рас-
чётную формулу msoxmax=20,5 Str/Vf, г/м3. (8.1 .а)
Объёмная концентрация Сэпо<п связана с массовой соотношением Сэлот=
ЮО-ШэпОт/рЭпОт. %. ГД6 ПЛОТНОСТЬ ГЭЗЭ p3nOm= МЭг.0т/22,4 Г/М3. ДЛЯ ОКСИДОВ СврЫ
Cso2=mso2/2,86-10 и CSo3=niso3/3.57-10 и для их смеси в дымовых газах
CSox=100mSOx/29.3,%.
Максимальные (исходные без учёта улавливания) удельные выбросы,
очевидно, определяются приведённым содержанием компонента. Так, для ок-
сидов серы ySo2=mso2 Bp/Q1f Bp=20,5 Sn (г/ккал или г/МДж), где mso2. г/м3- массо-
вая концентрация, Вр,кг/час - расход топлива, S”, 103-кг-%/ ккал или %-кг/МДж
приведённое содержание компонента в угле (раздел 2.2.4).
8.1. Нормируемые выбросы
Существующее законодательство регламентирует деятельность энерго-
предприятий отрасли в основном по трем важнейшим составляющим, входя-
щим в общий объем загрязнений атмосферы и в определяющей или
значительной мере зависящих от свойств топлива. Это выбросы твердых час-
тиц (золы), оксидов серы и азота.
Для вновь сооружаемых и реконструируемых котельных уста-
новок удельные выбросы регламентируются ГОСТ Р 50831-95 [204].
Для примера нормативы выбросов по твёрдым частицам приведены
в табл. 8.2. Для действующих котлов - нормативами предельно до-
320
пустимых выбросов ПДВ с размерностью г/с и, до возможности их
рпппизации, нормативами временно согласованных выбросов ВСВ.
Последние разрабатываются для индивидуальных предприятий на
основании предельно допустимых концентраций ПДК (мг/м3) для ка-
ждого из компонентов выбросов и локального фонового загрязнения
шмдушного бассейна [205].
Таблица 8.2.
•Нрмлтивы удельных выбросов в атмосферу твердых частиц для котельных установок
1(и1ловая мощность котлов Q.MBt (па- ропроизводитель- ность котла D, т/ч) Приведен- ное содер- жание золы Ап, %-кг/МДж Массовый вы- брос твердых частиц на еди- ницу тепловой энергии, г/МДж Массовый выброс твердых частиц, кг/т у.т. Массовая кон- центрация час- тиц в дымовых газах при а=1,4, мг/м3
До 299 (до 420) Менее 0,6 0,6-2,5 Более 2,5 0,06 0,06-0,10 0,10 1,76 1,76-2,93 2,93 150 150-250 250
300 и более (420 и более) Менее 0,6 0.6-2.5 Более 2,5 0,02 0,02-0,06 0,06 0,59 0,59-1,76 1,76 50 50-150 150
Для характеристики “экологической чистоты" топлива исполь-
<укн абсолютные и относительные значения показателей удельных
выбросов и концентраций вредных компонентов, рассчитанные для
Ийрпктерной технологии сжигания или конкретного оборудования. В
нпчостве базы для вычисления относительных показателей приме-
ННЮГСЯ значения предельно допустимых концентраций (ПДК) и вы-
просов (ПДВ) вредных компонентов, удельных массовых выбросов
ни единицу тепловой энергии и показатели по топливу, принятому за
Ой юное, например, по природному газу или экологически наиболее
чип ому канско-ачинскому (берёзовскому) углю.
В качестве наглядного и практичного метода оценки экологи-
Мвских показателей топлива [206] можно рекомендовать расчёт не-
иОмодимой эффективности снижения концентрации загрязняющих
веществ д®н для конкретного или характерного оборудования, кото-
pii»i удовлетворяет действующие нормативы по удельным выбросам
321
в атмосферу для вновь создаваемого котельного оборудования (но
сегодняшний день по ГОСТ 50831-95 [204]):
Т1.еи= (С.расм_снорм)100/ ^расч, % (8,2)
где j- твёрдые частицы (тв), оксиды серы (SOX) или азота (NOX).
CjHOpM,r/HM3- действующие нормативы удельных выбросов в атмо-
сферу, С{расч,г/нм3- расчётная массовая концентрация загрязняюще-
го вещества j в сухих дымовых газах при стандартном
коэффициенте избытка воздуха ао = 1,4 и нормальных условиях
(температура 273 К и давление 101,3 кПа). Расчёт концентрации за
грязняющих веществ выполняется, например, по рекомендациям
[68, 205, 207, 208] без учёта газоочистного оборудования. В частно-
сти, при расчёте концентрации твёрдых частиц Стврасч учитывается
только уменьшение количества золы за счёт шлакоулавливания и
топке, а при расчёте концентрации оксидов серы - только связыва
ние серы в котле летучей золой:
Стврасч= 10-(ayH-Ar+q4.Q,r/7810)/Vc.r, г/нмЗ (8.3.а)
Csox**864” 0,2 S,r ( 100-riKOTCnSOx)/ vc.r, г/нмЗ (8.3.6)
где 3^=1-ашл, ашл- коэффициент шлакоулавливания в котле, для
сравнительной оценки при традиционных топках может приниматься
0,05; Qjr- теплота сгорания на рабочее состояние топлива (в приво
дённой форме уравнения в ккал/кг); Vcr, нм3/кг - расчётный по [31,
84] объем сухих дымовых газов при cto = 1,4. В традиционной лито
ратуре рекомендации по оценке потерь тепла с механическим не-
дожогом q4 и эффективности связывания серы золой в котле
Пкотел8Ох даются в табличной форме на примере нескольких топлив
Предлагается использовать метод их оценки по сведениям о харак-
теристиках угля по выражению (5.3): q4=0,56[(100/Vdaf) -1].
322
Эффективность связывания оксидов серы минеральной ча-
• н.ю в котле Пкотел80* зависит от соотношения содержания серы St и
мльция СаО в угле и от топочного устройства (главным образом от
температурного уровня топочного процесса).
На базе экспериментальных данных УралВТИ предлагается
имрпжение, рекомендуемое для оценки “экологичности" угля и про-
I полирования выбросов SOX (206] в виде:
Фотвп8Ох =st/(asost+bso)-100,% (8.4)
• д«* til CaOd/1,75 -Sta соотношение содержания кальция и серы в уг-
он, .ц0 и bso - взаимосвязанные эмпирические коэффициенты, ха-
рнморизующие топочное устройство. Для традиционной
И1.Н юугольной технологии усреднённые коэффициенты а^О.025 и
и. ’0,086.
Результаты расчёта необходимой эффективности снижения концентра-
ции «шрязняющих веществ г)твпм и tjsox8** для удовлетворения нормативов по
Vhp.ikhi.im выбросам в атмосферу для совокупности углей их справочника
I О* >| показаны на рис. 8.1.
Рис 8.1. Необходимая эффективность газоочистки для удовлетворения
Пп|1мн1И11О11 (204] по концентрации твёрдых частиц (а) и оксидов серы (б). 1. 3-
При (нп/клюй мощности ниже 300 МВт (Dnc<420 т/ч), 2,4 - свыше 300 МВт, 5- по
И"|<1.|.|ц||1пм Европейского сообщества для нового оборудования (Directive
toil 1/IIII/IIC]
323
Из приведённых на рис. 8.1 сведений видно, что при анализа
по концентрации выбросов основное влияние оказывает, соответ-
ственно, зольность угля и содержание в нём серы. Влияние других
характеристик угля, что проявляется в изменении необходимой эф-
фективности при фиксированных значениях Ad и Scdaf, существенно
меньше. При использовании данных по конкретному оборудованию
и/или в качестве базы для сравнения другого показателя, например,
предельно допустимой концентрации (ПДК) методика анализа прин-
ципиально не отличается, но в количественном отношении резуль-
таты по оксидам серы будут отличаться. По выбросам твёрдых
частиц результаты при выборе в качестве базы для сравнения ПДК
будут отличаться не только в количественном, но и в качественном
отношении. Это связано с тем, что предельно допустимая концен-
трация твёрдых частиц для золы разных топлив не одинаковая и за
висит от фракционного и химического состава золы. По
существующему перечню максимальная разовая предельно допус
тимая концентрация веществ в приземном слое воздуха - ПДКМ Р
(мг/м3) изменяется в пределах от 0,15 (SiO2>70%) до 0,5 мг/м'
(SiO2<20%). Для золы с повышенным содержанием оксида кальция
(35-40%) при содержании частиц до 0,3 мкм в общей массе золы но
менее 97% ПДКмр равно 0,05 мг/мЗ, то есть в 10 раз меньше [207).
Нормативы для новых котлов (табл.8.2) различия в составе твёрдых
частиц не учитывают.
Из таблицы 8.2 видно, что нормирование осуществляется как
по концентрации компонента (мг/нм3), так и по массовому выбросу
на единицу тепловой энергии, г/МДж, то есть помимо зольности и
содержания серы (по выбросам твёрдых частиц и оксидов серы) за
висит от характеристик угля, определяющих его теплоту сгорания.
324
Очевидно, что массовый выброс на единицу тепловой энергии
н чисти выбросов золы и оксидов серы без учёта специфики обору-
доппния по сути характеризуется приведёнными характеристиками
1000/0/ и Sn=Str-1000/0/. С учётом удаления части золы в виде шла-
• ••« и связывания оксидов серы летучей золой в котле (1-nw«nSOx) эти
анрпмористики можно представить как:
А,’ко»ол=Аг(1-ашл)-1000/0/,1000%-кг/ккал (8.5.а)
S"Mt0„=S,, ( 1 -n„re„SOx)-1000/Qir,1000% кг/ккал (8.5.6)
Значения S'’«>Tftn и Апкотвл по усреднённым пробам из справочника [1514]
...и 1ИНЫ на рис. 8.2.
Рис. 8.2. Значения приведённой сернистости (а) и зольности (б) в зави-
|нм1н;|и соответственно от содержания серы и зольности углей
При определённой тенденции улучшения рассматриваемых экологиче-
Bmi4 показателей по мере роста степени метаморфизма угля, определяющее
ШШИНИО имеет различие углей разных месторождений по содержанию серы и
Рис. 8.3. Значения приведённой сернистости (а) и зольности (б) для углей
pt зной степени метаморфизма
В отличие от выбросов твёрдых частиц и оксидов серы выбро-
< 1ы оксидов азота более сложно зависят от характеристик углей в
• иной с тем, что их источником является не только азот топлива (то-
325
пливные оксиды азота), но и азот воздуха (термические или воз-
душные оксиды азота). Выбросы оксидов азота при сжигании угля
зависят:
- от содержания азота в органической части. Уровень содер-
жания азота существенно отличается в углях разных месторожде-
ний (от Ndaf =0,6 в ряде углей низкой степени метаморфизма Урала, Якутии, до
N<»af =3,0-3,4% в промлродукте кузнцких углей Г,Ж и окисленных углях) и слабо
зависит от степени метаморфизма. Максимальное содержание при-
ведённого значения азота из отечественных энергетических углей
наблюдается для каменных
углей с Vs3 -20-40% (рис.8.4),
то есть марки СС.
Рис. 8.4. Значения приведен
ного азота для углей разной степе-
ни метаморфизма
рост метаморфизма
- от выхода летучих. С уменьшением выхода летучих, то есть с
ростом степени метаморфизма, доля азота топлива, переходящего
в NOX, возрастает. Суммарно, коэффициент <^Ох в расчётной схеме
[208], характеризующий влияние двух рас-
смотренных факторов, возрастает с увели
чением степени метаморфизма угля (рис,
8.5).
Рис. 8.5. Значения коэффициента, характе-
ризующего переходящий в NOX азот для углей раз
рост метаморфизма
ной степени метаморфизма
- от развиваемой в топке температуры факела при фиксиро-
ванной конструкции и режиме работы топочно-горелочных уст-
ройств.
С ростом метаморфизма угля при прочих равных условиях
адиабатическая температура горения (рис. 8.6) и максимальная фа
326
иола возрастают, что увеличивает образование как термических, так
- от различий конструкции и режимов работы систем подготов-
ки и сжигания топлива в зависимости от реакционных свойств угля.
Например, для низкореакционных углей (углей высокой степени ме-
I«морфизма) для обеспечения приемлемой устойчивости воспла-
мгжения и выгорания применяется тонкий помол топлива, высокий
НОДОгрев воздуха, повышенные тепловые напряжения топочной ка-
мпры вплоть до применения утеплённых экранов и ранее жидкого
щпнкоудаления. Все перечисленные мероприятия увеличивают об-
разование оксидов азота.
Суммарно указанные факторы ведут к росту выбросов оксида
гиотп и необходимости внедрения более эффективных мероприя-
1ии по их снижению при использовании углей высокой степени ме-
шморфизма. Иллюстрация результата анализа оценки
необходимой эффективности мероприятий по снижению оксидов
пни л (по концентрации выбросов) дана на рис. 8.7. В качестве рас-
Ч|1ных значений CNOxpaC4 взяты результаты из приведённых в мето-
лнчлских рекомендациях [208] примеров, в качестве нормативных
Сно."'"'м - значения из [204] для котлов с твёрдым и жидким шла-
коудалением и тепловой мощностью менее 300 МВт.
327
Рис. 8.7. Необходимая эффек-
тивность мероприятий по снижению ок-
сидов азота для удовлетворения нор-
мативов. Угли: 0- берёзовский, 1- куз-
нецкий Г, 2- нерюнгринский, 3- экиба-
стузский, 4- кузнецкий 1СС, 5- кузнецкий
Т, 6- донецкий антрацит.
Для оценки “экологичности'
углей по совокупности вредных компонентов применяется суммиро-
вание относительных показателей. Например, в [209] условный от-
носительный показатель экологичности “е" вычисляется как
£ ~ ^А77ДК^п.г 'Qm Qn.t ~ПДК^т , (8.5)
I I
где CJt мг/м3- концентрация j-ro вредного вещества в уходящих газах котла (пе-
ред устройством очистки) при а=1,4,; ПДК, мг/м3 - максимальная разовая пре-
дельно допустимая концентрация j-ro вредного вещества в приземном слое
воздуха. О - теплота сгорания топлива. кДж/кг. Индексы "п.г","т" -соответственно
применительно к природному газу и анализируемому топливу. Фрагмент приве-
дённых в (209] результатов анализа по формуле (8.5) представлен в табл. 8.3.
Таблица 8.3
Экологические характеристики некоторых энергетических топлив
Наименование по- казателя Топливо
природ- ный газ мазут кузнец- кий уголь КАУ э«иба- стузсхмй уголь печор- ский уголь г.одиос- К06НЫЙ уголь
; Теплота сгорания Q', кДж/кг (35630) кДж/м3 39730 22480 13020 16750 18230 10420
Содержание S'.% - 2 0,4 0.4 0,8 2.6 _ 2.7
А'.% - 0.1 13,2 7,3 38.1 25,4 25,2
Концентрация С^о, мг/м3 150 300 500 320 320 320 280
С$О2 • 2550 810 700 2350 6385 10190
с,. - 96 13900 11830 54900 32900 50200
бенз(а)пирена • 0.2-1О3 0.08-104 0.08-10-J 0.08 10’ 0.08 10-’ 0.06-10-*
Показатель экологич- ности топлива, е 1,00 0,0223 0.0314 0,0224 0.0070 0,0110 0.0052
Из приведённых в таблице углей худшие показатели (минимум
значения е) имеют подмосковный и экибастузский угли.
328
Вместе с тем определённые подобным образом суммарные
поюпатели не должны абсолютизироваться. Очевидно, что при ис-
пользовании иной технологии сжигания (циклонные топки, ЦКС)
ранжирование углей может быть иным. Кроме того, при таком под-
одп не учитывается, что различные виды выбросов и топлив обла-
даю i различной экотехнологичностью [210], то есть в разной мере
поддаются экологическому совершенствованию. Например, при су-
щ«(чпующем в стране уровне внедрения различных технологий
уменьшение на определённую долю или величину оксидов серы и
ншгп требует разных капитальных и эксплуатационных затрат.
8.2. Ненормируемые выбросы
В этом разделе рассмотрены выбросы в атмосферу диоксида
yi народа СО2 и компонентов, максимальная расчетная концентра-
ции которых не превышает 0,05 ПДКмр, то есть нормируемых только
и I окнах в год [205].
выбросы углекислого газа. С позиций экологии, то есть нега-
। ниного влияния на человека и природу, выбросы углекислого газа
(диоксида углерода СО2) не относятся к вредным. Более того, их
присутствие в атмосфере является необходимым звеном в круго-
ЬПнроте углерода в природе и существования жизни на Земле, а
Увеличение в реальной мере повышает плодородие биосферы.
Инимпние и ограничение промышленных выбросов диоксида угле-
рндп (Рамочная конвенция ООН об изменении климата, Киотский
нрмнжол [211]) связано с тем, что он, в отличие от остальных
Выбросов, не разлагается и накапливается в атмосфере, и с тем,
Нт он является основным (80%) из шести так называемых парнико-
вым i.i.iob. В электроэнергетике на долю СО2 приходится 99,8%
Вопросов парниковых газов [212].
329
Не касаясь здесь правомочности опасении всемирного потеп-
ления и катастрофы в результате накопления в атмосфере диокси-
да углерода антропогенного (в результате деятельности человека)
происхождения, отметим, что одной из возможностей уменьшения
его выброса является изменение топливного баланса теплоэнерге-
тики. При сжигании природного газа выбросы СО2 примерно в 1,7-
1,9 раз ниже, чем при сжигании угля, и увеличение доли газа явля-
ется одним из приоритетных сценариев развития электроэнергетики
Европейского Сообщества. Для углей увеличение доли тепла, полу-
чаемого за счёт сжигания водорода при переходе на угли более
низкой степени метаморфизма (рост отношения Н/С), оказывается
со снижением низшей теплоты сго-
менее значимым по сравнению
Рис. 8.9. Изменение
выбросов СО2 [213] (а) и при-
ведённого углерода (б) в за-
висимости от марки угля.
I - лигнит, II - каменный уголь
Видно, что, не-
большой эффект снижения СО2 может быть достигнут (без учёта
Сп.%-1000/ккал
рания из-за увеличения их влаж-
ности (роста скрытой теплоты па
рообразования) и уменьшения
эффективности работы оборудо-
вания (рис. 8.8, 8.9).
Рис. 8.8. Изменение приведённого
углерода в зависимости от влаги (а) и
зольности (б) широкой гаммы углей раз-
ной степени метаморфизма. Обработки
усреднённых значений из [15]
Г1
13
и
10
1Б 2Б ЗБ Д ICC 2СС Т
330
изменения эффективности работы оборудования) при переходе от
низкореакционных, высоко метаморфизированных углей к менее
меннморфизированным каменным углям (марокД-СС); далее пере-
-<>Л к бурым углям ведёт к увеличению выбросов диоксида углеро-
де, несмотря на уменьшение доли углерода в генерации тепла.
Определяющее влияние на выбросы, в том числе диоксида уг-
лерода, оказывает эффективность оборудования, которая, как рас-
< МОТрено в гл. 4, выше для более метаморфизированных и сортных
yi пей С ростом эффективности снижается потребление топлива и,
• н к1С1венно, снижаются выбросы вредных веществ. На рис. 8.10
приведены выбросы СОг при различных технологиях использования
Рис. 8.10. Изменение
выбросов СО2 при сжигании
углей в различных циклах
(185].
1 - докритические парамет-
ры пара, 2 - сверхкритиче-
ские параметры,
3 - цикл с теплофикацией
Отбросы тяжёлых металлов. Минеральная часть углей со-
днржиг микроэлементы, в том числе тяжёлых металлов. При этом
Лучшие в экологическом плане по нормируемым компонентам угли
Ни обязательно имеют минимальное удельное содержание и тяжё-
ным металлов (табл. 8.4).
331
Таблица 8.4.
Содержание тяжелых элементов в золе углей основных месторождений
Месторождение угля Содержание микроэлементов в летучей золе, в граммах на 1 т выброшенной золы [193]
Cd Со Си Ni РЬ Zn
Печорский бассейн, 2,4 70,3 83,1 190,8 95,1 144,6
Подмосковный бассейн 6,6 30,2 32,5 61,5 63,7 266,6
Донецкий бассейн 2,5 85,5 246,3 194,1 223,5 158,3
Кузнецкий бассейн 23,6 33,1 41,4 33,1 — 100,1
Канско-Ачинский бассейн (берёзовский уголь) 15,3 33,24 24,9 59,8 149,6 124,6
Экибастузский бассейн 14,1 63,0 38,0 45.6 90,5 87,0
Для приведённых в таблице тяжелых металлов установленные средне-
суточные предельно допустимые концентрации в атмосферном воздухе насе-
ленных мест (в пересчете на их оксиды) составляют: для кадмия — 0,0003, для
кобальта 0,001, для меди — 0,002, для никеля 0,001, для свинца 0,0003, для
цинка — 0,05 мг/м3. То есть, при образовании от воздействия ТЭС максималь-
ных разовых концентраций летучей золы в атмосферном воздухе на уровне
ПДКмр =0,3—0,5 мг/м3 и принятии условия, что максимальная разовая концен-
трация равна 10 среднесуточным (ПДКмр = 10 ПДКСС) загрязнение выбросами
тяжелых металлов в долях от их индивидуальных ПДК составляет: кадмием —
0,004, кобальтом — 0,0043, медью — 0,004, никелем — 0,03, свинцом 0,04, цин-
ком — 0,0007 ПДКмр.
Таким образом, при рассеивании летучей золы в атмосфере
выбросы содержащихся в ней тяжёлых металлов создают загрязне-
ние приземного слоя воздуха не выше 0,05 ПДКмр, а в ряде случаев
и менее 0,01 ПДКмр. Дополнительно, к благоприятным факторам,
снижающим вредное воздействие тяжёлых металлов, относится
присутствие по крайней мере части из них в наиболее безопасной
форме в составе кристаллической и стекловидной матрицы золы
[214]. '
В то же время, многочисленные исследования в промышлен-
ных условиях показали, что тяжёлые металлы обогащают мелкио
частицы уноса (рис. 8.11), то есть менее эффективно улавливаются.
332
100
Pb Ni Zn Си
Рис. 8.11. Степень обогащения мелких
фракций отобранной за электро-
фильтром летучей золы тяжёлыми
элементами при сжигании бурого ав-
стралийского угля [215].
В заключение первых разделов главы следует отметить, что
дологические нормативы имеют устойчивую тенденцию к ужес-
П)Ч1нию, дополнительно устанавливаются нормативы на выбросы в
нтмосферу новых загрязняющих ингредиентов от ТЭС. Так, в США и
< Грамах ЕС помимо стандарта, ограничивающего общую концентра-
цию частиц в дымовых газах, действуют стандарты, определяющие
максимально допустимые концентрации частиц диаметром менее
10 мкм (в США дополнительно 2 мкм), что требует внедрения аппа-
I «и юн, эффективно улавливающих субмикронные частицы. В по-
। подние годы в США большое внимание уделяется и выбросам
ртути и планируется принятие стандартов, лимитирующих выбросы
I и у f и новыми и существующими установками [216].
8.3. Влияние характеристик топлива на эффективность
работы электрофильтров
В предыдущих разделах сравнение по экологическим показа-
п»лнм углей сделано при неизменной эффективности золоулавли-
ипющих устройств. Реально при изменении качества топлива на
I >( . оборудованных электрофильтрами, количество выбросов золы
м«мкот изменяться не только в силу различий в количестве балласта
(Прииодённой зольности), но и из-за изменения эффективности ра-
П(ны электрофильтров. Известны случаи отказа от использования
нид ходящего по другим характеристикам угля из-за высокой стои-
МГюги необходимой реконструкции электрофильтров для удовле-
Щорения экологических требований. Забегая вперёд, отметим, что
333
улучшение экологической ситуации за счёт снижения выбросов ок-
сидов серы путём замены угля часто ведёт к ухудшению улавлива-
ния золы в электрофильтрах.
Рассчитать изменение эффективности улавливания в элек-
трофильтрах в количественном отношении по доступным данным,
по-видимому, не возможно, и требуется проведение опытного сжи-
гания. Это связано со сложной зависимостью эффективности от
многих конструктивных, режимных факторов и характеристик угля.
Вместе с тем, проведение предварительного сравнительного анали-
за необходимо и позволяет избежать неоправданных ошибок при
замене топлива [217].
Знак влияния отдельных факторов часто противоположный, и
получаемый суммарный эффект не однозначный. При фиксирован-
ной геометрии и режиме работы электрофильтра эффективность
золоулавливания зависит от следующих факторов:
- удельное электрическое сопротивление (УЭС) золы, которое
определяется составом минеральной части угля и продуктов сжига-
ния топлива (содержание оксидов серы и влаги). С позиций золо-
улавливания величина УЭС имеет оптимум;
- объём дымовых газов. С ростом объёма дымовых газов рас-
тёт скорость в электрофильтре и снижается эффективность улавли-
вания;
- температура дымовых газов на входе в электрофильтр. Эф-
фективность повышается при снижении температуры дымовых га-
зов как в силу снижения значения удельного электрического
сопротивления, так и из-за уменьшения скорости газов;
- температура горения. С ростом температуры горения увели-
чивается образование субмикронной фракции золы, эффективность
улавливания которой ниже, чем частиц микронного размера;
334
- изменение величины механического недожога топлива С^.
Чаще рост механического недожога снижает удельное электриче-
ское сопротивление ниже оптимальных значений, что повышает
но трат уловленной золы в поток (вторичный унос) и снижает эф-
фективность. Для высокоомной золы некоторое увеличение недожо-
|и может оказаться благоприятным, что, однако, требует
дополнительного анализа и экспериментальной проверки;
- изменение слипаемости, аутогезионной способности золы,
которое определяет её удаление с осадительных электродов и
транспорт в бункерах.
Применительно к конкретному электрофильтру эффектив-
ное 1ь также зависит от равномерности поля скоростей дымовых ra-
il ш, величины вторичного уноса в зависимости от габаритов
•локтрофильтра и режима встряхивания, числа полей электро-
фильтра, конструкции электродов [218].
Здесь не ставится задача дать информацию об используемых методах
рш.чПга эффективности золоулавливания реальных электрофильтров пэф, ко-
н>|)пи как упомянуто выше зависит от многих конструктивных и режимных фак-
Тороо. Ограничимся общей формулой, позволяющей понять, какие из
мпрпктеристик топлива могут влиять на значение »1эф:
O,2^E2Kp^soF
= 1-е " , (8.6)
где w«, см/с - скорость дрейфа частиц к поверхности осаждения, F, м2-
iinnnpXHOCTb осаждения, V, м3/с — объемный расход дымовых газов, Е,кВ/м или
иН/( м напряженность электрического поля, Кр- коэффициент, учитывающий
иминнио изменения электрического сопротивления слоя золы и снижение эф-
||ижгииности улавливания золы при наличии обратной короны, dso.MKM- меди-
мнный размер летучей золы (размер, при котором половина золы имеет размер
Польше данного значения). Выбор, входящих в формулу значений Е и Кр, зави-
• in о1 электрофизических свойств дымовых газов и твёрдой фазы.
335
При прочих равных условиях эффективность улавливания зо
лы снижается при более мелкой летучей золе и, повторимся, при
увеличении расхода дымовых газов. В зависимости от степени мп
таморфизма влияние этих факторов имеет противоположный знак и
в заметной мере нивелирует друг друга. При переходе от бурых к
каменным углям расход дымовых газов снижается, но при этом, пе-
ли не учитывать различие в минералогическом составе минераль
ной части, уменьшается и средний размер летучей золы. В средним
при этом отношение d50/V и эффективность золоулавливания спи
жаются.
В тоже время, в практике электрической очистки дымовых гл
зов от золы наблюдаются явления, когда электрофильтр лучше»
улавливает мелкие частицы и хуже крупные, например [219, 220),
что связывается с возрастанием вторичного уноса (снижение»
удельного сопротивления из-за увеличения содержания недожог л
уменьшение когезионных сил и другие факторы). Имеется огни
мальный размер частиц в области относительно низких значении
(d=20-:-40 мкм), выше которых эффективность улавливания за счАт
вторичных явлений снижается, несмотря на рост скорости дрейфи
[220].
Электрическая прочность газовой фазы. Эффективное и.
улавливания золы возрастает при увеличении напряжённости элок
трического поля Е, которое можно держать выше при увеличении
электрической прочности газовой фазы. Электрическая прочноеи>
газовой фазы при температуре выше точки росы tp (раздел 14.2)
растёт при увеличении концентрации трёх- и четырёх атомных газон
(диоксид углерода СО2, водяной пар Н2О, оксиды серы SO2 и SO-,) и
при снижении температуры дымовых газов [221]. В таблице 8.4 дли
336
примера приведены средние напряженности электрического поля Е
дни золы некоторых энергетических углей России [218].
Таблица 8.5.
Средние напряженности электрического поля Е
для золы некоторых энергетических углей России
Уголь Средние напряженности электрического поля Е, кВ/м
Кузнецкий Т 240
,1нибастузский КСН 240
11одмосковный ЗБ 245
Донецкий АШ, ГСШ 250
Кннско-ачинский 2Б 280
Обработка этих данных даёт приближённую оценку средней
напряжённости в зависимости от доли водяных паров и трёхатом-
hi.ix газов. Проще, с учётом недостаточного количества данных и
пнюсительно небольшого влияния разницы содержания водорода в
yniRX на объём водяных паров, и серы на объём трёхатомных газов
шнчоние Ег можно выразить в зависимости от содержания влаги
М и углерода Сг (формула 8.7, рис. 8.12):
Е Гсч=205+1,2Wtr+0,58Cr, кВ/м (8.7)
Рис. 8.12. Изолинии напряжён-
н«*1ЛИ электрического тока в зависи-
мыми 01 содержания влаги и углеро-
дп и упю.
10 20 Wtr,%
Удельное электрическое сопротивление. Процесс очистки в
•лмкгрофильтрах зависит от электрофизических свойств улавли-
ипнмой летучей золы. Показателем, объединяющим её электрофи-
337
зические свойства, является удельное электрическое сопротивле-
ние (УЭС), р, омм= 100-ом см. Эффективность улавливания золы и
значительной мере определяется скоростью дрейфа заряжённых
частиц к осадительным электродам; с уменьшением скорости дрей
фа снижается степень улавливания золы (формула 8.6).
Значения скорости дрейфа плавно уменьшаются при увеличь
нии в определённом диапазоне удельного электрического сопротиа
ления (рис. 8.13).
Рис. 8.13 Зависимость эффективной
скорости дрейфа от логарифма удельного
сопротивления золы [218]
В области р выше Ю110м см
происходит резкое падение скоро-
сти дрейфа и эффективности рабо-
ты электрофильтра. Это связано с
уменьшением напряжения в газовом
канале при накоплении на электроде слоя высокоомной золы и да
лее с образованием «обратной короны» (локальный пробой слоя и
выброс положительно заряженных ионов, которые нейтрализуют
отрицательно заряженные частички золы).
Эффективность работы электрофильтра также уменьшается и
при высокой проводимости (низкое значение УЭС, например, из-за
повышенного недожога) слоя из-за разрядки частиц золы, слабого
их удержания вследствие этого на поверхности и возврата в поток
9
газов. Оптимальная величина УЭС принимается от р =10 ом смдо
и
5 -10 ом см, и в зависимости от электрического сопротивления зола
классифицируется следующим образом:
338
I руппа золы Сопротивление (Ом.см)
I|ысоко электропроводная зола 104 +108
•или с хорошим электросопротивлением 108+ 1О10
Villa со средним сопротивлением 1010 -ь 1011
ИЫСокоомная зола 1011 + 1013
Зола, как диэлектрик, обладает двумя видами УЭС — поверх-
HIи iiii.iM р8 и объемным pv. Первая составляющая УЭС обусловлена
Sin юинием поверхности золы и составом дымовых газов; вторая
• •и (линяющая — химико-минералогическим составом золы. Зави-
• имость УЭС как от состава золы, так и от характеристик газовой
• ||1ПД1.1 определяют сложность его экспериментального измерения,
шпичнющиеся численные значения в зависимости от метода изме-
ропип и, относительный характер показателя, даже при использова-
нии регламентированных методов. Последнее связано с тем, что
(имдинный в экспериментальном устройстве и подвергаемый испы-
111НИИМ слой золы не вполне соответствует реальному на электро-
|Ъ1М нюктрофильтра по фракционному составу и предыстории.
Для измерения УЭС используются методы измерения УЭС in
ullii, ни объекте (измерения сопротивления слоя, сформированного
lit (пбираемой непосредственно из газохода пробы в реальной га-
1Н1111Й среде, например приборами НИИОГАЗ "Циклон-1'’, ИСП-1
приборами SoRI [223]) и лабораторные методы. В лаборатор-
ным методах измерения УЭС слоя ранее отобранной золы произво-
ди" и н воздушной среде, как в методе НИИОГАЗ [134], либо за
руПимом обычно в определённой мере имитируются условия газо-
III hi - роды в электрофильтре (температура, водяная точка росы, в
|№л<> случаев содержание кислотных газов). Лабораторные измере-
нии, ник правило, выполняют при разных температурах для опреде-
339
ления максимального значения и профиля зависимости от темпера
туры. Пример получаемых результатов при измерениях отличаю-
щимися методами и при
показан на рис 8.14.
Рис.8.14. Определение
УЭС разными методами.
1 - измерение в лабо-
раторных условиях в среде
влажного воздуха при
tp=40°C, 2 - измерение в ва-
кууме, поверхностная плёнка
удалена за счёт дегазации, 3
- измерения “in situ" на про-
мышленном электрофильтре,
4- проба золы, отобранная
при сжигании кузнецкого угля,
5- то же после прокаливания
разных условиях по данным [134, 223)
100 200 зоо t,°C
при 550°С.
Приводимые в этой главе значения УЭС взяты из разных ис-
точников и использованы как относительные показатели для иллю-
страции излагаемых положений. В силу зависимости результатов сл
использованной методики измерений численные значения из put
ных источников могут не совпадать.
Реальное или приближённое к этому значение УЭС требуется
при расчёте эффективности электрофильтра. Для сравнения углей
и выбора, например, подходящей смеси углей обычно достаточно
результатов измерений, выполненных в одинаковых лабораторных
условиях. Существенное влияние УЭС золы на эффективность рл
боты электрофильтра на ТЭС и корреляция с отрицательным зил
ком его эффективности от значений р, определённых и
лабораторных условиях подтверждена экспериментально, в том
340
число (224] и при использовании для сравнительного анализа золы
ннПораторного озоления (рис. 8.13).
Рис. 8.15. Зависимость
•• I" | »<» к i ивности золоулавлива-
нии о! показателей лаборатор-
ною определения УЭС при сжи-
мпии различающихся углей
нт
1- определение УЭС ла-
Лн|т горной золы в среде азота и
и'И. по объёму водяных паров
при I40C, 2- то же при отсутст-
нмм иодпных паров.
Результаты лабораторного определения в НИИОГАЗ удельно-
|и лноктрического сопротивления и химический состав золы для ря-
ди углей, используемых на отечественных электростанциях,
п|1иппдены в таблице 8.6. Электрическое сопротивление имеет экс-
цюмпльный характер в зависимости от температуры. Максималь-
ны!' значения наблюдаются обычно в диапазоне температур t=100-
|1Ю"С и для приведённой совокупности углей изменяются в диапа-
шно от 0,8-108 до 2.1-1011 ом м.
Для анализа влияющих факторов и прогнозирования удельно-
н» электрического сопротивления в настоящее время наиболее час-
н» используется модель суммы параллельных сопротивлений,
ni'i.i'iiio поверхностного ps и объёмного pv. Тогда общее сопротивле-
нии определяют как
I А-А,
Р = 1±г=-^-,ом-м
Р» Р*
(8.8)
Экстремальный характер зависимости сопротивления от тем-
ни! пнуры связывается с ростом поверхностного и снижением объ-
iMiioro сопротивления по мере роста температуры.
341
Таблица 8.6
Удельное электрическое сопротивление и состав золы из системы золоулавли
вания при сжигании ряда углей [134]
ГГ“ зола угля, марка, группа угля SO3 % п.п % УЭС, 10®ом-м при температурах, °C : рп*х
50 100 150 200 250
1 смесь назаровский/ бородинский, 2Б 2,2 1.4 2,8 17 16,1 0.4 0 23
. 2 з бородинский. 2Б 1.8 1.7 20 45 _10 _5_ 3.0 46
4 харанорский. 1Б 1.9 9.3 0,65 4 18 150 50 103 20 280 50
L5 райчихинский, 2Б 0.5 0.35 80 400 300 170 110 420
Гб павловский. 1Б 0,65 2.2 1.8 6 28 35 12 37
I 7 гусино-озёрский. ЗБ 0.3 1.1 78 160 92 55 • 210
8 бикинский, 1Б 0,85 3,8 0.8 10 80 58 30 83
9 черемховский. Д 0.4 2.1 62 300 380 80 - 380
10 подмосковный. 2Б 1,2 0,6 2.5 60 15 5 2,7 60
11 воркутинский. ПЖ 0.8 1.9_ 130 450 80 35 17 450
12 ИНТИНСКИЙ,Д 1.4 2,9 0,02 0.04 0,62 4.8 2 4.8
13 нерюнгринский. СС 0,6 22,6 60 90 90 60 34 90
Г и кузнецкий смесь 0.6 18,8 0,2 0.8 0,65 0.08 - 0.8
85%Г/15%Т 0*** 15 300 100 60 • 300
15 кузнецкий, СС Ме- ждуреченский 1.3 29,1 15 60 80 78 25 85
16 кузнецкий, Т 0,4 17.3 0.4 2.5 2,8 1 - 2.8
0* 25 450 280 80 - 450
17 экибастузский, КСН* 0.6 3,4 0.4 3 2000 800 250 2100
18 экибастузский. КСН" 0,9 2.3 0,2 30 300 75 9,3 300
i зола угля, химический состав золы. %
марка, группа угля SiO2 А120з ТЮ? Fe2O3 СаО МдО К2О _Na;O
1 смесь наз./бор., 2Б 45,6 4,4 0,5 10,3 27,3 5.3 0.7 1
2 бородинский. 2Б 47.6 6.8 0,6 7,6 26 5 1.4 1.5
3 башкирский, 1Б 50,5 12.4 • 3.1 20,6 2.2 1 1
4 харанорский, 1Б 43.7 19,5 0.8 5,25 14,5 2.9 0,9 2,1
[5“ райчихинский, 2Б 40,1 20,8 0 14.7 14,2 4.5 1 0,15
6 павловский, 1Б 51,5 19 1 5,9 13,3 1.75 1,15 3,6
7 гусино-озёрский, ЗБ 53,2 23 0 13,1 6.5 1.7 2.6 1.1
8 бикинский, 1Б 51 25 1,05 5.9 5 1.9 2 2.6
9 черемховский, Д 63,5 17,9 - 6.7 4.5 0.7 1.2 0.2
10 подмосковный, 2Б 51 32,1 0,4 7.4 3,6 0.7 1.7 0.7
11 воркутинский. ПЖ 62,2 19,1 1 8.6 3,1 1.6 2 0.4
12 ИНТИНСКИЙ, Д 55,1 20,3 - 9.8 3,1 2.6 1 1
13 нерюнгринский. СС 44,9 20,3 0,85 3,3 2.7 1.5 1.3 0.45
14 кузнецкий смесь 50.7 17.8 0,8 4.95 1.6 1,15 1.1 0.6
15 кузнецкий. СС 43,7 16,5 0.4 3.3 1.9 1.3 0,6 0.6
16 кузнецкий. Т 49,7 18 0,9 5,45 2,45 1,55 1.1 0.65
И 7 экибастузский. КСН 64,4 22 1.1 4.6 1.5 0,4 0,65 0.3
18 экибастузский, КСН 63.2 24 - 4.2 1 0,8 0.5 0.4
* - размол в ШБМ, **- размол в ММТ, *** - прокалённая при t = 550 °C проба
342
Поверхностное сопротивление, которое определяется состоя-
нием поверхности золы и составом дымовых газов, снижается по
море увеличения содержания триоксида серы и водяных паров в
дымовых газах и натрия в летучей золе. Эти же факторы признают-
- и наиболее значимыми по влиянию на общее электрическое сопро-
iпадение (рис. 8.16) и, соответственно, с обратным знаком на
। трость дрейфа частиц (эффективность улавливания).
Рис. 8.16. Зависимость
УЭС и эффективной скорости
дрейфа от суммарного содержа-
ние серы общей в угле и натрия в
золе [223]. Зависимость р по-
строена по экспериментальным
(х) и расчётным (о) данным.
Перечень факторов,
идияющих на объёмное сопротивление, которое зависит от химико-
миноралогического состава золы, не однозначен. Отметим, что
•ппктрическое сопротивление компонентов золы отличается на мно-
m порядков и зависит от состава и физического состояния. Так,
• гЛкЛа, составляющие основу золы, имеют р= 1012-1016 Омсм и маг-
ненита Fe3O4 р= (1-3) Ю '2 Ом см. УЭС солей порядка 108 Ом см и
pti.iKO уменьшается при наличии влаги. Широко признано снижение
• ।(противления с ростом содержания несгоревшего углерода и, как и
дли поверхностного сопротивления, натрия. К числу снижающих со-
н|мнивление факторов часто также относят рост в золе содержания
Ж«лп та [225], что представляется логичным с учётом присутствия
та в летучей золе в разных формах, включая магнетит. В ряде
ряПог полагается, что увеличение содержания щёлочно-земельных
Металлов (Са, Мд) ведёт к росту УЭС из-за связывания ими оксидов
343
серы [223]. Напротив, в других исследованиях получено снижение
сопротивления с ростом щёлочно-земельных металлов, и в первую
очередь магния [224, 225].
По видимому, влияние железа, щёлочно-земельных металлов
и других элементов на УЭС может быть косвенным и связываться с
изменением степени плавления золы, степени фрагментации и коа-
лесенции (объединения) минеральной части при горении угольных
частиц. В наших исследованиях сопротивление возрастало при
меньшей проплавленности золы, что сопровождалось увеличением
неоднородности и удельной поверхности частиц Syfl [226]. По дан-
ным [82] сопротивление силикатных частиц, содержащих железо и
натрий, уменьшается на три порядка после их плавления.
Выполненный автором анализ результатов лабораторных ис
следований НИИОГАЗ [134] показал отрицательную зависимость
максимального удельного сопротивления ртах от потерь при прока-
ливании, которые в основном связываются с величиной механиче-
ского недожога. Также получено снижение сопротивление с ростом
содержания щелочных металлов и железа и его рост при увеличе-
нии щелочно-земельных металлов. Уравнение корреляции имеет
вид:
lg(p)=12,55-0,045pp-0,225 Na20-0,01-Fe203+0,008 (CaO+MgO),OM-CM (8.9)
Похожий в качественном отношении результат заложен в раз-
работанном R.E. Bickelhaupt в Южном Исследовательском Институ-
те (SoRI), США и широко используемом методе прогнозирования
УЭС, а также модификациях метода [227]. В этом методе рассчиты-
вается объёмное pv, поверхностное ps сопротивление и сопротивле-
ние адсорбированного слоя кислоты ра.
Сопротивление pvs=pvps/(pv+ps) (8.10а)
и общее сопротивление р=ру5-ра/(ру$+ра)=1/[(1/р7)+(1/р5)+(1/ра)] (8.106)
344
Отдельные составляющие УЭС вычисляются по формулам 8.11-8.13:
i'i(r,)-(-1.8916 lnX-0,9696-lnY+1,237-lnZ+3,62876)-(0,069078)E+(9980,58/T) (8.11)
1п(|.,)-27.59774-2,233348-1пХ-0.00176^-0,(Ю9078-Е4),(Х)073895^(ехр)(2303,ЗЛГ) (8.12)
ln(pa)=59,0677-0,854721 CsoH13049,47Я)-0,069078-Е (8.13)*
где X =Li+Na, Y =Fe, Z =Mg + Ca, все компоненты в %масс в пересчёте
• <||<1монты. Реально содержание Li в золе углей пренебрежимо,
Г, К- температура в абсолютной шкале, W, %об. - содержание влаги в
дымоных газах, С$оз. РРт -концентрация ЭОз,
I . кВ/см - напряжённость электрического поля. Большинство современ-
ны- отечественных электрофильтров работает при средней напряженности Е =
। 0 нП/см (228]. С учётом этого и сведений табл. 8.4 для отличающихся углей
прпнимплось значение Е= 3,6Е/*°7260, где Е/®04 оценивалось по формуле 8.7.
Уравнение (8.13)* приведено для полноты информации о методе
|ll« luilhnupt и. по-видимому, требует уточнения коэффициентов по первоисточ-
IfHMy Использование его в данной работе в приведённом виде при принятии
щнцон«рации триоксида серы в дымовых газах как Сзоз=0,02-7000 Stf/Vr, ppm
ОМЬ’ принятая доля количества серы переходящей в триоксид, \/г,нм3/кг -
<||н.пм дымовых газов при номинальных условиях и избытке а=1,4) дало зани-
VIhiiii.io значения при температурах заведомо выше температуры точки росы.
Рядом авторов не разделяется мнение о заметном влиянии на
уд'яи.ное объёмное сопротивление элементов с атомным радиусом
n«Mii.iijo, чем у натрия и предложены методы оценки УЭС без учёта
1мких элементов. В частности в [221] изложен следующий метод.
Удильное электрическое сопротивление золы рассчитывается по
Формуле:
Т П 11560
д. =0,11-(^О)" |3-е ’ ,0мм (814)
где Na2O — содержание Na2O в золе, %;
Значение поверхностной составляющей УЭС - по формуле:
p„=3,19-10e (Na2O <|>y)’2-13, Омм (8.15)
где Na2O - содержание Na2O в золе, %масс.; 9 - температура
дымоных газов, °C.
345
Фу = Py/Ps — условное относительное давление водяного пара;
Ру — условное парциальное давление водяного пара, обеспе-
чивающего температуру точки росы по водяному пару, равную сер-
нокислотной;
Ps — условное парциальное давление насыщенного водяного
пара, соответствующее температуре дымовых газов. Значения Ру и
Ps в зависимости от температуры газов приводятся в табличной
форме и воспроизведены в табл. 8.7.
Таблица 8.7.
Парциальное давление водяного пара в зависимости от температуры
о,°с 45 50 60 65 70 75 80 90 96,2
Р, атм. 0,1 0,12 0,2 0,25 0,33 0.4 0,6 0.7 0,9
0, °C 104,2 119,6 130,5 141,1 155,1 164,2 169,6 179 200,4
Р, атм. 1,2 2.0 2,8 3,8 5,0 7.0 8.0 10,0 16,0
Общее удельное электрическое сопротивление рассчитывается по фор-
муле 8.8.
Для оценки влияния характеристик угля на работу электро-
фильтров также применяются показатели без оценки удельного
электрического сопротивления. Например, по разработке Австра-
лийских исследовательских лабораторий угля (ACIRL, Australian
Coal Industry Research Laboratories) используется показатель [229]:
Kacril= 1000SdNa20/Ad (8.15)
Угли с показателем КдсяиЛЮ обеспечивают лучшие показате-
ли работы электрофильтров.
На рис. 8.17, 8.18 дано сравнение результатов оценки влияния
состава ряда углей на УЭС или характеризующий показатель по
приведённым выше методам. В качественном отношении приведён-
ные методы дают похожие результаты оценки УЭС и соответствуют
принятым из практики представлениям.
