Техническая маркировка топлив

Торф как продукт преобразования органического материала, главным образом наземных многоклеточных растений, в своей основной части состоит из гумусового вещества с более или менее значительной примесью неразложившихся остатков лигнина, целлюлозы, смол и других веществ, входящих в состав растений. По физической природе торф в залежи представляет собой сильно обводненный коллоид гелевого типа, частично сохранивший структуру остатков растений, частично бесструктурный.

Влажность свежеизвлеченного из залежи торфа обычно составляет 80–95%, в связи с чем в процессе добычи он проходит длительную сушку в естественных условиях до тех пор, пока содержание влаги в нем не снизится до 50–40. 3ольность торфа в основном определяется условиями его залегания и колеблется в пределах от не­скольких до 10–15%.

В зависимости от способа добычи торф поставляется потребителям в виде кускового и фрезерного. Физико-химические характеристики кускового и фрезерного торфа практически совпадают. В ходе дальнейших естественных преобразований торф при определенных условиях зале­гания карбонизируется и превращается в бурый уголь. Главной составной частью бурых углей являются гуминовые вещества кислотного характера, образовав­шиеся в основном из лигнина. В меньшем количестве в бурых углях присутствуют битумные вещества и карбоиды. Коллоидная структура бурых углей характеризуется переходом жидких гелей в твердые золи, обладающие пониженной способностью к набуханию при контакте с влагой.

Вследствие науглероживания и более плотной структуры влажность бурых углей в залежи обычно не превыша­ет 35–45%. Зольность бурых углей колеблется весьма значительно (от 5–10 до 30–40%) и зависит не только от условий образования, но и от способа добычи.

На буроугольной стадии формируются петрографические типы угля, определяемые природой растителыных остатков и характером первичных изменений в торфе. Из трех основных петрографических ингредиентов, на которые обычно принято разделять уголь: фюзен, витрен и дюрен, в буром угле наиболее четко проявляются фюзен и на более позднем этапе углефикации витрен. Для фюзена характерно повышенное по сравнению с другими петрографическими типами содержание углерода и пониженное содержание водорода.

По внешнему виду и микроструктуре различают следующие основные виды бурых углей:

- землистый уголь – рыхлый, высоковлажный, малоуплотненный;

- блестящий уголь – витреновый;

- матовый уголь – дюреновый;

- сажистый уголь – фюзеновый.

Согласно принятой классификации ископаемых углей к бурым углям относят угли с высшей теплотой сгорания рабочей массы беззольного угля менее 22570 кдж/кг(5700 ккал/кг).По влажности в залежи бурые угли разделяются на три группы:

- Б1 – с рабочей влажностью больше 40%;

- Б2 – с рабочей влажностью от 30 до 40%;

- Б3 – с рабочей влажностью до 30%.

Каменные угли образуются в результате углефикации бурых углей; в основной своей части они состоят из тяжеломолекулярных гуминовых веществ нейтрального характера с уплотненной структурой. Образование каменных углей происходит в условиях метаморфизма и определяется главным образом температурным фактором. В меньшей мере на их формирование влияют давление и окислительно-восстановительный потенциал среды. Петрографические разновидности каменных углей, будучи теми же, что и у бурых, проявляются более отчетливо.

K каменным углям относят ископаемые угли с высшей теплотой сгорания рабочей массы беззольного угля более 22570 кдж/кг(5700 ккал/кг) и выходом летучих веществ V^r более 9% по массе. В зависимости от степени молекулярной ассоциации органического вещества каменные угли разделяют на разновидности (марки).

Основными классификационными признаками при этом служат выход летучих веществ V^r и толщина пластического слоя y,выраженная в миллиметрах (таблица 2.9.1).

Таблица. 2.9.1. Наименование марок каменных углей по действующему стандарту

Марка каменного угля	Обозначение
Длиннопламенный	Д
Газовый	Г
Газовый жирный	ГЖ
Жирный	Ж
Коксовый жирный	КЖ
Коксовый	К
Отощенный спекающийся	ОС
Тощий	Т
Слабоспекающийся	СС

Численные значения V^ги у для угля одной и той же марки, но различных бассейнов или месторождений неодинаковы. В ряде случаев угли марок Г, ГД, Ж, КЖ, К и ОС разделяются для одного и того же бассейна или месторождения на группы по нижнему пределу у, который приставляют в качестве индекса к обозначению этих марок. Например, Ж 13 – жирный уголь с минимальной толщиной пластического слоя 13 мм.

Полуантрациты и антрациты являются наиболее науглероженными образованиями. Полуантрацитами называются угли, переходные между тощими каменными и антрацитами. К полуантрацитам и антрацитам согласно стандарту относят ископаемые угли с выходом летучих веществ V^r менее 9% по массе. При этом полуантрациты от антрацитов отличаются по объемному выходу летучих веществ V^г;полуантрациты – от 220до 330 см³/г, антрациты – менее 220 см³/г. Особенностьюантрацитов является их более высокая гигроскопичность, чем некоторых каменных углей (марок К, ОС). При рентгенографическом исследовании у антрацитов обнаруживается кристаллическая структура графита.

Таблица 2.9.2.