Состав углей (табл. 8.8) принят по данным УралВТИ и по спра-
вочнику [15] и может отличаться от состава угля в экспериментах.
346
Таблица 8.8
Влажность, содержание серы и состав золы анализировавшихся углей
уголь w,r % str % Химический состав минеральной части. %
SiO> AhOj TiO, Fe^Oj CaO MgO K2O Na;O
Ьог 33 0,18 54,3 12,2 0,82 5,66 22,76 3,81 0,21 0,31
III 35,5 0,24 17.2 10 0.5 8.1 56,3 7.1 0.2 0.6
р 28,6 0.2 47 11 0,4 18,2 19,2 3,9 0.1 0.2
III 18 0,43 57,99 24,42 1.25 7.7 3,4 2,13 2,14 0,96
ch 13,6 0,58 56,1 25,5 0.9 9.4 1.7 2,4 2,9 1,1
II 11,9 0.35 44,81 25,16 1,55 12,18 10,46 4,19 1,14 0.52
I 8.6 0,46 65,1 26,9 1 3 1.3 1 1.5 0.2
I) 6 0,35 54,5 32.8 0.6 8,1 1.5 0.6 1.5 0.4
Nil) 18,5 0,32 49,1 28,2 0,9 3,9 14 1.4 1.3 1.2
ok1 6 0,56 63,04 28,4 1,11 5,04 1,01 0,70 0,50 0,20
nk2 6.4 0,62 56,99 29.01 1,23 8,74 2,15 1,03 0,57 0,29
* обозначения углей на рис. 8.17.
Рис. 8.17. Сравнение расчётной оценки УЭС (а) и показателя, характери-
зующего работу электрофильтров (б), по разным приведённым методам.
1- расчёт р по формулам 8.8, 8.14, 8.15; 2- расчёт pvs по формулам 8.10а,
И 11, 8.12; 3 - расчёт р™* по формуле 8.9.
Обозначения углей: Ьег- берёзовский, ib- бородинский, р- переясловский,
m млйкубенский, ch- челябинский, h- хакасский, t- талдинский, Ь- бачатский,
нН> сибергинский. е1 и е2 - экибастузский уголь, характерные пробы 80х годов
и отобранная на РГРЭС в 2008 г.
347
Рис. 8.18. Сравнение экспери-
ментальных значений и расчётной по
разным методам оценки УЭС для зо-
лы бородинского (а) и экибастузского
(б) углей.
1- экспериментальные данные из Ат-
ласа (134], 2 - расчёт р по формулам
8.8, 8.14, 8.15; 3 - расчёт р« по фор-
мулам 8.10а, 8.11, 8.12; 4 - расчёт р
по формулам 8.10, 8.11, 8.12, 8.13.
Высокие расчётные значения р
для переясловского и талдинского углей объясняются весьма низким содержа-
нием натрия в использованных для расчёта пробах (Na2O=0,2%). Сильная за-
висимость эффективности улавливания золы от содержания натрия в области
его малых значений подтверждается и практикой (рис. 8.19). То есть, наблюда-
ется аналогия со склонностью к образованию загрязнений на базе активного
натрия Рпа (рис. 6.17), но с обратным знаком. Это связывается с тем, что при
малом содержании Na практически отсутствует так называемый активный на-
трий, то есть способный при
высоких температурах возго-
няться и сублимироваться на
поверхности частиц при сни-
жении температуры по ходу
факела.
Рис. 8.19. Изменение
концентрации частиц за элек-
трофильтром в зависимости
от содержания натрия в ми-
неральной части угля
В заключение раз-
fl 0,2 0,5 1,0 1,5Na2O,%
дела повторимся, что удельное электрическое сопротивление - по-
казатель, в значительной мере влияющий на эффективность работы
электрофильтра, удобный и чаще всего достаточный для анализа
348
влияния показателей угля. Вместе с тем, необходимо иметь в виду
• ножную зависимость эффективности электрофильтра от ряда дру-
ш- показателей. Для анализа влияния некоторых из них, например
••ионности угля к фрагментации или объединению минеральных
включений угля при формировании летучей золы широко доступных
(« прлвочных) данных не достаточно.
На ТЭС обычно имеется определённый резерв улучшения си-
• унции по улавливанию золы за счёт оптимизации режима работы
«••или (уменьшение присосов воздуха, выбор тонкости помола угля и
Корректировка величины механического недожога). При их недоста-
цнности используется сжигание смесей углей и внедряются методы
кондиционирования (температурное, влажностное, химическое пу-
ты ннедения серо или натрий содержащих присадок).
Заключение по главе
Экологические нормативы имеют устойчивую тенденцию к
ужесточению, дополнительно устанавливаются нормативы на вы-
(ipochi в атмосферу новых загрязняющих ингредиентов от ТЭС. Для
рниых объектов экологические показатели угля определяют выбор
• ••ппивоиспользующего оборудования и систем газоочистки, стои-
ь И конкурентоспособность ТЭС.
Существующее отечественное законодательство регламенти-
руй * деятельность энергопредприятий отрасли в основном по трем
нужнейшим составляющим, в определяющей или значительной ме-
I зависящих от свойств топлива. Это выбросы твердых частиц (зо-
ны), оксидов серы и азота. При анализе по концентрации основное
Ниинние на уровень выбросов оказывает, соответственно, золь-
liiiiiii. угля и содержание в нём серы. Выбросы оксидов азота более
(ложно зависят от характеристик углей в связи с тем, что их источ-
ником является не только азот топлива (топливные оксиды азота),
349
но и азот воздуха (термические или воздушные оксиды азота). Сум
марно от разнонаправленных факторов оксиды азота растут при ис-
пользовании углей более высокой степени метаморфизма.
В качестве наглядного и практичного метода оценки экологи-
ческих показателей топлива рекомендуется рассчитывать необхо-
димую эффективность снижения концентрации загрязняющих
веществ, которая удовлетворяет действующие нормативы по
удельным выбросам в атмосферу.
Для оценки “экологичности” углей по совокупности вредных
компонентов применяется суммирование относительных показате-
лей, при этом существующие методы требуют доработки в части
учёта различной экотехнологичности выбросов.
Из ненормируемых выбросов максимальное внимание на дан
ном этапе обращается на выбросы углекислого газа и тяжёлых ме-
таллов. Определяющее влияние на выбросы, в том числе диоксиде
углерода, оказывает эффективность оборудования.
Не касаясь здесь правомочности опасений всемирного потоп
ления и катастрофы в результате накопления в атмосфере диокси
да углерода антропогенного происхождения, отметим, что одной из
возможностей уменьшения его выброса является изменение топ-
ливного баланса теплоэнергетики. В частности, сжигание бурых уг-
лей по сравнению с каменными ведёт к увеличению выбросов
диоксида углерода, несмотря на большую долю водорода в генера
ции теплоты сгорания.
Лучшие в экологическом плане по нормируемым компонентам
угли не обязательно имеют минимальное удельное содержание и
тяжёлых металлов. Однако выбросы тяжёлых металлов создают за
грязнение приземного слоя воздуха не выше 0,05 ПДК, а в ряде слу-
чаев и менее 0,01 ПДК.
350
При изменении качества топлива на ТЭС, оборудованных
шлктрофильтрами, количество выбросов золы может изменяться
но только в силу различий в количестве балласта (приведённой
юльности), но и из-за изменения эффективности работы электро-
фильтров. Знак влияния отдельных факторов часто противополож-
ный, и получаемый суммарный эффект не однозначный. При
Фиксированной геометрии и режиме работы электрофильтра эф-
• |><1к।ивность золоулавливания зависит от состава минеральной час-
in угля и продуктов сжигания топлива, которые определяют
удильное электрическое сопротивление (УЭС) золы; объёма дымо-
мых газов; температуры горения и образования субмикронной фрак-
ции золы; реакционных свойств и, соответственно, фракционного
• истова летучей золы и выгорания топлива и других. При переходе
• и бурых к каменным углям расход дымовых газов снижается, но
при этом, если не учитывать различие в минералогическом составе
минеральной части, уменьшается и средний размер летучей золы. В
• родием при этом эффективность золоулавливания снижается.
351
9. Сера в углях
Сера в угле содержится в составе органических и минераль-
ных соединений. Различают следующие разновидности серы: суль-
фатная (Sso4, далее для компактности, как в ряде публикаций,
используется обозначение Ss), сульфидная или пиритная (Sp), ор-
ганическая (So) и элементная, присутствующая в угле в свободном со-
стоянии (Se или S0).
В любой форме её присутствие ухудшает качество угля как
энергетического топлива. При сжигании углей сера в виде оксидов
переходит в газообразную фазу (сгорание органической, элемент-
ной и пиритной серы и разложение сульфатов) и является загряз-
няющим веществом для окружающей среды. В самом котле
взаимодействие в широком интервале температур оксидов серы с
отложениями приводит к упрочнению последних за счёт сульфати-
зации материала отложений. При определённых условиях оксиды
серы вызывают коррозию поверхностей нагрева (высокотемпера-
турная и низкотемпературная сернистая коррозия, гл. 14).
В то же время, влияние различных соединений серы на работу
оборудования не одинаково и определяющим может быть не нали-
чие серы, а свойства самих этих соединений. Содержащие серу ор-
ганические соединения и сульфаты не увеличивают абразивные
характеристики угля в отличие от пирита [194]. Расплав пирита и
продуктов его не полного окисления рассматривается как основной
источник шлакования топочной камеры и пароперегревателя. При
отсутствии или малом содержании пирита на поверхностях нагрева
не образуются прочные первичные железистые отложения, и уголь
классифицируется как слабошлакующий, а проблемы шлакования
котлов преимущественно связаны с конструктивными недостатками
[16]. Использование общего содержания серы вместо суммы пирит-
352
нии и органической вносит ошибку в расчёт необходимого для горе-
нии количества воздуха, в оценку теплоты сгорания угля по эле-
мншному составу.
Изложенное определяет необходимость использования при
ишпизе свойств топлива и его влияния на работу оборудования не
ниц,ко сведений об общем содержании серы в угле, но и об её раз-
HIН1ИДНОСТЯХ и, в первую очередь, о содержании пиритной серы.
Определение содержания пирита в углях в количественном
• и ношении, за исключением уникальных исследований, например
I ГМ), не выполняется. Однако его количество просто рассчитывает-
1)и (Ру" 1,875 Spd) по содержанию серы в пиритной форме Spd, мето-
дики определения которой стандартизирована в нашей стране и за
руПожом [230, 231].
Заимствованная из [232] краткая справка о стандартных мето-
ним определения общей и разновидностей серы в углях дана ниже в
Р<пдоло 9.1, там же приведена информация о некоторых других экспе-
римФнальных методах. Существующая в настоящее время практика
"шщований углей не предусматривает обязательного определе-
нии разновидностей серы. Ранее такие исследования выполнялись
дли нысокосернистых углей и, как правило, сведения отсутствовали
дин углей с низким содержанием серы [14], хотя при малой серни-
I пн in угля его содержание в пересчёте на золу Sash, что более важ-
IH • при рассмотрении проблем шлакования, для малозольных углей
Минин быть высоким: Sash = 100Sd/Ad, где Sd и Ad, % - содержание
• I’pi.i и зольность угля в пересчёте на сухую массу.
0.1. Краткая информация о методах определения серы в
Общая сера. Согласно ГОСТ 8606-72, и ГОСТ 2050-75 принято три метода
1и1|Н1дмиония массовой доли общей серы в угле: гравиметрический, алкалиметри-
!>•♦••" и йодометрическое титрование. Гравиметрический метод основан на погло-
353
щении образующихся при сжигании навески топлива окислов серы смесью Эшка,
состоящей из магнезии и безводной соды с образованием сернокислых солей маг-
ния и натрия. Образовавшиеся соли растворяют в горячей воде и осаждают хлори-
дом бария в подкисленном соляной кислотой растворе. По количеству сульфата
бария вычисляют массовую долю серы. Международный стандарт ИСО 334-74 но
имеет существенных отличий от описанного выше. В США определение серы с ис-
пользованием смеси Эшка (Eschka method) регламентировано документом ASTM
D3177-02.
Ускоренный метод определения общей серы состоит из сжигания топлива при
высокой температуре (1250-1350 °C) в токе воздуха или кислорода. Образующиеся
при этом сернистые соединения окисляются перекисью водорода до серной кисло-
ты, которая титруется раствором щелочи (первый способ) или раствором йода
(второй способ). Аналогичная методика приводится в стандарте ИСО 351-75.
В литературе также приводится метод, в котором концентрация сернистых соеди-
нений в газе, образующихся при сжигании пробы при температуре 1300°С, определяет
ся на газоанализаторе. Результаты измерения сравниваются с тарировочной кривой, для
их перевода на массу угольной пробы.
Сульфатная сера. По международному стандарту ИСО 157-75 сульфа ь
ная сера определяется весовым и объемным методами. Весовой метод сводится к
растворению сульфатов угля в соляной кислоте (пиритная и органическая сера и
соляной кислоте не растворяются) и осаждению сульфат - ионов хлористым бари-
ем. Такой же метод принят в американском стандарте D2492-90. При объемном ме-
тоде определения сульфатной серы также растворяют сульфаты угля в соляной
кислоте, однако количество серы находят путем титрования.
Пиритная сера. В международном стандарте ИСО 157-75 приведены два
метода определения массовой доли пиритной серы в угле:
- метод окисления основан на определении содержания железа, связанного с
серой в виде FeS?. исходя из того, что при окислении пирита азотной кислотой об-
разуются растворимые сульфаты, по количеству которых можно определить со-
держание пиритной серы;
- Метод восстановления основан на методе восстановления пирита водо-
родом до H?S, поглощении последнего уксуснокислым калием и йодометрическом
определении.
354
Органическая сера. Массовую долю органической серы определяют по
Разности путем вычитания из общей серы массовой доли сульфатной и пирит-
ппи серы. К недостаткам такого непрямого определения содержания органической се-
ры, прежде всего, относят большую погрешность как суммирование погрешностей
•it| и «деления общей серы и её минеральных форм. То есть, неверное определение
минеральной серы ведёт к ошибке определения органической составляющей. В
н> -ко время, изменение условий проведения экспериментального определения
ипритной составляющей, например, степени измельчения материала, изменяет
....ношение разновидностей серы; чем мельче дробится уголь, тем больше в
Ним определяется пиритной серы и, тем самым, меньше органической серы. В
|/ И| со ссылкой на исследования Г.С. Калмыкова приводятся результаты, со-
пки но которым при измельчении углей от 0,2 до 0,01 мм содержание в них
н| кинической серы снижалось, в среднем, на 0,19% и до 0,52% для отдельных
пр- >П Кроме того, при этом методе как органическая сера учитываются такие неорга-
п»гмк кие формы серы как сульфиды моносульфидов (monosulfidic sulfides), сера в
। <ч пше марказита и элементная.
Разработан ряд методов прямого определения органической серы, которые
н|<1ду«.матривают применение уникального или нетрадиционное использование доро-
КХнонщего оборудования. В частности, метод [234] основан на селективном окисле-
нии голько органической серы в специально разработанном устройстве (“печи") и в
цмпмюйшем определении содержания SO2 в полученном газе при помощи спе-
цН'Пи.но оборудованного хроматографа или других прецизионных анализаторов
IHU1
Научный и технический прогресс существенным образом отразился на
М010ДЛХ анализа. В приборах фирмы Леко автоматически в течение 1-2 смены оп-
рщпппогся содержание серы в угле, коксе и других материалах с помощью де-
tNttTOpn инфракрасного излучения и электронного микропроцессора для обработки
• in ни» ш детектора.
9.2. Характеристики разновидностей серы в углях
Сера угля сульфатная. Сульфатная сера классифицируется
Иак часть общей серы угля, входящая в состав сульфатов металлов
|L'|, и относится к минеральной части топлива. В кристаллической
355
структуре сульфатов, солей серной кислоты H2SO4, сера входит в
состав обособленных комплексных анионов SO42'.
В углях сульфатная сера в большинстве случаев находится
в форме гипса (CaSO4-2H2O). Содержание её в неокисленных углях
по [235] составляет 0,1-0,5% и менее порога чувствительности стан-
дартного анализа для многих углей [233]. Считается, что
в окисленных (или подвергшихся разрушению под действием атмо-
сферных явлений ’’weathering" по американской терминологии) углях
содержание сульфатной серы увеличивается, и появляются новые
формы: ярозит (KFe3+3(SO4)2(OH)6), сульфаты железа, алюминия.
Анализ автора данных по отечественным углям показывает более
высокое содержание сульфатной серы в отдельных пробах (Ssd •
0,9... 1,2%). В [233] отмечается, что сульфатная сера в углях помимо
окисления сульфидов имеет и иную природу. Полагается, что воз-
можно её образование из органических соединений растений в ос-
новном белка (конституционная сульфатная сера) и сухого остатке
торфяных вод.
С учётом малого содержания в углях сульфатов других метал-
лов, в том числе сильного двухвалентного основания Baz* (минерал
барит), во многих публикациях основной формой сульфатов, вне за
висимости от окисленности угля, наряду с гипсом и ангидритом
(CaSO4) считаются сульфаты железа.
Сера угля пиритная. Пиритная сера также относится к мине-
ральной части топлива. Наиболее распространены в углях сульфи-
ды железа - пирит, реже марказит и тонкодисперсная метакол-
лоидная разновидность этих минералов— мельниковит. Пирит и
марказит имеют одну химическую формулу FeS2 и содержание серы
53,4% (остальная часть - железо), но разное кристаллическое
строение. Различий в поведении при использовании угля на ТЭС но
356
^фиксировано, и обычно эту минеральную часть вне зависимости
hi минералогической формы для простоты характеризуют как пирит.
Роже встречаются пирротин (FexSi±x) и сульфиды других металлов:
• фалерит (ZnS), халькопирит (CuFeS2), галенит (PbS).
Для оценки эффективности удаления серы в процессе обога-
щения углей, склонности углей к окислению, кинетики выгорания и
прогнозирования абразивных и шлакующих свойств углей принци-
пиально не только содержание серы в пиритной форме, но и её
морфология (размеры, форма, степень ассоциированности с уголь-
ным веществом). В углях отмечены разнообразные по “классу"
морфологии сульфиды железа: от мелких тесно связанных с орга-
ническим веществом включений, в частности, в форме сферических
• mi диаметром 0,5-1,5 мкм (так называемых фрамбоидов) до круп-
ные (гысячи мкм) кристаллических пиритных прожилок [235].
Для анализа в литературных источниках используется разде-
нннио пирита по морфологическому признаку на две группы: мелко
Iнихюянные фрамбоиды и сформированные кристаллы (группа 1) и
ipyfli.iG, неправильной формы частицы пирита (группа 2).
I 1ример распределения пирита в частице угля [236] по резуль-
1й1лм исследований на электронном микроскопе показан на рис. 9.1.
(ни цвогной вкладке).
Or угля к углю характер распределения пиритных включений
||н размерам кардинально изменяется от преимущественного нахо-
ждения крупных во внешней золе до высокодисперсных включений
(•ИОмкм), тесно связанных с органическим веществом. На рис. 9.2
Приведена обработка результатов исследований при использовании
ни'нровной микроскопии (CCSEM) двух не названных в оригинале
yi нии США [237].
357
Рис. 9.2. Распределение пирита по размерным фракциям, по результатам ис
следований CCSEM.
Упирит.% - доля пирита при сумме всех минералов 100% [237].
Универсальных признанных методов прогнозирования распре-
деления пирита по "классам" морфологии в зависимости от широко
доступных сведений по углям и стадии их углефикации, по-
видимому, нет. Привлечение дополнительных данных о палеоусло-
виях формирования торфяников не обеспечивает оценки в количе-
ственном отношении для широкого круга конкретных
месторождений. В общем виде считается, например [238], что пи-
рит, образовавшийся в период угленакопления, распределён по
угольному веществу равномерно, в тонкодисперсной форме и, как
правило, связан с органической массой угля. Пирит, попавший и
уголь после прекращения процесса угленакопления, распределён
грубодисперсно, локализовано - в виде линз, желваков, зёрен,
гнёзд.
Из частных сведений и гипотез дополнительно отметим, что по
результатам изучения угля с пресноводной средой формировании
торфа отмечена тесная связь морфологии с содержанием пирита
[239]. При высоком содержании пирита он находится преимущесл
венно в форме частиц группы 2 (грубые, неправильной формы).
Косвенно на увеличение содержания частиц группы 2 с ростом со
358
держания общей и пиритной серы и метаморфизма угля указывают
донные, приведённые в [240]. По этим данным (табл. 9.1) для биту-
минозных углей и с увеличением общей и пиритной серы возрастает
о « ношение пиритной серы к удельной поверхности.
Таблица 9.1.
Соотношение содержания пирита и удельной поверхности
мосторож- дение тип угля удельная поверхность (м2/гГ содер- жание серы** содержание пиритной серы" отношение пирит- ной серы к по- верхности (г/м2)
brio, Колорадо суббиту- минозный 1,79 0,3616 0,00 0
(llllolte, Инйоминг суббиту- минозный 4,94 0.4917 0,01 0,002
Holden, Лип.Биржи НИН битуми- нозный 1,35 1,17 0.49 0,363
Mnrlon, Иллинойс битуми- нозный 2,11 3,076 0,52 0,246
Сорила, 1нп Биржи НИН битуми- нозный 1.72 4,73 1,15 0,669
1 пл рабочую массу, ** - в % масс., на сухую массу
Однако, в отличие от приведённого выше, по [241] основная
миссл серы углей Донецкого бассейна представлена в виде мелких
пиритных включений, полное раскрытие которых достигается при
иимпльчении углей до размера менее 0,1 мм. Также мелкий размер
и «осная ассоциация пирита с угольным веществом характерны для
in .к окосернистых углей Кизеловского бассейна.
Органическая сера - это сера, связанная в сложных высоко-
му и шкулярных органических молекулах. Различают две формы ор-
Цнической серы: первичную (конституционную), которая попадает
• ОСАДОК с исходным (материнским) растительным материалом, и
Цпричную, образовавшуюся в процессе диагенеза (диагенез - сово-
купное «ь физических и химических превращений рыхлых осадков на
дни иодных бассейнов под воздействием температур и давлений
ипрхной зоны земной коры).
359
В составе органической части углей соединения органической
серы весьма разнообразны и обладают отличающейся реакционной
способностью [2, 242]. Они входят в состав как алифатических со-
единений (соединения, атомы которых связаны между собой в от-
крытые неразветвленные или разветвленные цепи), так и
ароматических (циклические структуры с системой сопряженных
связей, типа бензольных колец). Пример фрагмента структуры угля,
в котором присутствует сера показан на рис. 9.3.
Рис. 9.3. Часть фрагмента структуры угля, в котором присутствует сера [5]
В низкоуглефицированных углях сера, подобно кислороду и
азоту, в большей мере содержится в концевых группах, а в углях
высоких степеней метаморфизма она входит в химически менее ак-
тивные гетероциклы и в состав тиоэфирных групп (тио...- сернистые
аналоги кислородосодержащих соединений). Например, тиоэфир
или органический сульфид R’-S-R - сернистый аналог простым эфи-
рам.
Элементная сера. Часть серы находится в свободном состоя-
нии в виде элементной серы. Количество элементной серы в углях
не велико и в рядовых технологических исследованиях не опреде-
ляется. Принимается, что элементная сера входит в рассчитанную
по балансу органическую серу. Экспериментально элементная сера
360
установлена в углях отдельных месторождений, например, в Дон-
бассе и Кузбассе её содержание равно 0.03-0.2%.
Обобщённые сведения об основных соединениях серы в орга-
нической и минеральной форме приведены ниже (рис. 9.4).
H-S-R
R-S-R'
R-S-S-R’
где
меркаптаны
сульфиды
бисульфиды
FeS2 пирит
марказит
СаЗОф FeS(\ ....
сульфаты
R - органическая группа СхНу
НС — сн
II II
НС сн
$
тиофен
бензотиофен
S
тиопирен
Рис. 9.4. Типичные соединения серы, обнару-
женные в углях (240].
Сера во вмещающих породах. Сера присутствует также в по-
родах угленосной формации, где также может находиться в разных
МИДАХ. Однако в породах содержание серы невелико, её распреде-
ннние по разновидностям изучено недостаточно и, поскольку основ-
ная часть присутствует в пиритной форме, обычно принимают, что
• одержание пиритной серы соответствует содержанию общей [243].
Ниже приведены некоторые из имеющихся немногочисленных све-
дении о содержании серы по отдельным бассейнам и породам. Со-
дпржание общей серы в породах Воркутинского бассейна
• । являет 0,13 - 0,35 - 0,27% соответственно в песчаниках, алев-
pitnni.ix и аргиллитах. Среднее содержание серы в песчаниках
Кмнг.ко-Ачинского бассейна составляет 0,04%, аргиллитах 0,13%.
Мп никоторых месторождениях бассейна в горизонтах песчаников
Опднржание пирита достигает 10% [235]. По приведённому в [244]
361
обзору содержание серы линейно возрастает при увеличении в ар-
гиллитах углесодержащего материала и для месторождений, обра-
зование которых связано с поступлением морской воды.
9.3. Представления о происхождении серы в углях и
влияющих факторах
Наибольшим признанием пользуется теория связывания по-
ступающей извне серы с органическими веществами торфяной за-
лежи. Решающая роль в формировании высокой сернистости
торфяников и образовавшегося из торфа угля отводится бактери-
альной сульфатредукции (деятельности сульфатвосстанавливаю-
щих бактерий). Сульфатредоцирующие бактерии восстанавливаю»
сульфаты с образованием сероводорода, который вступает во
взаимодействие с ионами металлов, образуя сульфиды. При этом
редукция сульфатов до H2S связана с увеличением уровня свобод-
ной энергии системы (для восстановления одного иона сульфат, i
необходимо около 200 ккал), которые бактерии получают, окисляя
органическое вещество [233].
Возможность и масштабы сульфатредукции и сульфидообра
зования зависят от: (а) наличия сульфатов, (б) наличия усвояемых
питательных веществ, (в) концентрации ионов двухвалентного же-
леза, (г) окислительно-восстановительного потенциала и pH.
(а) Источником серы в большинстве отложений является сульфат - наи-
более характерная "водная" форма серы. Сульфаты поступают в торфяники с
питающими их водами. При этом содержание сульфат-иона в океанской води
около 2700 мг/л SO4; в пресной проточной воде около 8 мг/л сульфатов; дренп
жи маловодных регионов могут содержать много больше (сотни мг/л) [243]. Дру-
гой источник сульфатов, который может рассматриваться как источник серы
для пирита - это сульфат из сульфатсодержащих (гипсоносных) толщ и рассо
янных продуктов эрозии. Содержащие гипс продукты эрозии рассматриваются
как основной источник сульфатов для некоторых высокосернистых углей Испи
нии и Канады;
362
(б) масштаб сульфатредукции в общем виде зависит не от валового со-
держания органики, а от количества легкоусвояемых органических соединений,
образовавшихся в результате деятельности грибков, бактерий и других микро-
организмов; для развития бактерий более благоприятной является среда ни-
зинного торфа [233];
(в) в качестве источника ионов железа рассматривается их наличие в пи-
гнющих водах. Концентрация железа в морской воде низкая (менее 0,01 мг/л), в
ю время как в пресной - относительно высокая (в среднем примерно 0,7 мг/л).
Н американской литературе в основном принимается, что оптимальной средой
для образования пирита является солоноватая среда, в которой пресная вода с
высокой концентрацией железа смешана с морской водой, богатой сульфатами
|243]. В отечественной литературе солоноватая среда не считается оптималь-
ной [233] и предпочтение отдаётся вторичному поступлению железосодержа-
щих растворов [245]. При этом определённая роль отводится породе и
проницаемости кровли (обнаружена тенденция преобладания многосернистых
углей под хорошо проницаемыми известняками и песчаниками). Также считает-
< н, что железо может быть внесено в составе железистых минералов, напри-
мдр, окислов железа и глин. В таком виде железо может быть внесено в
морскую среду с водой и при седиментации [243].
(г) благоприятные условия жизнедеятельности сульфатвосстанавли-
нпющих бактерий соответствуют значениям pH = 4,15 — 9,92; кислая среда
юрмозит деятельность бактерий [233].
Сернистость углей не постоянна по месторождению. Для многих место-
рождений наблюдается изменение содержания серы в плане и по высоте пла-
июп Характерно увеличение содержания серы вблизи границ, а также в
норхней и иногда нижней частей пласта [246].
Формирование сернистости угольных пластов происходит,
I пивным образом, на торфяной стадии углеобразования. Единого
широко признанного мнения об изменении содержания серы и её
ил шовидностей в процессе преобразования угля от бурого до ка-
минного и далее до антрацита (в процессе метаморфизма) нет.
363
Мнения, не придающие определяющего влияния этому фактору
[233] обосновываются сравнительным анализом содержания серы в
углях разной стадии метаморфизма (зрелости), относительно низ-
кой температурой при метаморфизме и возможностью связывания
выделяющихся сернистых соединений в угле.
В отличие от этого, автор придерживается мнения о сущест-
венном, если не определяющем, влиянии метаморфизма на рас-
пределение серы по разновидностям. Несмотря на относительно
низкую температуру в период метаморфизма углей, основные зако-
номерности изменения содержания серы и её разновидностей, по-
видимому, совпадают с теми, что проявляются при их высокотемпе-
ратурном нагреве без доступа кислорода. Коротко эти изменения
сводятся к следующему:
- действительно, для совокупности углей разной степени ме-
таморфизма содержание общей серы закономерно не изменяется
(рис. 9.5.а), и зависит, очевидно, от сернистости в конце процесса
превращения торфа в бурый уголь (в конце процесса диагенеза).
Значительная часть серы (до 20-25% от исходного состояния в
наименее метаморфизированном угле) удаляется при
метаморфизме. Однако, в силу большей "потери" кислорода и во-
дорода содержание серы в пересчёте на сухую беззольную массу
при этом, скорее, возрастает (рис. 9.5.а, построенная по модели
автора линия 3). Для построения модели использованы
экспериментальные и расчётные данные, согласно которым
содержание серы в нелетучем остатке углей низкой стадии
метаморфизма больше, чем в исходном угле (рис.9.5.б);
364
Рис. 9.5. Изменение
содержания серы в угле при
разном выходе летучих (а) и
изменение соотношения се-
ры в исходном угле и его не-
летучем остатке (б). 1, 2-
данные из [15] и их аппрок-
симация, 3- расчёт по моде-
ли
при примерно
равном содержании ми-
неральной и органиче-
ской серы или, чаще,
большем содержании ор-
ганической серы в конце
преобразования торфа в
(|урый уголь, на последующих стадиях углефикации отношение ор-
шнической серы к минеральной снижается. Снижение отношения
происходит как за счёт удаления части органической серы, так и за
• 'ihi образования сульфидов при реакции выделяющегося при пре-
"Прпзовании органической серы сероводорода с карбонатами.
Уменьшение количества органической серы с ростом степени
мт аморфизма (от бурых углей группы 1Б до низкореакционных ка-
минных углей и антрацита) иллюстрируется рис. 9.6.а; для пиритной
• оры менее строго просматривается противоположная тенденция.
Дополнительно на рис. 9.6.6 показано изменение усреднённой по
।рунном доли разновидностей серы;
365
Рис. 9.6. Усреднённые значения содержания разновидностей серы и об-
щей серы в пересчёте на сухую массу топлива (а) и доли разновидностей серы
от общего содержания для углей разных групп (б).
- образующийся “вторичный” пирит концентрируется в местах
контакта с карбонатами и их водными катионами по разломам, тре-
щинам, имеет более крупные размеры и меньше ассоциирован с
(б)
собственно угольным веществом;
- при метаморфизме, как и при пиролизе угля [242], увеличи-
вается доля органической серы в составе менее активных функцио-
нальных групп в силу их формирования из более активных и за счёт
селективных потерь более активных форм.
В силу многообразия влияющих факторов и неопределённости
уровня их влияния для конкретных условий, а главное, отсутствия
достоверных исходных сведений, предложенные, на основе анализа
условий образования, методы и классификации объясняют разли-
чие по содержанию серы углей разных месторождений с качествен
ной стороны, но не позволяют их использовать для количественного
прогнозирования. Из сказанного следует целесообразность разра
ботки методов оценки разновидностей серы по другим показателям
366
Естественно, что при увеличении содержания каждой из раз-
новидностей серы увеличивается содержание общей серы St. Осо-
бенность соотношения общей серы и её разновидностей в
•нергетических углях проявляется в том, что для совокупности дан-
ных наблюдается устойчивая тенденция роста содержания каждой
и» разновидностей серы по мере увеличения общего содержания
серы. Поэтому естественно, что показатель St традиционно приме-
няется для оценки содержания разновидностей серы, а закономер-
ное их изменение обуславливает достаточность этого показателя
дня приемлемой оценки в ряде случаев. На рис. 9.7 (цветная
МКладка) приведены данные, подтверждающие рост содержания ка-
ждой из разновидностей серы по мере увеличения её общего со-
держания, на примере совокупностей углей двух групп: наименее
О руппа 1) и наиболее (группа 4) метаморфизированных углей.
Из рисунка также видно, что в зависимости от степени мета-
морфизма закономерности распределения разновидностей серы и
их изменения от общего содержания существенно различаются. Для
углей низкой степени метаморфизма характерно повышенное со-
держание органической серы и относительно слабая зависимость
содержания пиритной серы от общего; для углей высокой степени
мо аморфизма наблюдается противоположная закономерность.
Традиционно содержание пиритной серы (Sp) оценивается как
Фиксированная доля от общей серы (St) или линейным уравненн-
ом пида Sp=a- S(+b, где “а” и “Ь" эмпирические коэффициенты [15,
Существенное влияние степени метаморфизма угля на рас-
пределение разновидностей серы в ранее выполненных разработ-
ках УралВТИ учитывалось отличающимися коэффициентами в
урлннениях корреляции для разных марок углей. При этом в ряде
367
(группы и марки углей) 1Б- (2Б,ЗБ)- (Д, Г)- (СС, Т)-А эмпирический
коэффициент "а” закономерно возрастал от 0,246 до 0,722.
Здесь приводятся результаты анализа [247] с использованием
более широкой базы данных (N= 455 проб) и дополнительных пока
зателей. Фактор существенного влияния метаморфизма учитывав!
ся применением эмпирических коэффициентов раздельно для
четырёх групп углей, отличающихся степенью метаморфизма.
Принято следующее деление углей на группы:
Группа 1- бурые низко метаморфизированные угли. Угли этой группы со
ответствуют бурому углю группы 1 Б.
Группа 2- бурые угли более высокой степени метаморфизма. Угли этой
группы соответствуют бурому углю групп 2Б и ЗБ.
Группа 3 - реакционные каменные угли. Использованные признаки клас-
сификации: низшая теплота сгорания на беззольную массу Qi,f,>5700 ккал/кг и
выход летучих Vdaf>25%. Из используемых в энергетике угли этой группы cooi
ветствуют каменным углям марок Д, ДГ, Г, СС1СС и промпродукту углей Ж,
К.
Группа 4 - высоко метаморфизированные каменные угли и антрацит. Ис
пользованные признаки классификации Qaf,>5700 ккал/кг, Vdnf<25%. Этой групп»»
соответствуют каменные угли марок СС2СС, Т и антрациты.
Рекомендуемые уравнение оценки содержания разновидно-
стей серы приведены в таблице 9.2.
Для практики наибольший интерес представляет прогнозиро-
вание содержания пиритной серы. Её прямая оценка по предложен
ным уравнениям и по разности общей серы и оценке других
разновидностей (Spd =Sd - Sod- Ssd) равноценны. Наибольшая погреш-
ность оценки пиритной серы имеет место для группы 1, где основ
ное количество серы присутствует в органической форме, п
содержание пиритной серы слабо, а для некоторых месторождении
незакономерно, зависит от содержания серы общей Std, желез» i
368
(I o?O3)d и выхода летучих \Л Для этой группы незначительно луч-
ик; прогнозирование пиритной серы Spd через другие разновидности.
Таблица 9.2.
Уравнения корреляции для оценки разновидностей серы
Г рулпа углей Формула (обозначения в нижней строке) Среднее отклонение, D = (S|SrSipaCM|)/N .%
Сульфатная сера S$. %
группа 1 Ssd= [7,64S,d +5,83-okQ+9,09]- S(d -10’3 0,06
группа 2 S$d= [34,25 Sd+1,4 oko]-10"3 0,04
группа 3 Ssd= [1,29okQ+30,62]- Std 10'3 0,05
группа 4 Ssd= [17,31Sd +0,64 Ad-31,6l- Std -10‘3 0,01
Пиритная (сульфидная) сера Sp, %0,35
।руппа 1 Spd= [33Fe2O3d -21 Vd +1145]- S,d W3 0,35
। рулпа 2 SDd= [67-Fe2O3d -3.3V* +3491- Std Ю"3 0,24
।руппа 3 ।руппа 4 Sp =0,51 7S d+0,1317Fe2O3d-0,312 0,23
Sod=0,75Std+0.035Fe2O3d-0.359 0,16
Органическая сера Sod. %
।руппа 1 Sod=[-40,5Fe2O3d+20Vd-128]S,d-1 O’3 0,3
tpynna 2 Iруппа 3 Sod=[-69Fe2O3d+5.5Vd+520]Sd-10’3 0,23
Sc"= 0,431 St‘: -0,154- Fe?O3,! +0.342 0,19
Iруппа 4 Sod= 0,183 Sd -0,0583 Fe203d +0. 408 0,12
В", Sed, Spd. Sod, %- содержание общей, сульфатной, пиритной, органиче- < кои серы в пересчёте на сухое состояние; Л1 V'1- зольность и выход летучих на сухое состояние; I <>;O;d=0,01- Fe2O3-Ad, % - содержание железа в угле (пересчёт на пре- допьный оксид и сухое состояние топлива) Bte* относительная окисленность угля, определение по главе 11.
Экспериментальные данные, оценка от общего содержания
г»'р|.| и по приведённым уравнениям для пиритной серы графически
ннкнляны на рис. 9.8.
Отметим, однако, что достоверное прогнозирование разновид-
III к и»й серы для произвольного угля только по широко доступным
। неточным сведениям, по-видимому, не возможно, и углю с одина-
ИПШ.1М содержанием серы и близкими другими характеристиками
м*»ф«1| соответствовать разное распределение её разновидностей
р-1н| Гем не менее, анализ и такая оценка имеет смысл в плане на-
КОждония общих закономерностей для построения методов прогно-
|И|нни1НИЯ, а также как оценочный метод для углей, по которым
369
имеется ограниченная информация. Достоверная количественная
оценка может быть сделана для углей отдельных месторождений. В
этом случае неучтённые факторы остаются неизменными или изме-
няются закономерно от пробы к пробе. Компромиссным решением
представляется нахождение зависимостей для регионов с предпо-
ложительно похожими условиями торфообразования и метамор-
физма углей.
Рис. 9.8. Содержание пиритной серы (а) в зависимости от содержания
общей серы и (б) соотношение экспериментальных и расчётных значений.
1 - экспериментальные значения; 2 - оценка по приведённым уравнени
ям. 3 - линейная корреляция Spd= f (Sd); 4 - экспериментальные значения; 5 -
расчётные значения.
370
В методике и алгоритмах компьютерных программ оценки
шлакующих свойств УралВТИ- Уральской теплотехнической лабора-
тории принята иерархическая система использования исходных
данных:
- достоверными считаются экспериментальные данные о со-
держании пирита или пиритной серы;
- при их отсутствии достаточно достоверным полагается про-
гнозирование с использованием корреляционных зависимостей для
отдельных месторождений, участков, угольных предприятий. Такие
зависимости приведены в алгоритмах компьютерных программ по
прогнозированию шлакующих свойств и для ряда углей Восточных
регионов России и Казахстана в справочнике УралВТИ [15];
- более низкий уровень оценки - использование зависимостей
для бассейнов и регионов;
- при отсутствии экспериментальных данных и корреляцион-
ных зависимостей для анализируемого угля используются усред-
ненные зависимости по группам углей.
Заключение по главе
В угле сера содержится в составе органических и минеральных
соединений (органическая, элементная, пиритная и сульфатная раз-
новидности). В любой форме её присутствие ухудшает качество уг-
ря как энергетического топлива из-за увеличения вредных
выбросов, коррозии оборудования и упрочнения отложений.
В то же время, влияние различных соединений серы на работу
оборудования не одинаково и определяющим может быть не нали-
чно серы, а количество и характеристики пирита. Это определяет
необходимость использования при анализе свойств топлива и его
ннинния на работу оборудования не только сведений об общем со-
371
держании серы в угле, но и об её разновидностях и, в первую оче-
редь, о содержании пиритной серы.
Практика исследований углей не предусматривает обязатель-
ного определения разновидностей серы, что определяет целесооб-
разность её оценки по другим доступным показателям угля, хотя
такой подход не исключает грубых ошибок, даже при хороших ста-
тистических показателях корреляционных зависимостей. Углю с
одинаковым содержанием серы и близкими другими характеристи-
ками может соответствовать разное распределение её разновидно-
стей.
При различных взглядах на происхождение серы в углях наи-
большим признанием пользуется теория связывания поступающей
извне серы с органическими веществами торфяной залежи, и ре-
шающая роль отводится бактериальной сульфатредукции.
Сернистость угля формируется в период торфонакопления и
преобразования торфа в бурый уголь и зависит от многочисленных
факторов (наличие в этот период сульфатов, усвояемых питатель-
ных веществ, ионов железа, окислительно-восстановительный по-
тенциал).
На распределение серы по разновидностям по мнению автора
существенное, если не определяющее, влияние оказывает степень
метаморфизма. При удалении части серы в этот период её концен-
трация растёт из-за большей “потери" кислорода и водорода; отно-
шение органической серы к минеральной снижается. Снижение
отношения происходит как за счёт удаления части органической се-
ры, так и за счёт образования сульфидов при реакции выделяюще-
гося при преобразовании органической серы сероводорода с
карбонатами.
372
При метаморфизме увеличивается доля органической серы в
составе менее активных функциональных групп в силу их формиро-
вания из более активных и за счёт селективных потерь более актив-
ных форм.
С использованием широкой базы данных предложены корре-
ляционные зависимости оценки разновидностей серы по доступным
справочным данным.
сера органическая
углерод
железо
водород
сера пиритная
WWW fossil energy gov/education/energyfessons/coai/coal_cct2html
373
10. Смеси углей
Приготовление и сжигание смесей из близких по характеристи-
кам углей давно используется в мировой практике, главным обра-
зом, для выдерживания кондиций товарного топлива. В последние
годы для ТЭС европейских стран обычным стало сжигание смесей
из различающихся по характеристикам и свойствам углей, добы-
ваемых на разных континентах. Смеси готовятся на угольных скла-
дах портов и на электростанциях. Допустимое качество смешения
определяется тем, какая основная цель преследуется использова-
нием смеси [249] и насколько характеристики используемых углей
отличаются друг от друга. Если ставится цель, например, снизить
выбросы оксидов серы при использовании углей с близкими взры-
воопасными показателями качество смешения может быть ниже,
чем при цели повысить стабильность работы.
На многие отечественные ТЭС уголь традиционно поступает
от нескольких поставщиков и подаётся в бункера котлов “с колёс"
попеременно или в виде неконтролируемой смеси разных углей со
склада. Приготовление достаточно однородной смеси за редким исключением
не практикуется из-за отсутствия, в первую очередь, оперативного контроля ка-
чества поступающего угля и современного оборудования для усреднения на
угольных складах. Отметим, однако, что при наличии системы оперативного
входного контроля и закладки штабеля, или раздельного складирования углей
разных поставщиков качественное усреднение угля может быть достигнуто и
при имеющемся оборудовании, в
том числе, при оснащении уголь-
ного склада бульдозерами.
Рис. 10.1. Один из принци-
пов усреднения качества топлива
[250].
374
Сжигание смесей рассматривается не только как вынужденная
мора, но и как технология, которая даёт заметные технические, эко-
номические и экологические преимущества. Применение угольных
смесей для новых технологий и ТЭС даёт возможность унификации
оборудования, тиражирования проверенных новых разработок и
обеспечения мощных ТЭС стабильным топливом. Для действующих
I )С преимущества использования угольных смесей включают:
- расширение круга приемлемых углей и, тем самым, умень-
шение зависимости от единичного (или монопольного) поставщика
топлива;
- возможность использования углей, которые не могут в “чис-
1ом виде использоваться на конкретной ТЭС, в частности, исполь-
ювнния непроектных углей без значительной реконструкции
оборудования;
- использование смесей может быть оптимальным решением
проблемы выбросов, например, снижения оксидов серы путём до-
бгнжи угля с низким содержанием серы или твёрдых частиц при сжи-
ншии смеси с низкозольным углем. В принципе это относится и к
> нижонию оксидов азота, но проще реализуется внутритопочными
мпроприятиями по снижению выбросов оксидов азота;
добавка дешёвого угля может снизить стоимость используе-
мою на ТЭС угля;
наоборот, оборудование и его работа на низкосортном угле
могу! быть не оптимальными, но в смеси с более качественным си-
I унция может быть улучшена.
Реализованные в мировой практике преимущества сжигания
• мш ой весьма значительны, и прогнозируется расширение их ис-
тин,ювания. Для многих вновь строящихся станций возможность
375
смешения углей рассматривается как важная часть топливно-
транспортного хозяйства.
Интересная и относительно новая технология предусматрива
ет использование, так называемых, динамичных смесей, то есть
приготовление смесей в зависимости от ситуации и конъюктуры
Например, в простом случае использование смеси с преимущест-
венным содержанием менее качественного и более дешёвого угля в
часы разгрузки станции и более качественного и дорого при несении
максимальной нагрузки [251].
В то же время, при использовании “не изученных” смесей нп
ТЭС возможно ухудшение ситуации по условиям шлакования по-
верхностей нагрева, хранения, размола и выгорания, особенно бу-
рых углей с каменными, и по другим. Выбор оптимальной или, даже,
приемлемой смеси требует знаний о характеристиках и свойствах
смешиваемых углей и закономерностях их изменения в смеси. Кро-
ме того, при смешении изменяются все характеризующие уголь по-
казатели и улучшение одних из них, может сопровождаться
ухудшением других. Например, добавка малозольного угля с низким
содержанием серы улучшает ситуацию по выбросам в атмосферу,
но может оказаться неприемлемой с позиций шлакования, исполь
зования аппаратов мокрого золоулавливания, хранения угля и дру-
гих аспектов. С учётом многовариантности анализируемых
факторов, к числу которых следует добавить экономические показп
тели и, как в некоторых разработках условия поставки углей, и
сложного неоднозначного влияния некоторых из них, для оптимиэп
ции состава смесей создаются специальные программы и проводи i-
ся дополнительные исследования. В конечном счёте, возможное и.
использования планируемых смесей проверяется в промышленных
условиях в процессе проведения опытных сжиганий.
376
Характеристики и свойства углей по их поведению в смеси
mi окно разделить на три группы. Часть показателей Р, выражаемых
ни рабочее состояние или безотносительно к состоянию топлива,
нпдчиняется аддитивному закону, то есть они могут быть просто
pm считаны как средневзвешенные по массе величины по показате-
инм составляющих смесь углей. Для смеси из двух углей:
Ром-Р1Г1+Р2Г2= Piri+P2(1-ri), (10.1)
Pi. Р2, Рем- значения показателя для первого, второго углей и их смеси, п,
it донн углей в смеси по массе; п+г2=1,О.
О। метим, что возможность или не возможность пропорцио-
нального суммирования показателей угля для характеристики смеси
1.П1ИСИ1 от того, в каком контексте, для каких целей используется
•101 показатель. Например, средневзвешенное значение основных
типических характеристик на рабочую массу: содержание влаги Wrt,
♦оньноегь Аг и теплота сгорания Qfi правомерно использовать для
|нп нН. । теплового и материального балансов котла, выбросов. Од-
инги средняя зольность смеси разных углей (Аг)см не применима,
ннпример, для оценки шлакующих свойств.
Ко второй группе относятся показатели не линейно зависящие
|н доли в смеси углей при расчёте на рабочее состояние (рис.10.2.),
но показатель смеси Рс« находится в диапазоне изменения показа-
нной Pi, Р2 для составляющих смесь углей (Pi<PCm<P2)-
Рис. 10.2. Зависимость
выхода летучих (а) и топливного
отношения FR (б) от доли газо-
вого угля гг (V^=40, W',=7.5.
Ad=26,5%) в смеси с тощим
(V^=11, w',=6. Ad=22%). 1 - расчёт
по составу смеси, 2- по адди-
тивному закону
377
При близком содержании балласта в смешиваемых углях не-
линейность может быть пренебрежимой, как, например, для вели-
чины выхода летучих, или принципиальной, как в случае
характеристики реакционных свойств по топливному отношению FR.
В ряде случаев механизм нелинейности не известен, и интересую-
щий показатель для смеси не может быть определён простым мето-
дом, как приведено в данном примере. Однако, для этой группы
принципиально, что, даже при невозможности точно оценить пока-
затель смеси, характеристики по сравнению с базовым углем улуч-
шатся при добавке угля с “лучшими" свойствами.
Третью группу составляют не аддитивные показатели, которые
в смеси могут иметь значения больше или меньше составляющих
смесь углей, что, чаще всего связано с экстремальным (не монотон-
ным) характером изменения показателя от состава и расположени-
ем составов смешиваемых углей в диапазонах больше и меньше
экстремального значения (рис. 10.3).
Рис. 10.3. Эксперимен
тально измеренное измене-
ние сыпучих свойств (коге-
зии по методу Эдинбург) од-
ного из углей в зависимости
от влажности (линия). Точки
Б1. Б2, В - возможные зна-
чения для смешиваемых уг-
лей, стрелки - гипотетиче-
ское изменение когезии в их
смеси
Уровень неаддитивности показателей третьей группы зависи!
от диапазона их изменения. В приведённом на рис. 10.3 примере
изменение сыпучих свойств близко к линейному для смеси углей Б1
и Б2, которые имеют хорошие или удовлетворительные свойства
' 378
| НИ)]. Для смеси угля с удовлетворительными свойствами Б1 и угля
< влажность выше критической В логично ожидать и подтверждено
»к< периментально [169] изменение когезии в соответствии с верх-
ними стрелками, то есть её увеличение по сравнению с каждым из
утей смеси (раздел 7.4).
Очевидно, что к третьей группе можно отнести все показатели,
проявление которых в смеси различается в зависимости от выбран-
ною диапазона их уровня. В качестве примера можно привести счи-
ыющееся аддитивным изменение в смеси реакционных свойств
«именных углей близких марок, и существенно не аддитивное их
проявление в смеси каменного и бурого угля низкой степени мета-
морфизма.
Ниже рассмотрены показатели, не подчиняющиеся аддитив-
ному закону в широком диапазоне их изменения или линейная зави-
• имость показателя от доли смешиваемых углей априорно не
<• чопидна и установлена экспериментально. При этом сделаем ого-
ворку, что по ряду показателей экспериментальные данные проти-
воречивы или их не достаточно, и, в первую очередь, это относится
I- отечественным углям.
Сыпучие свойства. Как отмечалось выше, по исследованиям
ношзии [169] сыпучие свойства смеси двух углей с содержанием
ниши менее критической практически линейно зависят от их доли в
• моей.
В исследованиях сыпучих свойств УралВТИ по методу усадки
|2Ь2, 253] значения влаги перехода от приемлемых к плохим сыпу-
чим свойствам Wc изменялось линейно во всём диапазоне для сме-
• ви кузнецкого (талдинского, ДГ) с берёзовским 2Б углем (рис.10.4).
Дня смесей челябинского ЗБ с берёзовским 2Б углем получено
улучшение сыпучих свойств (рост Wc и, соответственно, снижение
379
разности WrrWc) по сравнению с расчётом по аддитивной зависимо-
сти. При этом линейное изменение наблюдалось при доле берёзов-
ского угля гб=0-0,75. При добавке челябинского угля менее 0,25
сохранялись сыпучие свойства как для ’’чистого" берёзовского угля.
Таким образом, по имеющимся экспериментальным данным и
литературным источникам для смесей углей с хорошими и прием-
лемыми сыпучими свойствами похожего гранулометрического со-
става можно использовать линейную зависимость показателей
сыпучих свойств от доли углей в смеси. При этом возможное откло-
нение от линейной зависимости не изменит вывода о приемлемости
смеси, поскольку оно находится в зоне улучшения сыпучих свойств.
Рис. 10.4. Изменение сыпу-
чих свойств Wc смесей таллинско-
го ДГ и челябинского ЗБ углей с
берёзовским углем 2Б в зависимо-
сти от доли последнего в смеси. 1,
3 - экспериментальные данные
для смеси “таллинский - берёзов-
ский" и “челябинский - берёзов-
ский" углей, соответственно; 2, 4 -
расчёт по аддитивной модели для
тех же смесей
Зависимость сыпучих свойств от гранулометрического состава
(от количества частиц крупнее определённого размера Rs или сред-
него размера частиц) имеет не линейный характер [28, 169],
рис. 7.38. При этом добавление более крупного угля с влажностью
как у мелкого улучшает сыпучие свойства по отношению к мелкому.
Добавление более мелкого угля ухудшает сыпучие свойства, но мо-
жет иметь и противоположный эффект, если добавляемый уголь
имеет меньшее содержание внешней влаги.
380
Пылеприготовление. Размолоспособность. По размольным
имойствам в отечественной литературе содержатся противоречивые
г.подения, как о возможности пропорционального усреднения коэф-
фициента размолоспособности кло, так со ссылкой на ранние зару-
Ппжные исследования и о том, что коэффициент кло смеси сильно
отличается от суммарного пропорционального значения, рассчитан-
ною по компонентам смеси. По [181] при расчёте размольной про-
изводительности мельниц рекомендуется принимать меньшее из
шпчений коэффициента к^ для составляющих смесь углей.
Более поздние зарубежные исследования показали соответст-
вии коэффициента размолоспособности закону аддитивности для
Vi ной одного вида [178,254]. Зависимость коэффициента размоло-
нпособности по Хардгров HGI, полученная в британских исследова-
ниях [178] смесей четырёх углей, показана на рис. 10.5. В
исследованиях использованы угли разных континентов с большим
диапазоном изменения коэффициента размолоспособности (в пере-
В этих исследованиях также получено, что при размоле в ла-
Лоряторной мельнице для смесей исследованных углей наблюдает-
< и линейная корреляция для таких показателей размола как угол
наклона линии Розена -Рамлера (коэффициент полидисперсности),
полученная при размоле поверхность и расход энергии на единицу
поной поверхности.
381
По сведениям, например [178, 255], при размоле смеси углей с
существенно разной размолоспособностью преимущественно раз-
малывается более мягкий уголь, что ведёт к меньшему размеру пы-
леугольных частиц этого угля и к большой разнице в распределении
размера частиц смешиваемых углей. В дальнейшем такая неравно-
мерность влияет на стабильность воспламенения и выгорание.
Пылеприготовление. Сушильная производительность. Со-
держание влаги в смеси (Wtr)cM пропорционально доле смешивае-
мых углей и их влажности (W/),. И, хотя при фиксированной
температуре за мельницей влажность пыли составляющих смесь
углей (Wtnbmb), различается, сушильная производительность мельни-
цы может строго рассчитываться по средне пропорциональной
влажности смеси угля и влажности смеси пыли.
Абразивные свойства. Исследованиями [178] установлено,
что индекс абразивных свойств обладает аддитивными свойствами.
Реакционные свойства. Низкотемпературное окисление.
Очевидно, что добавление к углю более реакционного увеличивает
опасность самонагрева и воспламенения штабеля, с чем столкну-
лись при расширении применения углей с низким содержанием се-
ры: суббитуминозного PRB (Powder River Basin) в США и канско-
ачинских 2Б в нашей стране. По результатам исследований само-
нагрева и самовоспламенения смесей реакционных углей [113] за-
висимость по изменению температуры во времени для смеси двух
углей лежат между кривыми составляющих смесь углей (рис
Ю.б.а).
Однако температура среды при температуре самовоспламене-
ния изменяется не линейно и тем в большей мере, чем больше раз
личаются реакционные свойства составляющих смесь углей
добавка небольшого количества высокореакционного угля снижав!
382
ну температуру непропорционально сильнее, чем доля реакцион-
ного угля (рис. 10.6.6,10.7).
1'и< 10.6. Изме-
нпние температуры
при окислении сме-
ти углей во времени
(и), температура ок-
ружающей среды
при самовоспламе-
нении углей и их
। мосей в зави-
симости от доли бо-
IHHI реакционного
Рис. 10.7. Температура
самовозгорания смеси углей в
зависимости от температуры
самовозгорания составляю-
щих смесь углей. 1- 100зг угля 1.
2 - Ъоэг угля 2, 3 - W их смеси
Видно, что температура самовозгорания смеси близка к этой
• нмпвратуре для более реакционного угля [105].
Обработка этих данных показывает, что подобно показателям
нилкотемпературного окисления углей (раздел 5.3), зависимость
!РМ1шратуры самовоспламенения смесей хорошо аппроксимируется
383
Реакционные свойства. Взрывоопасность смесей здесь не
рассматривается, хотя очевидно, что добавка угля с высоким со-
держанием балласта уменьшает взрывоопасность базового угля.
Однако с учётом возможности некачественного приготовления сме-
сей и тяжелых последствий при взрыве коэффициент взрывоопас-
ности для смесей принимается как для наиболее взрывоопасного
угля, и на ТЭС должны выполняться все мероприятия и рекоменда-
ции по такому углю, вне зависимости от его доли в смеси.
Реакционные свойства. Устойчивость воспламенения и вы-
горание. Широко принимается и подтверждается многочисленными
примерами улучшение воспламенения и выгорания при добавке вы-
сокореакционного угля к низкореакционному. В частности такой ре-
зультат (рис. 10.9) получен на стенде Института угольных
энерготехнологий НАН Украины при сжигании смеси антрацита с га-
зовым углем [256]. В данном случае достигается эффект больше,
чем при суммировании, что очевидно при сравнении рис. 10.9.6 и
384
рис 5.2.6. Улучшение воспламенения и выгорания связывается с
росюм температуры в зоне воспламенения.
Рис. 10.9. Потери тепла с
механическим недожогом в за-
висимости от доли газового угля
(а) и от топливного отношения
FR (б).
1 - экспериментальные значе-
ния, 2 - линейная зависимость
от топливного отношения
Здесь при обработке экс-
«шримвнтальных данных [256] в качестве показателя выгорания использована
yi ионная величина потери тепла от механической неполноты сгорания q4, кото-
|1мн рассчитывалась при доле золы в уносе аум=1,0 и по теплоте сгорания пыли.
Однако улучшение выгорания с ростом добавляемого реакци-
онного угля наблюдается не всегда, в том числе фиксировались
• нучаи ухудшения выгорания. При сжигании смесей углей, сущест-
IIUHHO отличающихся по реакционным свойствам, выделение лету-
чих [257] и выгорание [258] не подчиняются аддитивному закону, при
Ним может наблюдаться ухудшение выгорания. По выгоранию это
нПычно объясняется не определяющей ролью кинетического факто-
ра (юмпературы) с позиций изменения состава газовой среды. Про-
цик определяет реакционный уголь, который при быстром
nidi орпнии создаёт бедную кислородом среду для горения частиц
НИ жореакционного угля [258].
Н этом случае, как и для других показателей, справедливо по-
||()жоние, по которому аддитивные свойства имеют смеси с близкой
•н|М1<юристикой смешиваемых углей. Так, в исследованиях Урал-
RI И при сжигании "в чистом виде" и в смеси экибастузского угля
|н:ц (Vd“«29%) и кузнецкого угля СС Краснобродского разреза
385
(V<te,»26%) в котле блока 500 МВт Рефтинской ГРЭС усреднённые по
опытам потери тепла с механическим недожогом составляли
р4=0,8% для смеси 50/50 и 0,75 и 0,91 для экибастузского и кузнец-
кого углей. По данным [256] для каменных (точнее, как в оригинале,
битуминозных углей) аддитивные свойства установлены как по вы-
делению летучих, так и по выгоранию нелетучего остатка.
В ряде случаев не подчинение аддитивному закону не удаётся
объяснить с использованием традиционных показателей реакцион-
ных свойств, как это имело место в опытах на огневом стенде Вели-
кобритании [249]. Соответствие получаемых на этом стенде
результатов промышленным обосновано экспериментально. Иссле-
дования выполнялись как при использовании смесей из предвари
тельно размолотых углей, так и при их совместном размоле. Более
существенной оказалось роль сжигания. Неаддитивная зависи-
мость, в частности, получена при сжигании смесей британского би-
туминозного угля с низкозольным южно-американским углем с
высоким выходом летучих, хотя эти угли дают практически одинако-
вую несгоревшую часть при сжигании “в чистом виде" (рис. 10.10).
Рис. 10.10. Изменение несгоревшей части в зависимости от доли прими*
того вторым угля
386
Выгорание топлива в определяющей мере зависит от конст-
рукции топочно- горелочных устройств и режимов сжигания, и фак-
юр тонины помола соизмерим с влиянием реакционных свойств. На
• н новом стенде УралВТИ не выдерживалось постоянство режимов
<н опыта к опыту, и для менее реакционных углей, а также при уве-
личении доли низкореакционных углей в смеси обеспечивался бо-
ноо гонкий помол топлива [253]. Так, при переходе с берёзовского
угля на его смеси с экибастузским и далее на “чистый” экибастуз-
< кии уголь в опытах, результаты которых показаны на рис. 10.11.
полный остаток R1Oo монотонно снижался.
При указанных изменениях в подготовке топлива, в качествен-
ном отношении характерных и для промышленных условий, не на-
Пг подается существенных незакономерных отклонений. Это
11(|:1ноляет считать, что при достаточной производительности мель-
ниц по менее реакционному углю можно обеспечить оптимальный
но жономичности режим при переходе на смеси.
v< iuo унос
iпрялки из циклона
Рис. 10.11. Потеря
тепла с механическим не-
дожогом в летучей золе по
длине газохода стенда
УралВТИ при сжигании
смеси экибастузского и
берёзовского углей.
Примечание: условная ве-
личина q4‘ рассчитыва-
лась при доле золы в уно-
се аун=1,0 и по теплоте
сгорания пыли.
387
Шлакующие свойства. Шлакующие свойства углей не отвеча-
ют принципу аддитивности. При сжигании смесей может происхо-
дить не только уменьшение, но и увеличение шлакования котла по
сравнению с каждым из составляющих смесь углей, что наблюда-
лось на практике и при специальных исследованиях.
Температура начала шлакования. По результатам исследова-
ния шлакующих свойств смесей широкого круга углей на огневом
стенде УралВТИ установлено, что для смесей с заметно отличаю-
щимися температурами начала шлакования 1ШЛ исходных углей про-
исходит резкое снижение 1ШЛ при добавлении небольшой доли угля с
более низкой температурой начала шлакования. С дальнейшим
ростом добавки угля зависимость переходит в плавную кривую. При
этом для некоторых смесей зависимость имеет экстремальный ха-
рактер и возможно получение температуры tmn ниже этого значения
исходных углей (рис. 10.12). С практической точки зрения такой ре-
зультат указывает на возможность заметного усиления шлакования
при незначительной доле в смеси более шлакующего угля. Для уг-
лей с близкими значениями 1ШЛ такая зависимость менее выражена
(рис. 10.12, линия 6).
Особый интерес представляет ситуация усугубления шлакова-
ния в случае сжигания смеси, когда к углю с низкой температурой
начала шлакования добавляется небольшая доля угля с тугоплав-
кой золой. При доле в смеси подмосковного угля 6% температура
фактического начала шлакования смеси измерена 0фш= 955°С, что
меньше, чем Офщ березовского угля, которая составляет 975 °C и,
естественно, подмосковного Офш= 1040°С (линия 4).
Для практики интересен результат, указывающий на возмож-
ность достоверного прогнозирования температуры начала шлакова
ния с позиций использования для смесей тех же экспериментальных
388
швисимостей, что и для углей [16, 259]. По всей совокупности опы-
гов экспериментальные значения 1шл смесей в зависимости от
К/Ю подчиняются тем же закономерностям как и для углей и в
пределах характерного разброса точек совпадают в количественном
о t ношении (рис. 10.12.6).
Рис. 10.12. Температура фактического шлакования углей и их смесей в
ЦИИсимости от доли золы (Р) добавленного (березовский или хакасский) угля в
им", и (п) и температура начала шлакования в зависимости от отношения кис-
ПНМ и основных компонентов (б). Точки - экспериментальные значения, линии -
|i«i чет по зависимостям t^n = f(ZK/LO). 1 - смесь экибастузского и хакасского
1н1Пй, 2 смесь экибастузского, 3 - кузнецкого Г, 4 - подмосковного, 5 - челябин-
внио и 6 - хакасского углей с березовским.
389
В том числе, как и для углей, существует некоторое “критиче-
ское” значение ZK/EO = 2,5- 3, до которого происходит снижение
t^, а с дальнейшим ростом SK/EO значение 1ШЛ возрастает, что
объясняет, в том числе, обнаруженное различие хода зависимости
1шл от доли угля с более легкоплавкой золой разных смесей.
Интенсивность шлакования. Интенсивность шлакования опре-
деляется плотностью эолового потока гп3, кг/м2 с, которая увеличи
вается с ростом зольности, и коэффициентом шлакования ktllll
выраженным как доля налипшей золы от плотности (удельного рас
хода) эолового потока: кшл = дшп/т3.
При значительном различии температуры начала шлакования
1ШЛ исходных углей зависимость коэффициента шлакования кшл oi
температуры для их смесей занимает промежуточное, по отноше-
нию к кшл исходных углей, положение. Такой результат получен при
сжигании смесей экибастузского (Ad = 38%) угля с березовским (А'1
=7,5%), рис. 10.13 и хакасским, кузнецких углей марок СС и Г с би
резовским.
Для этой группы смесей, составленных из углей с существенно
отличающимися 1ШЛ, при температурах несколько выше температуры
начала шлакования смеси, экспериментально измеренное количе-
ство налипшего материала (коэффициент шлакования) заметно
превышает средне взвешенные значения, рассчитанные по кшл yi
лей и доле их золы в смеси: кшлмвеш =кшл1-р1 + кшл2 (1-pi). Здесь к111Л,
и кшл2 - экспериментальные значения коэффициента шлакования
для двух составляющих смесь углей, 0, - доля золы одного из углей
в смеси. В том числе, это имеет место и при температурах ниже !|(1„
тугоплавкого угля. То есть, в формировании шлаковых отложении
принимают участие частицы летучей золы тугоплавких углей при
температурах 0 ниже температуры начала шлакования 1шл этих yi
‘390
лой. Другим интересным результатом является отсутствие шлако-
П.1НИЯ в диапазоне температур от 1щЛ более легкоплавкого угля до 1ШЛ
смеси, хотя в диапазоне этих температур, очевидно, присутствие в
потоке летучей золы частиц, способных к закреплению и средне-
it.тешенное значение кшлвзвош> 0.
Рис. 10.13. Интенсив-
ное л» шлакования при сжига-
нии экибастузского, березов-
। koi о углей и их смеси. Доля
ПорОзовского угля по количе-
I ту тепла dQ=25%. 1 - берё-
юиский, 2 - экибастузский
уголь, 3 - эксперимен-
тальные значения для сме-
• пи, 4 - коэффициент шлако-
ппнии кшл смесей, рассчитан-
ный по кщл и доле золы в
моей составляющих смесь углей
При близких значениях 1ШЛ углей (хакасский - березовский, кузнец-
кий СС - экибастузский, челябинский - березовский) экспериментальные
шипения интенсивности шлакования при сжигании их смесей измерены
нл уровне или ниже расчетных средневзвешенных значений.
Прочность отложений и спекаемость золы. По результатам ис-
( подований на огневом стенде УралВТИ для всех изученных смесей
прочность отложений в период их формирования не превосходит
или превосходит незначительно прочность отложений в тех же
нтмпературных условиях, полученных при сжигании более
шинкующего из исходных углей. Пример показан на рис. 10.14. В
hi илях при относительно высоких температурах происходит
упрочнение отложений с течением времени за счет спекания.
Ролультаты этого процесса имитировались опытами по спеканию
нитучей золы.
391
Рис. 10.14. Прочность шлако-
вых отложений на разрыв при сжи-
гании березовского Ad =7,5% угля
(1), кузнецкого угля марки Г Таллин-
ского разреза (2) и их смесей с до-
лей березовского угля по теплу do
=13,5% (3) и dQ =26% (4).
В отличие от прочности в пе-
риод формирования, прочность при
спекании уносов Осп некоторых сме-
сей измерена заметно выше, чем каждого из исходных углей. Такие результа>ы
получены при спекании уносов смесей челябинского и кузнецкого марки Г углой
с березовским. Для остальных исследовавшихся смесей, в том числе и с беро
зовским углем, прочность при спекании уносов не превышает Осп уноса хотя бы
одного из входящих в смесь углей. Зависимости оспот температуры спекания U
для двух групп смесей показаны на рис. 10.15.
Рис. 10.15. Проч
ность при спекании золы
уносов, отобранных при
сжигании углей и их сме-
сей.
1 - хакасский уголь
2а - 2в - смеси хакасско-
го угля с экибастузским о
долей хакасского угля по
теплу dx =21%, 44% и
74%; 3 - экибастузскии
уголь; 4 - челябинский
уголь; 5а, 5в - смеси челябинского угля с березовским с долей березовского по
теплу de =25% и 48%; 6 - усредненные значения для уносов рядового березой*
ского угля разной зольности, отсева и концентрата.
392
Предполагается, что принципиальные различия в спекании летучей золы,
полученной при сжигании смесей разных углей с березовским, обусловлены
।наличием в минералогическом составе базовых углей с кислым составом зо-
ны.
Первичные отложения. Из-за длительности процесса форми-
1">п(|ния прочных первичных отложений (железистых и сульфатно-
Ииги.циевых) этот аспект шлакующих свойств смесей мало изучен.
Ап гор полагает, что для прогнозирования таких отложений также
М'пут использоваться методы, разработанные для “чистых" углей.
I иное заключение делается по имеющимся представлениям о ме-
инлилмах их образования из частиц летучей золы определенного
бнглпва и по экспериментально обоснованному положению о незна-
ннольном взаимодействии минеральной части составляющих
углей до закрепления частичек летучей золы в отложениях.
Предлагается рассчитывать показатели склонности к образованию
прочных селективных отложений (железистых Pfe и сульфатно-
Инш.циевых Рса) по методике УралВТИ - Уральской теплотехниче-
ски лаборатории [16] и суммировать их пропорционально доле зо-
ны смешиваемых углей 0.
Экологические показатели. Выбросы SOX. На базе анализа
«ульгатов опытов на огневом стенде УралВТИ при сжигании ши-
рокий гаммы углей и их смесей установлено, что эффективность
минлынания серы летучей золой rfsox (или пКОтел5Ох) для смеси под-
Нннншся той же закономерности (8.4) от соотношения кальция и се-
ры Bl"CaO/1,75 S как и при сжигании "чистых углей" (рис. 10.16).
Соответственно, эффективность связывания оксидов серы
/|»>|уч<»и золой и концентрация выбросов без применения средств
финики и возможного изменения температуры горения не линейно
«тип т от доли углей в смеси (рис. 10.17), но она может достаточно
Вфою оцениваться с использованием уравнения (8.4).
393
Рис. 10.16. Эффек-
тивность связывания окси-
(a)
20
15
10
5
дов серы на огневом стенде
УралВТИ в зависимости от
соотношения st
1- сжигание углей,
2- сжигание смесей углей
Рис. 10.17. Расчётная эф-
фективность связывания оксидов
серы летучей золой (а) и концом
трация выбросов SOX (б) при ежи
гании смеси челябинского и берп
зовского углей, гг - доля берёзок
ского угля.
0,2 0,4 0,6 0,8 г:
Т]\-Ох,%
25
3
2
1
Csox.r/HM3
4
(б)
0 0,2 0,4 0,6 0,8 г
Экологические показатели. Выбросы NOX. По литературным
источникам [258] при неизменном топочном режиме образованно
топливной составляющей оксидов азота подчиняется аддитивному
суммированию по исходным углям. Результаты исследований ежи
гания одной из исследованных комбинаций смесей из двух углей
[258] показаны на рис. 10.18. Заключение об аддитивности топлив*
ной составляющей NOX делается на основании того, что в сериях
опытов с отличающимися режимами и конструкцией топочно-
394
юрелочных устройств характер зависимости остаётся приблизи-
юльно одинаковым (правильнее в данном случае, по-видимому, го-
ворить о том, что результат по смеси не выходит за рамки результа-
нт по исходным углям).
Рис. 10.18. Выбросы окси-
док азота при сжигании на стенде
смесей двух углей в зависимости
от доли угля fpoi в четырёх сериях
опытов
Однако, выбросы окси-
доля в % в смеси второго угля
доп азота в большей мере, чем
от содержания топливного азота,
ппвисят от конструкции топочно-горелочных устройств и режимов
сжигания. В этой связи при прогнозировании результатов при ис-
пользовании смеси углей необходимо принимать во внимание из-
монения по сравнению с исходными углями температуры и состава
омических компонентов по зонам пламени. В конечном счёте, часто
добавление угля с меньшим содержанием в нём азота увеличивает
пыбросы NOX в силу формирования более высокотемпературного
факела.
Экологические показатели. Эффективность электро-
фильтров. Эффективность улавливания твёрдых частиц летучей
юды зависит от многих факторов, среди которых состав летучей
юлы, температура дымовых газов и содержание в них оксидов се-
ры Сами эти факторы, в частности состав летучей золы, нелинейно
•аписят от доли смешиваемых углей, и методы прогнозирования
•ффективности электрофильтров для смесей требуют доработки,
том более что имеются опыты указывающие на неаддитивность
нои характеристики. В частности, при исследованиях австралий-
< них углей характеристики улавливания смеси в электрофильтрах
395
получены такие же или немного лучше, чем индивидуального угля
из смеси с лучшими свойствами [255].
Заключение по главе
Сжигание смесей углей давно практикуется в мировой практи-
ке для выдерживания кондиций топлива и рассматривается не толь-
ко как вынужденная мера, но и как технология, которая даёт
заметные технические, экономические и экологические преимуще-
ства. Реализованные преимущества сжигания смесей весьма значи-
тельны, и прогнозируется расширение их использования. Для
многих вновь строящихся станций возможность смешения углей
рассматривается как важная часть топливно-транспортного хозяйст-
ва.
Однако, при использовании “не изученных" смесей на ТЭС
возможно ухудшение ситуации по условиям шлакования поверхно-
стей нагрева, хранения, размола, выгорания и другим. Выбор опти-
мальной или, даже, приемлемой смеси требует знаний о
характеристиках и свойствах смешиваемых углей и закономерно-
стях их изменения в смеси. Кроме того, при смешении изменяются
все характеризующие уголь показатели и улучшение одних из них,
может сопровождаться ухудшением других.
В данной главе рассмотрен широкий круг показателей топлива,
в первую очередь тех, что не
подчиняются аддитивному за-
кону в широком диапазоне их
изменения или зависимость
показателя от доли смеши-
ваемых углей априорно не
очевидна и установлена экс-
периментально.
396
11. Окисленные угли
Вблизи поверхности Земли в зонах длительного активного
воздействия воздуха и подземных вод угли любой степени мета-
морфизма подвергаются выветриванию (химическому и физическо-
му разрушению). Определяющую роль в выветривании играет
окисление, и подвергшиеся выветриванию угли обычно называют
окисленными. По своему влиянию на состав и физические свойства
окисление во многом имеет обратную направленность по сравне-
нию с метаморфизмом: уголь утрачивает прочностные свойства и
спокаемость; в нем возрастает содержание кислорода и кислород-
содержащих групп, снижается количество углерода, увеличивается
влажность, гигроскопичность, сорбционная способность, зольность,
розно снижается теплота сгорания. В том числе в составе окислен-
ных каменных углей образуются гуминовые кислоты, характерные
дин бурых углей, и при воздействии щелочей такие угли подобно
Пурым приобретают соответствующую окраску. Наиболее характерны-
ми внешними признаками окислительного выветривания являются трещины,
дезинтеграция зерен угля и пустоты выщелачивания углей пластовыми водами,
няблюдаемые под микроскопом в отраженном свете [179, 260]. У сильно окис-
Ийнных углей трещины выветривания распространяются в глубину зерна и
имеют ветвистое строение, а в менее окислен-
ных — клиновидную форму и располагаются по
краям угольных зерен (рис. 11.1).
Рис. 11.1. Примеры микрофотографий ан-
шлиф- брикетов углей разной степени окислен-
ное™ [261].
(а) - начальная стадия, появление краевых кли-
новидных трещин; (б) - увеличение клиновидных
и образование ветвистых трещин и появление
каверн
При окислении изменяется внешний
397
вид угля. Каменный уголь постепенно теряет свой блеск, становится
более светлым, а в самых верхних частях пласта - порошко-
образным. Для наиболее окисленных углей в верхних частях пласта
и на выходах, которые в результате интенсивного выветривания
(окисления) превратились в рыхлое порошкообразное вещество,
применяется термин “сажистый уголь". Мощность слоя сажистого
угля может достигать значительных значений. Так, для исследован
ного участка Березовского месторождения она составляет от 0,3 до
16 м [262].
Окисленные угли, естественно, более характерны для добы-
ваемых открытым способом на разрезах, и окисленность углей не-
линейно возрастает по мере приближения к верхней границе пласта
или к поверхности земли. Пример изменения показателей окислен-
ности углей по высоте пласта на Березовском месторождении пока
зан на рис. 11.2.
Рис. 11.2. Степень окисленности
березовского угля по глубине пласта.
Рисунок построен по данным [262]; по-
яснения по использованным показате-
лям степени окисленности приведены
в тексте
Граница окисления иско-
паемых углей по глубине в зави-
симости от современного и древ-
него рельефа, положения зерка-
ла грунтовых вод, характера кли-
матических условий, вещественного состава и метаморфизма ко-
леблется от 0 и в отдельных случаях до 100 метров по вертикали
Зоны окисления углей имеют неодинаковую мощность не только для
месторождений различных районов, но и на одном и том же место
398
рождении. Из-за неравномерного окисления пласта и наличия наря-
ду с окисленным углем менее окисленного и совсем неокисленного,
одним из существенных недостатков окисленных углей является пе-
ременность состава и свойств, даже углей добытых на одном
разрезе в одно время.
Запасы окисленных углей очень велики и достигают десят-
ков миллиардов тонн (262]. Однако они рассредоточены на
больших площадях и выходах пластов, что затрудняет их ис-
пользование как самостоятельных источников снабжения ТЭС.
По опыту освоения и расширения добычи угля открытым спосо-
бом в Кузбассе поставка окисленного угля с конкретного угле-
добывающего предприятия ограничена первыми годами его
эксплуатации. В дальнейшем, при достижении уровня коксую-
щихся углей или пригодных к использованию в других отраслях,
поставка угля с этого предприятия для энергетических целей
прекращается, либо угли некоксующихся марок (Д, Г, Т) постав-
ляются с низкой степенью окисленности.
Экспериментально окисленность углей обычно определяется
•кнрографическим [261] либо различными химическими методами.
Погрографический метод определения показателя окисленности
основан на изучении под микроскопом в аншлифах соотношения
суммы выветрелых участков ко всей площади аншлифа. Изучение
Проводят в отраженном свете. Выветрелость участков устанавлива-
ли.я по наличию клиновидных и разветвленных трещин, дезинте-
Грпции зерен, наличию в аншлифе зерен округлой неправильной
формы, пустот и каверн выщелачивания (рис. 11.1). Подсчет произ-
водится точечным методом (400 точек), показатель окисленности
проб (ОКП) вычисляют в процентах: ОКП=ЮО В/(В+Н), % где В — ко-
399
личество выветрелых площадей; Н — количество невыветрелых
площадей.
В практике для определения окисленности углей обычно поль-
зуются чувствительными к окислению показателями, которые опре-
деляют пригодность для технологического использования и
эффективность использования. Для спекающихся углей классифи-
кацию выполняют по толщине пластического слоя, для энергетиче-
ских углей и антрацита по теплоте сгорания. При этом в последнем
случае больший интерес представляет не абсолютная степень
окисленности угля, а относительная, то есть изменение окисленно-
сти по сравнению с его исходным состоянием. Для такой оценки
предложен ряд методов, общим которых служит выбор в качестве
сравнительной базы характеристик неокисленного угля этого же
пласта, разрабатываемого вне зоны окисления (пробы с глубоких
горизонтов, с близлежащих шахт, разрезов). С использованием по-
казателя по теплоте сгорания оценка для каменных углей выполня-
ется как: OKQ= [(Qsdaf)H0-(Qsda,)i]-100/ (Qsdaf)Ho. % (11-1)
где (Qsdaf)Ho- высшая теплота сгорания неокисленной пробы, (Qsdaf)i •
теплота сгорания исследуемой пробы.
По определению относительная окисленность угля может быть опреде-
лена только при исследовании совокупности проб, включая неокисленные, либо
при использовании справочных данных по теплоте сгорания неокисленного уг-
ля. Автором предложен метод оценки относительной окисленности произволь-
ного угля с использованием в качестве теплоты сгорания неокисленного угля
значения максимальной теплоты сгорания совокупности проб одной группы при
значении выхода летучих V63' или отношения Н/С как у анализируемой пробы
[263]. Предлагаемый метод деления углей на 4 группы приведён в разделе 9.3
(группы 1, 2- бурые угли низкой и более высокой степени метаморфизма; груп-
пы 3, 4- реакционные и высоко метаморфизированные каменные угли). При
расчёте теплоты сгорания Qsdaf по формуле Менделеева в зависимости от эло-
ментного состава QM (раздел 2.2.3, формула 2.19) формула 11.1 имеет вид:
400
okQ= 100-(QMmax - QM)/ Qm™x. % (11.2)
где максимальная теплота сгорания определяется как
Quma*= bm+am Vdaf. ккал/кг. (11.3)
Значения коэффициентов bm и ат, найденные по анализировавшейся
совокупности разных углей приведены в таблице 11.1. На рис. 11.3 для приме-
ра показаны результаты определения зависимости максимальной теплоты сго-
рания для совокупности углей разных месторождений группы 3; на рис. 11.4 -
соотношение значений OKq и око для индивидуальных проб кузнецких углей
разрезов. Таблица 11.1.
Коэффициенты линейных уравнений расчёта экстремальных значений QMmax
в зависимости от величины выхода летучих
Показатель группа углей bm am
максимальное зна- чение высшей теп- лоты сгорания Qu™8* группа 1 7450 -13
группа 2 8750 -34
группа 3 8950 -16,6
группа 4 8500 1.7
Рис. 11.4. Сравнение результа-
тов оценки относительной окисленно-
сти углей ОКо и okQ для индивидуаль-
ных проб кузнецких углей разных раз-
резов.
Рис. 11.3. Зависимость рассчитан-
ной по формуле Менделеева теплоты
сгорания от выхода летучих У/*а1. 1- при-
нятые для оценки относительной окис-
ленности максимальные значения выс-
шей теплоты сгорания QMmax, 2- линия
корреляции для средних значений
Для увеличения разрешающей способности показателя по относитель-
ному изменению теплоты сгорания также используется изменение теплоты сго-
рпния не угля, а выделяемых им летучих веществ. Это обосновывается тем
(264). что в летучие вещества переходит наиболее окисленная часть угля. По-
ному в результате окисления угля теплота сгорания летучих веществ изме-
няется больше, чем самого угля (рис 11.5).
401
В ряде работ используется также, так называемая, абсолютная степень
окисленности углей, определение которой не требует характеристик неокис
ленного угля и которая определяется по элементному составу угля.
Рис. 11.5. Соотношение оценки относи
тельного изменения окисленности по теплою
сгорания углей (OKQ) и теплоте сгорания лету
чих (ОКолет) на примере проб кузнецкого угля
2СС Сибергинского разреза
Под абсолютной окисленностью понима
ется доля кислорода в органической части угля
от необходимого для сжигания топлива. При
полном сгорании углерода и окислении при этом серы до SO2, как это принима-
ется в нормативном методе теплового расчёта [31, 84) и принятии в первом
приближении SpOa,+ Sodaf= Scd8' абсолютная окисленность по предложению авто-
ра может быть оценена как
окав = Oda,/(2,668Ct,a,+7,94Hda,+Sc<w). (11.4)
Из-за относительно малого содержания водорода и серы показатель в
форме (11.4) практически отражает количество кислорода 0<3а<. Очевидно, что
при такой трактовке неокисленный уголь низкой степени метаморфизма и окис-
ленный высокой степени метаморфизма могут иметь одинаковую абсолютную
окисленность.
В настоящее время для определения окисленности углей разрабатыва
ются новые инструментальные методы, в частности метод определения степе-
ни окисленности углей с использованием интенсивностей оптических
поглощений инфракрасного (ИК) спектра [265]. Использованные в этой главе
результаты по степени окисленности, определённые данным методом, обозна
чены ОКик- Отметим, что определённые по разным методам показатели окис-
ленности численно не совпадают, за исключением инструментальных, которые
тарируются по известным. В частности, показатель окисленности по петрогра-
фическим исследованиям ОКп и по относительному изменению теплоты сгора-
ния OKq не совпадают не только численно, но между ними отсутствует
линейная корреляция и, возможно, наблюдается различающаяся корреляция
для разных углей.
402
Повторимся (раздел 2.3), что окисленные каменные угли под-
разделяют на две группы в зависимости от уменьшения их теплоты
сгорания на сухое беззольное состояние по отношению к неокис-
ленным OKq и показателю окисленности ОКЛ. Для бурых углей под-
разделение на две группы выполняется по теплоте сгорания Qsdaf и
содержанию общей влаги Wtr (таблица 11.2). С учётом сказанного
использование для оценки окисленности бурого берёзовского угля
показателя ОКо не корректно, и на рис. 11.2 и далее эти сведения
приведены в качестве сравнительных.
Таблица 11.2.
Разделение углей на группы окисленности
Уголь каменный и антрацит бурый
OKq % окп % Qs** ккал/кг W,r %
группа I (OK I) До 10 включ. До 50 включ. 5900-6300 не более 45,0-47,0
группа II (ОКИ) Свыше 10 до 25 включ. Свыше 50 менее 5900 более 45,0-47,0
Продекларированные в начале главы изменения состава и
свойств углей в зависимости от степени окисленности далее рас-
смотрены более подробно. Ещё раз отметим, что по влиянию на со-
слав и свойства окисление по основным показателям имеет
обратную направленность по сравнению с метаморфизмом.
Технические характеристики и элементный состав. С рос-
|ом окисленности увеличивается гигроскопическая влага и влага
общая. При этом для каменных углей группы OKI доля гигроскопи-
ческой влаги от общей W^/W't уменьшается и для окисленных углей
ОКИ растёт.
Содержание гигроскопической влаги в сильно окисленных
ипмонных углях может достигать значений Wr”=13-15%, характерных
дп»| бурых углей низкой стадии метаморфизма (рис. 11.6). Гигроско-
403
пическая влага бурого 2Б берёзовского угля увеличивается с
пени окисленности для сово-
купности разрезов Кузбасса
При окислении угля его масса убывает, главным образом из-за
потери органической составляющей. В силу этого фактора и накоп-
ления минеральной составляющей за счёт ионного обмена с рас-
творёнными в грунтовых водах компонентами зольность угля и
содержание внутренней золы с ростом окисленности (с приближе-
нием к поверхности) увеличивается (рис. 11.7). Однако, как это ха-
рактерно вообще для показателя зольности, эта зависимость,
справедливая для большинства месторождений каменных и бурых
углей, может нарушаться для отдель-
ных из них или участков из-за влия-
ния геологических условий и условий
добычи.
Рис. 11.7. Изменение зольности в
зависимости от степени окисленности на
примере кузнецкого угля ДГ Талдинского
разреза
У углей с заметной степенью окисленности увеличивается вы-
ход летучих. При этом для каменных углей прирост выхода летучих
(AVda,/AOKQ) возрастает в большей мере для углей низкой степени
404
метаморфизма (рис. 11.8). Для реакционных каменных углей на на-
чальной стадии окисления он изменяется слабо или скорее не-
сколько уменьшается из-за конкурирующего влияния накопления и
"отщепления” окисленных
групп и лишь затем за-
метно возрастает.
Рис. 11.8. Увеличение
выхода летучих с ростом
окисленности кузнецких углей
марок 1СС и Т различных
разрезов (а) и темп изменения
выхода летучих в зависимости
от марки угля (б)
Для берёзовского бурого угля выход летучих возрастает с 47-48% в не-
окисленных углях до 53-55% в окисленных [262, 266], что для степени окислен-
ности ОКо=14-25% соответствует примерно приросту AVd3f/AOKQ=0,3-0,5.
Оценка OKq здесь сделана по приведённым в оригиналах сведениям об изме-
нении теплоты сгорания угля, их летучих и ОКП.
В окисленных углях вне зависимости от степени метамор-
физма возрастает содержание кислорода и снижается содержание
остальных компонентов элементного состава. Различия для разных
ушей и в разных публикациях касаются лишь знака изменения отно-
। игельно невысокого содержания азота [262] и серы [266]. Принци-
пиальное отличие изменения элементного состава при окислении от
изменения при уменьшении степени метаморфизма заключается в
<нижении содержания водорода (рис. 11.9). При снижении степени
мп ь морфизма содержание водорода увеличивается.
Соответственно в зависимости от степени окисленности и сте-
пени метаморфизма с разным знаком и в разной мере изменяется
405
соотношение Н/С. С ростом окисленности отношение Н/С скорее
снижается или остаётся неизменным (рис. 1.10.а-г), в то время как
при снижении степени метаморфизма это отношение возрастает
Рис. 11.9. Изменение содержания углерода (а), водорода (б) и кислоро-
да (в) в зависимости от степени окисленности на примере кузнецкого угля 2СС
Рис. 11.10. Изменение отношения Н/С в зависимости от окисленности
угля OKq. (а) кузнецкие угли разрезов марок Д, ДГ. Г; (б) - 1СС; (в) - 2СС, (г) -
Т.
В силу изменения с разным знаком содержания водорода при
снижении метаморфизма и повышении окисленности углей, а также
количественно различающегося изменения выхода летучих, окис-
406
ленные угли имеют ниже значение отношения Н/С (рис. 11.11) при
одинаковом выходе ле-
тучих.
Рис. 11.11. Измене-
ние отношения Н/С для куз-
нецких углей разных марок
и разрезов в зависимости от
выхода летучих и окислен-
ности
Рост содержания кислорода при уменьшении содержания уг-
лерода и водорода при окислении угля обуславливают снижение
। оплоты сгорания угля в сухом беззольном состоянии Qdaf и его ле-
тних Олет, и, как отмечалось, относительное снижение теплоты сго-
ряния используется для характеристики степени окисленности угля.
I оплота сгорания нелетучего остатка при окислении угля изменяет-
ся в меньшей мере или незначительно [262]. В рабочем состоянии
। оплота сгорания Qtr при окислении дополнительно снижается из-за
рос га содержания балласта (влаги и зольности). На рис. 11.12 пока-
UIHO относительное изменение теплоты сгорания берёзовского угля,
рассчитанное для разных состояний по формулам аналогичным
(II 1), и его летучих при разной степени окисления, определённой
407
Изменение содержания водорода с разным знаком опреде-
ляет основное различие низкометаморфизированных и окисленных
углей как энергетического топлива. При росте содержания летучих и
снижении теплоты сгорания летучих теплоценность летучих Vda'-Qno,
при снижении метаморфизма возрастает (бурые угли имеют выше
теплоценность летучих, чем каменные; теплоценность летучих у га-
зовых и длиннопламенных углей выше, чем углей марок СС и Т),
рис. 11.13.
В отличие от этого при окислении теплоценность летучих бу-
рых и каменных углей снижается. При окислении берёзовского буро-
го угля по данным [262, 266] теплоценность летучих уменьшается с
235-245 до 130-165 Мкал %/кг в окисленных и сажистых углях (ОКц
Рис. 11.13. Изменение топ
лоценности летучих при уменьше-
нии степени метаморфизма для уг-
лей разных месторождений (дан-
ные из справочника [15])
По многочисленным
исследованиям УралВТИ при
окислении кузнецких камен-
ных углей теплоценность ле-
тучих снижается для углей
марок Д, Г, СС всех исследо-
ванных разрезов. Исключение
составляют угли высокой степени метаморфизма (тощие) и антра
цит большинства разрезов и шахт, для которых теплоценность ле-
тучих при окислении снижается незначительно или увеличивается
(рис. 11.14), и что, по-видимому, отмечается впервые.
408
Vdaf QneT,ккал %/кг
О 5 10 15 20 OKq,%
Рис. 11.14. Изменение теплоценности летучих кузнецких каменных углей
л 1ППИСимости от степени окисленности на примере углей Таллинского и Крас-
ногорского разрезов. 1 - экспериментальные значения, 2 - по расчёту теплоты
< юрпния летучих
Усреднённые по данным для всех изучавшихся в УралВТИ
разрезов Кузбасса значения изменения теплоценности летучих
(AV'"”Qпет/AOKq) и знак изменения показаны на рис. 11.15, хотя,
< iporo говоря, зависимости в общем виде не линейные и изменяют-
• и по мере прогрессирования окисления, как, впрочем, и для эле-
мннгного состава.
Рис. 11.15. Знак и темп изменения те-
нппцонности летучих
AQV •A(Qne,Va,-10-3yAOKo
Н|)и окислении кузнецких углей разных марок
Реакционные свойства. Сведе-
нии об изменении реакционных свойств
yi пой в литературе достаточно проти-
нирочивы. По-видимому, это связано с
рилличиями проявления этих свойств в
марка, группа углей
I'hihi.ix аспектах, на разных уровнях окисленности и для разных уг-
409
лей, как показано выше на примере теплоценности летучих. Опре-
делённое влияние на противоречивость сведений имеет и методика
сравнения. В одних случаях, как этого придерживается и автор,
анализируется изменение свойств угля одного месторождения в
сравнении с неокисленным, в иных случаях сравниваются окислен-
ный и неокисленный угли с равным выходом летучих. Очевидно, что
в последнем случае теплота сгорания и теплоценность летучих
окисленного угля заведомо ниже.
Снижение теплоценности летучих при окислении большинства
углей, увеличение доли менее реакционных компонентов (инерте-
нита), нестабильность состава, определённые трудности при освое-
нии углей новых месторождений и результаты ряда исследовании
(например [103, 262, 267]) определили широко распространённое и
нашей стране мнение об ухудшении реакционных свойств окислен
ных углей. В частности, в силу более высокой влажности пыли и
меньшей теплоценности летучих, при сжигании на стенде, окислен
ного бурого берёзовского угля, в отличие от неокисленного наблю-
далась потеря устойчивости горения при определённой достаточно
высокой температуре горячего воздуха и затягивание выгорания
пыли на начальном участке по длине камеры горения. При этом, ко-
нечные значения выгорания получены практически такие же, как и и
опытах на неокисленном угле при сходных характеристиках [267].
В отличие от этого, в зарубежных публикациях приводятся
результаты исследований о повышении реакционных свойств окис
ленных углей. В [268] по результатам исследования проб битуми-
нозного (каменного) окисленного угля из выхода пласта и
искусственно окисленного при 200°С с использованием термогради
ентного метода ТГА и трубчатой печи DTF (drop-tube furnace, рис.
5.7.6 на цветной вставке) сообщается о повышении реакционных
410
свойств при окислении. При этом уголь естественного окисления из
выхода пласта имел реакционные свойства выше, чем искусствен-
ного окисления. В исследованиях [269] также с использованием, в
юм числе, трубчатой печи DTF установлено, что с ростом окислен-
ности реакционные свойства углей повышаются и проявляются при
более низких температурах. Мнение о том, что окисление часто вы-
купает инициатором возникновения очагов самовозгорания пла-
стов, особенно, в зонах нарушения пласта приводится в
отечественных исследованиях [265].
Противоречивость приведённых в качестве примеров резуль-
штов, как отмечалось, связывается с зависимостью от характерн-
ее исходного угля и степени окисленности. В начальный период
окисления реакционные свойства всех углей повышаются, при
дальнейшем увеличении окисленности до высокой степени усиле-
ние реакционных свойств характерно для низкореакционых тощих
углей и антрацитов.
Высказанное положение в части повышения реакционных
снойств тощих углей при окислении и их зависимости от степени
окисленности подтверждается результатами исследований Урал-
IH И характеристик и свойств кузнецких углей марки Т шахт Алар-
динская и Шушталепская. Изучение взрываемости пыли показало
рост реакционных свойств при окислении (снижение минимальной
•норгии зажигания Emin). При этом зависимость имеет экстремаль-
ный характер: значительное снижение при небольшой степени
окисленности и рост при её увеличении (рис. 11.16).
Снижение взрывоопасности сильно окисленных углей, в ча-
стости, связывается с естественным ростом балласта в виде
иппжности пыли. Пересушенная пыль (Wa=3%) угля со степенью
411
окисленности примерно ОКо=25% показала максимальную взрыво
опасность (рис. 11.16).
Рис. 11.16. Изменение
минимальной энергии зажигания
Emin в исследованиях взрывае-
мости кузнецких тощих углей в
зависимости от их степени окис-
ленности.
тощих углей с ростом окисленности
Для исследовавшихся
возрастала склонность к низкотемпературному окислению и само
воспламенению и характер зависимости, как и по взрываемости пы
ли, имеет экстремальный характер. На рисунке 11.17 показана
зависимость температуры, при которой в опытах начиналось види
мое самонагревание (тление) пробы в приборе по рис. 5.30; совпа
дающий в качественном отношении результат наблюдался и по по
казателю потери теплоты
сгорания сухой беззоль
ной массы угля при хра
нении Фсаб7о:с«
Рис. 11.17. Изменении
температуры самонагревания
(тления) tT кузнецких тощих уг •
лей в зависимости от их абсо
лютной (а) и относительной
степени окисленности (б).
Минеральная часть углей. Окисление значительно влияет
не только на свойства самих углей и внутреннюю золу, но и на
412
Рост содержания пирита
Рост компонентов основного состава
и/или температуры горения
Рис. 6.18. Изолинии комбинированного индекса склонности углей к
Инин знанию топки.
Wb30 Wc 40 Wd 50 Wt
Рис. 7.25. Характеристики сыпучих свойств бикинского угля в
имости от влажности. 1 - уменьшение относительной.скорости истечения
бункера (1-С); 2 - усадка Ah; 3 - угол естественного откоса а<; 4 - насыпная
плотность d„.
Рис. 7.35. Расчётные и экспериментальные (15) значения Wc для углей
разных марок и групп.
Рис. 9.1. Пример
распределения минералов
и угольного вещества [236]
о d
Ь|=1-3
Рис. 9.7. Изменение
содержания разновидностей серы
в зависимости от её общего
содержания. 1 - сульфатная, 2
и !н- 3-органическая сера.
(а) - угли группы 1 (бурые низко
метаморфизированные угли),
(б) - группа 4 (высоко
метаморфизированные каменный
угли и антрацит)
о 5 sta, %
сослав и свойства вмещающих пород, способствуя их разруше-
нию концентрации и рассеянию. В окисленном угле увеличива-
шси растворяющая способность пластовых вод по отношению к
нмощающим породам благодаря растворенным в них углекислоте и
|уминовым кислотам [260]. Изменение химического состава мине-
рипьной части углей разных месторождений индивидуально в зави-
। пмости от исходного состава, степени окисленности и
мп 1 i «морфизма, доступности грунтовых вод и других факторов. На-
пример, для окисленных донецких каменных углей содержание
нрпмнекислоты, начиная с определенной глубины, по мере прибли-
жения к поверхности падает до 14,1%, а у поверхности вновь воз-
рпстает почти в полтора раза, что связывается с разложением
оиликатов в средней зоне выветривания и связыванием образовав-
шийся кремнекислоты в прочные соединения в верхней. Также от-
мочпотся сложный характер изменения содержания окиси кальция:
но море приближения к поверхности он увеличивается соответст-
венно увеличению выхода гуминовых кислот и падает у самой по-
епрхности с понижением выхода гуминовых кислот [260].
В качественном отношении общим при окислении различных
vi пни является увеличение содержания щёлочноземельных метал-
|юн (кальция и магния), даже для углей с весьма высоким их содер-
|н1ниом в неокисленных углях типа берёзовского, и снижение
ннэмния, алюминия и натрия. В сажистом берёзовском угле содер-
Ишние СаО составляет 56% [266] против 27% в неокисленном той
зольности и 48% при характерной зольности Ad=7,5% [15]. В куз-
нецких углях, где уровень содержания кальция в пересчёте на СаО
пГн.1ЧН0 не превышает 10%, в пробах с высокой степенью окислен-
ии' in он достигает СаО=40-60%, характерных для канско-ачинских
унии Пример изменения содержания компонентов в каменных уг-
413
лях при выветривании показан на рис. 11.18. и дополнительно каль-
ция на рис. 11.19 [270].
Рис. 11.18. Изменение содержание
компонентов минеральной части в зависимости
от степени окисленности кузнецкого угля СС
Томусинского разреза.
О 10 20 OKq, %
Рис. 11.19. Изменение содержания
кальция в минеральной части кузнецких углей
от степени окисленности
I) | ггтъ г\___________________________
’о 5 10 15 20 25 30 35 ОК°/о
и
Большой разброс экспериментальных значений на рис. 11.18 и
11.19, что вообще характерно для состава минеральной части куз-
нецких углей (раздел 12.1), дополнительно связан с противополож-
ным влиянием разных факторов. В отличие от роста зольности угля
при увеличении окисленности и соответствующего изменения со-
414
। шва, повышение зольности за счёт балластирования породой ве-
дЛт к росту содержания SiO2, А12О3 и уменьшению содержания СаО
(рис. 6.2).
Поэтому сведения о минеральной части окисленных углей
полосообразно обрабатывать в виде двухфакторного анализа, хотя
Гн.1 в линейной форме (рис. 11.20). Попутно отметим, что для сово-
купности проб угля с разной окисленностью не применимо выполне-
нии .шализа по уравнениям смешения типа 6.4 и использование в
luiHocree линеаризирующего показателя отношения 100/Ad, посколь-
ку при окислении не co-
ni «пннется постоянство
нмпичества и состава
внутренней золы.
Рис. 11.20. Средне-
li пиитические изолинии со-
Л"1"йния СаО в зависимо-
|!Н «и их степени окисленно-
Ц1Н и юльности (б)
Знак и уровень изменения содержания железа при окислении
Н»к|дин;1ковый для углей разных месторождений. Более характерно
умпньшение содержания Fe2O3 с ростом окисленности в диапазоне
|МН)Проса значений для неокисленного угля, в том числе, в пересчё-
на состав без щёлочноземельных металлов
А1;03+ТЮ2+Ре20з+К20+Ма20=100%масс). Однако для единичных
ИрлП । ильно окисленных углей отмечено высокое содержание желе-
in И частности, в исследованной пробе берёзовского окисленного
415
угля [266] содержание железа составляло Fe2O3=16,2% против 9,8%
в пробе неокисленного (диапазон разброса в пробах неокисленного
и мало окисленного угля по [15] составляет 4,5-17,5%).
Принципиально, что при выветривании уменьшается содержа-
ние железа в составе пирита (FeS2), наиболее “опасного” с позиций
шлакования и износа минерала, даже при увеличении общего со-
держания железа в угле. В исследованиях [266] установлено, что
при приведённом выше увеличении общего содержания железа оно
возрастает во внутренней золе с Fe2O3=4,5% до 15,2%, а во внеш-
ней снижается (рис. 11.21). При этом во внешней минеральной час-
ти окисленного угля не только находится меньше пирита, чем в
неокисленном, но и к тому же он существует в более дисперсной
форме. В неокисленном угле во внешней золе в пиритной форме
находится от половины до трети железа в виде отдельных зерен; в
окисленном угле - ме-
нее одной четверти в
виде гелеподобной
бесструктурной массы.
Рис. 11.21. Химиче-
ский состав минеральной
части внутренней (а) и
внешней (б) золы неокис-
ленного и окисленного бе-
рёзовского угля (по дан-
ным [266])
Si02 АЬОз TiO2 Fe2O3 СаО МдО К20 Na20
компоненты
Шлакующие свойства. В соответствии с приведёнными све-
дениями об изменении состава минеральной части при окислении
углей увеличивается склонность к образованию прочных сульфатно-
416
кальциевых отложений и уменьшается потенциал и скорость фор-
мирования прочных железистых отложений.
Влияние окисленности на свойства шлаковых (вторичных)
отложений и шлакование котлов неоднозначно и, прежде всего, за-
писит от состава минеральной части исходного (неокисленного) уг-
ля, степени окисленности и от того, какое из свойств шлаковых
отложений является определяющим с позиций шлакования конкрет-
ного котла. Температура начала шлакования 1ШЛ для углей с кислым
составом золы уменьшается (рис. 11.22) [271], и с основным соста-
UOM золы - остаётся примерно постоянной [266] или растёт.
Рис. 11.22. Изменение
температуры начала шлакования
tun кузнецкого угля марки Т в зави-
симости от окисленности.
1,2 - экспериментальные и расчёт-
ные (уравнения 6.7, 6.8) значения
в опытах на котле ПК-10 при сжи-
гании угля шахты Алардинская; 3 -
расчётные значения для исследо-
ванных в УралВТИ проб углей шахт
Алардинская и Шушталепская
Расчётный анализ изменения температуры 1ШЛ для большого
ми< « ива исследованных проб разрезов Кузбасса показывает экс-
||'«мнльный характер зависимости от степени окисленности. Для
унши очень высокой степени окисленности (ОКо>25%) с большим
ш щоржанием кальция значение tun возрастает до 1000-1030°С при
минимальных значениях в мало окисленных углях примерно 960-
*П() С В окисленных углях в силу снижения температуры начала
Шинкования и увеличения зольности (и приведенной зольности)
417
интенсивность шлакования при фиксированной температуре газов
возрастает (рис. 11.23).
Рис. 11.23. Интенсивность
образования шлаковых
отложений на неохлаж-
даемом зонде при сжига-
нии в котле ПК-10 ЮКГЭС
кузнецкого угля Т шахты
Алардинская разной сте-
пени окисленности [271].
1 - неокисленный уголь,
2 - группа OKI,
3 - группа ОКИ
Исключение этих факторов путем введения относительных
параметров показывает, что с ростом окисленности угля возрастает
и относительная интенсивность шлакования. Так, при температуре,
на 100°С превышающей 1шл, коэффициент шлакования (г, % — доля
золы, осевшей на зонде) составляет 10% для неокисленного угля и
в 2,5 раза больше для окисленных группы ОКИ.
При этом, однако, прочность отложений в момент формиро-
вания и в результате спекания со временем, по крайней мере, для
углей с кислым составом золы уменьшается, что связывается с
уменьшением содержания в минеральной части натрия. Такой ре-
зультат получен при инструментальном измерении прочности в
опытах на котле и в исследованиях спекания отобранных проб от-
ложений (рис. 11.24).
418
Рис 11.24. Прочность при спекании измельчённых проб отложений, отобранных
при сжигании неокисленного (1) и окисленного группы ОКИ (2) углей шахты Алардин-
• KlIH
Повторимся, что влияние окисленности угля на шлакование
I’MinoB зависит от их конструкции и существующих проблем. По
Hiu.iry эксплуатации и результатам исследований при сжигании уг-
нан < кислым составом золы при окислении усугубляется проблема
шинкования горизонтальных конвективных поверхностей нагрева из-
tri уменьшения температуры начала шлакования t^, несмотря на
Некоторое снижение температуры дымовых газов. Шлакование топ-
ки и расположенных на выходе полурадиационных поверхностей на-
1раип практически от окисленности угля не зависит. Для этих
ниморхностей снижение температуры газов и прочности отложений
Инмпонсируют уменьшение температуры начала шлакования (рис.
II 46,11.26).
419
Рис. 11.25. Изменение разности усред-
нённой расчётной температуры газов в при-
стенном слое 9 и температуры начала шла
кования t^. 1- в зоне горения. 2- на выходе из
топки, 3- в холодной воронке. Расчёт темпе-
ратуры газов вы-полнен по зональному мето-
ду ВТИ применительно к котлу ПК-10; темпе-
ратуры tiun - по методике УралВТИ (уравнение
6.7) с учётом её роста в зоне горения.
Результаты расчёта для конкретных условий совпадают с экспери-
ментальными.
Рис. 11.26. Изменение (Д9 = 9, - 90) тем-
пературы газов на выходе из топки и значении
температуры, допустимой по условиям шлако-
вания, в зависимости от окисленности угля ни
примере котла ТП-10 при работе на угле шахты
Алардинская.
1,2- экспериментальное и расчётное зна-
чение температуры 9",, 3 - рекомендуемая по
условиям шлакования температура газов ни
выходе из топки (272]
Несмотря на уменьшение температуры горения 9 условия
жидкого шлакоудаления при использовании окисленных углей
улучшаются, что в основном связано со снижением вязкости рас-
плава (рис. 11.27).
420
Рис. 11.27. Зависимость вязкость - температура расплава шлака кузнецкого угля
рл 1|)оза Бачатский разной степени окисленности. 1-3 - измерения на ротационном ви-
...1 и метре ВТИ, 1 - неокисленный уголь. OKQ = 0.8 %, СаО = 1,3 %; 2. 3 - уголь группы
। >К1, 0Ко = 8.8-12.1 %. СаО = 15,8-16,7 %; 4 - измерения на вибрационном вискозиме-
tрп УралВТИ. уголь группы OKU, OKQ = 13.2%, СаО = 38.7%
Ни рис. 11.28. показано изменение расчётной маневренности котла
111 87, по которому тестирована программа расчёта маневренности
1146], применительно к кузнецким углям Бачатского разреза. Схожие
.|ц|1исимости получены и при анализе углей других разрезов. Под
маневренностью М здесь понимается минимальная в долях от но-
минальной нагрузка, при которой обеспечивается жидкое шлако-
уднление. При М>1 шлак не вытекает надёжно и при номинальной
нагрузке.
421
Рис. 11.28. Расчётная маневренность котла ТП-87 при сжигании угля Бачатского
разреза в зависимости от окисленности. I - зона надёжного жидкого шлакоудаления.
II - зона низкой маневренности или жидкое шлакоудаление не обеспечивается
Физико-механические характеристики. В результате образо-
вания трещин, которые характерны для углей из зоны выветрива-
ния, прочность углей уменьшается [260]. Экспериментальный
коэффициент размолоспособности кло для сильно окисленных углей
существенно возрастает, рис. 11.29 (угли легче размалываются и
дробятся), хотя для углей низкой степени окисленности отмечается
некоторое его снижение (рис. 11.29.а).
Для совокупности исследованных углей разных разрезов Куз-
басса средний коэффициент kno=1,27 - 1,08 - 2,62 соответственно
для неокисленных углей, углей группы OKI и группы ОКИ.
422
Рис. 11.29. Коэффициент размолоспособности углей Бачатского разреза
(п) и кузнецких углей различных разрезов и марок (б) в зависимости от степени
оииоленности.
В силу большей дробимости рядовые окисленные угли обога-
щаются мелкой фракцией (рис. 11.30) и имеют менее равномерное
рлспределение по размерам.
Рис. 11.30. Распределение полных (а) и частных (б) остатков на ситах
лпн кузнецкого газового угля. 1 - уголь OKI, 2 - уголь - ОКИ
Действительная плотность углей с повышением окисленности
Возрастает (рис. 11.31), что по [265] связывается с заполнением мо-
нокулярным кислородом микро и молекулярных пор в результате
423
химического разрушения структуры углей и, по-видимому, также
связано с увеличением внутренней влаги.
Заключение по главе
Окисленность углей возрастает по мере приближения к верх-
ней границе пласта или к поверхности земли, и окисленные угли ха
рактерны для добываемых открытым способом на разрезах.
Окисление имеет обратную направленность по сравнению с
метаморфизмом по влиянию на состав и физические свойства угля
При окислении увеличивается содержание кислорода, влажность,
гигроскопичность, сорбционная способность, зольность. В угле сни
жается количество углерода и теплота сгорания. Принципиальное
отличие изменения элементного состава при окислении от измене-
ния при уменьшении степени метаморфизма заключается в сниже-
нии содержания водорода.
Для оценки окисленности угля используются относительные и
абсолютные показатели. Относительный показатель характеризуо!
изменение окисленности по сравнению с неокисленным состоянием
Автором предложен метод оценки относительной окисленности
произвольного угля с использованием в качестве теплоты сгорания
неокисленного угля значения максимальной теплоты сгорания, ха-
рактерной для выделенной по степени метаморфизма группы.
424
Влияние окисленности на реакционные свойства углей не
однозначное и зависит от степени метаморфизма угля и окисления.
В начальный период окисления реакционные свойства всех углей
повышаются, при дальнейшем увеличении окисленности до высокой
степени усиление реакционных свойств характерно для низкореак-
ционых тощих углей и антрацитов. Для менее метаморфизирован-
ных углей реакционные свойства сильно окисленных углей скорее
ухудшаются.
Окисление влияет не только на свойства самих углей и их
юлу, но и на состав и свойства вмещающих пород. Общим при
окислении различных углей является снижение кремния, алюминия,
натрия и увеличение содержания щёлочноземельных металлов,
доже для углей с весьма высоким их содержанием в неокисленных
углях. Рост зольности при окислении и при балластировании поро-
дой влияют на состав золы с противоположным знаком.
При окислении углей увеличивается склонность к образованию
прочных сульфатно-кальциевых отложений и уменьшается потен-
циал и скорость формирования прочных железистых отложений.
Влияние окисленности на свойства шлаковых отложений и шлако-
инние котлов неоднозначно и зависит от состава минеральной части
исходного неокисленного угля и степени окисленности.
При сжигании углей с кислым составом золы при окислении
усугубляется проблема шлакования горизонтальных конвективных
поверхностей нагрева из-за уменьшения температуры начала шла-
кования и роста содержания кальция. Шлакование топки и располо-
женных на выходе полурадиационных поверхностей нагрева
практически от окисленности угля не зависит.
С ростом окисленности снижается прочность углей; размоло-
। пособность углей высокой степени окисленности возрастает.
425
12. Угли отдельных месторождений
На начало второго десятилетия текущего века на электростан-
ции России поставлялось около 127 млн т (2011 г) энергетических
углей в год, при сжигании которого вырабатывалось 27-28 % энер-
гии ТЭС. При этом примерно 80% поставлялось отечественными
угледобывающими предприятиями и 20% (25,8-27,5 млн т) - из Ка-
захстана. Для сравнения отметим, что с 2010 г экспорт энергетических углей
преимущественно в страны дальнего зарубежья превысил поставки на отечест-
венные ТЭС (в 2011 г 42,6% экспортировано и 38% поставлено на отечествен-
ные ТЭС).
Распределение запасов, добыча и потребление угля по регио-
нам не равномерное. В Восточной части России сосредоточено бо-
лее 90% запасов и добычи, в том числе энергетических, углей (рис.
12.1.а на цветной вкладке). Основной вклад в добычу угля вносят
Западно-Сибирский (58%) и Восточно-Сибирский (26%) экономиче-
ские районы (рис. 12.1.6.).
Центральный- 0.1°о
Западно-Сибирский- 57,9%
Рис. 12.1.6. Добыча угля (удельный вес) по регионам России по отчётно-
сти за 2011 г [2736].
Приводимые в вводной части данной главы цифры характеризуют со-
стояние по добыче и использованию угля с качественной стороны. В количест-
венном отношении значения показателей непринципиально различаются и
разных источниках, изменяются с течением времени, в том числе, в зависимо-
426
। ।и от конъюктуры рынка. В частности, в соответствии с принятыми темпами
формирования новых центров добычи угля, происходит смещение угледобычи
п поправлении востока страны. Планируется рост доли Восточной Сибири до
»?%, Дальнего Востока - до 15,2 %.
В угольной промышленности России на Iй квартал 2012 г дей-
( пювало 192 угледобывающих предприятия (81 шахта и 111 разре-
ши) общей годовой производственной мощностью более 380 млн т.
Практически вся добыча угля обеспечивается частными предпри-
•ниями [2736]. Несмотря на то, что добычу энергетического угля в
I ’осени ведут несколько десятков компаний, более половины рынка
иипгролируется двумя компаниями: ОАО «СУЭК» и ОАО «УК «Куз-
Опссразрезуголь». На долю посреднических компаний приходится
Солее половины от суммарных поставок энергетического угля ко-
ночным потребителям. Серьезной проблемой для развития уголь-
ной энергетики остаются и непомерно высокие железнодорожные
ырифы на уголь. Сейчас в общей цене угля транспортные расходы
• оставляют 25-30 процентов, а в некоторых случаях, например в це-
ни за канско-ачинский уголь, расходы достигают 50-60 процентов
Р73в].
Удельный вес открытого способа в общей добыче составляет
(И (»8%. На долю энергетических углей приходится около 80 % об-
щий добычи. Коксующие угли практически полностью обогащаются.
Из объёма добычи энергетических углей обогащается 23-25% [273а,
IT736], но обогащенные угли на ТЭС России не поставляются. Весь
Объем обогащённых углей направляется на экспорт.
Структура потребления углей отличается значительным раз-
нообразием марок и месторождений угля.
Распределение поставленного в энергетику угля по марочному
। ocuiay показано на рис. 12.2. Видно, что в отечественной энергети-
ки используются преимущественно бурые угли (примерно 45%).
427
Также велика доля высокозольных каменных углей и отходов угле-
обогащения, что согласно ряду публикаций, например [273а], позво-
ляет утверждать,
г,%
80
60
40
20
0
что в
антрацит
каменный СС-Т
экибастузский КСН
каменный Д-ДГ-Г
бурый
отечественной
энергетике
низкокачественные уг-
ли составляют =90%
консолидированного
угольного баланса.
Рис. 12.2. Структура
марочного состава отгрузки
угля на ТЭС [273а].
Потребление энергетических углей в основном сосредоточено
в Сибири и на Дальнем Востоке (около 80 % генерирующих мощно-
стей тепловых электростанций использующих уголь), где его доля о
генерации электроэнергии составляет 44-51% (рис. 12.3).
Рис. 12.3. Потребление энергетического угля по регионам России
Основное количество углей на ТЭС России поставляется с Канско-
Ачинского бассейна и с Экибастузского бассейна Казахстана (рис. 12.4). При
увеличении добычи кузнецких углей их поставки на отечественный рынок со-
кращаются, и в настоящее время Кузбасс утратил лидирующее положении
428
Суммарно доля углей указанных бассейнов составляет около 60%. Краткие
сведения об этих бассейнах и характеристики углей с учётом опыта их исполь-
зования приведены ниже.
печорский прочие
приморский 12%
4%
донецкий
2%
нерюнгринский
3%
бикинский-
3%
читинский
5%
иркутский
8%
кузнецкий
19%
канско-
ачинский
экибастузский 21%
21%
В группу прочих углей включены: подмосковные,
уральские, хакасские, тувинские, бурятские,
якутские, амурские, ургальские и сахалинские угли.
Рис. 12.4. Потребление углей различных месторождений на ТЭС России
в 2011 г [273а].
12.1. Кузнецкие угли
Основным угледобывающим регионом страны является Куз-
нецкий бассейн (Кузбасс), на долю которого приходится 60% добычи
(I43 млн т энергетических и 49 млн т коксующихся углей в 2011 г) и
80% экспорта суммарно энергетических и коксующихся углей.
Бассейн относится к одному из самых крупных угольных ме-
сторождений мира и находится на юге Западной Сибири в основном
на территории Кемеровской области. Он занимает площадь ~ 26,7
гыс. км2 и вытянут в северо-западном направлении на 350 км при
ширине около 110 км. В бассейне имеются запасы углей от бурых до
антрацита (рис. 12.5). При общих ресурсах угля бассейна 637
429
млрд.т. ресурсы энергетических углей составляют 401 млрд.т. [15,
274].
Легенда:
- антрацит - тощие и ( (
_ спекающиеся, жирные коксовые,
га зовые спекающн еся
газовые,
длиннопламенные
- бурые
- изверженные породы
- граница развития юрских углей
Рис. 12.5. Кузбасс: марки
углей
1-12 - угленосные районы бала-
хонской серии:
1- Анжерский, 2- Кемеровский,
3- Крапивенский, 4- Титовский,
5- Завьяловский, 6- Бачатский,
7- Прокопьевске - Киселевский,
8- Араличевский, 9- Бунгуро- Чу-
мыский, 10- Кондомский,
11-Мрасский, 12- Томь- Усинский,
13-21 - угленосные районы коль-
чугинской серии:
13- Плотниковский, 14- Салтыма-
ковский, 15- Ленинский, 16- Бе-
ловский, 17- Ускатский, 18- Еру-
наковский, 19- Байдаевский, 20-
Осиновский, 21- Терсинский,
22-24 - юрские депрессии:
22- Доронинская, 23- Цен-
тральная, 24- Тутуясская
Особенностью геологического строения бассейна является многопла-
стовость его месторождений. Угленосная толща Кузнецкого угольного бассейна
содержит около 260 неравномерно распределённых угольных пластов различ-
ной мощности. Разрабатываемые месторождения Кузбасса имеют высокую из-
менчивость мощности пластов даже в пределах карьерных полей.
430
Преобладающая мощность пластов угля от 1,3 до 4,0 м. Имеются угольные
пласты в 9—15 и даже локально до 30 м. Средняя мощность разрабатываемых
угольных пластов 2,1 м. В шахтах примерно четверть добычи угля приходится
ни пласты мощностью свыше 6,5 м.
Как и для других месторождений в Кузбассе степень зрелости (метамор-
физм) углей возрастает от верхних пластов к нижним (закон Хильта-Скока).
Добыча коксующихся и энергетических углей в Кузбассе растёт. В 2008 г.
впервые за столетнюю историю угледобычи в регионе Кузбасс добыто почти
I84.5 миллиона тонн угля и в 2011 г - 192 млн т (143 энергетических и 49 кок-
• ующихся).
По состоянию на 2011 год в бассейне эксплуатировалось 60 шахт и 54
угольных разрезов. За последние десятилетие в Кузбассе построено более 50
новых угольных предприятий по добыче и переработке угля, при закрытии ряда
нвронтабельных. В том числе по 5 добывающих предприятий построено в 2010
юду (разрезы "Степановский", "Караканский-3ападный“, "Восточный”, имени
1оромнова и «Участок открытых горных работ "Верхне-Саландинский"» общей
проектной мощностью 8 млн тонн угля) и в 2011 году (шахта-разрез "Инской",
шахта "Распадская-Коксовая", разрезы "Купринский", "Майский", "Бунгурский-
Сопорный" общей проектной мощностью 10 миллионов тонн угля в год). Наибо-
ппо активно осваивается перспективные Ерунаковский и Терсинский геолого-
жономические районы (поз. 18, 21 на рис. 12.5). В Ерунаковском районе разве-
денные и утвержденные балансовые запасы угля составляют 8.7 млрд.т, из них
47 млрд.т представлены высококачественными энергетическими углями, в том
•ни по 4 млрд.т марок Д. ДГ, Г пригодны для открытой разработки.
В целом, по качеству кузнецкие угли относятся к числу лучших.
II ноокисленных углях СС, Т влажность Wtr=5-7,5 %, марок Д, Г
Wi'"6-11%; зольность большинства углей менее 20 %, и теплота
г| орания в рабочем состоянии 5400-6200 ккал/кг для углей Д, Г и
MI00-6600 ккал/кг для углей более высокой степени метаморфизма.
: позволяет широко использовать эти угли не только на ТЭС Си-
Пири. но и в Европейской части России и на экспорт. Угли малосер-
ниглые. содержание серы Std=0,4-0,6% и фосфора менее 0,12%.
При сжигании кузнецких углей не образуются прочные селективно
431
обогащённые отложения, в силу чего они не обладают высокими
шлакующими свойствами [177]. В то же время, кузнецкие угли со-
держат, пожалуй, максимальное для энергетических углей количе-
ство азота (Ndaf>2%), что в совокупности с высокой температурой
горения, развиваемой при их сжигании, даёт большие выбросы ок-
сидов азота (в традиционных топках без внедрения мероприятий по
подавлению или улавливанию NOX>1400 мгм/м3).
Коксующиеся и часть отправляемых на экспорт энергетических углей,
средняя зольность которых 21 %, обогащается. В результате обогащения полу-
чается примерно 63% концентрата с зольностью Ad=8,5%. Побочными продук-
тами при обогащении, используемыми в энергетических целях, являются: отсев
- необогащенный мелкий уголь, промпродукт и шлам - частицы пылевидного
угля (< 0,5-1,0 мм), накапливающиеся в моечных водах. При этом промпродукт
имеет зольность ~ 34% и выше, отсев - 20%.
Качество углей, поставляемых на угольные электростанции
России, значительно ниже, чем энергетических углей, отправляемых
на экспорт [275]. В качестве энергетического топлива на отечест-
венные ТЭС поставляются необогащённые угли, которые по каким-
либо причинам не могут быть использованы для технологических
целей: не коксуются (марки Д, Т, А), с пониженной коксующейся спо-
собностью (марки Г, СС, частично ОС) или не соответствуют требо-
ваниям по зольности, окисленности и др. показателям. На ТЭС
поступают, в основном, рядовые угли, и побочные продукты сорти-
ровки главным образом классов СШ и МСШ (0-13 и 0-25 мм): отсе-
вы, промпродукт и шлам.
Основную часть энергетического топлива составляют окислен-
ные в той или иной мере угли открытой добычи, которые имеют ни-
же качество (более высокое содержание влаги, золы, пониженная
теплота сгорания) и более переменный состав по сравнению с уг-
лями шахтной добычи (гл. 11). Они, в основном, отгружается на теп
432
ловые электростанции в рядовом виде как товарные сорта РОК I и
РОК II.
Спецификой баланса добычи и поставки кузнецких энергети-
ческих углей является также наличие углей локального контактового
метаморфизма, при котором преобразования происходят под до-
полнительным тепловым воздействием внедрившейся магмы и теп-
ловой активизации региона (гл. 1). В силу этого угли юго-восточной
части бассейна (Томь-Усинский, Мрасский, Терсинский геолого-
экономические районы, поз. 11, 12, 21 рис. 12.5) имеют заметно по-
ниженные реакционные свойства.
При высоком, в целом, качестве кузнецких углей их использо-
вание на ТЭС может встречать трудности вследствие значительных
колебаний состава и характеристик, а также близости некоторых из
свойств к граничной градации, определяемой как “неудовлетвори-
тельные". В первую очередь это касается сыпучих свойств. Плохие
сыпучие свойства ряда партий кузнецкого угля известны из практики
и подтверждаются специальными исследованиями (рис. 12.6). В ча-
стности, значительная доля исследованных в УралВТИ проб кузнец-
кого угля [15] имела рабочую влагу Wtr выше значения влаги Wc, при
Для некоторых ТЭС (типов котлов) применимость отдельных
партий кузнецких углей лимитируется свойствами минеральной час-
ти: температуры начала шлакования 1шл и температуры начала нор-
мального жидкого шлакоудаления t„».
Поступающие на тепловые электростанции угли Кузнецкого
бассейна характеризуются большим интервалом колебаний физико-
химических и теплотехнических свойств. Нестабильность качества
топлива связана, в первую очередь, с поступлением на ТЭС углей с
отличающимся составом и свойствами с нескольких (а часто и с
большого количества) угледобывающих предприятий, которые раз-
рабатывают разнообразные угленосные пласты, приуроченные к
разным геологическим системам, и обогатительных фабрик при от-
сутствии усреднения. Нестабильность качества также связана с пе-
ременностью свойств угля в пределах угольных предприятий. При
этом состав поставщиков угля по разным причинам изменяется во
времени, и из-за большой доли поставляемого на экспорт угля не-
обходимо учитывать не только отечественную, но и международную
конъюнктуру рынка.
В качестве примеров приведём:
на НКТЭЦ за пять анализировавшихся лет было 35 поставщиков,
на Беловской ГРЭС при поступлении угля близких марок (Д и Г) качество
угля с разных угольных предприятий существенно отличается (рис.12.7).
Рис. 12.7. Изменение
средних значений теплоты сго-
рания (а) и зольности (б) угля,
поставленного на Беловскую
ГРЭС разными угледобы-
вающими предприятиями.
i - присвоенный порядковый номер, например, 1- шахта Полысаевская, 3- шахта
7 ноября, 5- шахта Красноярская, 9- разрез Черемшанский, 11- разрез Задуб-
ровский.
434
За анализировавшиеся 9 месяцев 2007 г средневзвешенное значение те-
плоты сгорания от поставщика к поставщику изменялась в диапазоне Q,'= 4735-
5515 ккал/кг, а зольность Ad=11-30%, то есть диапазон её изменения больше
среднего значения (Adcp=17,2%).
В силу разных факторов, среди которых валовая добыча на разрезах с
относительно небольшой мощностью пластов (из общих запасов кузнецких уг-
лей более 60% находятся в пластах сложного строения; отдельные пласты
включают в себя 18-20 слоев углей) при отсутствии усреднения, окисленность
углей открытой добычи, состав и характеристики угля изменяются и в пределах
угледобывающего предприятия, вплоть до заметного изменения в объёме од-
ного вагона поставки [275]. В результате поступления неоднородного угля раз-
ных поставщиков реальное качество угля в бункерах котлов изменяется в
широких пределах, особенно, при работе “с колёс". Так, в наших опытах по на-
нпдке одного из котлов в обычном для ТЭС топливном режиме различие усред-
ненных за опыт значений по теплоте сгорания достигало примерно 2000 ккал/кг
и юльности 20%.
Некоторое усреднение характеристик в угольных штабелях без
цоленаправленной программы по усреднению и организации опера-
тивного контроля качества поступающего топлива обычно не реша-
IOI проблему. Например, обследование топливного склада
Новосибирской ТЭЦ-4 показало, что теплота сгорания углей на нём
изменялась от Q,r=4270 до 5220 ккал/кг, различаясь на 950 ккал/кг
(рис. 12.8) и зольность в диапазоне Ad=11,2-33,1 % [250].
Рис. 12.8. Изолинии те-
плоты сгорания кузнецкого
угли на складе.
Нестабильность ха-
рпктеристик угля снижает
жономичность и манев-
рпнность котельного
оборудования, надёж-
ность его работы, вплоть
435
до аварийных ситуаций (останова котлов).
В связи с надёжностью работы оборудования отдельно кос-
нёмся состава минеральной части и шлакующих свойств кузнецких
углей. Как отмечалось, из-за низкой склонности к образованию
прочных первичных отложений (железистых, сульфатно-
кальциевых), кузнецкие угли не обладают высокими шлакующими
свойствами. Тем не менее, при их сжигании в “чистом виде”, попе-
ременно и в смеси с другими углями возникают серьезные пробле-
мы, связанные со шлакованием.
По исследованиям УралВТИ минералогический состав мине-
ральной части кузнецких углей в качественном отношении одинако-
вый для углей разных марок, групп окисленности, зольности. Он
представлен кварцем (а - SiO2), глинистыми минералами, плагиок-
лазами (альбит NaAISi3O8 и твердые растворы на его основе), кар-
бонатами (СаСОз- кальцит, СаМд(СО3)2- доломит, FeCO3- сидерит),
пиритом (FeS2). Глинистые минералы присутствуют в виде смеси в
разной пропорции каолинита (ALSUOuXOHJe) и глин монтморилло-
нитовой группы, близких по составу к (AI,Ti,Fe)2 AI0.68Si3.32O10(OH)2.
Наличие глинистых минералов групп монтмориллонита является
одним из факторов, обуславливающим переменность состава мине
ральной части и его слабую зависимость от зольности, поскольку а
формировании разновидностей монтмориллонита сложного состава
могут участвовать разнообразные ионы. Основным железосодер-
жащим минералом в кузнецких углях является сидерит, при его вы-
сокой дисперсности в составе угля.
Химический состав минеральной части кузнецких углей изме
няется в широких пределах. Средний состав углей разрезов oi
дельных марок и групп по основным компонентам изменяется и
диапазонах: 28+69% SiO2; 16+33% AI2O3; 3+25% Fe2O3; 3+33% СаО,
436
0,5 :6,5% MgO; 1,0-5-2,7% K2O и 0,2-5-2,0 Na2O % [15]. Реально, диапа-
зон колебаний еще больше и даже среднее отклонение состава от-
дельных проб от характерного для разреза может достигать,
например, ± 12,8% по SiO2, ± 4,2% по Ре2О3и СаО.
Отмеченные особенности минералогического и химического
состава минеральной части кузнецких углей определяют и основные
характеристики их шлакующих и загрязняющих свойств. Из-за пре-
имущественного присутствия железа в виде сидерита и высокой те-
плоты горения угли имеют низкую склонность к образованию
прочных железистых отложений. Щелочи, в основном, находятся в
составе полевых шпатов, не возгоняются и на их основе не образу-
ются низкотемпературные загрязнения.
Изменение химического состава минеральной части и присут-
ствие глин монтмориллонитовой группы приводят к низким значени-
ям температуры начала шлакования 1ШЛ в некоторых партиях углей
и её изменениям в широком диапазоне. Температура начала шла-
кования исследованных партий кузнецкого угля экспериментально
измерена в диапазоне 975-1150°С и составляет 960-1200°С соглас-
но расчетной оценки (формула 6.7). В этот диапазон укладываются
«качения 1шл практически всех остальных, используемых на ТЭС
страны углей, за исключением канско-ачинских (ирша-бородинский,
нпзаровский с tmn = 950-980°С) и экибастузского с 1шл до 1220°С.
Особо выделим, что в отличие от большинства углей, для которых
справедлива линейная зависимость содержания отдельных компо-
нентов RnOm от зольности Ad в виде RnOm = a +b(100/Ad), где а и b
коэффициенты, для кузнецких углей из-за изменения состава внеш-
них (вмещающих) пород и влияния окисленности отмеченная зави-
< имость не прослеживается или выражена слабо и для них состав
минеральной части, в основном, определяется местом и условиями
437
добычи. При этом состав минеральной части и соответственно тем-
пература начала шлакования могут существенно различаться при
одинаковой зольности, что
на примере угля Киселёв-
ского разреза иллюстри-
руется рис. 12.9.
Рис. 12.9. Химический
состав (отношение суммы кис-
лых к основным компонентам
"ко" и содержание железа) и
расчётная температура начала
шлакования (формула 6.7)
угля Киселёвского разреза раз-
ной зольности.
Видно, что, даже при ха-
рактерной средней зольности
Ad=13-18% отношение "ко" из-
и температура начала шлакования, соответст-
меняется в диапазоне ко=2-25
венно, 1Шл=960-1140°С.
В то же время, значения температуры начала шлакования куз-
нецких углей среднего состава практически не зависят от режимов
(избыток воздуха, тонкость помола пыли) и схемы сжигания (топки
с различным пирометрическим уровнем, с предварительным подог-
ревом пыли для уменьшения выбросов NOX).
Известные случаи интенсивного шлакования, помимо неопти-
мальности конструкции элементов топки и пароперегревателя и
ошибочного выбора завышенных температур дымовых газов по
тракту котла, обусловлены следующими факторами и особенностя-
ми шлакующих свойств кузнецких углей:
- низкая температура начала шлакования и высокая спекае-
мость для некоторых партий кузнецкого угля, приводят к интенсив-
438
ному шлакованию при наличии утепленных, неохлаждаемых участ-
ков или прочных первичных отложений, образовавшихся при сжига-
нии других углей;
- пониженные реакционные свойства ряда углей, обуславли-
вают применение технических решений, не оптимальных с позиций
шлакования.
Естественно, что конструктивные недостатки и специфика ми-
неральной части кузнецких углей в первую очередь проявляются на
фоне значительной переменности состава и свойств минеральной
части углей.
С учётом специфики кузнецких углей необходимым и наибо-
лее простым мероприятием по их эффективному использованию
является выбор кузнецких углей применительно к характеристикам
и состоянию установленного оборудования. Например, УралВТИ и
Уральской теплотехнической лабораторией для ряда ТЭС и энерго-
объединений, использующих или планирующих использовать куз-
нецкие угли, выполнено ранжирование углей возможных
поставщиков по разнообразным свойствам (смерзаемость, сыпучие,
шлакующие свойства, маневренность по условиям жидкого шлако-
удаления, применимость мокрых систем золоулавливания и другие)
и разработаны рекомендации по их включению в топливный баланс.
Пример ранжирования углей разреза по допустимой температуре
HI3OB на выходе из топки показан на рис. 12.10.
При разработке рекомендаций необходимо, как отмечалось,
учитывать характеристики оборудования конкретной ТЭС и его со-
( гояние. В частности, при анализе вопросов шлакования необходи-
мо учитывать предысторию эксплуатации оборудования и
ноэможность сжигания на ТЭС углей других месторождений. Апри-
орно, если это не обосновано соответствующим анализом, следует
439
избегать поставки кузнецких углей на ТЭС совместно с углями, об-
разующими прочные первичные отложения, или сжигавшие такие
угли ранее.
Рис. 12.10. Пример ранжирования кузнецких углей разрезов по допусти-
мой по условиям шлакования температуре на выходе из топки. Высота столби-
ков соответствует допустимым значениям, линии величины средних
отклонений, i - присвоенный номер
Радикально улучшить эффективность использования кузнец-
ких углей на ТЭС возможно путём их усреднения в специально соз-
данных комплексах или в условиях ТЭС. В последнем случае
необходимо организовать оперативный контроль качества посту-
пающего угля и иметь современное оборудование для усреднения
на угольных складах. Однако повторимся, что при наличии системы
оперативного входного контроля и закладки штабеля качественное
усреднение угля может быть достигнуто и при имеющемся оборудо
вании [275]. Исследования по обоснованию преимуществ примене-
ния усреднённого угля даже на достаточно надёжно и эффективно
440
работающей Беловской ГРЭС показали, что при работе на усред-
ненном топливе потери тепла с механическим недожогом снизились
на 0,3% и расход угля на 4,8 % [275]. На менее эффективно рабо-
тающих ТЭС и с учётом более широкого круга показателей эффект,
несомненно, будет более значительным, на что, в частности, указы-
вает пример перехода на уголь усреднённого качества на ЭС
АО’ЕЭК” (ранее Ермаковская ГРЭС), при том, что нестабильность
характеристик экибастузского угля гораздо меньше, чем кузнецких.
12.2. Канско-Ачинские угли
Канско-Ачинский угольный бассейн расположен восточнее
Кузбасса на территории Красноярского края и частично в Кемеров-
ской и Иркутской областях. С запада на восток на расстояние около
700 км его пересекает транссибирская железнодорожная магист-
раль; ширина бассейна от 50 до 250 км. Бассейн обладает наиболее
значительными запасами энергетического бурого угля, добывающе-
гося открытым способом. Общие геологические запасы углей при-
мерно 640 млрд, т (до глубины 600 м), в том числе пригодных для
разработки открытым способом 143 млрд. т.
Канско-Ачинский бассейн объединяет целый ряд угольных ме-
сторождений (рис. 12.11) в основном юрского периода, характерной
особенностью которых является наличие мощного угольного пласта.
)гот пласт проходит через весь бассейн и почти в каждом месторо-
ждении имеет свое название: Березовский, Бородинский, Итатский и
। д. Средняя мощность пласта 25-30 м и колеблется в пределах от
I 1-16 м на Назаровском месторождении до 60-100 м на Березов-
ском и Итатском. Пласт простого строения очень редко имеет один-
дпп породных прослоя.
441
Рис. 12.11. Карта Канско-Ачинского буроугольного бассейна. Горнопро-
мышленные районы: l-Боготольский; II- Итат-Барандатский; III- Берёзовско-
Назаровский; IV- Улуйско-Кемчугский; V- Гляденьско-Сержинский; VI - Балах-
тинский; VII- Приенисейский; VIII- Абанский IX- Рыбинский; X- Саяно-
Партизанский (не показан Пойменно-Черемшанский)
Месторождения: 1- Тисульское, 2- Барандатское, 3- Итатское, 4-
Боготольское, 5- Ачинское, 6- Боровско-Соболевское, 7- Козульское, 8-
Урюпское, 9- Берёзовское, 10- Белозёрское, 11- Гладеньское, 12-
Назаровское, 13- Сережское, 14- Балахтинское, 15- Большесырское, 16-
Казанское, 17- Ирша-Бородинское, 18- Переясловское, 19-Саяно-
Партизанское, 20- Курышское, 21- Абанское, 22- Долгомостовское, 23- Пой-
менное. 24- Урало-Ключевское, Конторское, 25- Конторское, 26- Канское.
Добыча угля в бассейне превышает 40 млн т в год. Наиболее
крупным угледобывающим предприятием в бассейне, а также круп-
нейшим в России является угольный разрез Бородинский-1 с про-
ектной и максимально достигнутой добычей 30 млн т/год (24,6 млн
т/год в 2008 г). К крупным относятся также традиционные разрезы
Березовский (проектная мощность 22 млн т/год) и Назаровский
(проектная мощность 15 млн т/год). В последние 25 лет в бассейне
введен в строй ряд новых угледобывающих предприятий, наиболее
крупные из которых с объёмом добычи превышающем 4 млн. т/год -
разрезы Переясловский и Канский, а также ряд разрезов с мощно-
стью менее или около 1 млн т/год (Балахтинский, Абанский, Ко-
зульский, Сереульский, Тасеевский, Кокуйский, Саяно-Партизанский
и ряд других). Уголь с крупных разрезов используется в энергетике,
442
преимущественно на ТЭС Сибири; малых разрезов - главным обра-
зом для коммунально-бытовых нужд.
Угли большинства месторождений бурые, относятся к группе
2Б; угли более южных месторождений Переясловского и Балахтин-
ского - к группе ЗБ (рис. 12-11). Угли Саяно-Партизанского месторо-
ждения каменные, групп Д и Г. В основном угли малозольные (Ad=7-
9% берёзовского угля и до 15% бородинского) с характерной для
бурых углей высокой влажностью (Wt'=30-40% для группы 2Б и в
среднем 28% для товарных проб переясловского угля ЗБ). Теплота
сгорания товарных проб углей на рабочее состояние составляет
3500-3800 ккал/кг для берёзовского и бородинского углей и 4170 -
4500 ккал/кг переясловского угля. Более подробные сведения при-
ведены в справочнике [15] и по новым месторождениям в более
поздних публикациях, например, [276, 277].
Благоприятные горно-геологические условия и применение
юрно-транспортного оборудования большой единичной мощности
обеспечивают низкие эксплуатационные затраты на добычу и воз-
можности гарантированных поставок больших объемов канско-
пчинских энергетических углей стабильного качества. Канско-
пчинские угли имеют лучшие из отечественных экологические лока-
зйтели. Помимо низкой зольности в них низкое содержание серы и
не высокое азота (Nda-0,6-1,0%). Содержание общей серы Std=0,2-
0,9 %, что при высоком содержании в минеральной части щелочно-
земельных металлов и реализуемой относительно низкой темпера-
iype сжигания обеспечивает, как правило, выполнение действую-
щих нормативов по выбросам оксидов серы без дополнительной
санитарной доочистки дымовых газов. Концентрации токсичных и
радиоактивных малых элементов незначительны.
443
Как характерно для бурых углей. КАУ имеют высокие реакци-
онные свойства, которые дополнительно усугубляются в силу низ-
кой зольности (высокая взрывоопасность, склонность к
низкотемпературному окислению и возникновению очагов самовос-
пламенения, устойчивое воспламенение и высокая степень выгора-
ния в топке). По опыту эксплуатации и исследованиям угли
обладают низкими абразивными и приемлемыми сыпучими свойст-
вами (рис. 12.12).
Рис. 12.12. Коэффициент абразивности для углей разной зольно-
сти (а) и соотношение содержания рабочей влаги W/ и влаги, выше которой
уголь обладает плохими сыпучими свойствами по методу усадки УралВТИ (б).
Угли: 1 - бородинский, 2- переясловский, 3- кайчакский, 4- исследованные угли
других месторождений, 5- березовский
Основная проблема, связанная с использованием канско-ачинских
углей, заключается в особенностях их минеральной части [278]. От
других бурых углей, используемых на ТЭС России, КАУ отличаются
высоким содержанием кальция, что препятствует применению мок-
рых систем золоулавливания и обуславливает высокую склонность
к образованию прочных сульфатно-кальциевых отложений по тракту
котла вплоть до водяного экономайзера и первых по ходу газов ку-
бов воздухоподогревателя (рис. 12.13 на цветной вкладке).
Кальций в углях находится преимущественно в составе органической
части в виде гуматов кальция, и равномерно распределён по массе угля. В ми-
нералах компоненты Са и Мд присутствуют в составе карбонатов (кальцит, до-
444
доля в запасах
7 1111^
Таймырский
Ленский
Иркутский'
Кузнецкий
24,7%
Буреинский
0.7%
Партизанский
0,1%
Улугхемский
1,3%
Подмосковный
1,4%
Зырянский
0,1% х
Южно-
Якутский
Печорский
2,8%
____________Раздольненский
Минусинский 0,1%
> 100 млрд тР,
10- 100 млрдт Р,
1 - 10 млрд тР,
< I .млрд т Р,
доля в запасах РФ, %
" ww.inineral.ru/Facts/riissia 1>9%
Донецкий^ ]У«
3 6% 1.6
Челябинский Канско.
Ачинский
43,3% \
Сосьвинско-
Салехардский
0.5%
Рис. 12.1.3. Основные угольные бассейны, их ресурсный потенциал
। млрд т) и доля в запасах Российской Федерации (%) (273а].
Рис. 12.13. Сульфатно-кальциевые отложения на лобовой трубе ширм (а)
и мп нижней трубной доске воздухоподогревателя ВП-II (б) при сжигании
<*»|Н'ЮВСКОГО угля.
ГИИ" ЙЖЯ
Рис. 13.15. Схема подготовки и совместного сжигания угля и биомассы
(котел бл.635 МВт, EPSON, Голландия) (294].
Рис. 14.5. Вид трещины (а). Распределение серы по сечению (б) и по
высоте (в) трещины. /$ка - относительный импульс характеристического
излучения, пропорциональн ш содержанию серы
ломит) и в небольшом количестве (<2%) в составе алюмосиликатов. КАУ имеют
низкое содержание щелочных компонентов Na и К, сумма которых обычно не
превышает 2%. При этом, при №2О+К2О= 0,8 % примерно половина их входит в
состав водорастворимых соединений в виде катионов органических солей. Ко-
личество щелочей значительно до 12% на бессульфатную массу возрастает
лишь в берёзовском угле на глубине залегания свыше 150 м за счет в основном
водорастворимого (органически связанного) Na. Железо представлено практи-
чески всеми встречающимися в углях формами, включая его нахождение в ор-
ганической части в составе комплексов (хелатов). Во внешних минеральных
примесях железо представлено сульфидами (пирит, марказит FeS2). сидеритом
(ГоСОз), окислами (лимонит, магнезит РезО4, гематит Fe2O3). Сульфидная
форма железа характерна для берёзовского угля и в значительно меньшей ме-
ре для бородинского. Внешняя порода КАУ также представлена кварцем а -
SIO2. глинистыми минералами (каолинит, монтмориллонит, гидрослюда), поле-
выми шпатами (ортоклаз, микроклин).
С ростом зольности содержание компонентов кальция
(рис. 12.14) и магния закономерно и существенно снижается при рос-
।<> содержания кремния и алюминия.
Рис. 12.14. Изменение
< одержания кальция в мине-
ральной части КАУ в зависи-
мости от зольности
I 3 берёзовский уголь,
I геологические пробы, ВТИ,
?• товарные пробы, СибВТИ,
3- опытные партии УралВТИ,
4-5 - бородинский
уголь, 4- геологические про-
бы, ВТИ, 5- товарные
пробы, СибВТИ,
6 - переясловский
уголь, УралВТИ
В то же время, состав
минеральной части КАУ различается
для разных месторождений и имеет значительные колебания в пре
445
делах месторождения (рис. 12.14, 12.15). Из широко используемых
канско-ачинских углей минимальное содержание кальция при рав-
ной зольности имеют угли ЗБ Переясловского месторождения.
Рис. 12.15. Тройная
диаграмма состава мине-
ральной части берёзовско-
го, бородинского и переяс-
ловского углей.
1- 3 - берёзовский уголь, 1-
геологические пробы, ВТИ;
2- товарные пробы СибВТИ;
3- опытные партии Урал-
ВТИ; 4-6 - ирша-
бородинский уголь, 4- гео-
логические пробы, ВТИ; 5-
товарные пробы СибВТИ; 6-
опытные партии УралВТИ;
7- переясловский уголь
Нестабильность состава минеральной части характерна для
малозольных углей и, помимо закономерного влияния зольности,
связана с тем, что разные партии топлива балластируются мине-
ральными примесями с кардинально изменяющимся соотношением
минералов (небольшое количество вовлечённой породы более ве-
роятно может иметь разный состав, чем большие породные массы
высокозольных углей). Наиболее характерна нестабильность соста-
ва минеральной части для берёзовского угля и необходимо иметь в
виду, что корреляционные зависимости состава от зольности, пред-
ложенные разными организациями, существенно отличаются по ме-
ре разработки месторождения и в зависимости от места отбора
проб (рис. 12.14, 12.15).
Специфическая особенность минеральной части КАУ, их высо-
кая реакционная способность и влажность определили особенности
• 446
технических решений по схемам пылеприготовления, конструкциям
топочно-горелочных устройств, способам золоулавливания и удале-
ния шлака. Для этих углей требуется газо-воздушная или газовая
сушка топлива, выбор относительно низких температур на выходе
из топки, применение комплекса средств очистки поверхностей на-
|рева, в том числе в зоне низких температур для предотвращения
недопустимого упрочнения первоначально рыхлых отложений за
счёт сульфатизации, сухих систем золоулавливания и, предпочти-
1ельно, сухих систем золоудаления.
В вопросах тепловых напряжений и температурного уровня в
гоночной камере и, соответственно, системы шлакоудаления взгля-
ды и практика изменялись.
Широкое внедрение топок с жидким шлакоудалением (ЖШУ) в
период начального освоения бассейна (Назаровский, Ирша-
Ьородинский разрезы) связывалось с низкой температурой плавле-
ния золы и с идеей максимального связывания свободной окиси
клльция СаОС0 в менее сульфатизируемые соединения для умень-
Сооружение таких топок позже было прекращено, несмотря на
нпличие ряда удачных конструкций типа восьмигранных предтопков
ЬКЗ. а ряд ранее внедрённых реконструируется на гранулированное
(сухое) шлакоудаление. Причина такого развития связана с непри-
менимостью режима ЖШУ для перспективного низкозольного берё-
•опского угля, трудностью обеспечения этого режима при
447
поступлении зольных (Ad>14%) партий бородинского угля, общей
тенденцией отказа от высокофорсированных топок для снижения
оксидов азота и, главное, нерешённостью проблемы интенсивного
шлакования большинства котлов.
В настоящее время основным направлением является созда-
ние низкотемпературных топок, которые обеспечивают снижение
оксидов серы и азота и для КАУ менее чувствительны к колебаниям
количества и состава минеральной части. Устойчивость процесса
воспламенения и выгорание пыли для этих бурых реакционных уг-
лей, естественно, не лимитируют применение таких устройств. При
этом полагается, что повышение по сравнению с высокотемпера-
турными топками количества свободной окиси кальция в летучей
золе компенсируется большей сульфатизацией соединений кальция
в топке (превращением в нейтральный с позиций шлакования про-
дукт - ангидрит CaSO4). Задача снижения температурного уровня в
топке, наряду с высокой взрывоопасностью и влажностью топлива,
дополнительно обуславливают применение газо- воздушной или га-
зовой сушки. Однако чрезмерное балластирование зоны горения
инертным газами способствует затягиванию выгорания топлива и
пирита и обострению проблемы образования прочных железистых
отложений, что наблюдается в топке котла П-67 блока 800 МВт и
что, по мнению автора, обусловило повышенное шлакование данно-
го котла.
12.3. Экибастузский уголь
Экибастузский угольный бассейн расположен в Павлодарской
области Республики Казахстан. Приурочен к замкнутой котловине
площадью 155 км2 при длине 24 км и максимальной ширине 8,5 км
(рис. 12.17). По концентрации угля на единицу земной поверхности
занимает первое место в мире.
448
Общие геологические запасы углей около 10 млрд т. Промышленное зна-
чение имеют три мощных сближенных пласта: пласт 1 (верхний) мощностью 20-
25 м (в среднем 22,5 м), пласт 2 (средний) 33-43 м (в среднем 38 м) и пласт 3
(нижний) 84-108 м (в среднем 95 м). Угольные слои мощностью до 1.5 м чере-
дуются с прослоями песчано-глинистых и углистых пород мощностью от долей
сантиметра до нескольких метров. Все три пласта имеют сложное строение.
Для них характерно переслаивание угольных пачек с породными прослоями:
.«левролитами, аргиллитами, реже песчаниками. Пласты 1 и 2 характеризуются
более компактным строением. Пласт 3 имеет сложное строение и включает в
себя большое количество породных прослоев, при этом суммарная мощность
собственно угольных слоёв не превышает 52-58%.
Рис. 12.17. Схема Эки-
бастузского месторождения.
1а \л 16- Северный и Богатыр-
ский комплексы разреза Бо-
гатырь, ТОО "Богатырь Ко-
мир". (ранее разрезы Север-
ный и Богатырь). Добывается
примерно 70% экибастузско-
го угля; экспортируется в
Россию примерно половина
от добычи,
II - разрез Восточный, разра-
батываемый "Евроазиатской
энергетической копорацией",
ЕЭК. Арабские цифры - но-
мера, присвоенные разве-
дочным участкам
Угли на всей площади и глубине залегания пригодны для отработки от-
крытым способом при небольшом объёме вскрышных пород, что в совокупно-
оти с высокопродуктивным экскаваторным оборудованием определяет его
низкую себестоимость. Уголь добывается на Северном и Богатырском комплек-
< их разреза Богатырь (ранее разрезы Северный и Богатырь) и на разрезе Вос-
449
точном. В конце 80-х годов добыча угля на трёх разрезах составляла 90 млн.
тонн, в настоящее время примерно половину.
Экибастузский уголь гумусовый, каменный, марки КСН (ранее по про-
мышленной маркировке его относили к слабоспекающимся, марка СС [14] и в
литературе такая классификация встречается до настоящего времени). Петро-
графический состав угля: Vt=45-55%, Sv=6-9%, 1=26-43%, L=6-8% [15].
Уголь используется только как энергетическое топливо на ТЭС
и для коммунально-бытовых нужд. В России он сжигается на ТЭС
Урала и Омской области в специально спроектированных для этого
топлива котлах (БКЗ-320, БКЗ-420, ПК-39, П-57), а также в котлах,
ранее созданных для других углей и приспособленных для сжигания
экибастузского угля. Как энергетическое топливо этот уголь имеет
ряд привлекательных особенностей, что, кстати, затрудняет его за-
мену другими на некоторых из ТЭС. Кратко к благоприятным харак-
теристикам экибастузского угля относится низкая влажность (Wtr<6%
при зольности Ad>35%), хорошие сыпучие свойства, низкая взрыво-
опасность и достаточно низкая склонность к окислению и самовоз-
горанию в штабелях угля. При этом при сжигании угля даже в топках
с относительно невысокими тепловыми напряжениями обеспечива-
ется достаточная устойчивость воспламенения и приемлемый
(q4<1,5%) недожог. Из используемых на отечественных ТЭС углей
экибастузский уголь имеет наименьшие шлакующие свойства. Это
позволило при создании котла П-57 принять максимальные для оте-
чественных котлов с твёрдым шлакоудалением тепловые напряже-
ния топки и температуру дымовых газов на её выходе без
использования средств очистки.
Существенным недостатком экибастузского угля является его
неблагоприятные экологические характеристики, прежде всего, из-
за высокой зольности. Требуемая для обеспечения действующих
нормативов на новое крупное оборудование степень очистки от зо-
450
лы составляет (рис.8.1) г)тв8н>(99,7-99,8)%. При этом создание высо-
коэффективных электрофильтров осложняется высоким электриче-
ским сопротивлением летучей золы, что ухудшает её
электростатическое улавливание из-за возникновения режима “об-
ратной короны”. У этого угля также высокое значение приведённой
серы (табл. 12.1), и для обеспечения действующих нормативов по
выбросам оксидов серы необходимо применение систем сероулав-
ливания с эффективностью порядка 60% [206].
Таблица 12.1.
Сравнение экибастузского угля с кузнецкими, канско-ачинскими и некоторыми
новыми для энергетики углями по содержанию серы (Std и Sn) и необходимой
эффективности сероочистки (rjsoz)
для достижения уровня выбросов не выше SOXMO₽M= 700 мг/нм3
№ уголь месторож- дения, марка wtf, % Ad. % Q'., ккал/кг s,d. % Sn 10’3 кг-%/кк ал СаО % st * T)SO2 %
1 кузнецкие угли: таллинский, ДГ 12,6 20,7 5020 0,4 0,07 2.9 0,87 8,3
караканский, Г 18 12 5031 0.2 0,03 9 3,05 0
бачатский, СС 7,3 15,6 6313 0,34 0,04 2,9 0,85 0
сибиргинский, СС 8.5 20 5870 0.4 0,06 3.7 1,06 0
красногорский,Т 8,1 22 5520 0,3 0,05 2,5 1,01 0
хакасский (черно- горский разрез). Д 16,1 19,3 4160 0,5 0,10 5,8 1,32 25,1
3 канско-ачинские: берёзовский, 2Б 35,5 7 3600 0,31 0,05 41,1 5,36 0
бородинский, 2Б 33 10,5 3800 0,3 0,05 22,1 4,47 0
переясловский. ЗБ 28,6 7.2 4300 0,31 0,06 19 2,34 0
тунгусский,Д 15,8 23 4220 0.6 0,12 6.7 1,43 45,4
5 олонь-шибирский, Д 8,5 23 4960 0,5 0,09 4,6 1,31 24.0
6 сыллахский, Г 5.5 26,2 5400 0.2 0,04 8 5,41 0
1 экибастузский, КС 6 45 3700 0,6 0,75 2 0,85 58.8
В майкубенский, ЗБ. 18 22 4090 0,52 0,10 3,4 0,82 37,7
*st=CaO/1,75 S
К недостаткам также относятся высокие абразивные свойства
угля и высокие эрозионные свойства летучей золы. При транспор-
тировке уголь склонен к пылению.
451
Экибастузский уголь исследован достаточно хорошо, имеется
многолетний опыт его использования и удачные конструкции обору-
дования, спроектированные с учётом его специфики. Тем не менее,
вопросы создания экологически чистого оборудования для этого уг-
ля не реализованы, и в практике в отдельных случаях существуют
серьёзные проблемы его эффективного использования.
Экибастузский уголь характеризуется трудной обогатимостью.
Зольность фракции с плотностью менее 1,8 г/см3 (то есть отделён-
ной от крупных породных включений) изменяется от Ad=28 % (пласт
1) до 35 % (пласт 3). Эта специфика угля в совокупности со слож-
ным геологическом строением пластов и с валовым способом добы-
чи и обусловливают весьма высокую зольность угля Экибастузского
бассейна. Зольность товарного топлива по действовавшему в СССР
ГОСТ 8779-79 регламентировалась Ad=43% для углей первой груп-
пы и 53% для углей второй группы. Угли второй группы планирова-
лось использовать на специально спроектированном оборудовании.
Реально такой уголь поставлялся на действовавшие ТЭС, и диапа-
зон изменения суточных значений зольности, например, на Троиц-
кой и Рефтинской ГРЭС составлял Ad=38-48%, достигая в разовых
пробах значений 58-60% [280]. Переменность зольности экибастуз-
ского угля создавала основные трудности в работе оборудования
[56, 57], хотя кардинального изменения состава минеральной части
при изменении зольности не происходит при практически постоян-
ном составе его органической части.
Вопрос стабилизации качества экибастузского угля и, соответ-
ственно, работы оборудования ТЭС решается путём внедрения на
разрезах усреднительных комплексов. В частности, как уже отмеча-
лось, существенно повысилась надёжность и экономичность работы
Аксуской электростанции при переходе на усреднённый уголь раз-
452
роза Восточной. В 2009 г по данным станции уголь поставлялся с
характеристиками О.г=3924-4020 ккал/кг, А-39-41%, Wr=4,7-5,8%. К
поэтапному внедрению усреднения угля приступил и “Богатырь Ак-
сос Комир", который до последнего времени поставлял уголь с ха-
рактеристиками: W-4,5-7%, Ad=36-47% и 0/=3600-4530 ккал/кг.
С течением времени, в силу освоения новых участков, добычи
утя с более глубоких горизонтов, изменения технологии добычи и
otгрузки, характеристики экибастузского угля изменяются. Система-
гических исследований качества товарного угля, за исключением
гохнических характеристик, не выполнялось уже много лет, хотя ре-
«ультаты проб, отобранных различными организациями во время
испытаний оборудования, подтверждают отличие угля от того, кото-
рый был во время разработки и широкого внедрения котлов для это-
ю топлива.
С изменением во времени характеристик экибастузского угля,
и частности шлакующих свойств, персонал станций в ряде случаев
(пязывает снижение надёжности работы оборудования.
Ниже приведены дополнительные сведения и эксперимен-
ыльные данные по некоторым из характеристик и свойств экиба-
(пузского угля.
Характеристики экибастузского угля закономерно зависят от
зольности и глубины добычи и в большей мере незакономерно от
места добычи (состава вовлекаемых в товарное топливо прослоев).
При увеличении глубины залегания наблюдается увеличение сте-
пени метаморфизма по стратиграфическому разрезу угольной за-
лежи «сверху - вниз» (от пласта 1 к пласту 4). Это проявляется в
увеличении отражательной способности витринита Ra=8,1-8,8%,
уменьшении гигроскопической Wr‘-2,0-1,1% и рабочей (рис. 12.18)
453
влаги, содержания водорода, выхода летучих веществ и увеличении
содержания углерода и теплоты сгорания [281].
о/
Рис. 12.18. Изменение содержания
общей влаги экибастузского угля разреза
"Восточный" в зависимости от глубины зале-
гания пластов
В зависимости от зольности, ес-
тественно, элементный состав орга-
нической части топлива, его
теплота сгорания и величина выхода
летучих веществ не изменяются. Для угля глубоких горизонтов раз-
реза “Богатырь" значения этих показателей следующие: С° = 89,0%,
Н° = 4.5%, S°=0,8%, №=1,6%, O°=4,1%, V0 = 23,0% и Q’ = 8400
ккал/кг, теплота сгорания летучих органической массы Qn° = 10100
ккал/кг [281]. Экспериментальные значения, выраженные традици-
онно на сухое беззольное состояние, из-за балластирования эле-
ментами минеральной части топлива для этого высокозольного
топлива в зависимости от зольности изменяются в существенных
пределах (раздел 2.1, рис. 2.7 для экибастузского угля и рис. 2.4-2.6
для других углей). При этом значения Сба,и Qdafc увеличением золь-
ности уменьшаются, содержание Hdaf и Odaf возрастает за счёт ком-
понентов преимущественно гидратной влаги из минеральной части
угля. Для указанного угля глубоких горизонтов изменение значений
составляет Cdaf=76,5+83,2%; Hdaf=4,9+5,7%; Scdaf=0,7-*-1,1 %;
Ndaf=1,3+1,7%; Odaf=8,9+15,5%; Vdaf= 26,5+35,6%, Q6da,=7670+7970
ккал/кг; Qn=5220+7430 ккал/кг.
Минеральная часть экибастузского угля в основном представ-
лена глинистыми минералами, преимущественно каолинитом
[AI2Si2O4(OH4)], кварцем а-ЭЮг; из железосодержащих минералов
присутствует сидерит (FeCO3) и в меньшей мере пирит FeS2.
454
Этот уголь имеет максимальное из используемых на отечест-
венных ТЭС углей отношение ko=ZK/XO>15, где ХК= SiO2 + А12О3+
TiO2 - сумма компонентов кислого состава и ХО= СаО + МдО + К2О +
Na2O- сумма компонентов основного состава, что определяет высо-
кие экспериментальные и расчётные значения температуры начала
шлакования 1шл>1130°С (по имеющимся экспериментальным дан-
ным для оценки температуры для экибастузского угля вместо
универсального уравнения 6.7 точнее использовать уравнение
1шлрэсч=1083+3,27-ко,°C) и в основном уникальность этого топлива
как наименее шлакующего. Низкие шлакующие свойства угля опре-
деляются также тем, что при его сжигании не образуются прочные
сульфатно-кальциевые отложения, а склонность к образованию
прочных железистых отложений оценивается как средняя. Экспери-
ментально такие отложения обнаружены только на поверхностях
нагрева котла П-57 с высоким тепловым напряжением сечения топ-
ки qF при длительной работе с низкими избытками воздуха и вос-
произведены при помощи зондов в неоптимальных с позиций
горения режимах.
Не высокая склонность экибастузского угля к образованию прочных же-
лезистых отложений при достаточно высоком уровне содержания железа в от-
дельных пробах (до 9,5%) связана с тем, что его основная часть входит в
состав менее опасного с позиций шлакования сидерита. Рост содержания же-
лоза в пробах отдельных участков месторождения связан с увеличением не пи-
ритных соединений (рис. 12.19).
Рис. 12.19. Содержание же-
леза не в составе пирита (Fe2O3)npd
(сидерит, алюмо-силикатные мине-
ралы) в экибастузском угле в зави-
симости от его общего содержания.
Несмотря на высокую долю
пиритной серы от общей Spd/Sd в
455
пробах с её повышенным содержанием (рис. 12.20), доля пиритного железа от
общего содержания (ЕегОз)р/Ге2Оз не превышает 0,2 при содержании железа
около Fe2O3=6%, снижаясь до 0,05 при малом и повышенном его содержании. В
этом нет противоречия, поскольку уровень содержания серы в угле $*=0,3-0,9%
значительно ниже содержания железа РегОз*2!,8-4,0%.
Рис. 12.20. Соотношение пирит-
ной и общей серы и содержание пи-
ритной серы в экибастузском угле в за-
висимости от серы общей.
С ростом зольности экибастузского угля в его минеральной
части увеличивается содержание компонентов кислого состава,
снижается основного, растёт их отношение ко и возрастает темпе-
ратура начала шлакования. Однако, как это характерно для высоко-
зольных углей, закономерное изменение состава от зольности
меньше или соизмеримо с незакономерным разбросом значений
(рис.12.21, 12.22) для угля разных партий.
При не определяющем влиянии зольности на собственно шла-
кующие свойства, за исключением естественной интенсификации
скорости роста отложений при температурах выше 1шл, влияние
зольности на шлакование, как и для других углей, проявляется че-
рез изменение температуры дымовых газов (рост в нижней части
топки при уменьшении зольности и на выходе из топки при её уве-
личении из-за роста оптической плотности факела выше критиче-
ской) и косвенно. Косвенно рост зольности усугубляет шлакование
из-за повышенного износа оборудования (дымососов, мельниц,
элементов горелок и пылесистем), что ведет к работе в неопти-
мальных условиях и к меньшим возможностям маневрирования.
456
Рис. 12.21. Содержание компонентов химического состава в минеральной
чисти экибастузского угля разреза Богатырь глубоких горизонтов (1) и в пробах,
отобранных при исследованиях на ТЭС различными организациями в 2007-
2009 (2)
Рис. 12.22. Расчётная темпе-
ратура начала шлакования экиба-
(.тузского угля разреза Богатырь
тлубоких горизонтов (1) и для проб,
отобранных при исследованиях на
I Ю различными организациями в
2007-2009 (2)
Из приведённых на рис. 12.22 данных видно, что температура
начала шлакования разных партий угля может заметно различаться
и что уголь последних лет поставки, в частности на Рефтинскую
I РЭС, имеет температуру 1ШЛ ниже характерной для периода широ-
кого экспериментального исследования шлакующих свойств этого
угля 1ШЛ=( 1180-5-1200)°С [282]. Такие изменения могут приводить к
457
обострению ситуации по шлакованию в неоптимальных с этих пози-
ций зонах некоторых котлов (нижняя часть топки котла ПК-39, полу-
радиационные поверхности и перевал котла П-57). Вместе с тем,
уровень зафиксированных в экспериментах разных организаций из-
менений шлакующих свойств таков, что не лишает экибастузский
уголь статуса наименее шлакующего угля и позволяет надёжно экс-
плуатировать котлы без применения средств очистки.
Здесь необходимо отметить следующую закономерную осо-
бенность шлакующих свойств экибастузского угля. Экибастузский
уголь не только наименее шлакующий, но в силу этого для него в
наибольшей мере изменяются (усугубляются) шлакующие свойства
при неоптимальных режимах, прежде всего, при сжигании с низкими
избытками воздуха (рис. 12.23) [282].
Легенда: • -1 + -2 о -3 э -4 Рис. 12.23. Влия- ние избытка воздуха на температурные условия формирования отложе- ний при сжигании эки-
о -5 бастузского угля.
эгс I - ориентировочная
граница образования
прочных первичных отложений; II - 1ШЛ=К«) 1 — образуются вторичные отло-
жения; 2 — условия начала образования вторичных отложений; 3—5 — шлако-
вания нет; 4 — рыхлые первичные отложения; 5 — прочные первичные
отложения.
Уровень влияния этого фактора превосходит влияние разли-
чия состава разных партий угля и зольности. Можно утверждать, что
при низких избытках воздуха экибастузский уголь теряет свою ис-
ключительность нешлакующего угля. Так в опытах на котле при
снижении избытка воздуха а£1,1 температура начала шлакования
снижалась с ^>118043 до 1125-1135 ФС, значение температуры
458
поверхности, при которой начинается шлакование, примерно на
110°С и способствовало образованию прочных первичных (желези-
стых) отложений (рис. 12.23).
Ниже дополнительно приводятся не относящиеся к шлакова-
нию экспериментальные данные, подтверждающие продеклариро-
ванные свойства экибастузского угля.
Заключение об отнесении экибастузского угля к числу наиме-
нее взрывоопасных делается на основании длительного опыта его
использования и промышленного эксперимента, в котором угольную
пыль не удалось взорвать в пылесистеме в специально организо-
ванных опытах (раздел 5.2). По исследованиям УралВТИ мини-
мальная энергия зажигания Em,n измерена 700 Дж при зольности
угля Ad=42,7%, при граничном значении отнесения углей к группе
низкой взрывоопасности Em,r>>300 Дж.
При хранении в газоплотных штабелях экибастузский уголь
обычно не самовоспламеняется, но при несоблюдении условия га-
юплотности штабеля отмечаются случаи его горения. С учётом это-
го в настоящее время по склонности к окислению и самовозгоранию
и штабелях при хранении экибастузский уголь отнесён ко второй
группе устойчивости (раздел 5.3). Исследования склонности к низко-
температурному окислению по методике УралВТИ согласуются с та-
кой классификаций. Значения удельной интенсивности
тепловыделения определены Фда,70= 2,7-6,0 ккал/кг сутки в диапазо-
не зольности Ad= 47,1-36,6%. С ростом зольности значение Фба,70
снижается.
Экибастузский уголь имеет наиболее высокую из исследован-
ных отечественных углей абразивность образующейся летучей золы
(табл. 6.9), что связывается с её высокой тугоплавкостью. По иссле-
дованиям КазНИИэ [135] с ростом зольности экибастузского угля из-
459
нос поверхностей возрастает не только в силу увеличения количе-
ства частиц (приведённой зольности Ап), но и из-за увеличения ко-
эффициента абразивности (рис.6.23).
Заключение по главе
На выработку электроэнергии и централизованное тепло-
снабжение в России расходуется около 130 млн. т угля, из которых
примерно 80% поставляется угольными предприятиями России и
20% - Казахстана. Основное количество углей поставляется из Кан-
ско-Ачинского, Экибастузского бассейнов и из Кузбасса.
К числу лучших по качеству относятся кузнецкие каменные уг-
ли. Влажность и зольность большинства углей соответственно ме-
нее 11 и 20%; теплота сгорания в рабочем состоянии 5400-6600
ккал/кг. Это позволяет широко использовать эти угли не только на
ТЭС Сибири, но и в Европейской части России и на экспорт. Угли
малосернистые, но содержат много азота, что в совокупности с вы-
сокой температурой горения, развиваемой при их сжигании, даёт
повышенные выбросы оксидов азота.
При сжигании кузнецких углей не образуются прочные селек-
тивно обогащённые железистые и сульфатно-кальциевые отложе-
ния, в силу чего они не обладают высокими шлакующими
свойствами. При этом, однако, на ряде котлов наблюдаются трудно-
сти, связанные со шлакованием, из-за низких значений температуры
начала шлакования 1ШЛ в некоторых партиях углей и её изменения в
широком диапазоне.
При высоком, в целом, качестве кузнецких углей их использо-
вание на ТЭС может встречать трудности вследствие значительных
колебаний состава и характеристик, а также близости некоторых из
свойств к граничным значениям, определяемых как “неудовлетвори-
тельные". В первую очередь это касается сыпучих свойств.
460
Нестабильность качества топлива связана с переменностью
свойств угля в пределах угольных предприятий и, в основном, с по-
ступлением на ТЭС углей с большого количества угледобывающих
предприятий.
Угли юго-восточной части Кузбасса имеют заметно понижен-
ные реакционные свойства в силу контактового метаморфизма.
Канско-ачинские бурые угли марок 2Б, ЗБ имеют лучшие из
отечественных экологические показатели. Помимо низкой зольности
п них низкое содержание серы и не высокое азота. Благоприятные
юрно-геологические условия и применение горно-транспортного
оборудования большой единичной мощности обеспечивают низкие
эксплуатационные затраты на добычу и возможности гарантирован-
ных поставок больших объемов канско-ачинских энергетических уг-
лей стабильного качества.
КАУ имеют высокие реакционные свойства; обладают низкими
абразивными и приемлемыми сыпучими свойствами.
Основная проблема, связанная с использованием канско-
ичинских углей, заключается в высоком содержании кальция в золе,
что препятствует применению мокрых систем золоулавливания и
обуславливает высокую склонность к образованию прочных суль-
фатно-кальциевых отложений по тракту котла.
Специфическая особенность минеральной части КАУ, их высо-
кая реакционная способность и влажность определили особенности
юхнических решений по схемам пылеприготовления, конструкциям
гопочно-горелочных устройств, способам золоулавливания и удале-
ния шлака.
Экибастузский уголь используется только как энергетическое
топливо на ТЭС и для коммунально-бытовых нужд. Как энергетиче-
ское топливо этот уголь, помимо относительно низкой стоимости,
461
имеет ряд привлекательных особенностей. Среди них: низкие шла-
кующие свойства и влажность, хорошие сыпучие свойства, низкая
взрывоопасность и достаточно низкая склонность к окислению и са-
мовозгоранию в штабелях угля при обеспечении устойчивого вос-
пламенения в топке и приемлемого недожога.
Существенным недостатком экибастузского угля является его
неблагоприятные экологические характеристики, прежде всего, из-
за большой зольности и высоких значений приведённой серы. При
этом создание высокоэффективных электрофильтров осложняется
высоким электрическим сопротивлением летучей золы, что ухудша-
ет её электростатическое улавливание из-за возникновения режима
"обратной короны”.
462
13. Нетрадиционные твёрдые топлива
В мире расширяется использование в электроэнергетике
различных отходов. Это позволяет снизить стоимость продукции
и/или решать глобальные и локальные экологические проблемы.
13.1. Нефтяной кокс
Нефтяной кокс- это твердый остаток глубокой вторичной
переработки тяжёлых нефтепродуктов, внешне напоминающий
уголь (рис. 13.1). Глубокая переработка нефти позволяет увеличить выход
светлых нефтепродуктов, и реализуется по разным технологиям, в результате
которых получают кокс с различающимися свойствами. Наиболее
распространена (примерно 93% мировой продукции и 100% в России)
технология замедленного коксования, разработанная в 30° годы прошлого века
Standard Oil Company. По этой технологии
партия сырья быстро нагревается и затем
выдерживается в реакторе при
определённом давлении и температуре, в
частности, при температуре 450-550°С и
давлении 0,6 МПа [283,284].
Рис. 13.1. Фотография кусков
нефтяного кокса
На топливный баланс и оборудование энергетики это влияет
появлением в заметных объёмах нового вида топлива и
уменьшением производства мазута. В мире этот процесс развивается
весьма динамично. В России реакторы замедленного коксования существуют
на пяти нефтеперерабатывающих заводах (Пермский. Омский,
Волгоградский, Ново-Уфимский и Ангарский) с суммарным производством
кокса 5,3 млн. тонн в год, что составляет лишь 2% от мощности первичной
переработки нефти. В США эта величина составляет более 16% и
выработка кокса 54 млн. тонн в год, в Китае -15,4 млн. тонн в год [284,285]. В
гоже время, существующий объём производства кокса по теплоте сгорания уже
эквивалентен примерно 8 млн. т угля, и в ближайшие годы намечено
строительство новых установок коксования на некоторых НПЗ России.
463
Основная часть имеющегося на рынке нефтяного кокса
относится к сырому, не обожженному так называемому топливному
сорту нефтяного кокса (raw petroleum coke fuel grade) и за рубежом
используется как топливо в энергетике, восстановитель и топливо в
металлургических печах, в печах стройиндустрии. Относительно
небольшая часть обожжённого нефтяного кокса, практически
состоящая из углерода, относится к электродному сорту. Далее
кратко рассматривается только кокс топливного сорта и его
использование в энергетике без дополнительной ссылки на сорт.
В зависимости от свойств исходного сырья, технологии и
“глубины" процесса коксования нефтяной кокс разных
производителей имеет отличающиеся, по некоторым показателям
кардинально, характеристики и свойства, что необходимо учитывать
при анализе экспериментальных данных и опыта использования. Во
всех случаях нефтяной кокс характеризуется высокой теплотой
сгорания, высоким содержанием ванадия и серы, низкой величиной
зольности и выхода летучих.
Характеристики и состав нефтяного кокса приведён в тексте и в
таблицах этого раздела, в которых в столбце средних характеристик приведены
усреднённые результаты исследований Уральской теплотехнической
лаборатории проб нефтяного кокса, отобранных на четырёх реакторах
Пермского НПЗ (ПНПЗ). В столбце "диапазон изменения" эти данные
дополнены результатами исследований состава отечественного нефтяного
кокса, выполненных в разных лабораториях. Для сравнения также приводятся
сведения о характеристиках зарубежного кокса (преимущественно США) по
публикациям, результаты исследований которых здесь использованы, и без
ссылок на источник по торговым предложениям из Интернета.
Влага, сыпучие свойства. Имеется ряд публикаций о плохих
сыпучих свойствах нефтяного кокса, вплоть до результатов,
согласно которым добавка в смесь с углем даже 10 % нефтяного
кокса существенно ухудшает её сыпучие свойства по сравнению с
464
углем [286]. Исследования методом усадки УралВТИ (хотя
правомерность применения этого разработанного для углей метода
в количественном отношении для нефтяного кокса не очевидна)
также показали плохие сыпучие свойства. По этому методу влага
перехода к плохим сыпучим свойствам соответствует Wc=2,5% (рис.
13.2) при средней влаге Wtr=10 % и диапазоне её изменения в
исследованных пробах 6,8-10,3%. Похожие значения влаги в
рабочем состоянии приводятся и в зарубежных торговых
Значения гигроскопической влаги исследованной партии кокса
с Пермского НПЗ составили WrM=0,5-0,7%.
Как и для угля, содержание влаги возрастает в мелких
фракциях нефтяного кокса, что
дополнительно ухудшает их сыпучие
свойства (рис. 13.3).
Рис. 13.3. Содержание влаги в
размерных фракциях пробы нефтяного кокса,
полученного на одном из обследованных
Уральской лабораторией реакторов
В отличие от публикаций о
плохих сыпучих свойствах нефтяного
кокса в [283] сообщается об
465
"облегчении" работы топливно-транспортных механизмов из-за
уменьшения массы нефтяного кокса на единицу энергии, его
плотности и улучшения сыпучих свойств, измеренных по углу
естественного откоса. При этом предполагается, что влажность
кокса не превышает Wtr<3 % [283, 289], что достигается при сушке
извлечённого из реактора кокса в специальном закрытом
помещении с наклонным полом не менее 3 суток.
Зольность, состав золы. Нефтяной кокс имеет существенно
более низкую зольность, чем наименее зольные угли. По
содержанию золы его подразделяют на малозольные (до 0,5%),
среднезольные (0,5-0,8%), высокозольные (более 0,8%) [289].
Исследованная партия из четырёх реакторов имела среднюю
зольность Ad=0,33% с диапазоном изменения при определении в
разных лабораториях 0,12-0,8%, что характерно и для зарубежных
исследований 0,59 [287] и мировой торговли Ad<1,0%.
Химический состав минеральной части и плавкость по
четырём пробам отбора с НПЗ приведена в табл. 13.1.
Таблица 13.1.
Химический состав и плавкость минеральной части
Компонент’ Средние значения Пределы изменения Компонент* Средние значения Пределы изменения
SiO2. % 26,5 16,9-32.0 К2О, % 1,14 0,9-1.7
А120з, % 3,46 2,5-4,8 Na2O.% 3,74 3,1-4,7
тю2. % 1,26 0.44-2.5 NiO. % 3,04 2,0-5,3
Fe2O3, % 41,2 36,4-53,2 V2O5, % 11,9 9,2-16,8
СаО. % 5,72 4,8-6.7 NiOd, ppm 90 65-100 165-580 [287]
МдО. % 2,04 1.9-2.2 V2O5d, ppm 365 285-435 <300 [290], 325-2300 [287]
*-в пересчёте SiO2+Al2O3+TiO2+Fe2O3+CaO+MgO+K2O+Na2O+NiO+V2Os=100%
Плавкость: ___________________________________
U,°C | 1050-^1160 I tB,°C | 1200-н>1500 । tc, °C [~1360+>1500
Известно, что практически всё количество ванадия в исходной
нефти при переработке переходит в тяжелые фракции, а при
466
дальнейшей переработке - в кокс. Поэтому спецификой состава
минеральной части нефтяного кокса, прежде всего, является его
обогащение ванадием, никелем и другими металлами, которое из-за
.\O=CaO+MgO+K2O+Na2O (в) в зависимости от зольности нефтяного кокса
Нефтяной кокс обладает высокими шлакующими и
загрязняющими свойствами, как из-за наличия низкоплавких
соединений ванадия (табл. 13.2), так и в силу соотношения кислых и
основных окислов “ко" обеспечивающего минимальное значение
юмпературы начала шлакования (в традиционной для углей форме
представления этого отношения ко=1,4-2,8).
Таблица 13.2.
Плавкость оксидов ванадия [290]
компонент V2O4 V2O5 Na20-3V2O5 10Na20-7V205 1
точка плавления,°C 1970 690 560 573 |
Особенности состава минеральной части имеют практическое
значение при сжигании нефтяного кокса в “чистом" виде. При
смешении с зольными углями из-за малой зольности нефтяного
кокса эта его специфика не проявляется. Исследования при
сжигании смесей малозольного бурого (суббитуминозного) угля с
467
нефтяным коксом показали увеличение интенсивности шлакования
и рост прочности отложений с ростом доли нефтяного кокса и
уменьшение прочности высокотемпературного и
низкотемпературного загрязнения. При этом температура начала
шлакования снизилась незначительно (на 10°С) при доле нефтяного
кокса до 20% [288].
Элементный состав, теплота сгорания. Элементный состав
нефтяного кокса, за исключением повышенного содержания серы,
практически соответствует элементному составу тощих углей и
антрацитов. В силу низкого содержания балласта (влаги и золы) и
“внутреннего" балласта органической части (кислорода) он имеет
высокую теплоту сгорания (табл. 13.3).
Содержание серы в нефтяном коксе, как отмечалось,
повышенное и изменяется в широком диапазоне в зависимости от
свойств подвергаемого коксованию сырья и процесса коксования.
Из условия низкой зольности и по исследованиям УралВТИ сера в
основном представлена органической составляющей, при
небольшом количестве минеральной (пиритной и сульфатной) серы.
Таблица 13.3.
Элементный состав и теплота сгорания нефтяного кокса
Элемент Средние значения Пределы изменения По зарубежным аналогам
S,d. % 2.4 2,0-3,0 0,52-4,07 [289] 1.2-8,0 5,59(287], 5,91-6,14 [288]. 4,0-6,0 [290]
С63'. % 91,63 90,4-92,0 89,16-90,3, 88 [290], 83,8-88,8 [288]
Н* % 3,92 2,3-4,1 3,9-4,16 3,79 [287], 4,03-3,62 [288]
Sc”*, % 2,33 4.0 2,82-4,35 5.62 [290], 6,18-5,94(288]
Nd3', % 1,52 1,4-1,61 1,11-1,56 1.5 (287],1,5-1,52 [288]
Oda', % 0,61 0.4-1,9 0,6-1,93 1,1 [287], 0,1-4,47 [288]
Q/, ккал/кг 7510 7140-7620 Qsr =7615-7895 ккал/кг
468
Так как нефтяной кокс имеет повышенное содержание серы и
ванадия, он обладает высокими коррозионными свойствами
(высокотемпературная и низкотемпературная коррозия), что
подтверждается и опытом использования. Подобно шлакующим
свойствам, коррозионные свойства нефтяного кокса практически не
проявляются при его сжигании в смеси с углями.
Пятивалентный оксид ванадия служит катализатором
преобразования SO2 в SO3, и, следовательно, влияет благоприятно
на электросопротивление летучей золы и эффективность
электрофильтров, и поэтому смешение угля с нефтяным коксом в
некоторых случаях рассматривается как путь повышения
эффективности работы электрофильтров. Исследованиями [288]
подтверждается этот эффект, хотя при увеличении общего
количества оксидов серы, увеличения концентрации SO3 до
приборно регистрируемого уровня не зафиксировано.
Реакционные свойства. Нефтяной кокс относится к
низкореакционным топливам. Выход летучих в нефтяном коксе по
результатам исследований проб, отобранных на четырёх реакторах
ПНПЗ, в среднем составлял величину Vdaf=9,0% с диапазоном
изменения в зависимости от “глубины” переработки 7,5-10%.
По отечественным и зарубежным данным значение V63' может
изменяться в диапазоне 5,0-13%, что соответствует выходу летучих
в углях высокой стадии метаморфизма и в антраците. Необходимо
отметить, что в этом диапазоне выхода летучих реакционные
свойства в части выгорания в топке изменяются кардинально, если
оценивать их по топливному отношению FR=(100/Vdaf) -1. В
указанном диапазоне изменения V38’ значение топливного
коэффициента изменяется от FR=19 до FR=6,7, то есть изменение
реакционных свойств и, соответственно, уровень выгорания при
469
прочих равных условиях изменяется примерно в 2,8 раза (рис. 5.2).
Это в определённой мере объясняет различающиеся результаты,
полученные при сжигании разных партий нефтяного кокса, и
возможность или не возможность использования тех или иных
технических решений (например, топочных устройств с
гранулированным шлакоудалением и прямым вдуванием топлива).
Очевидно, существует различие реакционных свойств
нефтяного кокса и углей с равным выходом летучих, однако по
имеющимся исследованиям эти отличия менее существенны, чем
изменение величины выхода летучих разных партий кокса.
Например, в исследованиях УралВТИ получены несколько более
высокие реакционные свойства кокса на стадии воспламенения. В
[291] установлено, что нижний концентрационный предел
распространения пламени у кокса с выходом летучих 11,5%
соответствует таковому для углей с выходом летучих примерно 15%
(рис. 13.5.а). При этом результаты в значительно большей мере
различаются в зависимости от выхода летучих (рис. 13.5.6).
Рис. 13.5. Концентрационный предел распространения пламени (а) и
скорость распространения пламени (б) в опытах с нефтяным коксом и
различными углями по данным [291].
470
Определяющая роль выхода летучих (или топливного
отношения FR) получена и в наших опытах на огневом стенде при
сжигании смеси нефтяного кокса с экибастузским углем (рис. 13.6).
Рис. 13.6.
Выгорание по ходу
факела (а) на огневом
стенде УралВТИ при
сжигании экибастузского
КСН угля (Vdal=25%) и
смесей экибастузского
угля с нефтяным коксом
(\^=9,2%) и зависимость
q4 в уносе от топливного
отношения FR (б). 1- доля
нефтяного кокса по массе г=0%; 2- г=27%; 3- г=42%
Физико-механические свойства. По результатам
исследований опытной партии нефтяного кокса, отобранной при
опытном сжигании на ТЭС, его насыпная плотность определена
d„=550 кг/м3, кажущаяся плотность dra=1 ООО кг/м3, что соответствует
литературным данным [289]: dH=400-500 кг/м3, dra=800-1400 кг/м3.
Для опытного сжигания нефтяной кокс на отечественные ТЭС
поставлялся в рядовом виде. При исследованиях получена значительная
разница по фракционному составу проб, отобранных непосредственно на
нефтеперегонном заводе, и полученной с ТЭС опытной партии (рис. 13.7).
Видно, что отобранные на заводе пробы кокса по гранулометрическому составу
соответствуют, например взятому для сравнения рядовому экибастузскому
углю. Проба кокса опытной партии (кривая 2 на рис. 13.7) характеризуется
высокой неравномерностью и большим количеством мелких частиц
(Rioum=45%). В том числе доля пылевидных частиц S< 200мкм составляет
примерно 20 %. При этом данная проба подвергалась транспортировке и
погрузочно-разгрузочным работам при доставке на ТЭС и дополнительно
доставке с погрузкой и разгрузкой в Уральскую теплотехническую лабораторию.
471
Полученный результат связывается с хорошей истираемостью кокса и его
измельчением при транспортировке.
Рис. 13.7.
Гранулометри-
ческий состав
нефтяного кокса.
1- пробы,
отобранные на НПЗ,
2- проба с ВТГРЭС,
3- усреднённая
зависимость для
экибастузского угля
Коэффициент размолоспособности проб нефтяного кокса
определён по методу ВТИ и составил кловти=1,3- 2,1 (среднее
значение 1,75). При этом, как и для низкореакционных углей
при уменьшении выхода летучих
размолоспособность снижается
выходом летучих
(рис. 13.8).
Рис. 13.8. Коэффициент
размолоспособности нефтяного кокса
в зависимости от выхода летучих
То есть, проблемы
выгорания при использовании
нефтяного кокса с низким
дополнительно усугубляются
из-за
соответствующего угрубления помола топлива при прочих равных
условиях.
Сравнительные исследования в УралВТИ размола нефтяного
кокса, его смеси с экибастузским углем и “чистым" экибастузским
углем на размольном стенде со среднеходной мельницей показали
снижение производительности мельницы большее, чем можно было
472
ожидать в силу некоторого уменьшения коэффициента
размолоспособности нефтяного кокса (кловти=1,42 против 1,48 у
использованного в сравнительных опытах угля). Соответственно
возросли в большей против прогнозируемой меры расходы
электроэнергии на размол. В опытах также получено угрубление
помола топлива при переходе на смесь и далее на нефтяной кокс
при одинаковых условиях опытов. Такой результат связывается с
тем, что нефтяной кокс легко поддаётся истиранию (основа способа
измельчения в ШБМ и определения клоВТИ) и хуже измельчается
сжатием и свободным ударом, что характерно для среднеходных и
быстробильных мельниц. Для этих условий, очевидно,
предпочтительным методом служит определение индекса Хардгров
HGI при размоле в среднеходной мельнице (раздел 7.5) и пересчёт
коэффициентов по принятой зависимости (7.20), по-видимому,
неприемлем.
По зарубежным источникам, например [290], нефтяной кокс
при использовании в качестве показателя индекса HGI в среднем
более прочный, чем угли. Условный пересчёт индекса HGI на
коэффициент размолоспособности ВТИ даёт среднее значение
клоВТИ=1.0 (табл. 13.4), то есть на уровне трудно размалываемого
эталонного топлива (антрацита).
Таблица 13.4.
Коэффициент размолоспособности нефтяного кокса
Показатели Средние значения Пределы изменения По зарубежным аналогам
Ь ЫИ Кло 1.77 1,29-2,07
HGI 28-70 (условно клов'й=0.74-1,36) 2:45 (условно клов™=0,99)
Использование нефтяного кокса в энергетике. При малой
зольности и высокой теплоте сгорания нефтяной кокс по
классификации США, тем не менее, не относится к высокосортному
473
или к предпочтительному типу топлива из-за высокого содержания
серы. Его использование, в том числе в смеси с каменными углями,
ограничивается эффективностью используемого
сероулавливающего оборудования и существующим в разных
странах законодательством на выбросы. Расширяющееся в мире
внедрение эффективных систем сероулавливания снимает это
ограничение. С другой стороны, низкая сортность и соответственно
низкая цена нефтяного кокса стимулируют его использование в
энергетике, включая разработку специальных установок.
Специфика нефтяного кокса как топлива, а именно,
повторимся, низкие реакционные свойства, значительное
содержание серы и ванадия, высокие коррозионные и шлакующие
свойства, определяют методы и устройства его использования в
энергетике. Наиболее распространены в мире методы сжигания
нефтяного кокса в котлах с ЦКС при вводе в топку сорбента для
связывания серы и в смеси с углем в пылеугольных котлах,
оснащённых эффективной системой сероулавливания.
Перспективным направлением считается использование нефтяного
кокса для внутрицикловой газификации в комбинированных схемах.
Сказанное не исключает сжигание нефтяного кокса в “чистом” виде
в традиционных пылеугольных топках, спроектированных как для
низкореакционного угля. Обычно это высокофорсированные
утеплённые топки или топки с жидким шлакоудалением с
промбункером пыли [283].
В Японии по результатам предварительных исследований разработан и
внедрён котёл для сжигания нефтяного кокса с Vda-9±2% с твёрдым
шлакоудалением и схемой прямого вдувания пыли. Котёл отличается
применением мельниц с пониженной вентиляцией, компоновкой специально
разработанных круглых горелок с концентрацией подачи аэросмеси по схеме
ультра вихревого сжигания (circular ultra firing, CUF). От традиционной
474
тангенциальной топки данная схема сжигания отличается расположением
горелок в центральной зоне (рис. 13.9). На ТЭС применена высоко
эффективная мокро-известняковая система сероулавливания за
электрофильтрами. Для предотвращения коррозии поверхности нагрева
выполнены с защитными хромовыми покрытиями или из легированной стали,
выполняется подогрев воздуха перед регенеративными
воздухоподогревателями. Вопрос шлакования оптимально не решён, хотя для
борьбы со шлакованием оптимизированы шаги поверхностей нагрева и
использования аппаратов очистки, выполняется добавка к топливу МдО [290].
Рис. 13.9. Схема горелки (а) и их компоновки (б) в котле для сжигания
нефтяного кокса в топке с твёрдым шлакоудалением. 1- концентрированная
зона факела, 2- зона с низкой концентрацией пыли, 3- встроенный
пылеконцентратор.
В России отсутствует широкий опыт использования нефтяного
кокса в энергетике. В стендовых условиях проведены исследования
на огневом стенде УралВТИ, результаты которых приведены в этом
разделе, и на стенде горнового газификатора ВТИ. На ряде станций
выполнялись опытные сжигания нефтяного кокса в смеси с углями,
которые не закончились использованием на этих ТЭС нефтяного
кокса на постоянной основе. В США к 2005 г нефтяной кокс
использовался в смеси с углем на 30 тепловых электростанциях
(285], что полностью решило проблему его сбыта.
В настоящее время рядом отечественных энергопредприятий
(в частности, Башкирэнерго для Салаватской ТЭЦ, ОАО "ЮГК - ТГК-
475
8" для Волгоградской ТЭЦ-2) принято решение об установке нового
оборудования для сжигания кокса. Предпочтение отдаётся котлам с
ЦКС.
13.2. Биомассы
К биомассам в узком смысле этого слова обычно относят
древесные материалы, отходы лесозаготовительной и
деревообрабатывающей промышленности, сельскохозяйственные
органические отходы растениеводства и животноводства и
сельскохозяйственных перерабатывающих отраслей
промышленности. Во многих странах растительные биомассы
рассматриваются как перспективный источник энергии на
ближайшее будущее. Ежегодный воспроизводимый потенциал
биомасс оценивается в 10 раз больше мировой добычи полезных
ископаемых. Однако доступность и экономическая
целесообразность использования разных видов биомасс различна.
Считается, что экономически оправданным использованием
растительного топлива может быть покрыто 26% мировой
энергетической потребности [292].
При любом способе энергетического использования биомасс,
как возобновляемых источников энергии, сохраняются природные
ресурсы, кардинально решается проблема выбросов СО2,
уменьшается загрязнение атмосферы. Применение биомасс - это
наиболее радикальный, нулевой путь решения проблемы выбросов
СО2 (парниковых газов) в топливосжигающих установках.
Выделяющиеся при сгорании биомасс выбросы СО2 не в меньшем
количестве поглощаются в процессе биосинтеза из атмосферы
растениями, из которых в конечном счёте получается биомасса.
Улучшение экологии при энергетическом использовании биомасс
связано, прежде всего, с уменьшением доли их сжигания на полях, в
476
неприспособленных устройствах, гниения в отвалах. Кроме того, по
сравнению с другими видами твердых топлив, снижаются выбросы
вредных веществ (SO2, NOX, золы) в энергетических установках.
Дополнительными достоинствами использования биомасс, как
правило, являются снижение стоимости вырабатываемой энергии и
зависимости от внешних поставок топлива. В силу достигаемых
положительных эффектов внедрение биомасс считается
оправданным даже при их относительно небольшом объеме [292,
293].
В то же время, ряд характеристик и свойств биомасс
кардинально отличаются от таковых для углей. Это ограничивает и
затрудняет их использование и требует разработки и внедрения
нового оборудования. Усредненные по сведениям ряда публикаций
характеристики биомасс, дополненные данными по углям и торфу
[14] приведены в таблице 13.5.
Древесные биомассы и биомассы с годичным циклом по
сравнению с энергетическими углями характеризуются следующими
особенностями:
- для биомасс характерны более значительные, чем для углей,
колебания основных характеристик. Значительные колебания
состава и свойств характерны даже в пределах одной партии
биомассы. Некоторые характеристики биомасс разного
происхождения могут отличаться настолько кардинально, что
требуют по существу применения отличающихся устройств и
режимов для их использования [294, 295];
- к переменным и крайне нестабильным характеристикам
биомасс относится влажность. Влажность сырой древесины
составляет 40-55% и до 60% свежесрубленного ивняка. Влажность
отходов сельскохозяйственных культур (солома, лузга) составляет
477
5-15%, однако, по-видимому, может быть и значительно выше при
их хранении под открытым небом. При использовании влажных
биомасс применяются не характерные для угля ступенчатые схемы
сушки и склады сушилки с использованием низко потенциального
тепла [294];
Таблица 13.5
Характеристика некоторых топлив и биомасс
Показатель Угли Торф Дров а Биомассы
Кузнец кий СС2СС Челя- бт- осий БЗ Бере- зов- ский Б2 Древе сныс отхо- ды Со- лома Растит ель- ные отхо- ды
Влага Wrt % 9.5 15.5 33 50 35 25,3 12,77 11.26
Зольность Ad % 18.75 43 7 12.5 1.15 4.72 5.86 4.66
Выход летучих Vй % 16,86 25.65 44,64 61,25 80.03 76,79 77.48 78.71
Коксовый остаток Cd% 64.39 31,35 48.36 26.25 18,82 18,5 16,67 16,63
Выход летучих Vdal % 20.75 45 48 70 80.96 80,59 82.3 82.56
Теплота сгорания Q', ккал/кг 5760 3020 3740 1940 2735 3190 3615 3725
Элементный состав Cd9f% 86.75 71 71 56,5 50,96 53,36 48.21 50,11
Н^% 4,45 5,1 4.9 6 6,08 6,27 6,04 5,95
S^% 0.55 1.7 0.3 0.3 0,03 0.05 0.12 0,12
NSi,% 2.2 2.0 0,7 2.5 0,33 0.48 0,67 1.21
О" % 6.7 20.2 23.1 34.7 42,6 39.85 44,82 42,55
(сверх 100%) СН% 0,04 0,04 0,05 0,32 0.17
Состав золы SiOa % 55,86 56,31 30 35,82 6,06 45.3 58,36 59.6
А120з% 27.8 25.02 11 8.7 1.76 10,15 2,55 2.18
TlO2%’ 0.9 0.9 - 0.41 - - 0.05 0.11
Ге20з% 7.79 8,58 9 16,38 1.38 4,54 0.8 1,53
СаО % 3,72 2,93 42 32.45 54.34 24.3 9.61 15.0
МдО% 1.21 2,72 6 3.58 10,05 3,85 2,63 4.33
К2О% 1.71 2,42 1.2 1,23 24,52 9.11 25,0 16,67
Na2O %' 1.06 1,11 0.8 1.43 1.75 2,22 1,04 0,69
(сверх 100%) МпО% 0.1 0.3 0.36 1,58 2.19
(сверх 100%) Р2О5% 0,45 0.5 2.35 10.78 3,12 2,98 9.59
(сверх 100%) SO3% 5,19 4.27 2,21
(сверх 100%) CI % 0,35 4,39 3,59
- биомассы имеют более высокий выход летучих. Значение V68
биомасс составляет 80-82%. В совокупности с низкой зольностью
это обуславливает их чрезвычайно высокую пожаро - и
взрывоопасность и хорошую воспламеняемость в топке. По
478
принятой классификации [95] топливо имеет высокую
взрывоопасность при расчётном критерии взрываемости Кт > 1,5.
Взрывоопасный березовский уголь имеет этот критерий 3,4, а
биомассы порядка 8,0;
- биомассы имеют низкую зольность. Зольность древесных
биомасс составляет 0,5-7,2%; биомасс годичного цикла, к которым в
первую очередь относят отходы растениеводства, Ad = 2,0-7,5%.
Соответственно, кардинально различаются приведенные
характеристики Ап и выбросы по золе. Для биомасс Ап =1,1-1,4
(103кг %/ккал). Для высокозольных углей, например экибастузского
А" 103кг-%/ккал
и челябинского, эти
характеристики и
выбросы золы в 8-8,5 раз
выше (рис.13.10) и равны
Ап =11,4-12,1
(103кг %/ккал);
Рис. 13.10. Приведён-
ные значения зольности
разных топлив
- биомассы обладают повышенными загрязняющими и
шлакующими свойствами. Это связано с большим содержанием
компонентов основного состава в их минеральной части и особенно
калия в возгоняемой (активной) форме в биомассах годичного
цикла. Рост содержания компонентов основного состава по мере
снижения зольности и усиление за счет этого шлакующих и
загрязняющих свойств характерно для широкого круга топлив.
479
Изменение отношения кислых окислов к основным ко в зависимости
от зольности различных топлив показано на рис. 13.11.
Рис.13.11.
Зависимость
отношения кислых
оксидов к основным
в минеральной
части и зольности
разных топлив.
Дополнительно опытами на огневом стенде УралВТИ
установлено, что при равном отношении ко температура начала
шлакования для биомасс ниже (рис.13.12).
Рис. 13.12. Температура
начала шлакования углей и
смесей угля с биомассой. 1,2-
канско-ачинские и приозёрный
уголь, 3- расчёт по
эмпирическим зависимостям
для углей (6.7, 6.8), 4- смесь
челябинского угля с отходами
мукомольной промышленности
Это связывается с высоким содержанием калия в
ионообменной форме
и при оценке шлакующих свойств
учитывается введением поправки (раздел 6.2.2, формула 6.9). В
пересчете на оксид и золу среднее содержание К2О в соломе и
растительных отходах составляет 16,7-25 % и в отдельных партиях
8-49%. При этом, если при сжигании каменных углей в топке
испаряется примерно 1% неорганического вещества, то для соломы
480
920 940 960 980 1000 1020 1040 &°С
эта доля составляет 30-75% при температуре сжигания 0=1200°С
(296].
Наряду со снижением температуры начала шлакования при
сжигании биомасс в смеси с углями, возрастает прочность
образующихся шлаковых отложений и их спекаемость (рис. 13.13)
по сравнению с отложениями, формирующимися при сжигании угля
(292].
Рис. 13.13.
Прочность на разрыв
шлаковых отложений
при сжигании биомассы
в смеси с углем (а) и
прочность при спекании
золы уноса (б) в
зависимости от доли
биомассы и
температуры.
1- смесь с долей
биомассы Гб = 49%, 2 -
смесь с долей
биомассы Гб = 21%, 3-
базовый уголь
сокие коррозионные
свойства, связанные с большим содержанием хлора. Его
содержание в пересчёте на золу составляет Clash = 0,3-10% и даже
до 32% по (295].
- низкое содержание серы (рис. 13.14), что обеспечивает
существенный экологический выигрыш, в том числе и при сжигании
биомасс в смеси с углями. В первом приближении снижение
выбросов оксиды серы при использовании смеси пропорционально
доле в ней биомассы [293]. Фиксируемое в некоторых опытах
- биомассы годичного цикла имеют
481
S“N”103-Kr-% / ккал
Снижение выбросов оксида
дополнительное снижение
выбросов за счёт
повышения эффективности
связывания оксидов серы
летучей золой [297] не
играет существенной роли
из-за низкого содержания
золы.
Рис. 13.14. Приведенные
характеристики по сере и азоту
различных топлив
азота и уровень снижения при
сжигании биомасс или замене ими части угля не однозначно. Это
связано, как с тем, что содержание азота в органической части
биомасс различается и может быть выше и ниже, чем в конкретном
угле (рис. 13.14), так и из-за изменения характеристик факела. При
сжигании древесных биомасс выбросы оксидов азота меньше, чем
при сжигании углей. При использовании биомасс годичного цикла
они могут быть и выше [297]. Основная же неопределённость
связана с тем, что в силу различия реакционных свойств, размеров
сжигаемых частиц, содержания влаги при использовании биомасс
существенно изменяется структура пламени и его характеристики.
Чаще эти изменения приводят к снижению выбросов оксидов азота
по сравнению с углем, даже при большем содержании в биомассе
азота [298]. Приведённые выше рассуждения и результаты
исследований касаются топочно-горелочных устройств без
внедрения мероприятий по снижению оксидов азота. Необходимо
подчеркнуть, что на практике использование более реакционной,
чем уголь биомассы позволяет реализовать более эффективные
482
внутритопочные мероприятия по снижению оксидов азота, и этот
аспект усиливает позицию биомасс как экологически более чистого
по сравнению с углем топлива в плане снижения оксидов азота;
- ухудшенные сыпучие свойства, низкая плотность, высокая
волокнистость и, иногда, неоднородность в размерах. В
совокупности это приводит к проблемам их транспортировки и
размола, и, обычно, не позволяет использовать существующее
пылеприготовительное оборудование [292];
В дополнение к указанным отличиям в характеристиках
биомасс и углей следующие факторы затрудняют расширение
внедрения биомасс:
- недоступность определённой доли растительных ресурсов
для рентабельного использования; распределение их относительно
мелкими партиями, трудности их сбора (концентрации) и
транспортировки;
- сезонность рынка биомасс, особенно годичного цикла;
невозможность длительного хранения;
- сложившийся стереотип и практически отсутствие в нашей
стране законодательного и экономического стимулирования.
Длительное время основным сценарием прямого сжигания
биомасс в развитых странах было создание специальных установок
различного типа. Так, в США к 1995 г. было 360 установок для
сжигания биомасс, что составляло 1% установленных в стране
мощностей [299].
Возрастание в последующие годы доли вырабатываемой на
биомассах энергии связано с широким внедрением сценария
совместного использования биомасс с углем на угольных ТЭС.
Применяются методы прямого совместного сжигания угля с
биомассой в пылеугольных котлах, котлах с ЦКС и непрямого
483
использования путём газификации биомассы с последующим
сжиганием генераторного газа в котлах или газопоршневых
двигателях. Преобладающим для достаточно мощных установок
методом на сегодняшний день является совместное сжигание в
котлах. Наиболее широко в относительной доле этот метод
используется на ТЭС скандинавских стран и Голландии [300], в
которых совместное сжигание реализовано на всех котлах с ЦКС и
на 65 пылеугольных котлах (в мире совместное сжигание
осуществляется на 134 котлах, ранее работавших на угле). При
доле биомассы в смеси менее 10-20% такое их использование
существенно снижает или ликвидирует технические трудности,
связанные с повышенными шлакующими и коррозионными
свойствами биомасс.
В частности, высокотемпературная коррозия на базе хлора
подавляется, если отношение содержание серы и удвоенного
количества хлора (или растворимых щелочей) в смеси угля с
биомассой более 4х (дополнительно в разделе 14.1).
По сравнению со сжиганием биомасс в специальных
энергетических установках совместное их сжигание с углем в
существующих или новых котлах имеет ряд и других преимуществ
[292, 294, 30], среди которых:
- решается проблема сезонности их поставки, ставятся менее
жесткие требования к ритмичности подачи;
- уменьшаются капитальные затраты на внедрение; снимается
проблема использования выработанной на их базе энергии;
- достигается более высокая эффективность использования
располагаемого тепла топлива. Традиционные ТЭС имеют
эффективность использования тепла, по крайней мере, более 35%,
484
в то время как мелкие установки утилизации биомасс порядка 16-
20%;
- использование в котлах при совместном сжигании даже
небольшой доли биомасс приводит к широкой утилизации биомасс
без больших капитальных вложений, в отличие от строительства
специальных установок. Например, замена 5% угля биомассой на
угольной ТЭС мощностью 2 тыс. МВт создаёт возможность
использования 375 тыс. тонн биомассы в год;
- улучшается экология действующих ТЭС, чаще всего
уменьшается средняя стоимость сжигаемого на ТЭС топлива.
Для факельного сжигания в зависимости от характеристик и
свойств биомасс внедряются различные схемы их подготовки и
сжигания, среди которых:
схема, в которой после предварительной подготовки
(измельчение, сушка), или без нее, биомасса подается в уголь до
существующих пылесистем. Далее происходит совместный размол
смеси и сжигание в существующих пылесистемах и горелках;
по другой схеме выполняется раздельное пылеприготовление
биомассы и угля. Размолотая биомасса вводится в пылеугольный
поток перед существующими горелками. В оптимизированном
варианте такой схемы применяются двухпоточные (с раздельным
вводом) по топливу горелки. Схема внедрена, в частности, для
совместного сжигания угля и соломы в котле блока 380 МВт, Дания
(296];
Наиболее универсальной является схема, в которой для
биомасс применяется автономная система приготовления топлива и
специальные горелки (рис. 13.15 на цветной вкладке). Такая схема
внедрена на блоке 635 МВт, Голландия для совместного сжигания
угля и древесных отходов.
485
Необходимость усложнения схемы подготовки и сжигания по
сравнению с первыми схемами и использования дополнительного
специального оборудования для большинства используемых
биомасс (древесные отходы, стебли растений, солома и т.п.)
обусловлена следующими факторами [294]:
- пылеугольные мельницы не способны размолоть ряд
биомасс волокнистой структуры в пыль, достаточно тонкую для
пылеугольного сжигания; необходима разная вентиляция мельниц
для размола угля и биомасс;
- при совместном сжигании биомассы с низкореакционными
углями существующие пылесистемы не могут быть использованы по
условиям взрывобезопасности;
- различаются требования к качеству размолотого угля и
биомасс в плане организации оптимального воспламенения и
выгорания.
В заключение раздела обратим внимание, что при проработке
вопроса и реализации совместного сжигания биомасс с углем
необходимо обращать внимание не только на характеристики и
свойства биомассы, но не в меньшей мере на свойства углей,
которые, в любом случае, остаются основным топливом в смеси. По
разным характеристикам угли неодинаково пригодны для
совместного сжигания с биомассами [303]. Например, добавка
биомассы годичного цикла к углю с разным составом минеральной
части не одинаково влияет на шлакующие свойства; при
совместном сжигании биомасс с углями с низким содержанием серы
сохраняется опасность хлорной коррозии.
13.3. Бытовые отходы
По мере развития цивилизации и повышения роли
органических веществ перед человечеством все более серьезно
486
встает проблема безопасной утилизации твёрдых промышленных и
бытовых органических отходов (ТБО). Сложность непосредственной
утилизации ТБО обусловлена, с одной стороны, их исключительной
многокомпонентностью, с другой с повышенными санитарными
требованиями к процессу их переработки. Поскольку такие отходы
содержат значительное количество углеводородов, они являются
потенциальным энергоресурсом и их сжигание до сих пор остается
наиболее распространенным способом утилизации [304]. При этом
утилизация энергии из отходов, и, прежде всего, бытовых,
рассматривается в качестве одного из направлений
энергосберегающей политики и, например, в Японии получила
заметное развитие [305].
К твердым бытовым отходам (ТБО) относят отходы, образующиеся в
жилых и общественных зданиях, торговых, зрелищных, спортивных и других
предприятиях (включая отходы от текущего ремонта квартир), отходы от
отопительных устройств местного отопления, смет, опавшие листья,
собираемые с дворовых территорий, и крупногабаритные отходы [306].
Количество твердых бытовых отходов неуклонно возрастает во всех
странах мира и в настоящий момент составляет на душу населения 200-800
кг/год. По морфологическому признаку ТБО содержат: бумага
(газеты, упаковочные материалы), текстиль, пищевые и
растительные отходы, кожа, древесина, резина, кости, пластмассы,
стеклобой, различные металлы. Состав ТБО отличается в разных
странах, городах (табл. 13.6). Он зависит от многих факторов,
включая благосостояние населения, климат и благоустройство. На
состав мусора существенно влияет система сбора в городе
стеклотары, макулатуры и т. д. С течением времени увеличивается
доля бумаги и полимерных материалов.
Компоненты ТБО имеют различную теплоту сгорания, которая
меняется от 3400 ккал/кг до 10500 ккал/кг (таблица.13.7).
487
Таблица 13.6.
Морфологический состав ТБО [307. 308]
Виды материалов Состав отходов. %
Россия Европа [307] США [307]
[307] [308] Москва [308]
пищевые/ органические отходы 40 26 + 30 5 + 11 34,7 10,9
бумага 35 40 + 45 16 + 20- 33,5 38.1
пластик 6 5 + 6 15 + 26 11,6 10,5
металлы 4 3.5 +5.5 1.8 + 4 5.3 7.8
стекло 3 2 + 3 7 + 15 2,8 5.5
дерево 2 1 +2 2,1 5.3
резина, кожа, текстиль 1 4.5 +6 2.5+ 5,5 - 6.6
крупногабаритные материалы • 12.2 12,1
I прочее 12 32 + 38- - 3,2
*- бумага+дерево, “-отсев < 50 мм
Таблица 13.7.
Теплота сгорания компонентов отходов [305, 308]
Вид отходов Теплота сгорания, ккал/кг Вид отходов Теплота сгорания, ккал/кг
Масла 10460 Животного происхождения 4070
Резиновые 7500 Текстильные 4060
Пластмассовые 7340 Бумага 4030
Полиэтилен 6550 Макулатура 3 870
Кожевенные 4530 Солома и т. п. 3 470
Древесные 4170 Растительного происхождения 3 390
При тех колебаниях морфологического состава ТБО, которые
для московских отходов приведены в таблице 13.6, их элементный
состав изменялся в пределах Cdaf - 55- 57,5 %; Hdaf - 7,2-7,6 %; Odaf -
32,4-35,3 %; Nda' - 1,0-1,2 %; S6* - 0,7-1,25 %, Cld'” - 0,77-1,0 % и
теплота сгорания сухого беззольного состояния менялась в
небольших пределах Q,da - 5030 - 5300 ккал/кг.
По данным [308] в ТБО Москвы влажность в зависимости от
времени года и атмосферных условий меняется Wt-32- 44%,
зольность Ad= 40 - 50 %. Теплота сгорания исследованных проб
находилась в пределах Q,r=1400 - 1800 ккал/кг (максимально, 2000
ккал/кг), и зависела в основном от влажности ТБО.
488
Изменение химического состава минеральной части этих
ОТХОДОВ приведено в табл. 13.8. Таблица 13.8.
Состав минеральной части исходных ТБО и уноса за мусоросжигающей печью с
ЦКС, % [308]
Элемент исходные ТБО унос за печью ЦКС
SiO2 57,9 - 76.4 30-55
ТЮ2 0,4 - 0.6 0,8-1,4
А12О3 3.7-5,0 6.1 - 12,3
Fe2O3 1.3-2,2 1,7-2.3
СаО 8,1-14,0 23,0 - 26,0
МдО 0.8-1,1 0.9-1.9
К2О 1.1 -1,5 1.5-3.4
Na2O 2.0-4.9 2.0-4.9
SO3 2.7-6.2 3.5-8.0
Р2О5 0,9-4.4 1.4-3,1
Хлор CI 1.3-1,6 3,3-5.4
Сумма микроэлементов 0.5-0,6 0,9-1.6
Высокое содержание натрия, кальция и хлора обуславливают
высокие шлакующие свойства образующейся золы. Температура
плавления соединений Ca(CI)2, NaCI составляет 772-800°С и
обнаруженной при испытаниях в натрубных отложениях тройной
системы NaCI-KCI-Ca(CI)2 примерно 600°С. На поверхностях нагрева
формируются отложения из расплавленных частиц, обогащенных
такими соединениями. Ущерб от собственно отложений (снижение
тепловосприятия поверхностей нагрева, очистка, останов на
стояночную расшлаковку в предельном случае) чаще превосходится
опасностью таких отложений с позиции хлористоводородной
высокотемпературной коррозии [308].
Различие отходов по источникам образования и физико-химическим
свойствам предопределяет многообразие методов их утилизации. Методы с
получением энергии делятся на два вида: преобразование в жидкое или
газообразное топливо путем пиролиза или метанового брожения (конверсия в
биогаз и спирт (этанол)) и непосредственное сжигание для получения тепла или
тепла и электроэнергии [304, 305].
489
К перспективным развивающимся направлениям получения из ТБО
вторичного топлива и далее энергии относится их газификация с дальнейшим
использованием синтез- газа в парогазовых или газотурбинных установках.
Наиболее освоенным в мире методом является прямое сжигание
отходов. В связи с тем, что затраты на сжигание отходов почти в четыре раза
меньше, чем на их переработку, в мире всё большее внимание привлекает
строительство мусоросжигательных заводов. На современных предприятиях по
термической переработке ТБО процесс сжигания сопровождается утилизацией
образующегося тепла и выработкой электрической энергии. То есть, сегодня
мусоросжигательные заводы по существу являются тепловыми элек-
тростанциями на отходах, и их эксплуатация часто осуществляются
энергетическими компаниями [30]. На большинстве таких ТЭС применяется
технология сжигания отходов в слоевых топках (колосниковых) или с кипящим
слоем. Высокие коррозионные свойства продуктов сгорания вызывают
высокотемпературную хлористоводородную коррозию металла и затрудняют
применение высоких параметров пара (308, 310]. Низкая тепловая
эффективность в совокупности с увеличивающимися затратами на очистку
уходящих газов является одной из причин убыточности практически всех
мусоросжигающих заводов.
Значительная экономия затрат, связанных с эксплуатацией электро-
оборудования, и повышение эффективности использования тепла достигается,
если электрическая энергия не производится, а вырабатываемый пар
направляется в паросиловой цикл традиционных ТЭС [308, 309].
Существенное повышение эффективности применения ТБО как топлива
для выработки электроэнергии достигается за счет частичного замещения
энергетического топлива бытовыми отходами [310]. В том числе, ТБО могут
сжигаться в специальных топках (предтопках) с подачей дымовых газов в топку
котла либо в смеси с углем в энергетических котлах. При этом до приемлемого
уровня снижаются коррозионные свойства дымовых газов, шлакующих свойств
золы, обеспечивается полнота сжигания и необходимые температурные и
временные условия для разложения диоксинов, используются эффективные
средства очистки дымовых газов.
490
Заключение по главе
Увеличение использования в электроэнергетике отходов
позволяет решать глобальные и локальные экологические
проблемы и/или снизить стоимость продукции.
В связи с расширением технологии глубокой вторичной
переработки нефти заметную роль в энергетике будет иметь
нефтяной кокс топливной марки. Нефтяной кокс- это твердый
остаток, внешне напоминающий уголь, который имеет весьма
низкую зольность, низкие реакционные свойства на уровне
антрацита, высокое содержание углерода и теплоту сгорания.
При малой зольности и высокой теплоте сгорания нефтяной
кокс, тем не менее, не относится к высокосортному или к
предпочтительному типу топлива из-за высокого содержания серы и
ванадия. Он обладает высокими коррозионными и шлакующими
свойствами.
Для сжигания нефтяного кокса применяются котлы с ЦКС и
котлы с пылеугольным сжиганием, сконструированные для
низкореакционных топлив. В силу низкой зольности смеси
нефтяного кокса и угля, даже при небольшой доле угля, не
относятся к числу топлив с чрезмерными шлакующими и
коррозионными свойствами.
Ежегодный воспроизводимый потенциал биомасс оценивается
в 10 раз больше мировой добычи полезных ископаемых. Во многих
странах растительные биомассы рассматриваются как
перспективный источник энергии на ближайшее будущее.
Улучшение экологии при энергетическом использовании
биомасс связано, прежде всего, с уменьшением доли их сжигания
на полях, в неприспособленных устройствах, гниения в отвалах.
Применение биомасс - это наиболее радикальный, нулевой путь
491
решения проблемы выбросов СО2 (парниковых газов) в
топливосжигающих установках.
Для биомасс характерны более значительные, чем для углей,
колебания основных характеристик. Высокое значение выхода
летучих порядка 80% в совокупности с низкой зольностью
обуславливает их чрезвычайно высокую пожаро - и
взрывоопасность и хорошую воспламеняемость в топке. Биомассы
плохо размалываются в пылеугольных мельницах. Биомассы
годичного цикла имеют высокое содержание хлора и коррозионные
свойства. При большом содержании компонентов основного состава
в их минеральной части и особенно калия в возгоняемой (активной)
форме они обладают повышенными загрязняющими и шлакующими
свойствами.
В силу рассредоточенности и сложности транспортировки и
хранения основное использование биомасс целесообразно в
децентрализованной малой энергетике с использованием
газификации. В традиционной энергетике основное использование
биомасс связано с широким внедрением сценария совместного
использования биомасс с углем на угольных ТЭС. При доле
биомассы в смеси менее 10-20% такое их использование
существенно снижает или ликвидирует технические трудности,
связанные с повышенными шлакующими и коррозионными
свойствами биомасс.
Твёрдые бытовые отходы содержат значительное количество
углеводородов и являются потенциальным энергоресурсом. Их
сжигание до сих пор остается наиболее распространенным
способом утилизации и рассматривается в качестве одного из
направлений энергосберегающей политики.
492
Наиболее освоенным в мире методом является прямое
сжигание отходов. В связи с тем, что затраты на сжигание отходов
почти в четыре раза меньше, чем на их переработку, в мире всё
большее внимание привлекает строительство мусоросжигательных
заводов. Сегодня мусоросжигательные заводы по существу
являются тепловыми электростанциями на отходах.
К перспективным технологиям относится совместное
использование энергетического топлива и отходов. В том числе,
отходы могут сжигаться в специальных топках (предтопках) с
подачей дымовых газов в топку котла либо в смеси с углем в
энергетических котлах. При этом до приемлемого уровня снижаются
коррозионные свойства дымовых газов, шлакующие свойства золы,
обеспечивается полнота сжигания и необходимые температурные и
временные условия для разложения диоксинов, используются
эффективные средства очистки дымовых газов.
493
14. Влияние характеристик угля на наружную
коррозию металла котлов
Наружная коррозия металла котлов снижает надёжность
работы котлов, срок их службы. Периодически ситуация
усугубляется при переходе на более высокие параметры пара, при
внедрении новых методов сжигания для улучшения экологических
показателей, например ступенчатого сжигания для снижения
оксидов азота и нетрадиционных видов твёрдого топлива [296, 311,
312].
Проблема решается применением более коррозионно устойчивых сталей
и других конструкционных материалов, выбором уровня и повышением
равномерности температурных и концентрационных полей потоков,
оптимизацией условий воспламенения и выгорания топлива. В данной главе не
ставилась задача давать обзор используемых конструктивных и режимных
мероприятий по снижению коррозии. Рассмотрены механизмы коррозии и
характеристики топлива прямо или косвенно влияющие на коррозию, что
представляет интерес и для действующего оборудования, поскольку
использование непроектного топлива, в том числе, может обострять эту
проблему, и коррозия ограничивает применимость различных топлив для
конкретного оборудования.
Наружная (внешняя) коррозия металлов - это их разрушение
вследствие химического или электрохимического взаимодействия со
внешней средой. По характеру разрушений различают коррозию
равномерную, когда разрушается равномерно вся поверхность металла,
соприкасающаяся с коррозирующей средой, и местную, когда металл разру-
шается на отдельных участках поверхности. Местную коррозию подразделяют
на язвенную (при образовании довольно широких язв, входящих глубоко в
металл), точечную (язвы имеют диаметр, не превышающий 1 мм), и
межкристаллитную (разрушение металла происходит по границам зерен).
Сведения о типах и механизме коррозии по зонам котла, заимствованные
из разных источников, кратко обобщены в таблице 14.1. Далее по тексту более
494
подробно рассмотрены предлагаемые механизмы их развития и анализ
показателей топлива, влияющих на наружную коррозию.
Таблица 14.1.
Виды и механизм развития коррозии металла котлов
Зона котла, поверхности Тип коррозии Механизм развития
горелки окисление, сульфидная коррозия Окисление или сульфатизация металла при температурах выше 980°С
топка, экранные поверхности высокотемпер атурная коррозия на базе серы - сульфид водорода H2S в восстановительной среде - образование коррозионно опасных продуктов распада сульфида железа FeS в отложениях при переменной среде
топка, экранные поверхности высокотемпер атурная коррозия на базе хлора - на базе хлоридов щелочных металлов - газообразные HCI и Cl2
поверхности экрана и пароперегревателя коррозия несгоревшим углеродом - образование карбидов легирующих элементов
преимущественно поверхности пароперегревателя высокотемпер атурная подшлаковая коррозия низколлавкие соли щелочных сульфатов
зона пароперегревателя ванадиевая коррозия наличие в газах ванадатов натрия, оксида ванадия
воздухоподо- греватель. водяной экономайзер низкотемпе- ратурная коррозия - сернокислотная коррозия ниже температуры точки росы - кислородная (водно-кислородная) коррозия ниже температуры водной точки росы
газоходы и оборудование за воздухоподогрева- телем (рукавные фильтры, электрофильтры) хлорная низкотемпе- ратурная коррозия коррозия при наличии HCI
14.1. Высокотемпературная коррозия
Наружная коррозия труб топочных экранов и
пароперегревателей происходит по разным механизмам, не все из
которых известны или хорошо изучены.
Окисление труб топочных экранов. За исключением сжигания
углей с высоким содержанием хлора и серы коррозия топочных
экранов пылеугольных котлов, до последнего времени не
495
относилась к числу актуальных проблем. Механизм её развития
связывался только с локальным существованием зон с сильно
восстановительной средой и наличием агрессивных газообразных
продуктов.
В обычных условиях углеродистые и низколегированные стали
топочных экранов незначительно окисляются, формируя защитный
слой оксидов, окалины, обычно в виде Fe3O4: 3 Fe + 2 0г -> Fe3O4.
Этот слой прочно связан с неокисленным металлом и достаточно
плотный, что препятствует дальнейшему окислению и с течением
времени дальнейшее развитие слоя прекращается. Слой оксидов не
разрушается при очистке экранов от отложений. То есть,
коррозионные потери за счёт окисления кислородом пренебрежимо
малы и срок службы топочных экранов не определяется таким
механизмом наружной коррозии.
С ростом температуры металла процесс образования окалины
усиливается, и для труб пароперегревателя и особенно
неохлаждаемых поверхностей механизм потери металла за счёт
окисления может стать существенным или определяющим.
Высокотемпературная сероводородная коррозия топочных
экранов [312, 313] топочных экранов определяется контактом
сернистых газов с металлом труб. В течение длительного времени,
до широкого внедрения ступенчатых схем сжигания такой механизм
принимался как определяющий, ответственный за коррозию
топочных экранов при сжигании сернистых углей.
Сероводородная коррозия наблюдается при сжигании в котлах
пыли низкореакционных углей (антрациты, полуантрациты, тощие
угли) в зонах максимальной температуры и на участках экрана
непосредственно омываемых факелом (на уровне расположения
горелок и несколько выше).
496
Основным коррозионно-активным компонентом при этом виде
коррозии считается сероводород (H2S), который образуется из
пиритной и органической форм серы в угле: так
FeS2+CO+H2O->FeS+H2S+CO2 и So+H2-> H2S,
где So- органическая составляющая серы угля.
В результате взаимодействия H2S с металлом экранных
поверхностей образуются сульфиды железа. В пристенной зоне
сероводород может присутствовать только в условиях
восстановительной среды около стен, при которой становятся
возможными реакции:
Fe + H2S—>FeS + Н2 и
Fe3O4 + 3H2S + СО-> 3 FeS+ З Н2О + СО2.
При наличии кислорода и температурах 1400 - 1600°С серо-
водород сгорает практически мгновенно.
В зависимости от содержания H2S, SO2, СО и СО2 в дымовых
газах формирующееся на стали покрытие содержит смесь Fe3O4 и
FeS в разных пропорциях. Пленка FeS - Fe3O4 является пористой и
не способна препятствовать дальнейшему разрушению металла.
Обогащённый серой слой легко удаляется при обдувке и при
термических циклах, что с течением времени увеличивает потерю
металла.
Темп (CR) сероводородной коррозии возрастает с ростом
содержания H2S в дымовых газах и при увеличении температуры
металла, что определяет характерность коррозии по этому
механизму для котлов со сверхкритическими параметрами пара.
Обобщение данных, полученных в газификаторах, где высокий
уровень H2S, и в стендовых (лабораторных) условиях показано на
рис. 14.1. При реальных объемных концентрациях H2S у
497
поверхности 0,04—0,07% (400-700 ppm) наблюдается высокая
Рис. 14.1. Предсказываемый существующими моделями процесса темп
коррозии низколегированной стали в восстановительной среде дымовых газов,
содержащих H2S. (а) - заимствовано из [312], (б) - из [314].
1 - H2S=200 ppm. 2 - H2S=400 ppm, 3 - H2S=600 ppm, 4 - 343°C, 5 - 443°C.
Как отмечалось, сероводород может образовываться как из
пиритной части серы, так и из органической. То есть, при прочих
равных условиях темп коррозии возрастает при увеличении
содержания серы общей в угле, и в ранних работах склонность
углей к высокотемпературной коррозии оценивалась по этому
показателю. Пример такой классификации приведён в таблице 14.2.
Таблица 14.2.
Склонность углей к высокотемпературной сероводородной коррозии
по Crossley, 1963 [139]
Содержание серы в угле, Std, %масс риск высокотемпературной коррозии
< 1.2 низкий
1.2-1.8 средний
1.8-2,5 высокий
>2, 5 очень высокий
Высокотемпературная подшлаковая коррозия (или коррозия
расплавами). Одной из главных проблем, ограничивающих
температуру пара в течение длительного времени, является
наружная коррозия поверхностей пароперегревателей. Широко
признаваемый и цитируемый механизм высокотемпературной
498
коррозии, проявляющийся преимущественно на трубах
пароперегревателей, заключается в образовании на поверхностях
нагрева низкоплавких расплавов, разрушающих защитную оксидную
плёнку металла и далее во взаимодействии металла с расплавом
(рис. 14.2) или агрессивными газами [31, 148, 315, 316]. Для углей
низкоплавкие соединения вслед за американскими исследованиями
первых случаев такой коррозии в середине прошлого века при
повышении параметров пара классифицируются как сложные
сульфаты {пиросульфаты типа K2S2O7 и Na2S2O7, либо сложные
трисульфаты Na3Fe(SO4)3, K3Fe(SO4)3 и другие}. Для примера,
система K2SO4- K2S2O7 образует жидкий состав с температурой
плавления 407°С при содержании SO3 равном 150 ppm и более
низкой температурой при более высоком содержании SO3. Такие
высокие концентрации SO3 могут иметь место у поверхности и в
отложениях, где оксиды железа выступают катализатором
конверсии SO2 в SO3. Расплав соли может взаимодействовать с
металлом как K2S2O7+3 Fe-»Fe2O3+K2SO4.
зола оксидный отложения
формирование
отложений
формирование
расплава солей,
разрушение
защитного
оксидного слоя
реакция между
металлом и
расплавом солей
Рис. 14.2. Схема механизма высокотемпературной шлаковой коррозии
полурадиационных поверхностей нагрева [311].
Одним из основных обоснований этого механизма разрушения
служат результаты, согласно которым максимальный темп коррозии
происходит в температурном диапазоне, где стабильны
499
расплавленные сульфаты. Выше и ниже этого температурного
уровня темп коррозии резко
уменьшается (рис. 14.3) из-за
нестабильности сульфатов вне
традиционных котельных сталей,
включая аустенитные
(нержавеющие), резко
увеличивается при температуре
выше 620°С и проходит через
максимум при температурах 675 -
730°С и далее резко убывает.
Рис. 14.3. Карта коррозии
нержавеющей стали 18Cr8Ni
через 10 лет [311].
этого диапазона. Обычно коррозия
зола: Na+K+Fe+SO4
Мероприятия по снижению темпа коррозии, исходя из этих
классических механизмов их развития, достаточно ясны и
заключаются в использовании углей с низким содержанием серы и
щелочных металлов, исключении сильно восстановительной
атмосферы в топке, применении легирующих добавок к стали типа
Сг и в ограничении температуры металлов. Однако внедрения этих
мероприятий для минимизации коррозии на практике оказалось не
достаточно. Наблюдается коррозия существенно выше, чем
прогнозируется по приведённым выше механизмам, особенно при
переходе к ступенчатым схемам сжигания для уменьшения
выбросов NOX. [312, 317, 318]. В частности, повышенная коррозия
наблюдается при применении высоко легированных сплавов [317],
отсутствии в топочном объёме зон с существенно
восстановительной атмосферой, протекании коррозии в зонах с
умеренно восстановительной или чередующейся окислительной и
восстановительной атмосферой. Кроме того, выявлена плохая
500
корреляция коррозии от содержания общей серы Std. [312]. Поэтому
в последнее время предложены новые механизмы коррозии,
экспериментальное и теоретическое обоснование которых на наш
взгляд не завершено.
Здесь необходимо отметить, что внедрение ступенчатого
сжигания не обязательно сопровождается усилением коррозии и
оптимизация конструктивных характеристик и режимов работы таких
схем, что в настоящее время, в частности, достигается
моделированием топочно - горелочных устройств, минимизирует
или ликвидирует эту проблему [318].
Коррозия при наличии несгоревшего углерода в отложениях.
Отложения золы на трубах с сильной коррозией часто
характеризуются высоким содержанием несгоревшего углерода.
Наличие углерода в отложениях связывается с плохим выгоранием
топлива в начальных зонах факела при ступенчатом сжигании и с
неоптимальной тонкостью помола топлива.
Очевидно, что при попадании в слой газопроницаемых
отложений несгоревшей пыли, содержащей серу, у экранов может
создаваться локальная сильно восстановительная атмосфера
(высокий уровень СО) и высокое содержание H2S, что приводит к
значительной коррозии, даже при окислительной атмосфере в
факеле. По мнению [312] влияние только этого фактора не
достаточно для объяснения наблюдавшегося на ряде котлов весьма
высокого темпа коррозии, который выше, чем в сильно
восстановительной атмосфере газификаторов (СО = 30-60%, H2S =
2000-10000 ppm).
Для обоснования повышенной коррозии высоколегированных
сплавов и протекания коррозии при температурах, ниже
предсказываемых механизмом шлаковой коррозии, в [317] сделано
501
предположение, что в условиях локальной сильно
восстановительной атмосферы на поверхности труб может
происходить адсобция и разложение молекул СО, и углерод затем
способен диффундировать в молекулярную решётку металла. Такой
углерод в первую очередь соединяется с хромом, образуя карбид
хрома, что неоднократно наблюдалось в образцах из подвергшейся
коррозии труб. Образование карбида хрома уменьшает способность
этого элемента выступать в качестве стабилизатора оксидной
плёнки.
Сульфидная коррозия. По результатам стендовых
(лабораторных) исследований темп коррозии образцов из
низколегированной стали, покрытых обогащёнными FeS
отложениями, в окислительной атмосфере измерен в 5-10 раз
выше, чем образцов без покрытия в восстановительной среде,
которая содержит СО и H2S. Похожий результат получен при
обследовании котлов с традиционным и ступенчатым сжиганием.
Бэккером и сотрудниками [312, 318] предложен механизм
коррозии, согласно которому коррозия интенсифицируется за счёт
наличия в отложениях сульфида железа FeS как продукта
неполного окисления пирита FeS2. Предполагается и
экспериментально обосновывается, что наблюдаемый высокий темп
коррозии обусловлен разложением FeS при окислительных
условиях, при которых образуется большое количество летучих
восстановленных компонентов серы, также как SO2. Обогащённые
FeS отложения, которые образуются при неполном сгорании пирита
при ступенчатом сжигании, когда основной поток дымовых газов в
нижней части топки имеет отношение кислород/топливо менее 1,
дают серьёзную коррозию в процессе сульфатизации
низколегированных и углеродистых сталей при взаимодействии с
502
дымовыми газами с окислительной атмосферой (рис. 14.4) или при
переменных окислительно - восстановительных режимах.
Рис.14.4. Коррозионные потери стали Т-2 со слоем отложений,
содержащих FeS и углерод, и ожидаемого темпа коррозии CR в зависимости от
содержания О2 или СО при температуре 450°С. Разброс экспериментальных
данных на графике относится к результатам опытов с различной концентрацией
FeS в отложениях [312].
Представляется странным, что в опытах [312], результаты
которых приведёны выше, не получено закономерной зависимости
темпа коррозии от концентрации FeS в отложениях и,
следовательно, можно ожидать независимости результатов от
содержания пирита в угле [319]. Тем не менее, такое влияние
заложено в математической модели коррозии экранов, в которой
используется гипотеза влияния несгоревшей пыли и FeS на
коррозию, и при расчётном анализе, естественно, отмечается
усиление коррозии при переходе к углям с более высоким
содержанием пирита [318].
503
Ранее в УралВТИ по результатам исследования образцов
экранных плавниковых труб, вырезанных в зоне горелок и покрытых
слоем плотных первичных отложений, и термодинамического
анализа с учётом переноса серы к топочным экранам в виде
продуктов неполного сгорания пирита обосновано следующее
заключение. При поглощении SO2 магнетитом (t < 450 ‘С)
образование гематита и сульфида железа сопровождается
увеличением объёма слоя отложений примерно на 4 %, что
вызывает появление и быстрое развитие в полостях микротрещин и
каверн напряжений [320].
При исследованиях определяли микрохимический состав реакционной
зоны на границе раздела металл - продукты коррозии - отложения, фазовый
состав материала в кавернах, раковинах и трещинах при помощи электронно-
зондового метода, а также знак и величину остаточных технологических
напряжений с использованием голографической интерферометрии.
Установлено, что полости каверн, раковин и кольцевых трещин
заполнены продуктами коррозии: гематитом a-Fe2O3 и сульфидом
железа FeS. Данные фазы не смешиваются друг с другом. Сульфид
железа сосредоточен в центральной части полости трещин и
обнаруживается во всех сечениях от устья до вершины (рис. 14.5 на
цветной вставке).
Отметим, что при отжиге образца объём продуктов коррозии в
полостях трещин уменьшился примерно на 4 % за счёт разложения
FeS и удаления SO2 в газовую фазу, также сняты остаточные
напряжения.
Высокотемпературная хлорная коррозия. Другим
компонентом угля помимо серы, влияющим на высотемпературную
коррозию является хлор. Подобно сере различают органический
хлор (Clorg), хлор в виде анионов различных простых солей (NaCI,
KCI, CaCI2, MgCI2, FeCI3), в составе сложных солей типа хлорапатита
504
(Ca(PO4)3(CI,F,OH)), содалита (NagfAISiO^C^) и в виде анионов,
сорбированных на органической поверхности окружённых влагой
лор [321]. За исключением так называемых солёных углей с высоким
содержанием NaCI и KCI, форма хлора сорбированного на
поверхности для многих углей, по-видимому, является
превалирующей.
В отечественных углях содержание хлора обычно не велико,
но в некоторых зарубежных углях его содержание достаточно
высокое. Так, в английских углях среднее содержание 0,25%,
достигая 0,8%.
Высокое содержание хлора характерно для биомасс годичного
цикла (раздел 13.2), где он находится в активной форме и играет
важную роль в фотосинтезе и в процессе цикла роста растений. При
хранении при воздействии влаги часть его "теряется”. При сжигании
биомасс характерна достаточно сильная коррозия. Правда, при
совместном сжигании с углями, коррозионно опасные отложения на
базе хлора сульфатизируются и коррозия уменьшается.
Считается, что высокотемпературная хлорная коррозия
протекает при участии разных соединений хлора по разным
механизмам.
К наиболее агрессивной среде при коррозии
пароперегревателей относят хлориды щелочей. При температурах
газов и частичек выше t > 1040°С более устойчивы хлориды
щелочей, если имеется достаточное количество щелочных
металлов в системе. Ниже этой температуры основной формой
является HCI независимо от наличия щелочных металлов (рис.
14.6).
Температуры плавления систем K-CI-Fe, Na-CI-Fe низкие,
например для KCI-FeCI2 tnn= 645 - 740°С.
505
Механизмы коррозии при участии хлоридов щелочей
проявляются при сжигании биомасс, в которых помимо хлора в
больших количествах присутствуют активные щелочные металлы.
Опыт и выполненные в процессе широкого освоения сжигания
биомасс в энергетике исследования показали, что процесс
высокотемпературной хлорной коррозии ослабляется или
подавляется при присутствии серы, особенно в виде SO3, и SO2 при
избытке кислорода. Сера замещает хлор в хлоридах щелочей (NaCI
или KCI), снижая коррозионную активность отложений. При
достаточном количестве серы отложения хлора в отложениях
топливе в достаточном количестве активных (возгоняемых)
щелочей, что характерно для каменных углей, реализуется
506
механизм через присутствие в газообразной фазе HCI и С12 [321],
который считается менее коррозионно опасным. Такой вид коррозии
- это окисление хлором. Ниже для примера приведены наиболее
простые из протекающих реакций:
Fe + 2HCI -*• FeCI2 + Н2,
Fe + Cl2 —> FeCI2.
В отличие от кислорода, когда оксидный слой (окалина)
стабилизируется и коррозия практически прекращается, при
окислении соединениями хлора образуется более проницаемый и
слабый слой.
Темп хлорной коррозии через газовую фазу возрастает с
ростом температуры поверхности и содержания хлора в топливе
(рис. 14.8).
Рис. 14.8. Средний темп
высокотемпературной хлорной коррозии
углеродистой стали при температуре газов
О=775°С в зависимости от температуры
поверхности (построено по данным
приведённым в [139]). 1 - содержание
хлора <0,15%, 2 - 0,15-0,35%, 3 - >0,35%
В ранних работах рассматривался только механизм коррозии
через газовую фазу и классификация углей по склонности к
высокотемпературной хлорной коррозии
содержанию Cld, например, таблица 14.3.
выполнялась по
Таблица 14.3.
Склонность углей к высокотемпературной хлорной коррозии
по Baker et al., 1977 [139]
Содержание хлора в угле. Cld. %масс риск высокотемпературной коррозии
<0,15 низкий
0,15-0,35 средний
>0,35 высокий
507
Более поздние исследования подтвердили существенную
зависимость высокотемпературной хлорной коррозии от
температуры металла и показали слабую корреляцию с
содержанием хлора (рис. 14.9), на основании чего предложено
повысить безопасный по условиям коррозии уровень содержания
Рис. 14.9. Темп коррозии (максимальный в
части трубы между 30 и 90°) в зависимости от
температуры. 1 - иллинойский уголь США с
высоким содержанием Cld=0.44%, Sd=1.22%,
2 - британский уголь с Cld=0,46%, Sd=1,32%,
3 - иллинойский уголь США с низким содержанием
Cld=0,14%. Sd=4,48%,
1 . Ad=7,9%, 2 - Ad=23,56%, 3 - Ad=9,38%.
Ванадиевая коррозия. Высокотемпературная наружная
коррозия при температуре металла выше 675°С также возникает
при наличии в топливе ванадия, который при сжигании образует в
потоке дымовых газов пары пятиокиси ванадия V2O5. Оксид ванадия
V2O5 растворяет защитные пленки окалины. Коррозионный процесс
усиливается при наличии в потоке газов натрия. Ванадаты натрия
бЛ/гОб-МагО-УгОд имеют температуру плавления tnn примерно 600°С.
Сильно подвергаются ванадиевой коррозии неохлаждаемые
крепежные и дистанционирующие элементы с температурой,
близкой к температуре газов. На поверхности труб перегревателя
при tcT>610°C они образуют жидкую пленку, агрессивную по
отношению к сталям разного типа (углеродистой, слаболеги-
рованной, аустенитной).
Проблема ванадиевой коррозии характерна при сжигании
мазута, в минеральной части которых содержится до 40-70%
ванадия в пересчете на V2O5. При сжигании только угольной пыли
508
из-за практического отсутствия ванадия в углях (значительно
меньше 10 г/кг и от 0,1 до 1 мг/г в летучей золе) такая коррозия не
наблюдается. Для пылеугольных котлов проблема ванадиевой
коррозии актуальна при использовании нефтяного кокса и мазута в
больших объёмах.
14.2. Точка росы, низкотемпературная коррозия
Низкотемпературная коррозия поражает металлические
поверхности нагрева, которые находятся в зоне достаточно низких
температур. Обычно это участки воздухоподогревателя
(энергетические котлы) и водяного экономайзера (водогрейные
котлы), где холодный воздух или вода входят в агрегат. Она
возникает при конденсации на поверхностях нагрева водяных паров,
происходящей при температурах поверхности нагрева ниже точки
росы. Конденсация чистых водяных паров вызывает кислородную
(водно-кислородную) коррозию. Наличие в газах оксидов серы и
нагрева жидкой пленки, содержащей
H2SO4, повышает температуру точки
росы и существенно темп коррозии.
Темп коррозии увеличивается с
ростом концентрации H2SO4 в
конденсате (рис. 14.10).
Рис. 14.10. Скорость коррозии
углеродистой стали в зависимости от
концентрации H2SO4 в пленке росы [323].
Температура водяной точки
росы tH2o (без сернистых соединений в дымовых газах) зависит от
влажности угля Wtr и содержания в нём водорода Hda’ или, в
конечном счёте, от парциального давления водяного пара гНго [84].
Значения tH2o,°C в зависимости от парциального давления гНго
509
приведены в таблице 14.4 [221], или с приемлемой точностью могут
быть рассчитаны по предлагаемому уравнению корреляции:
tH2O=8,25+6,155- гн2о-0.303 (Гн2о)2+0,00619 (Гн2о)3. °C (14.1)
Таблица 14.4.
Температура водяной точки росы t«2o
Парциальное дав- ление, Гн2О. % 3 4 5 6 7 8 9 10 15 20
Температура точ- ки РОСЫ. tH2O. °C 23,77 28,64 32,55 35,82 38,66 41,16 43,41 45,45 53,60 59,67
Сернокислотная температура точки росы дымовых газов tCK
или tp. Как отмечалось, при наличии в дымовых газах оксидов серы
температура точки росы повышается.
Теоретически температура точки росы дымовых газов с заданным
содержанием паров серной кислоты и воды соответствует температуре кипения
раствора серной кислоты такой концентрации, при которой над раствором
образуется то же самое содержание паров воды и серной кислоты. Измеренное
значение температуры точки росы в зависимости от методики измерения может
не совпадать с теоретическим.
В нашей стране за температуру точки росы дымовых газов tp
принята температура поверхности стеклянного датчика с впаянными
на расстоянии 7 мм один от другого платиновыми электродами, при
которой сопротивление пленки росы между электродами в
установившемся состоянии равно 107 Ом [324]. Помимо выбора
методики экспериментальные значения при равных значениях SO3 в
дымовых газах могут также различаться в зависимости от
влажности дымовых газов (tH2o). количества и состава золы и других
факторов. На рис. 14.11 приведены экспериментальные данные из
отечественного [323] и зарубежных источников [223, 325] о
зависимости температуры точки росы tp от содержания SO3.
510
В свою очередь содержание триоксида серы (серного
ангидрида) зависит от содержания серы в топливе, и в
существенной мере от других факторов.
Рис. 14.11.
Зависимость температуры
точки росы tp от содержания
SO3 (а), и то же с
логарифмической шкалой
содержания SO3 (б). 1- по
(223] при содержании влаги
6%, 2- по [323], 3, 3‘- по [325]
при содержании влаги 5% и
15%
в зоне ядра факела образуется
При горении серы топлива
сернистый ангидрид SO2. При
наличии избытка воздуха SO2
частично доокисляется в SO3, и степень конверсии SO2 в SO3 может
достигать 10%, хотя более характерно значение содержания SO3 в
газах 1 - 5% количества SO2. С ростом избытка воздуха при горении
и температуры факела степень конверсии SO2 в SO3 увеличивается.
После завершения горения концентрация SO3, снижается в
результате его постепенного разложения. Чем быстрее происходит
охлаждение газов, тем выше будет остаточная концентрация SO3.
При дальнейшем прохождении газами полурадиационных и кон-
вективных поверхностей нагрева концентрация SO3 может
дополнительно снижаться в процессе сульфатизации частичек
летучей золы и отложений, либо может происходить увеличение
концентрации SO3 за счёт каталитического доокисления SO2 в SO3.
Катализатором процесса доокисления, в частности, является
окалина труб.
511
В зоне температур газов ниже 200-400°С за счет реакции SO3 с
водяными парами, находящимися в газовом потоке, происходит
образование паров серной кислоты H2SO4. Триоксид серы покидает
котёл в виде паров серной кислоты или как кислота,
конденсированная и адсорбированная на частичках летучей золы
[313, 326]. Содержание паров серной кислоты в дымовых газах и
соответственно точка росы уменьшаются с ростом зольности
топлива за счёт роста поверхности осаждения и большей
аккумуляции кислоты на ней, а также при щелочной реакции золы.
Повторимся, сернокислотная температура точки росы
дымовых газов tcK зависит от парциального давления водяных паров
tH2o и содержания в газах триоксида серы, и может быть
представлена как
ta<= tH2o+Atp,°C (14.2)
где &tp, °C- поправка на пары серной кислоты.
В нашей стране поправка на пары серной кислоты
рассчитывается по формуле Кузнецова-Петросяна [84] как
Atp=125-(Snp)1/3/1,05(аунАпрк °C (14. 3)
где, Snp=Sr-1000/Qfi , %-кг/ккал- приведённая сернистость
топлива; Апр= Ar-1000/Qrb %-кг/ккал - приведённая зольность,
доля золы в уносе. Отметим, что в РД [324] и в третьем издании
нормативного метода [31] формула (14. 3) приведена с опечатками.
За рубежом в различных странах для расчёта температуры
точки росы используются зависимости, результаты расчёта по
которым существенно не совпадают, при том, что неверный выбор
температуры уходящих газов на 5-6°С ухудшает кпд котла примерно
на 0,3% [327]. Делается заключение о необходимости
совершенствования метода оценки точки росы. Ниже приведёны
зависимости ряда зарубежных методов оценки tp, заимствованные
512
из [327], и на рис. 14.12 сравнение результатов расчёта по этим
зависимостям. Отметим, что в зависимостях используется не
одинаковая система мер и, по-видимому, одинаковые обозначения
могут относиться к совпадающим по смыслу, но не совпадающим
численно величинам, что может приводить к систематическим
ошибкам при их использовании.
-Mueller (1959)
tP= 203.25 + 27.64g(pH2o) + 10.834g(CpSO2) + 1.06< lg(Cpso2) + 8}2’9 (14.4)
- Neubauer (1962)
fp= W+ (290.54 - 30.79-PH2O)- (p^/0^143 (14 5)
- Verhoff I Banchero (1974)
tp = 10000/(15,13-0.29434n(pH2o)-0,8584n(Cpso2)+0.062{6,633-ln(Cpso2)}-
{6.633 - 1п(рн2о)}]-273,°С (14.6)
Haase / Borgmann (1981)
tp= (255 + 27,64д(рн2о) + 18.74g(C-pSO2)] (14.7)
где риге. Рн20,- парциальное давление водяных паров и оксида серы, рнго=
Гнго-Р и pso2= /'зог-р- Относительный объём гНго и г5О2 в долях, например по (31,
84]. Давление р = 101,325 кПа в уравнении (14.6) и р = 0,1 МПа в остальных
уравнениях; С - степень
конверсии SO2 в SO3 в
долях; tH2o- температура
водяной точки росы по
уравнению (14.1).
Рис. 14.12. Расчётные
значения температуры точки
росы в зависимости от
содержания серы в угле.
1 - формулы (14.2 и 14.3), 2
- формула (14.4), 3 -
формула (14.7), 4 - формула
(14.5), 5 - формула (14.6)
Расчёт выполнен для каменного угля Wtr=6%, Ad=6%, при степени
конверсии SO2 в SO3 С= 0,03.
513
Хлорная низкотемпературная коррозия.
При снижении температуры ниже примерно 60°С
низкотемпературная коррозия при сжигании всех видов топлива
возрастает, так как начинается кислородная (водно-кислородная)
коррозия. Коррозия увеличивается при наличии в топливе и,
соответственно в дымовых газах, хлора CI. На рис. 14.13 показаны
значения температуры точки росы при наличии в газообразной фазе
Рис. 14.13. Точка росы HCI в зависимости от содержания в дымовых
газах HCI и Н2О по данным Huijbregts and Leferink, [328]. 1 - 4% Н2О, 2 - 6,5%
Н2О, 3 - 12,5% Н2О.
Видно, что конденсация HCI в соляную кислоту происходит при
температурах порядка 40-60°С. Зоны с такой температурой могут
быть в воздухоподогревателях и установках за котлом в местах
присосов холодного воздуха.
Заключение по главе
Ситуация по коррозии металла усугубляется при переходе на
более высокие параметры пара, при внедрении новых методов
сжигания для улучшения экологических показателей, например
ступенчатого сжигания для снижения оксидов азота и
нетрадиционных видов твёрдого топлива.
Высокотемпературная сероводородная коррозия топочных
экранов топочных экранов определяется контактом сернистых газов
514
с металлом труб. Такая коррозия связана с образованием
сероводорода в областях с недостатком воздуха, и наблюдается в
зонах максимальной температуры при сжигании в котлах пыли
низкореакционных углей с высоким содержанием серы.
Одной из проблем, ограничивающих температуру пара, в
течение длительного времени, служит наружная коррозия
поверхностей пароперегревателей. Широко признаваемый
механизм высокотемпературной коррозии, проявляющийся
преимущественно на трубах пароперегревателей, заключается в
образовании на поверхностях нагрева низкоплавких расплавов,
разрушающих защитную оксидную плёнку металла и далее во
взаимодействии металла с расплавом или агрессивными газами.
Максимальный темп такой коррозии происходит в температурном
диапазоне, где стабильны расплавленные сульфаты.
При попадании в слой газопроницаемых отложений
несгоревшей пыли, содержащей серу, у экранов может создаваться
локальная сильно восстановительная атмосфера (высокий уровень
СО) и высокое содержание H2S, что приводит к значительной
коррозии, даже при окислительной атмосфере в факеле.
Дополнительно предполагается образование карбида хрома при
участии углерода, восстановленного из СО с уменьшением
способности хрома выступать в качестве стабилизатора оксидной
плёнки.
Темп коррозии образцов из низколегированной стали,
покрытых обогащёнными FeS отложениями, в окислительной
атмосфере измерен в 5-10 раз выше, чем образцов без покрытия в
восстановительной среде, которая содержит СО и H2S. Для
объяснения этого явления предложен механизм сульфидной
515
коррозии, требующий по мнению автора дополнительной проверки и
доработки.
Другим компонентом угля помимо серы, влияющим на
высокотемпературную коррозию является хлор, и к наиболее
агрессивной среде при коррозии пароперегревателей относят
хлориды щелочей. Процесс высокотемпературной хлорной коррозии
ослабляется или подавляется при присутствии серы, особенно в
виде SO3, и SO2 при избытке кислорода. Сера замещает хлор в
хлоридах щелочей, снижая коррозионную активность отложений.
Низкотемпературная коррозия поражает участки
воздухоподогревателя (энергетические котлы) и водяного
экономайзера (водогрейные котлы), где холодный воздух или вода
входят в агрегат. Она возникает при конденсации на поверхностях
нагрева водяных паров, происходящей при температурах
поверхности нагрева ниже точки росы. Конденсация чистых водяных
паров вызывает кислородную (водно-кислородную) коррозию.
Наличие в газах оксидов серы и конденсация на поверхностях
нагрева жидкой пленки, содержащей H2SO4, повышает температуру
точки росы и существенно темп коррозии.
Температура водяной точки росы зависит от влажности угля
Wtf и содержания в нём водорода Hdaf.
Температура точки росы помимо влажности угля (температуры
водяной точки росы) зависит от содержания SO3. В свою очередь
содержание серного ангидрида зависит
от содержания серы в топливе, и степени
конверсии оксидов серы.
516
Список использованных источников:
1. Белосельский Б.С., Соляков В.К. Энергетическое топливо. М.,
"Энергия", 1980 г., 168 с.
2. Бухаркина Т. В., Дигуров Н. Г. Химия природных энергоносителей и
углеродных материалов. Учебное пособие// Химико-технологический
университет им. Менделеева.- М., 1998.
3. Митронов Д.В. Введение в химию и технологию переработки угля.
Учебное пособие// Якутский государственный университет им. М.К. Аммосова,
Якутск, 2001
4. Новый справочник химика и технолога. Сырьё и продукты
промышленности неорганических веществ. Часть I / С.А. Апостолов,
С.Е. Бабаш, Е.И. Белкина и др.// C-Пб: НПО "Профессионал". 2002, 988с.
5. Coal// Presentation. Western Oregon University, College of Liberal Arts and
Sciences. USA (http://www.wou.edu/las/physci/GS361/Fossil%20fuels/Coal.htm).
6. Esterle J.S. Coalification Processes and Coal Rank, Grade and Type//
Presentation, University of Queensland. Australia
(www.eartscience.uq.edu.au/Course_lnformation/2007/MINE2106/2106_JE_Coalific
ationRankGrageType.pdf).
7. Horvath L. Coal: A comparison of depositional settings and chemical
compositions in the Monongahela Group and Kanawha Formation/ PhD Preliminary
Exam., 02.2007// Department of Geology and Geography, Georgia Southern
University, USA
8. Справочник по котельным установкам. Топливо.
Толливоприготовление. Топки и топочные процессы. Ред. М.И. Неуймин, Т.Е.
Добряков. М., Машиностроение, 1993 г., 392 с.
9. Cecil С.В., Dulong F.T., Neuzil S.G. Coal Systems Analysis: A New
Approach to the Understanding of Coal Formation, Coal Quality and Environmental
Considerations, and Coal as a Source Rock for Hydrocarbons//GSA Annual Meeting,
Reston, VA, USA, November 5-8, 2001
10. Лейбович P.E., Яковлева Е.И. Технология коксохимического
производства. М, “Металлургия", 1982, 177 с.
11. Глушенко И.М. Теоретические основы технологии горючих
ископаемых: Учебник для вузов. — М.: Металлургии, 1990. 296 с.
12. ГОСТ 17070-87. Угли. Термины и определения.
517
13а. ГОСТ 27313-95 (ИСО 1170-77). Топливо твёрдое минеральное.
Обозначения показателей качества и формулы пересчёта результатов анализа
для различных состояний топлива.
136. ГОСТ Р 54245-2010 Топливо твердое минеральное. Пересчет
результатов анализа на различные состояния топлива
14. Энергетическое топливо СССР (ископаемые угли, горючие сланцы,
торф, мазут, горючий газ): Справочник / В.С. Вдовченко, М.И. Мартынова, Н.В.
Новицкий, Г.Д. Юшина.- М.: Энергоатомиздат, 1991.- 184с.
15. Энергетические угли восточной части России и Казахстана
(справочник)/ В.В. Богомолов, Н.В. Артемьева, А.Н. Алехнович, Н.В. Новицкий,
Н.А. Тимофеева.- Челябинск. УралВТИ, 2004.-304 с.
16. Алехнович А.Н. Шлакование энергетических котлов.-Челябинск,
ЧФПЭИпк. -2010 г.,129 с.
17. Алехнович А.Н. Использование информации в объёме справочной
для оценки применимости непроектных углей// Энергетик, 2010, №2, с.8-11
18. Новицкий Н. В., Хромых Г. И. Влияние минеральных примесей на
качественные характеристики энергетических углей (на примере
экибастузских углей). — Тр. ВТИ, вып.1., Челябинск, Южно-Уральское книжное
изд-во. 1973.
19. Исследование содержания минеральной массы в энергетических
углях новых месторождений Кузбасса/ Н.В. Новицкий, Б.С. Белосельский, Г.И.
Хромых, М.И. Мартынова.- Теплоэнергетика, 1980, № 7, с.59-60
20. V.R. Gray. Graphical methods for determination of the mineral-matter-free
properties of coal and the mineral matter/ash ratio// Fuel, Volume 59. Issue 8, August
1980, Pages 551-556
21a. ГОСТ P 51591-2000 Угли бурые, каменные и антрацит. Общие
технические требования.
216. ГОСТ Р 53357-2009 (ИСО 17246:2005) Группа А19 Топливо твердое
минеральное. Технический анализ. Solid mineral fuels. Proximate analysis
22a. ГОСТ P 52911-2008 (ИСО 589:2003, ИСО 5068-1:2007) Группа A19
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Топливо твердое
минеральное. Методы определения общей влаги. Solid mineral fuels. Methods for
determination of total moisture
518
226. ГОСТ 11014-2001 МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ Угли
бурые, каменные, антрацит и горючие сланцы. Ускоренные методы
определения влаги
22в. ГОСТ Р 52917-2008 (ИСО 11722:1999, ИСО 5068-2:2007)
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Топливо твердое.
Методы определения влаги в аналитической пробе
23. ГОСТ 26898-86. Угли бурые, каменные и антрацит. Ускоренный метод
определения максимальной влагоёмкости.
24. Oxygen in coal ash: a simplified approach to the analysis of ash and
mineral matter in coal/ A. Volborth, G.E. Miller, C.K. Garner, P.A. Jerabek// Fuel.
Volume 56. Issue 2, 1977, pages 204-208.
25. Энтальпии образования энергетических углей из элементов в
стандартных состояниях и расчёты газификации бурых углей как пример
использования энтальпий образования/ Е.В. Самуйлов, Н.М. Корценштейн, Л.Н.
Лебедева, Н.А. Шевелева// “Материалы X Российской конференции по
теплофизическим свойствам веществ". Казань: Бутлеровские сообщения. 2002.
С. 109-116.
26. Coal characterization research: sample selection, preparation and
analyses/ R.C. Neavel. E.J. Hippo, S.E. Smith, R.N. Miller// Fuel, 1986, 65, p. 312.
27. Авгушевич И.В., Броновец Г.М., Гремин И.В. и др. Аналитическая
химия и технический анализ угля. М.: Недра. 1987. 336с.
28. Михайлов Н.М., Шарков А.Т., Физические свойства топлива и борьба с
затруднениями на топливоподаче электростанций, М., Энергия, 1972
29. Алехнович А.Н Влияние минеральной части на показатели и
характеристики энергетических углей// Энергетик, 2008, № 3, с.8-13
30. Влияние минеральной части на выгорание при пылеугольном
сжигании/ А.Н. Алехнович, Н.В. Артемьева, В.В. Богомолов// В кн.: Минеральная
часть топлива, шлакование, загрязнение и очистка котлов: Сборник докладов
третьей научно-практической конференции. - Челябинск, УралВТИ, 2001. - т.1, с.
125-134.
31. Тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный метод) Издание
3-е, переработанное и дополненное . // C-Пб., НПО ЦКТИ, 1998. - 256с.
32. ГОСТ 11022-95 (ИСО 1171-97). Топливо твёрдое минеральное.
Методы определения зольности.
519
33. Коробецкий И.А., Шпирт М.Я. Генезис и свойства минеральных
компонентов углей. Новосибирск, “Наука” Сибирское отделение, 1988, 226 с.
34. ГОСТ 29086—91 ( ИСО 602-83). Уголь. Метод определения
минерального вещества.
35. ГОСТ 147-95 (ИСО 1928-76). Топливо твёрдое минеральное.
Определение высшей теплоты сгорания и вычисление низшей теплоты
сгорания.
36. Изучение локального теплообмена, температуры шлаковой плёнки и
условий эвакуации шлака при сжигании кузнецких углей в топке с жидким
шлакоудалением/ А.Н. Алехнович, В.И. Тимченко, И.Я. Залкинд,-
Теплоэнергетика, 1976, № 1
37. ГОСТ 25543-88. Угли бурые, каменные и антрациты. Классификация
по генетическим и технологическим параметрам.
38. О роли угля в электроэнергетике некоторых стран/ Энергетика за
рубежом, 2010, выпуск 1, с. 3-8
39. Ольховский Г. Г, Тумановский А. Г. Проблемы и перспективы
использования угля в электроэнергетике России.- Энергетик, 2004, №12, с. 9-13
40. Тугов А.Н. Применение новых угольных технологий при техническом
перевооружении угольных ТЭС// Сб. трудов XVI международного
технологического конгресса ‘Новые высокие технологии газовой, нефтяной
промышленности, энергетики и связи - CITOGIC 2006-Томск", 5-9 сентября
2006 г., М„ АТН РФ, 2007, с. 175-184.
41. Углеводородные ресурсы мира/ М.В. Голицын, О.К. Баженова, Н.В.
Пронина и др,- Энергия, 2006, №4
42. Общие мировые извлекаемые запасы
yrnn//www.svoruem.com/forum/601.html
43. Конторович А.Э. Роль и место угля в топливно-энергетическом
балансе мира в XXI веке// Материалы Всемирного горного конгресса (World
mining congress), Кемерово, 5-6 мая 2011 г.
44. Совершенствование топливного баланса тепловых электростанций
России — настоятельное требование времени.- Энергетик,№11,2004, с. 4-9
45. Лейкин В.З. Технология, оборудование, совершенствование
подготовки и сжигания твердого топлива на ТЭС и котельных. Часть 2.
520
Технология, оборудование и совершенствование приготовления пылевидного
топлива на тепловых электростанциях. Санкт-Петербург, ПЭИпк, 2005, 222 с.
46. Деринг И.С., Михайленко С.А. Котлы и котельные установки. -КГТУ, г.
Красноярск, 2002 г.
47. Рябов Г.А. Котельные установки, использующие технологию кипящего
и циркулирующего кипящего слоя. В кн.: Теплоэнергетическое оборудование
ТЭС, Выпуск 1,ЧФПЭИпк, 2009 г., с. 5-50.
48. Лейкин В.З. Создание оборудования и отработка технологии
подготовки топлива для сжигания и газификации в циркулирующем и
стационарном кипящем слое.- Теплоэнергетика. 2008, №1, с. 71-80
49. Рыжков А.Ф. Газификация и энергетика: мировой опыт и оптимальные
решения.- Материалы 4-й Международной научно-практической конференции
конференции "Угольная теплоэнергетика: проблемы реабилитации и развития",
Украина, 2008 г.
50. D.J. Allardice, В.С. Young. Utilisation of Low Rank CoalsZ/Eighteenth
Annual International Pittsburgh Coal Cjnference, Newcastle, New South Wales,
Australia, December 3-7, 2001
51. Experimental investigation on the combustion behaviourof Greek brown
coal with varying moisture content/ E. Kakaras, P. Grammelis, M. Agraniotis, et al//
3nd International Conference on Clean Coal Technologies for our Future, Sardinia,
Italy, May 15-17,2007
52. Буроугольные энергоблоки с оптимизированными основными
компонентами//Энергетика за рубежом. 2010, выпуск 4, с.18-25
53. Новые проекты и технологии производства электроэнергии в
Германии. Перевод Саламов А. А // Энергетика за рубежом, 2010, выпуск 5, с.
11-16
54. Clean Coal Technology. Options for the future/DTi, Great Britain, 1993.
55. Белосельский Б.С., Барышев В.И. Низкосортные энергетические
топлива. М., “Энергоатомиздат", 1989 г., 134 с.
56. Мансуров В. И., Дегтев О. Н., Вдовченко В. С. Изменение качества
экибастузских углей и ущерб от его ухудшения.- В кн.: Надёжность и
экономичность работы котельного оборудования при сжигании экибастузских
углей, Южно-Уральское книжное издательство, г. Челябинск, 1985, с. 3-12
521
57. Изменение теплотехнических характеристик экибастузского угля и
влияние их на технико-экономические показатели работы энергоблоков 300
МВт/ В. И. Мансуров. Г. И. Хромых, Т. М. Клепикова, Л. Г. Бойко.- Там же, с.12-
19.
58. Технико-экономические особенности использования непроектных
углей на тепловых электростанциях/ Е.Р. Говсиевич, Р.Е. Алешинский, Ф.М.
Векслер и др.- Энергетик, 2008, №11, с. 11-13.
59. Качественные характеристики угольного топлива: их влияние на
технико-экономические показатели ТЭС/ Р.Е. Алешинский, Ф.М. Векслер, Е.Р.
Говсиевич, В.И. Эдельман.- Энергетик, 2003, №1, с. 17-20.
60. Оле Year of Operating Experience with a Prototype Fluidized Bed Coal
Dryer at Coal Creek Generating Station/ N. Sarunac, M. Ness, Ch. Bullinger//
Presentation at the Third International Conference on Clean Coal Technologies for
our Future, May15-17 2007, Cagliari, Sardinia, Italy.
61. Влияние качества челябинского бурого угля на ресурс работы бил
молотковых мельниц. Разработка предложений по повышению ресурса работы
бил молотковых мельниц/ Г.Н. Кириченко, С.Л. Петров, И.А. Позин и др. В кн.:
Минеральная часть топлива, шлакование, загрязнение и очистка котлов.
Сборник докладов IVй научно-практической конференции.-т.1-ЧФПЭИпк.-2007 г,
с. 166-170.
62. О сыпучести энергетических углей/ А.Н. Алехнович, В.В. Богомолов,
Н.В. Артемьева//Энергетик, 2009, №11, с.8-12
63. Сжигание непроектного топлива на котлах П-57 энергоблоков 500 МВт
Рефтинской ГРЭС/ А.Н. Алехнович, В.В. Богомолов. Ю.В. Карягин и др.-
Электрические станции, 2002, №9, с. 8-14.
64. Kaneko Sh. Advances in Combustion Technologies and Power Plant
Performance 1тргоуетеп18//Презентация. International Symposium "Low rank
coal", Australia, Melbourne. 2010.
65. ГОСТ 6382-2001 (ИСО 562-98, ИСО 5071-1-97) Топливо твёрдое
минеральное. Методы определения выхода летучих веществ
66. Coal Characterisation at High Heating Rates/ ETSU/ Project Summary
049, Great Britain. March 1996
522
67. Coal Reactivity Differences and Impacts in Oxy-fuel Combustion/ R.K.
Rathnam, T.F. Wall. Y. Liu, L. Elliott.- Research Report 84, The University of
Newcastl, CRC, Australia, May 2008.
68. Методические указания по проектированию топочных устройств
энергетических котлов / Ред. Э.Х. Вербовецкий, Н.Г. Жмерик // C-Пб, ВТИ-ЦКТИ,
1996-270с.
69. Кнорре Г.Ф. Топочные процессы.- ГЭИ, М.-Л, 1959 г., 396 с.
70. Реакционные свойства энергетических углей/ А.Н. Алехнович,
Богомолов В.В. Артемьева Н.В.// В кн.: Горение твердого топлива. Сборник
докладов VII Всероссийской конференции. - Новосибирск, 2009 - Часть 3 - с. 92-
101.
71. Winkin J. Р., Garcia-Mallol J. A. Anthracite Firing In Large Utility Arch
Fired Boilers, Presented at: American Power Conference, Chicago, IL, USA, April 4.
1997
72. Бабий В.И., Куваев Ю.Ф. Горение угольной пыли и расчёт
пылеугольного факела. М., Энергоатомиздат, 1986, 209с.
73. The use of wire mesh reactors to characterise solid fuels and provide
improved understanding of larger scale thermochemical processes/ Lu Gao, Long
Wu, Nigel Paterson et al, Int. J. Oil, Gas and Coal Technology. Vol. 1. Nos. 1/2, 2008
74. Shenker J., Тогреу M., Nehrozoglu A. Engineering development of coal-
fired high-performance power systems. Report. Foster Wheeler Development
Corporation, Livingston, New Jersey, USA. www.netl.doe.gov/publications
75. Schuster H., Penterson C. Experience with various coals in Power Plants
in the United States and Europe/ Technical Publication. Presented at the COAL-GEN
2002 Conference and Exhibition, St. Louis, Missouri, USA, July 31-August 2, 2002
76. Structure and reactivity of coal fractions related to characterization using
total reflectance histograms/ ETSU/Project Summary 161, Great Britain, December
1998
77. Thompson A. W. A burner manufacturer’s approach to tackling carbon in
Пу ash/ Conference Proceedings. Third Annual Conference on Unburned Carbon on
Utility Fly Ash. FETC Publications, Pittsburgh, USA, 13-14 May1997
78. Sanyal. A. Role of Macerals - An Underappreciated Coal Quality
Parameter For Unbumed Carbon Characterization and Control// Third DOE
523
Conference on Unbumed Carbon on Utility Fly Ash. FETC Publications, Pittsburgh,
USA. 13-14 May 1997.
79. Исследования реакционных свойств и пористой структуры
петрографических микрокомпонентов углей/ П.Е. Хмельницкий, В.И. Елчина,
И.А. Яворский// В кн.: Горение твердого топлива. Материалы IV Всесоюзной
конференции. - Новосибирск, Наука, 1974 - T.III - с. 250-257.
80. The behaviour of inertinite macerals under pulverised fuel (pf) combustion
conditions/ C. G. Thomas, M. E. Gosnell, E. Gawronski, D. Phontanant, M.
ShibaokaZ/Organic Geochemistry, Volume 20, Issue 6, August 1993, Pages 779-788.
81. Application of Image Analysis for Prediction of Burnout Potential/
ETSU/Project Summary 074, Great Britain, September 1997
82. Wigley F., Williamson J. Coal Mineral Transformations- Effects on Boiler
Ash Behaviour// Report No. COAL R278 DTI/Pub URN 05/659, Great Britain, March
2005.
83. The role of mineral matter in the combustion and gasification reactivity of
coal blends/ DTi, Project Summary 176, Great Britain, October 1999
84. Тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный метод). Издание
2-е, переработанное // М., Энергия, 1973. - 295 с.
85. Mineral Matter Effects on Char Structural Evolution and Oxidation Kinetics
During Coal Char Combustion/ M. Lunden, Ch. Shaddix, D. Hardesty et al. //
Препринт конференции Engineering Foundation: "Impact of mineral impurities in
solid fuel combustion", Kona, USA, 2-7 November 1997 r.
86. ГОСТ 12.1.010-76. Группа T58. Взрывобезопасность. Общие
требования.
87. Woskoboenko F. Explosibility of Victorian brown coal dust. Presentation
on American Chemical Society Symposium "Structure and Properties of Low Rank
Coals", 5-10 April 1987 at Denver, Colorado, USA (Fuel, Volume 67, Issue 8, August
1988, Pages 1062-1068).
88. Knoetze T.P., Kessler I.I.M., Brandt M.P. The explosibility of South African
coals as determined in a 40-litre explosion vessel// J. S. Afr. Inst. Min. Metall., vol.
93, № 8.- Aug. 1993, pp. 203-206.
89. Толчинский E.H., Киселёв В.А., Яковлева В.С. Новая концепция
взрывобезопасности пылеприготовительных установок электростанций. - В сб.:
524
Развитие технологий подготовки и сжигания топлива на электростанциях. М.:
ВТИ, 1996. с. 142- 157.
90. Гаврилов Е.И.. Топливно-транспортное хозяйство и
золошлакоудаление на ТЭС. М., Энергоатомиздат, 1987
91. Improvement in the correlation between the composition index and the
explosibility index for coal dust/ J. Garcia-Torrent, J. Cantalapiedra-Fuchs, J-M.
Montes-Villalon, R. AlcSntara-Pedreira// Fuel, Volume 70, Issue 9, September 1991,
Pages 1099-1101
92. Dust explosions in factories precautions required with combustible dusts.
Published by the Department of Labour. Wellington. New Zealand, 1985
93. DeJuliis J.R., Lowry C.D., Krasnoff J. National Emphasis Program (NEP)
Combustible Dust CPL 03-00-008. MOSH Instruction 07-9.-USA.- August, 2008
94. CPL 03-00-008. Combustible Dust National Emphasis Program
(Reissued). 03/11/2008, USA.
95. РД 153-34.1-03.352-99. Правила взрывобезопасное™ топливолодачи
и установок для приготовления и сжигания пылевидного топлива
96. СО от 24.06.2003 N 153-34.03.352-2003. Инструкция по обеспечению
взрывобезопасное™ топливоподач и установок для приготовления и сжигания
пылевидного топлива
97. Влияние зольности на взрывоопасные свойства пыли твёрдого
природного топлива/ Е.Н. Толчинский, В.А. Киселёв, В.А. Колбасников, В.С.
Яковлева// Электрические станции, 2001, № 9, с. 16-19
98. Взрывоопасность угольной пыли/ А.Н. Алехнович, В.В.Богомолов,
Н.В. Артемьева//Энергетик, 2011, №4.-с.10-14
99. Coal Dust Explosibility Meter. Technology News. NIOSH. N 461, July
1997.
100. Кушнаренко В.В.. О сущности критерия взрываемости в инженерном
методе оценки взрывоопасных свойств пыли энергетического топлива//
Электрические станции, 2000, №8, с.30-34.
101. Толчинский Е.Н., Лаврентьев А.Ю.. Критерий взрываемости
топливной пыли как основа классификации природного твердого топлива по
пригодности его к хранению на открытых угольных складах// Электрические
станции, 2003, №2, с. 2-6
525
102. РД 34.44.101-96 Типовая инструкция по хранению углей, горючих
сланцев и фрезерного торфа на открытых складах электростанций.
103. Титов И.Г. Об определении окисляемости углей при длительном
хранении//Уголь, 1981, №6, с. 48-51.
104. Самовозгораемость углей// Техническая энциклопедия, том 20. М.,
Издательство “Советская Энциклопедия", 1927-1934.
105. В.С. Веселовский. Химическая природа горючих ископаемых. М.,
Издательство Академии Наук СССР, 1955, 424 с.
106. Бабкин Р.Л. Хранение угля и торфа на электростанциях. М.:
Энергоиздат, 1982. - 166с.
107. Угли СССР (справочник).-М., Недра, 1975
108. В.В. Beamish, A. Arisoy. Effect of intrinsic coal properties on self-heating
rates/12th U.S./North American Mine Ventilation Symposium 2008
109. Бабкин P. Л./ Классификация энергетических углей по пригодности к
хранению и по пожаро,- взрывоопасности их пыли// В кн.: Особенности углей,
перспективных для тепловых электростанций. М.:Энергоатомиздат, 1988
110. Алехнович А.Н., Богомолов В.В. Об условиях надёжного хранения
топлива// Энергетик, 2009, №12, с. 13-15
111. Miron Y., Smith А. С., Lazzara С. Р. Methods to predict the spontaneous
combustion potential of coal. In: 9 th annual international Pittsburgh coal conference:
Coal - energy and the environment.- Pittsburgh, PA, USA, 12-16 Okt. 1991.
112. Алехина В. И. Влияние степени окисленности угля на его
самовозгорание// В кн. Исследование каменных углей Сибири. Новосибирск:
Наука. 1974,- с. 63-74.
113. The spontaneous combustion tendency of blended coal. Y.S. Nugroho,
A.C. McIntosh and B.M. Gibbs//17th International Colloquium on the Dynamics of
Explosions and Reactive Systems. Heidelberg, Germany. July 25 - 30, 1999.
114. Алехнович A.H., Сучков С.И. О тепловом расчёте реакционной
камеры слоевого газогенератора с жидким шлакоудалением.// В кн.: Горение
твердого топлива. Сборник докладов VII Всероссийской конференции. -
Новосибирск. 2009 - Часть 3 - с. 92-101.
115. ГОСТ 4790-93(ИСО 7936-92). Топливо твёрдое. Определение и
представление показателей фракционного анализа. Общие требования к
аппаратуре и методике.
526
116. Методические рекомендации по исследованию шлакующих и
огрязняющих свойств углей. Разработаны ОАО “УралВТИ", Исполнители А.Н.
Алехнович. Э.П. Дик. Челябинск, 1998 г.
117. Распределение внешней и внутренней золы в угольной продукции
для антрацитовых ТЭС/ И.Л. Голенко, А.А. Батрак, Н.В. Чернявский.-
Материалы 4-й Международной научно-практической конференции “Угольная
геплоэнергетика: проблемы реабилитации и развития", Украина, Алушта. 2008.
118. The distribution of mineral matter in pulverised coal particles in relation to
burnout behaviour/ F. Wigley, J. Williamson, W. H. Gibb//Fuel, Volume 76, Issue 13,
October 1997, Pages 1283-1288.
119. ГОСТ 10538-87. Топливо твёрдое. Методы определения химического
состава золы.
120. Залкинд И.Я., Вдовченко В.С., Дик Э.П. Зола и шлаки в котельных
топках. М., Энергоатомиздат. 1988. - 79 с.
121. Gupta R. Advanced Coal Characterization: A Review/ 2006 Sino-
Australia Symposium on Advanced Coal Utilization Technology. July 12-14, 2006,
Wuhan, China.
122. Huffman G.P., Huggins F.E., Dunmyre G.R. Investigation of the high-
temperature behaviour of coal ash in reducing and oxidizing atmospheres. // Fuel.
1981, v. 60. July. p. 585-597.
123. F. Wigley, J. Williamson. The Characterisation of Fly Ash Samples and
Their Relationship to the Coals and Deposits from UK Boiler Trials// In J. Williamson
and F. Wigley (Eds.). The Impact of Ash Deposition on Coal Fired Plants.
Washington: Taylor & Francis, 1994,- p. 385-398.
124. Computer-Controlled Scanning Electron Microscopy (CCSEM) and image
analisis of coal/ L. Yan, R. Gupta. T. Wall. K. Kerrison/ZResearch Report 21 - Project
I 1. University of Newcastle, Australia. March 2001
125. Benson S.A., Holm P.L. Comparison of inorganic constituents in three
low-rank coals// Ind. Eng. Chem. Prod. Dev-1985.-№24.-p.145-149.
126. Исследования энергетических углей методом химического
фракционирования и оценка их загрязняющих свойств/ А.Н. Алехнович, В.М.
Талова, В.В. Богомолов. В.Е. Гладков//Теплоэнергетика. 2001.-№ 5.-е. 55-63.
127. Алехнович А.Н.. Богомолов В.В. Исследование прочности отложений
и спекания золошлакового материала// В кн.: Влияние минеральной части
527
энергетических топлив на условия работы парогенераторов: Тезисы докладов
III Всесоюзной конференции- Таллин: ТПИ, 1980, секция I, том А
128. Benson S.A. Ash Formation and Behavior in Utility Boilers// Microbeam
Technologies Inc. Newsletter Articles.- 2001
129. Kaneko Sh. Advances in Combustion Technologies and Power Plant
Performance 1тргоуетеп1$//Презентация. International Symposium "Low rank
coal", Australia, Melbourne, 2010.
130. Leithner R., Muller H. CDF studies for boilers/ZSecond M.l.T. Conference
on Computational Fluid and Solid Mechanics, Cambridge, 2003, p. 989
131. Review of models and tools for slagging and fouling prediction for
biomass co-combustion/ A.F. Stam, W.R. Livingston, M.F.G. Cremers, G. Brem// IEA
Bioenergy Network. Arnhem, December 2009
132. Алехнович A.H., Майданик M.H. Усовершенствованный алгоритм и
компьютерная программа прогнозирования шлакования и шлакующих свойств
углей// В кн.: Минеральная часть топлива, шлакование, загрязнение и очистка
котлов: Сборник докладов третьей научно-практической конференции. -
Челябинск, УралВТИ, 2001. - т.1, с. 53-62.
133. Загрязнение и износ поверхностей нагрева парогенераторов.
Вдовенко М.И., Баяхунов А.Я., Чурсина Н.Я. Алма-Ата, «Наука» КазССР, 1978.
134 с
134. Л.Я. Скрябина. Атлас промышленных пылей. Часть I. Летучая зола
тепловых электростанций. М.: ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1980, 48 с.
135. Влияние минеральной части энергетических углей на работу
котлоагрегатов/ М.И. Вдовенко, В.С. Бадакер, Н.Б. Киселев, Л.В. Москаленко—
Алма-Ата: Наука, 1990. — 148 с.
136. ГОСТ 21708-96. Топливо твердое минеральное. Метод определения
коэффициента абразивности золы.
137. Raask Е. Erosion Wear in Coal Utilization. Washington: Hemisphere
Publishing Corp., 1988., 621 p.
138. Братчиков В.И. О прогнозировании абразивных свойств золы при
сжигании каменных углей/ В сб. Теплоэнергетика электрических станций и
промышленных установок. Томск, ТомПИ, 1981
139. Raask Е. Mineral Impurities in Coal Combustion: behavior, problems, and
remedial measures/ Hemisphere Pub., London, 1985.
528
140. Benson S.A., Sondreal E.A. Ash-Related Issues During Combustion and
Gasification/ В кн.: “Impact of Mineral Impurities in Solid Fuel Combustion", Kluwer
Academic/Plenum Publisher, 1999, pp. 1-21
141. Modelling the Initial Structure of Ash Deposits and Structure Changes
Due to Sintering/ H.R. Rezaei, R.P. Gupta, T.F. Wall et al. Там же, pp. 753-766.
142. Алехнович А.Н. Расчёт вязкости шлаковых расплавов и его
использование для анализа применимости непроектных углей.
Теплоэнергетика, 2003, №12.
143. Алехнович А.Н. Анализ методов расчёта вязкости расплава по
сведениям о его химическом составе применительно к отечественному банку
данных по углям с кислым составом золы В кн.: Минеральная часть топлива,
шлакование, загрязнение и очистка котлов. Сборник докладов IVй научно-
практической конференции.-т.Н-ЧФПЭИпк.-2007 г, с. 71-82.
144. Kalmanovich D.P., Frank М. An effective model of viscosity for ash
deposition phenomena.// Proc. Conf, on Mineral Matter and Ash Deposition from
Coal.- 1988. p. 89-101.
145. Sage W.L., McIlroy J.B. Relationship of Coal-Ash Viscosity to Chemical
Composition// Journal of Engineering for Power.-1960.-v.82.-Series A.-№ 2,- pp. 65-
75.
146. Алехнович А.Н. Анализ маневренности котлов по условиям жидкого
шлакоудаления. Электрические станции, 2005, №6, с.16-21.
147. Алехнович А.Н., Сучков С.И. Условия выхода жидкого шлака в
горновом газогенераторе ВТИ и совершенствование конструкции узла
шлакоудаления. Энергетик, 2008, №10, с. 12-15.
148. Steam/ its generation and use/ S.C.Stultz, J.B. Kitto// The Babcock &
Wilcox Company. American Boiler Manufacturers Association, 41st edition, 2005.
149. Алехнович А.Н. Уточнение расчётной схемы закрепления частиц и
роста шлаковых отложений. Теплоэнергетика. 2008, №9, с. 24-28.
150. A fundamentally based model of slag formation in utility boilers /J.J.
Helble, S. Srinivasacher, C.L. Senior et al // Preprint of the Second Australian
Workshop on Ash Deposition - Brisbane, Australia, 1992. July 13-14.
151. Simulator development of entrained flow coal gasifiers at high
temperature and high pressure atmosphere/ H. Tominaga, T. Yamashita, T. Ando, N.
Asahiro// IFRF Combustion Journal, Article Number 200004, June 2000
529
152. Simulation of ash deposit in pulverized coal-fired boiler/ J.R. Fan, X.D.
Zha, P. Sun. K.F. Cen // Fuel, 2001.- №80.- pp 645-654.
153. Prediction of ash deposition in a pulverized coal-fired axi-symmetrical
furnace/ F.C.C. Lee, G.S. Riley, F.C. Lockwood // The impact of ash deposition on
coal fired plants. Edited by J. Williamson and F. Wigley. Taylor &Francis,
Proceedings of the Engineering Foundation Conference, England, Solihull, June 20-
25. 1993.- p. 247-258.
154. ГОСТ 19242-73. Топливо твёрдое. Ситовый метод определения
гранулометрического состава.
155. Мордасов Д.М., Мордасов М.М. Технические измерения плотности
сыпучих материалов. Тамбов: Изд-во Тамб. гос. техн, ун-та, 2004. 80 с.
156. Шелков А.К., Справочник коксохимика, т. 1, М.: Металлургия, 1964.-
494 с.
157. ГОСТ 2160-92. Топливо твёрдое минеральное. Методы определения
плотности.
158. Speight J. G. The chemistry and technology of coal. 2nd Edition, Marcel
Dekker Inc., New York. 1994, 642 p.
159. Русчев Д.Д., Химия твёрдого топлива, Л., Химия, 1976 г., 255 с.
160. ГОСТ 4790-93 (ИСО 7936-92) Топливо твёрдое. Определение и
представление показателей фракционного анализа. Общие требования к
аппаратуре и методике
161. В справочник энергетика//Электронный журнал "ЭСКО’’, 2005, №7.
162. Белосельский Б.С., Барышев В.И. Низкосортные энергетические
топлива: Особенности подготовки и сжигания. — М.: Энергоатомиздат, 1989.
136 с.
163. Zhang Xiaopeng, Huang Cheng, Liu, Weibo. Frozen-intensity test
research of frozen coal with steel. Proc. SPIE. Vol. 4537, p. 87-90.
164. О сыпучести энергетических углей/ А.Н. Алехнович, В.В. Богомолов,
Н.В. Артемьева// Энергетик, 2009, №11, с.8-12
165. Predictive Indices for Coal Performance: Project Summary 053/ETSU for
the DTI; Reference No. Coal R085. Great Britain, February 1997.
166. Coal handleability - Addressing the concerns of the electric utility
industry/ B.J. Arnold, C.D. Harrison and R.A. Lohnes// Mining Engineering, 1992
January, vol. 44, pp. 84-89.
530
167. Осокин В. П., Барышников В. С. Характеристика сыпучих свойств
углей по влажности// Электрические станции, 1974, № 5, с. 14-16
168. Industrial Evaluation of a Coal Handleability Monitor: Project Summary
249/DTI/Pub URN 00/650; Great Britain, March 2000.
169. Enhancing handleability through coal blending using multi-parameter
optimization -a jointly funded project with BCURA/ DTi, Project Summary 257, Great
Britain, March 2002
170. Ch. Spero. Walloon coals: their properties and Power Station
performance/ZQueensland Coal. March 1998, pp. 26-38.
171. Johanson J.R. The Johanson Indicizer System vs. the Jenike Shear
Tester: New Technology Simplifies Solids Flow Properties Characterization// Bulk
Solids Handling. May 1992, Vol. 12, № 2.
172. Improvements to Methods for Assisted Discharge of Coal and Ash from
Storage. Project Summary 211//DTI. Great Britain, March 1999.
173. Толчинский E.H., Погребицкая E. E. Влияние влажности на
показатели сыпучих свойств АШ ухудшенного качества// Теплоэнергетика,1988,
№3. с.36-39.
174. Handling Characteristics of Coal. Project Summary 195 // DTI. Great
Britain. December 1999.
175. РД 34-44-217-97. Методические указания "Определение сыпучих
свойств твёрдых топлив (углей) и их учёт при проектировании элементов
топливоподачи". - Челябинск, 1998. - 35 с.
176. Development of a Coal Handleability Index/ G.O’Brien, M. O’Brien, A.
Taylor, St. Fraser// CSIRO, Australia, Project Number: C14071, April 2007.
177. Минеральная часть и шлакующие свойства кузнецких
энергетических углей/ А.Н. Алехнович, В.В. Богомолов, В.Е. Гладков. Н.В.
Новицкий. В кн.: Минеральная часть топлива, шлакование, загрязнение и
очистка котлов. Сборник докладов 1Г научно-технической конференции.-т.1-
Челябинск, УралВТИ.-1996 г, с. 1-16.
178. The Behaviour of Coal Blends in Power Station Boilers/ Project
Summary, 204.- Great Britain, DTL-January 1999.
179. Клер В. P. Изучение и геолого-экономическая оценка качества углей
при геологоразведочных работах. М., Недра, 1975, 320 с.
531
180. ГОСТ 15489.2-93 (ИСО 5074-80) Угли каменные. Метод определения
коэффициента размолоспособности по Хардгрову.
181. Лебедев А.Н. Подготовка и размол топлива на электростанциях. М.,
Энергия, 1969 г.
182. ГОСТ 15489.1-93. Угли бурые, каменные, антрацит и горючие
сланцы. Метод определения коэффициента размолоспособности по ВТИ.
183. В. М. Петров, В. С. Яковлева. О применении метода Хардгров для
определения коэффициента размолоспособности энергетических топлив
СССР. В кн.: Подготовка и сжигание топлива в топках мощных паровых котлов
ТЭС. М., Энергоатомиздат, 1984, с. 38-41.
184. Исследование размолоспособности углей. В. П. Осокин, Н. В.
Новицкий, Н. П. Лопаева. В кн.: Повышение надёжности и экономичности
энергетических блоков. Выпуск 4, Южно-уральское книжное издательство, г.
Челябинск, 1974, с. 7-11.
185. Spero Ch. Utilisation of Queensland's low and high volatile coals in
Power Generation//EU-Australia Coal Conference, Germany, 24-25 September 2001.
186. Speight J. G. Handbook of coal analysis. -John Wiley and Sons. Inc.,
Publication, 2002, 222 p.
187. Особенности расчёта расхода шаров при размоле смеси углей в
мельнице типа ШБМ/ Л.В. Голышев, П.И. Омеляновский, И.С. Мысак,
Электрические станции, 2008, №6, с. 26-28.
188. Trimble A.S. Studies of the relationship between coal petrology and
grinding properties//ln book Blaschke W. "New Trends in Coal Preparation
Technologies and Equipment", USA, GSA Joint Annual Meeting (April 3-5, 2002).
189. Левит Г.Т. Пылеприготовление на тепловых электростанциях. -М.:
Энергоатомиздат, 1991. - 384 с.
190. Unique boiler design flexibility for a wide range of coal properties for
CGESJ San Jose Guatemala Project/ R. Dube, C. Gillum, K. Toupin, J. Erickson//
Presented at Power-Gen2000 International, Orlando, Florida, November 14-16, 2000
191. Prediction of coal grindability based on petrography, proximate and
ultimate analysis using multiple regression and artificial neural network models/ S.C.
Chelgani, J.C. Hower, E. Jorjani et al. Fuel processing technology.
2008, vol. 89, №1, pp. 13-20.
532
192. Effects of moisture and coal blending on Hardgrove Grindability Index of
Western Australian coal/ H.B. Vuthaluru , R.J. Brooke, D.K. Zhang, H. M. Yan. Fuel
Processing Technology, Volume 81, Issue 1,15 April 2003, Pages 67-76.
193. Влияние минеральных примесей на размолоспособность углей. Е.Н.
Толчинский, Л.А. Зенькевич, Т.В. Миренюк. В кн.: Особенности углей,
перспективных для тепловых станций, М., Энергоатомиздат, 1988, с. 108-112.
194 Spero Ch. Hargreaves DJ, Kirkcaldie RK, Flitt H.J. Review of test
methods for abrasive wear in ore grinding. Wear. Volume 146, Issue 2, 28 June
1991, Pages 389-408
195a. СТ ИСО 12970-97. Топливо твёрдое минеральное. Определение
истирающей способности.
1956 British Standard. BS 1016-111:1998, ISO 12900:1998. Methods for
analysis and testing of coal and coke. Determination of abrasion index of coal.
195b. 194 Particle Impact Erosion and Abrasion Wear - Predictive Methods
and Remedial Measures/ D.J. Foster, W.R Livingston, J. Wells et al// Mitsui Babcock
Energy Limited. Report No.COAL R241, DTI/Pub URN 04/701, March 2004.
196a. Абразивные свойства энергетических углей/ А.Н. Алехнович,
В.В.Богомолов, Н.В. Артемьева //Электрические станции. 2011, № 2, с. 17 - 23
1966. Tlotleng МТ. Coal characteristics that lead to abrasion during
grinding/MSc Research Report/ 2011-10-18, http://hdl.handle.net/10539/10572
197a. 196 D. Tickner, R. W. Maier. Design Considerations for Pulverized Coal
Fired Boilers Combusting Illinois Basin Coals. Electric Power 2005, April 5 -7.
1976. Rock testing methods to determinate the cuttability of rock. Report of
Antraquip Corporation. 2009. http://www.antraquip.net
197b. Predicting tool wear in drill and blast/ R.J. Plinninger, G. Spaun, K.
Thuro//Tunnels & Tunnelling International Magazine, 2002, April.
198a. Mechanical and related properties of some eastern coals/ A.A. Terchick,
R.W. Shoenberger, B. Perlic, L.F. DeRusha// 145th Nat. Meeting ACS, Div. Fuel
Chem., 1963, New York 7(2), 95-109
1986. Spero Ch. Assessment and prediction of coal abrasiveness/ Fuel,
Volume 69, Issue 9, September 1990, Pages 1168-1176
199. Агроскин A.A., Гончаров Е.И. Теплоёмкость углей// Кокс и химия,
1965, №7, С. 8-13.
533
200. Silbernagel B.G. Physical Characterization of Coal Surface. In: Interfacial
Phenomena in Coal Technology . Edited by G. D. Botsaris and Y. M. Glazman,
Marcel Dekker, Inc., New York, USA, 1988, 464 p.
201. Herrin J. M., Deming D. Thermal conductivity of U.S. coals// Journal of
Geophysical Research, Volume 101, Issue B11, p. 25381-25386
202. Теплотехнический справочник. Ред. B.H. Юренев, П.Д. Лебедев, М.:
Энергия, т. I, II, 1975.
203. Предельно допустимые концентрации (ПДК) загрязняющих веществ
в атмосферном воздухе населённых мест. Гигиенические нормативы ГН
2.1.6.1338-03
204. ГОСТ Р 50831-95 "Установки котельные. Тепломеханическое
оборудование. Общие технические требования”.
205. РД 153-34.0-02.303-98. Инструкция по нормированию выбросов
загрязняющих веществ в атмосферу для тепловых электростанций и
котельных.
206. Алехнович А.Н. Обеспечение нормативных выбросов оксидов серы
при пылеугольном сжигании/ В кн. “Теплоэнергетическое оборудование ТЭС".
Выпуск I. Челябинск, ЧФПЭИпк, 2009 г., с. 51-74.
207. РД 34.02.305-98. Методика определения валовых выбросов
загрязняющих веществ в атмосферу от котельных установок ТЭС.
208. СО 153-34.02.304-2003. Методические указания по расчёту выбросов
оксидов азота с дымовыми газами котлов тепловых электростанций.
209. Макроэкологические аспекты развития теплоэнергетики России/ А.Ф.
Дьяков, АЛ. Берсенев, Е.И. Гаврилов // Теплоэнергетика. 1996. №2. с. 29—33.
210. Шульман В.Л. Оценка экологических свойств энергетического
топлива//Теплоэнергетика. 2001, № 1 с. 57-61.
211. Киотский протокол к Рамочной конвенции ООН об изменении
климата. Секретариат Конвекции об изменении климата, Бонн, 2003.
212. Роганков М.П., Частное В.Б. Киотский протокол на перепутье//
Энергетик. 2004. №9. с. 12-14.
213. Рябов Г.А. Проблемы улавливания СО2 из циклов энергетических
установок и его захоронения. Состояние исследований и разработок по
сепарации, транспорту и захоронению СОг в Европе и новые исследования в
России// 3-я Международная научно-практическая конференция" Актуальные
534
проблемы энергетики Сборник докладов.- Екатеринбург, 2007 (21.11.07-
23.11.07)
214. Перспективные воздухоохранные технологии в энергетике. Г.Г.
Ольховский, А.Г. Тумановский, В.П. Глебов, А.П. Берсенев//В кн.
“Природоохранные технологии ТЭС". М., ВТИ, 1996 г., с. 3-13.
215. Zou L. Microscopic nature and elemental composition of brown coal fly
ash particles from a large coal fired Power Station// in APCSEET 2001 :
Proceedings of the 3rd Asia-Pacific Conference on Sustainable Energy and
Environmental Technologies, World Scientific, Singapore, pp. 392-397
216. Обеспечение экологических требований при производстве
тепла и электроэнергии на тепловых электростанциях. А.Г. Тумановский,
В.П. Глебов, А.Н. Чугаева и др.// Теплоэнергетика. 2006. № 7. с. 35-42
217. Алехнович А.Н., Серков Д.Е. Влияние характеристик топлива на
эффективность работы электрофильтров// Очистка котлов, золоулавливание и
использование золы. Сборник докладов Vй научно-технической конференции
"Минеральная часть топлива, шлакование, очистка котлов, улавливание и
использование золы", Том II, с. 124-134 - Челябинск, 2011.
218. Современные природоохранные технологии в электроэнергетике -
Информационный сборник. Ред. В.Я. Путилов.- М.: Издательский дом МЭИ,
2007.-388 с.
219. Ужов В.Н. Очистка промышленных газов электрофильтрами. М.:
Химия, 1967. - 344 с.
220. Старк С.Б. Газоочистные аппараты и установки в металлургическом
производстве. М.: Металлургия, 1990.-400 с.
221. Шмиголь И.Н., Ольшанский Ю.П., Кондиционирование дымовых
газов перед их электрогазоочисткой.- М.:ИУЭГУУ, ИПКгосслужбы, 2006.- 92 с.
222. Коузов П. А., Скрябина Л. Я. Методы определения физико-
химических свойств промышленных пылей.—Л.: Химия, 1983.-143 с.
223. Parker K.R. Electrical operation of electrostatic precipitators, Institution of
Electrical Engineers, 2003, Technology & Engineering. 270 pages.
224. Whelband B. Influence of Coal Blending on Electrostatic Precipitator
Performance at Tarong Power Station// Australia. The University of Queensland,
Thesis & Seminars. E1445,1999
535
225. Mineralogical Composition of the Highvale Mine Coals and Its Impact on
Plant Performance/ Th. Gentzis, F. Goodarzi, A. Hickinbotham/ZEnergy Sources, Part
A: Recovery, Utilization, and Environmental Effects, 1995, Volume 17, Issue 6, pages
681 - 702.
226. Сравнение характеристик уносов, отобранных при сжигании
берёзовского угля за котлами, работающими по традиционной пылеугольной и
по ВИР технологиям/ А.Н. Алехнович, В.В. Богомолов, Н.М. Умрилова//
Энергетик, 2008, №1.
227. Investigations on fly ash resistivity: development of empirical relations
based on experimental measuremen/ A.Chandra, Saanjeev Kumar, Subodh Kumar,
P.K.Sharma.- X International Conference on Electrostatic Precipitation (ICESP),
Paper 8B1- Australia, June 2006
228. Чекалов Л. В.. Научные основы создания электрогазоочистного
оборудования нового поколения : Автореферат диссертации ... доктора
технических наук : 05.14.12 / - Семибратово, 2007. - 297 с.
229. Whelband В. Influence of Coal Blending on Electrostatic Precipitator
Performance at Tarong Power Station// Australia, The University of Queensland,
Thesis & Seminars, E1445, 1999
230. ГОСТ 30404-2000 (ИСО 157-75). Топливо твердое минеральное.
Методы определения форм серы.
231. D2492-02R07 Test Method for Forms of Sulfur in Coal (Стандарт ASTM
Volume 05.06, Gaseous Fuels; Coal and Coke)
232. В.И. Саранчук, B.B. Ошовский, Г.А. Власов. Физико-химические
основы переработки горючих ископаемых.- Донецк: ДонДТУ, Схщний
видавничий д1м. - 2001. - 304 с.
233. Кизильштейн Л.Я. Генезис серы в углях. Издательство Ростовского
университета, г. Ростов, 1975 г., 200 с.
234. The instrumental method for directly determination organic sulfur in coal.
Final technical report/ Illinois State Geological Survey; USA. Investigators: M. Luo, J.
M. Lytle, M.-l. M. Chou, S. J. Chou and C. Chaven.- ICCI Project Numbers: 96-
1/7.1A-1998.
235. Максимович Н.Г. Геохимия угольных месторождений и окружающая
среда// Вестник Перм. ун-та.-Пермь, 1997.-Вып.4.-Геология.-С.171-185.
536
236. Ch. van Alphen. Factors influencing fly ash formation and slag deposit
formation (slagging) on combusting a South African pulverised fuel in a 200 MWE
boiler// University of the Witwatersrand, Johannesburg. UAF, 2005 (диссертация на
степень доктора философии).
237. М. Laumb, S. A. Benson, J. Laumb. Ash behavior in utility boilers: A
decade of fuel and deposit analysis // Proceedings of the Conference “Power
Production in the 21s' Century: Impacts of Fuel Quality and Operations". Snowbird,
Utah, USA, October 28 - November 2, 2001.
238. W. L. Daniels. B. Stewart, D. Dove. Reclamation of Coal Refuse Disposal
Areas// Department of Crop and Soil Environmental Sciences, Virginia Tech
Publication Number 460-131. June 1996.
239. Whelan J.F., Cecil C.B., Dulong F.T., Stanton, R.W. Annual meeting of
the Geological Society of America; Vol/lssue: 17; 98. Orlando. FL, USA. 28-31 Oct.
1985.
240. Zevenhoven R.. Kilpinen P. Control of Pollutants in flue gases and fuel
gases// Book on-line. ISBN 951-22-5527-8.- Helsinki University of Technology,
course ENE-47.153.- January 17. 2005.
241. Эколого-экономические аспекты внедрения новых технологий
обогащения углей/ Б.С.Панов. Э.В. Янковская, А.Я. Лаптиенко, М.Е.
Басанцева/ХЭСКО (Электронный журнал энергосервисной компании
“Экологические системы”), 2006.- №1
242. Thermal transformations of Nitrogen and Sulfur Forms in Peat Related to
Coalification/ S.R. Kelemen, M. Afeworki, M.L. Gorbaty et al// Energy and Fuels,
2006, 20. pp. 635-652.
243. Coal Mine Drainage Prediction and Pollution Prevention in Pennsylvania/
K.B.C. Brady. R.J. Hornberger, G.FIeeger// Department of Environmental Protection,
Harrisburg, PA, USA.-1998
244. Role of pyrite in formation of hydroxyl radicals in coal: possible
implications for human health/ C. A. Cohn. R. Laffers. S. R. Simon, et al // Part Fibre
Toxicol. Published online 2006 December 19.
245. Юровский А.З. Минеральные компоненты твёрдых горючих
ископаемых.- М., Недра, 1968, 216 с.
537
246. Prediction of Water Quality at Surface Coal Mines/ Robert L. P.
Kleinmann (Editor)// The National Mine Land Center, Morgantown, West Virginia,
December 11. 2000.
247. Оценка разновидностей серы в энергетических углях/ А.Н.
Алехнович, Н.В. Артемьева, В.В. Богомолов II Сборник докладов VII
Всероссийской конференции, Горение твёрдого топлива, ч. 3, Новосибирск,
2009.
248. Прогнозирование шлакующих и загрязняющих свойств углей/ А.Н.
Алехнович, В.В. Богомолов, В.Е. Гладков, Н.В. Артемьева// Электрические
станции. 1998 - № 4,- с. 2-6.
249. The effect of coal blending on combustion performance/ DTi, Project
Summary 224, Great Britain, March 2000
250. Коробецкий И.А. Система управления качеством угля // Презентация
на IVй научно-практической конференции "Минеральная часть топлива,
шлакование, загрязнение и очистка котлов". - Челябинск. 2007
251. Sehgal Randhir, Shea Suzanne. Process optimization: Dynamic coal
blending helps improve the bottom line// Power, 2001, vol. 145, №3. pp. 59-62
252. О выборе оптимального соотношения смесей для сжигания на ТЭС/
А.Н. Алехнович, В.В. Богомолов, Н.В.Артемьева// В кн.: Горение твердого
топлива. Сборник докладов VI Всероссийской конференции. - Новосибирск,
2006 - Часть 2 - с. 4-11.
253. Алехнович А.Н., Богомолов В.В. Применение смесей углей на ТЭС
для расширения топливной базы и решения вопросов экологии// Электрические
станции, 2010, №4 , с. 2-8
254. Effects of moisture and coal blending on Hardgrove Grindability Index of
Western Australian coal/ H.B. Vuthaluru . R.J. Brooke, D.K. Zhang, H. M. Yan. Fuel
Processing Technology, Volume 81, Issue 1,15 April 2003, Pages 67-76.
255. Coal Technology. Consultancy in coal utalisation //www.coaltech.com.au.
256. Исследование влияния газового угля на выгорание смеси с
антрацитом в факеле/ И.В. Бесценный, Д.Л. Бондзик, Т.С. Щудло, Н.И.
Дунаевская// Сборник докладов Vй научно практической конференции
"Минеральная часть топлива, шлакование, очистка котлов, улавливание и
использование золы". Том I, Проблемы и совершенствование угольной
энергетики, Челябинск, ИЦЭУ, 2011 г„ с. 170-175.
538
257. Characterisation of coal blends for pulverised fuel combustion/ J. Haas,
M. Tamura. R. Weber/ZFuel. Volume 80, Issue 9, July 2001, Pages 1317-1323.
258. Performance Prediction in Advanced Coal Fired Boilers. Laboratory and
semi-industrial scale experiments with a series of pulverised coal blends/ D.J.
Morgan, P.J. Dacombe, J. Haas, W. L. van de Kamp// International Flame Research
Foundation, Contract No JOF3 - CT95 - 0005. Umuiden, 1998
259. Исспедования шлакующих свойств смесей углей/ А.Н. Алехнович,
В.В. Богомолов. Н.В. Артемьева, В.Е. Гладков// Теплоэнергетика. 2000, №8,
с.35-40.
260. Кухаренко Т. А. Окисленные в пластах бурые и каменные угли. М.,
«Недра», 1972, с. 216.
261. ГОСТ 8930 — 94. Угли каменные. Метод определения окисленности.
262. Дубровский В.А. Методы и средства повышения эффективности
энергетического использования углей Канско-Ачинского бассейна. Автореферат
диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук.
Красноярск - 2008.
263 Алехнович А.Н. Технические характеристики и реакционные свойства
окисленных углей/ Энергетик, 2010, № 8, с.16-20
264. Веселовский В.С. Испытание горючих ископаемых. М., ГНТИ
Литературы по геологии и охране недр.-1963.- 411с.
265. Иванов В.В. Метод оценки химического разрушения углей и
прогнозирование их физико- механических свойств на основе ИК-
спектроскопии. Автореферат диссертации на соискание учёной степени
кандидата технических наук.-Новокузнецк- 2006.
266. Дик Э.П., Соболева А.Н. Шлакующие свойства окисленного
берёзовского угля. В кн.: Влияние минеральной части энергетических топлив на
условия работы паровых котлов. Тезисы докладов IV Всесоюзной конференции.
Таллин, 1986, Секция 1, Том 1, с. 56-60
267. Результаты стендовых исследований сжигания окисленного
берёзовского угля/ С. И. Сучков, Д. С. Кожанов, М. В. Алексанин //В кн.:
Оборудование ГРЭС и передача электроэнергии КАТЭКа. Издательство
Красноярского университета. Красноярск, 1983, с. 129-132.
539
268. Pisupati S.V., Scaroni A.W. Effects of natural weathering and low-
temperature oxidation on some aspects of the combustion behaviour of bituminous
coals/ZFuel, 1993, Volume 72, Issue 6, Pages 779-785.
269. Wagner N.J. The characterization of weathered discard coals and their
behaviour during combustion//Fuel, 2008, Volume 87. Issues 8-9, Pages 1687-1697.
270. Алехнович А.Н. О физико-механических свойствах окисленных
углей/ Энергетик, 2010, № 6, с.19-22
271. Алехнович А.Н., Богомолов В.В., Иванова Н.И. Влияние
окисленности на шлакующие свойства золы кузнецкого угля// Электрические
станции. 1982, № 2, с. 17-19.
272. Алехнович А.Н., Богомолов В. В., Артемьева Н.В., Допустимая по
условиям шлакования температура газов на выходе из топки// Электрические
станции, 2007. - №2
273а. Кожуховский И.С. Потребление углей различных месторождений на
ТЭС России / Развитие угольной энергетики России. 7-й ежегодный Саммит
Института Адама Смита, УГОЛЬ СНГ, 2012, Москва, 23 мая 2012 г.
2736. Таразанов И.Г. Итоги работы угольной промышленности России за
2011 год/Уголь, 2012, № 3, с. 40-51.
273в. Энергетический уголь России не нужен? /Газета, 2010, № 15-16
(155-156).
273г. Мастепанов А.М. Минерально-сырьевая и ресурсная база ТЭК
России// Энергия: Экономика, Техника, Экология, 2010, №8, с. 7-12
274. Геология угольных месторождений СССР/ Под ред. Матвеева А.К. -
М.: Изд-во МГУ. 1990.
275. Коробецкий И.А. "Система управления угольным складом на
примере Беловской ГРЭС7/ В кн.: Сжигание твёрдого топлива. Сборник
докладов VI Всероссийской конференции. - Новосибирск, 2006 - Часть 3 - с.
242-246.
276. Освоение сжигания бурых углей малых разрезов Красноярского
края/ М.С. Пронин, А.И. Новиков, В.В. Васильев и др. В кн.: Достижения и
перспективы развития энергетики Сибири. Сборник докладов IV международной
научно-технической конференции.- СибВТИ.- Красноярск.- 2005 г., с. 41-50.
277. Характеристики и свойства угля разреза Переясловский,
рекомендации по его сжиганию/ В.В. Богомолов. Н.В. Артемьева, В.П. Пуртова и
540
др. В кн.: Минеральная часть топлива, шлакование, загрязнение и очистка
котлов. Сборник докладов IVй научно-практической конференции. -Челябинск.-
ЧФПЭИпк. -т.1 -2007 г, с. 30-42.
278. Шлакующие свойства канско-ачинских углей, их оценка по
традиционным справочным данным/ А.Н. Алехнович, В.В. Богомолов, Н.В.
Артемьева// В кн.: Достижения и перспективы развития энергетики Сибири:
Сборник докладов IV Международной научно-технической конференции.-
Красноярск, СибВТИ, 2005.
279. Савинкина М. А., Логвиненко А. Т. Золы канско-ачинских бурых
углей. Новосибирск, «Наука», 1979. 168 с.
280. Качество экибастузского угля, сжигаемого на ТЭС. Г.И. Хромых, В.И.
Мансуров, О.Н. Дёгтев, В.С. Вдовченко// В кн.: Особенности углей,
перспективных для тепловых станций, М., Энергоатомиздат, 1988, с. 11-18.
281. Новицкий Н.В., Хромых Г.И., Лопаева Н.П. Теплотехническая
характеристика углей глубоких горизонтов валовой добычи Экибастузского
бассейна.- В кн.: Надёжность и экономичность работы котельного
оборудования при сжигании экибастузских углей, Южно-Уральское книжное
издательство, г. Челябинск, 1985, с. 21-28
282. Состав и шлакующие свойства золы экибастузского угля/ Алехнович
А.Н., Богомолов В.В., Хромых Г.И. и др. Теплоэнергетика, 1983 г., №5, с. 29-31.
283. Cofiring coal with other fuels/ R.M. Davidson, A. Doig, J.M. Ekmann et
al// IEA Clean Coal Centre. Browse the coal online.
http://www.coalonline.org/site/coalonline
284. Глаголева О.Ф. Непрерывное коксование в схемах современных
НПЗ. Мир нефтепродуктов. 2008, №5. с.3-6
285. Валявин Г.Г., Хухрин Е.А., Валявин К.Г.. Место процесса
замедленного коксования в схемах современных нефтеперерабатывающих
заводов// Химия и технология топлив и масел, 2007, №3. с. 15-18.
286. Wright Н., Paddey Ch. Storage & Handling Risks When Со-Firing Coal &
Solid Biofuel// IMechE Conference "Power Stations: Optimising the Return on the
Asset", 29/30 November 2004, London.
287. R.E. Conn, J. Grusha, G. Norman. Low-NOx Retrofit for Firing
Coal/Petroleum Coke BlendsZ/Coal Power, 2008, November
http://ad.doubleclick.net/adi/coalpowermag.com
541
288. К.C. Galbreath, D.L. Toman, Ch.J. Zygarlicke. Reducing Power
Production Costs by Utilizing Petroleum Coke// EERC, University of North Dakota,
Final Report, No.: DE-FC26-98FT40321-04, 1999, Grand Forks. ND, USA
289. Химическая энциклопедия. Том 2. Ред. И.Л. Кнунянц, М., МГУ. 1990
г., 671 стр.
290. Operation results of power station with petroleum coke firing boiler/ Y.
Hirayama, M. Hishida, Y. Yamamoto et al. //Technical Review, 2007, Vol. 44. No. 4
291. Comparison of flame propagation properties of petroleum coke and coals
of different rank/ Masayuki Taniguchi, Hironobu Kobayashi. Kenji Kiyama and Yoshio
Shimogori// Fuel. Volume 88, Issue 8, August 2009, Pages 1478-1484
292. Co-utilization of Coal and Biomass / Waste: Technology Status Report
/ETSU for the DTI. - TSR 004. -Великобритания, июль 1997.
293. Алехнович A.H., Богомолов В.В., Артемьева Н.В. Совместное
факельное сжигание биомасс с углем. Теплоэнергетика. - 2001. - №2. с. 26-33.
294. Со-firing Wood with Coal in Utility Boilers: Project Summary /ETSU for
the DTI. - № 183. -Великобритания, март 1997.
295. Characterization of biomass ashes/ B-J. Skrifvars, M. Hupa, A. Moilanen,
R. Lundqvist // В кн.: Application of Advanced Technology to Ash-Related Problems
in Boilers.(PeA. L. Baxter and R. DeSollar).- New York and London: Plenum Press,
1996.- c. 383-398.
296. Deposition and corrosion in straw and coal-straw со-fired utility boilers:
Danish experiences/ F.J. Frandsen, H.P. Nielsen, P.A. Jensen et al//// In R.P. Gupta,
T.F. Wall and L. Baxter (Eds). Impact of mineral impurities in solid fuel combustion.
Kluwer Academic / Plenum Publishers, 1999. - p. 271-284.
297. Fireside Issues Associated with Coal-Biomass Cofiring/ A. Robinson, L.
Baxter. H. Junker et al// NREI/TP-570-25767.- December 1998. -pages 11.
298. Feedlot Biomass Со-firing: A Renewable Energy Alternative for Coal-fired
Utilities/ S. Arumugam, B. Thien, K. Annamalai, J. Sweeten// International Journal of
Green Energy, Volume 2, Issue 4 October 2005 , pages 409 - 419.
299. Belle-Oudry D., Dayton D.C. Bench-scale biomass/coal cofiring studies//
// In R.P. Gupta, T.F. Wall and L. Baxter (Eds). Impact of mineral impurities in solid
fuel combustion. Kluwer Academic / Plenum Publishers, 1999. -p. 569-580.
300. G. Brem. Biomass со-firing Technology, barriers and experiences in EU//
Advanced Coal Workshop GCEP.- March 15th -16th 2005, Provo (UT), USA
542
301. Fireside considerations when cofiring biomass with coal in PC boilers/
A.L. Robinson, L.L. Baxter, G. Sclippa et al. //In R.P. Gupta, T.F. Wall and L. Baxter
(Eds). Impact of mineral impurities in solid fuel combustion. Kluwer Academic /
Plenum Publishers, 1999. - p. 247-258.
302. Со-firing of with coal: constraints and role of biomass pre-treatment/ A.
Maciejewska, H. Veringa, J. Sanders, S.D. Peteves//EUR 22461 EN, 2006.- 101 p.
303. Coal Characteristics and Biomass Firing in Pulverized Coal Boilers/ D.
Tillman, R. Conn, D. Duong// Presented at Coal Gen 2009 Charlotte, North Carolina
USA, August 18-21,2009
304. Шаров Ю. И. Оборудование тепловых электростанций - проблемы и
перспективы: Учебное пособие. - Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2002.- 122 с.
305. Пан Л. Н. Экология и технологические процессы современных
методов переработки твёрдых бытовых отходов// Геохимические и
биогеохимические процессы в экосистемах Дальнего Востока. — Владивосток:
Дальнаука, 1999
306. Использование отходов в целях получения энергии. 4.1.
http://www.namusoril.ru
307. Смешанные твердые бытовые отходы
http://www.solidwaste.ru/recycling/catalog
308. Минеральная часть и теплотехнические характеристики ТБО.
Шлакование пароперегревателей котлов, сжигающих ТБО/А.Н. Тугов, Э.П. Дик,
А.Н. Соболева, Е.Н. Зеликов. В кн.: Минеральная часть топлива, шлакование,
загрязнение и очистка котлов. Сборник докладов IVй научно-практической
конференции.-т.1-ЧФПЭИпк.-2007 г, с. 80-86.
309. Дёмина Л. А. Теплоэлектростанции на твёрдых бытовых отходах
(европейский опыт)// Энергия: экономика, техника, экология, 2009, №8, с. 23-29
310. Теплоэлектростанция на альтернативном виде топлива (твердые
бытовые отходы)/ Л. Г. Федоров. А. С. Маякин, В. Ф. Москвичев//
Энергосбережение, 2002, №2
311. Application of High Steam Temperature Countermeasures in High Sulfur
Coal- Fired Boilers/ S. Phillips, N. Shinotsuka, K. Yamamoto, Y. Fukuda// Electric
Power 2003
312. Bakker W. T., Kung S. C., Waterwall Corrosion in Coal-Fired Boilers, A
New Culprit, FeS. Corrosion, 2000, March, Paper Number 00246.
543
313. Резников М.И., Липов Ю.М., Паровые котлы тепловых
электростанций//М. Энергоиздат, 1981г, 240с.
314. Prediction and Real-time Monitoring Techniques for Corrosion
Characterisation in Furnaces/ T.M. Linjewile, J. Valentine, K.A. Davis et al// Materials
at High Temperatures, Vol. 20, No. 2, pp. 175-184, 2003.
315. The Role of Fireside Corrosion on Boiler Tube Failures, Part I/ R.S.
Koripelli, D.C. Crowe, D.N. French, J. Brand //Coal Power, E-newsletter, April 2010.
316. Khanna A. S. Introduction to high temperature oxidation and corrosion.
AST International. 2002
317. Henry J.F., Nava J.C. The changing face of corrosion in coal-fired
boilers// Conference on Unburned Carbon on Utility Fly Ash, NETL, April 2005.
Lexington, Kentucky, USA.
318. Staged Low NOx Combustion Systems for Coal Fired Boilers and
Corrosion/ M. Cremer, D. Wang, J. Bradley, D. Thompson//2003, Praxair
Technology, Inc.
319. Алехнович А.Н. Высокотемпературная коррозия с участием
соединений серы при ступенчатом сжигании угля/Энергетик, 2011, № 11, с.34-
36
320. Гладков В. Е., Усов А. К. Условия образования обогащённых
железом отложений и их роль в процессе коррозии// Минеральная часть
топлива, шлакование, загрязнение и очистка котлов: Сборник тезисов докладов
научно-практической конференции. - Челябинск: УралВТИ, 1992. - с. 147-150.
321. Duong D.N.В., Tillman D.A. Chlorine Issues with Biomass Cofiring in
Pulverized Coal Boilers: Sources, Reactions, and Consequences - A Literature
Review/ZThe 34th International Technical Conference on Coal Utilization & Fuel
Systems, Clearwater, FL, USA, June 2009.
322. Effect of chlorine in coal on boiler: superheater/reheater corrosion/M.-l.
Chou, J.M. Lytle, S.C. Kung, K.K. Ho// Preprints of the Division of Fuel Chemistry of
the American Chemical Society, vol.44. no.1. page 167-171.
323. Сидельковский Л.Н., Юренев B.H. Котельные установки
промышленных предприятий// М., Энергоатомиздат. 1988, 588 с.
324. РД 34.26.105. Методические указания по предупреждению
низкотемпературной коррозии дымовых газов.
544
325. Klotz A., Haug. B. Experiences in bag house applications after coal fired
boilers // International Conference on Electrostatic Precipitation (ICESP),
Queensland, Australia - 26th to 29th June 2006, Paper 6C2
326. Levy E.K., Sarunac N., Sulfuric acid emissions from coal-fired boilers//
Conference on Selective Catalytic Reduction and Non-Catalytic Reduction for NOX
Control, Pittsburg, PA, 2003, October 29-30, USA.
327. ICRN 23. Dew Point for Flue Gas of Power-Plant Exhaust, USA.
328. Chlorine in Solid Fuels Fired in Pulverized Coal Boilers - Sources, Forms,
Reactions and Consequences: A Literature Review/ D.A. Tillman, D.N.B. Duong, Sh.
Figueroa, B. Miller// Fuel Quality Conference, Canada, Banff, September 28 -
October 3, 2008.
545
Об авторе
Алехнович Александр Николаевич после окончания
Московского Энергетического института с 1964 г. по 2005 г. работал
в УралВТИ в должностях от инженера до заместителя директора по
научной работе. В семидесятые - девяностые годы он научный
руководитель межотраслевой программы исследований по
созданию мощных пылеугольных котлов, проектов Государственной
программы по экологически чистой ТЭС на каменных углях. В
настоящее время работает профессором кафедры эксплуатации и
наладки теплоэнергетического оборудования Челябинского
филиала Петербургского Энергетического института повышения
квалификации. Директор Уральской теплотехнической лаборатории.
В 1978 г Алехнович А.Н. защитил диссертацию на соискание
учёной степени кандидата технических наук; в 1995 г - доктора
технических наук.
Автор более 200 печатных трудов, в том числе автор и соавтор
справочников, нормативных документов, учебных пособий.
Разработанные методы прогнозирования шлакующих свойств углей
и шлакования, программы прогнозирования вязкости шлаков и
маневренности топок широко используются при разработке топочно-
горелочных устройств котлов. По инициативе и под его
руководством в период 1992 - 2011 годов проведены пять научно-
практических конференций “Минеральная часть топлива,
шлакование, загрязнение и очистка котлов”, материалы которых
опубликованы в сборниках и центральных журналах.
546
Содержание
Г. Г. Ольховский Отзыв....................................3
С. В. Алексеенко Предисловие к книге......................4
Введение..................................................5
1. Факторы, определяющие разнообразие состава
и свойств углей...........................................7
1.1. Коротко об образовании угля, термины...............7
1.2. Состав исходного растительного материала ...........10
1.3. Влияние условий гумификации и углефикации ........11
1.4. Петрографическая характеристика углей ............20
2. Общие положения: показатели, обозначения,
формулы пересчёта, классификация ........................25
2.1. Состояния топлива. Пересчёт показателей
для разных состояний топлива .........................27
2.2. Широко используемые показатели качества топлива.
Справочные показатели ................................37
2.2.1 Влага........................................38
2.2.2 Зольность....................................44
2.2.3 Теплота сгорания.............................49
2.2.4 Справочные показатели........................56
2.3. Классификация энергетических углей ...............62
3. Использование углей в электроэнергетике ..............74
4. Всегда ли на ТЭС нужен высокосортный уголь? ..........88
5. Реакционные свойства.................................102
5.1. Воспламенение и выгорание в пылеугольных топках..102
5.2. Взрывоопасность..................................120
5.3. Склонность углей к окислению и самовозгоранию ...137
5.4. Расчётная оценка состава и теплоты сгорания летучих.152
6. Минеральная часть углей .............................159
6.1. Химический и вещественный состав....................159
6.2. Шлакующие и загрязняющие свойства...................179
6.2.1. Типы отложений, показатели шлакующих свойств......180
6.2.2. Методы прогнозирования шлакующих свойств.......188
6.3. Эрозионные (абразивные) свойства летучей золы.......197
6.4. Характеристики расплава шлака применительно
к жидкому шлакоудалению и шлакованию.................207
7. Физико-механические свойства............................223
7.1. Гранулометрический состав........................223
7.2. Плотность........................................227
7.3. Смерзаемость угля................................237
7.4. Сыпучие (транспортабельные) свойства.............244
7.5. Механическая прочность, размолоспособность.......271
7.6. Абразивные свойства углей........................286
7.7. Теплофизические характеристики...................307
547
8. Экологические показатели............................318
8.1. Нормируемые выбросы.............................320
8.2. Ненормируемые выбросы...........................329
8.3. Влияние характеристик топлива на эффективность
работы электрофильтров..............................333
9. Сера в углях........................................352
9.1. Краткая информация о методах определения
серы в углях........................................353
9.2. Характеристики разновидностей серы в углях......353
9.3. Представления о происхождении серы в углях
и влияющих факторах.................................362
10. Смеси углей........................................374
11. Окисленные угли....................................397
12. Угли отдельных месторождений.......................426
12.1. Кузнецкие угли................................429
12.2. Канско-Ачинские угли..........................441
12.3. Экибастузский уголь...........................448
13. Нетрадиционные твёрдые топлива.....................463
13.1. Нефтяной кокс..................................463
13.2. Биомассы.......................................476
13.3. Бытовые отходы.................................486
14. Влияние характеристик угля на наружную коррозию
металла котлов.........................................494
14.1. Высокотемпературная коррозия..................495
14.2. Точка росы, низкотемпературная коррозия.......509
Список использованных источников.......................517
Об авторе..............................................546
548
Научно-практическое издание
Александр Николаевич Алехнович
Характеристики и свойства
энергетических углей
публикуется в авторской редакции
Подписано в печать 15.11.2012.
Печать офсетная. Бумага офсетная.
Формат 60х84Лб. Усл. печ. л. 32,55.
Тираж 200 экз.
Заказ № 94.
ЗАО «Цицеро»
454080, г. Челябинск, Свердловский пр. 60.
Отпечатано в типографии
«Два комсомольца»
454008, г. Челябинск, Комосомольский пр,, 2.