Класс угля	Обозначение	Размер куска, мм
Плита	П	Более 100
Крупный	К	От 50 до 100
Орех	О	От 25 до 50
Мелкий	М	От 13 до 25
Семечко	С	От 6 до 13
Штыб	Ш	Менее 6
Рядовой	Р	Не ограничен

Все виды ископаемых углей подвергают рассортировке по крупности (грохочению), разделяя на классы (таблица 2.9.2).

Всоответствии с принятой классификацией к условному обозначению марки угля приписывают условные обозначений класса, например, бурый крупный – БК,антрацит семечко – АС.Смесь различных по крупности классов обозначают следующим образом: БМСШ– бурый мелкий с семечком и штыбом; АРШ– антрацит рядовой со штыбом (таблица 2.9.3.).

Таблица. 2.9.3. Классификация каменных углей и антрацитов

Уголь	Марка	Выход летучих на горючую массу, %	Качественная оценка спекаемости
Длиннопламенный	Д	35…37 и более	Низкая или совсем отсутствует
Газовый	Г	35…37 и более	Спекающийся
Газовый жирный	ГЖ	31…37	То же
Жирный	Ж	24..37 и более	Спекающийся или сильно спекающийся
Коксовый жирный	КЖ	25…33	Повышенная
Коксовый	К	17…33	Средняя
Коксовый второй	К₂	17…33	Пониженная
Отощенный спекающийся	ОС	14…27	Низкая
Слабоспекающийся	СС	17…37	Низкая или совсем отсутствует
Тощий	Т	8…20	Неспекающийся
Полуантрацит	ПА	<10	Неспекающийся
Антрацит	А	<9	Неспекающийся

Энергетическим топливом является также промпродукт обогащения некоторых углей, используемых для коксования. Зольность промпродукта обычно превышает 40%. Образующиеся в ходе обогащения углей хвосты с зольностью более 45% удаляют в отвалы.

Для сжигания используют также выделяемый при мокром обогащении углей шлам, относящийся к классу 0–3 мм.

Горючие сланцы. Этот вид энергетического топ­лива относится к группе керогеновых сапропелитов и отличается весьма высокой зольностью (до 60–70%), в связи с чем теплота сгорания сланцев в рабочем состоянии значительно ниже, чем каменных углей. Вместе с тем горючая масса сланцев характеризуется высоким содержанием водорода, достигающим 8–10%, что почти вдвое выше, чем у каменных углей. Поэтому теплота сгорания горючей массы сланца близка к теплоте сгорания горючей массы каменных углей и колеблется от 27700 кдж/кг(6600 ккал/кг) у волжских до 33–600 кдж/кг(8000 ккал/кг)у эстонских сланцев.

Благодаря высокому содержанию водорода сланцы характеризуются также большим выходом летучих веществ (80–90% на горючую массу). Особенностью золы сланцев является высокое содержание карбонатов, разлагающихсяпри прокаливании минеральной массы с образованиемСО₂ и соответствующих окислов. Количество образующейся углекислоты может достигать 10–15% от массыисходного сланца. Как энергетическое топ­ливо сланцы подобноторфу и бурому углю имеют в основномместное значение.

Жидкое топливо. Основная масса жидкоготоплива, используемого в энергетике, получается из нефти методами ее термохимического разложения. Нефть – природная смесь жидких органических соединений; сте­пень извлечения нефти из недр Земли – 30–40%. Нефть в основном состоит из углеводородов трех классов: а) метановые углеводороды;б) нафтеновые углеводороды; в) ароматические углеводороды. Состав органической массы нефти: С° = 83–87%; Н°=11–14%; S⁰ =0,1–5%;N^o =0,05–1,5%;0° = 0,1–1 %. Низшая рабочая теплота сгорания нефти мало меняется от состава ее органической массы и составляет Q^r_c = 43–46 МДж/кг. Кислород (О), азот (N) и сера (S) в нефти находятся в составе высокомолекулярных органических соединений. Природная нефть со­держит не более 0,3% минеральных примесей и свыше 2,0 % воды в виде механических включений. Температура кипения фракций нефти от 30 до 600°С.

Нефтепродукты являются синтетическим топливом, получаемым из нефти либо методом термической разгонки, при которой нефть разделяется на узкие фракции по температурам их кипения без разрушения молекулярной структуры этих фракций, либо методом термического крегинга, при котором происходит глубокая переработка углеводородов нефти с разрушением их молекулярной структуры и образованием новых соединений с меньшей молекулярной массой. В зависимости от температуры перегонки нефтепродукты делят на фракции: бензиновые с температурой перегонки (в °С) до 200–225, керосиновые – 140–300, дизельные – 190–350, соляровые – 300–400, мазутные – свыше 350. Бензиновые, керосиновые, дизельные и соляровые фракции являются светлыми нефтепродуктами, называемыми дистиллятным топливом. Для бытового потребления промышленностью выпускается топливо – печное бытовое ТПБ (ТУ 38-101-656-76), получаемое из дистиллятных фракций нефтепродуктов. В котлах крупных тепловых станций и крупных отопительных котельных, работающих на жидком топливе, как правило, применяют мазут, а в меньших отопительных котельных и в бытовых теплогенераторах – топливо печное бытовое.

Физические свойства жидких топлив характеризуются их относительной плотностью; вязкостью: условной ВУ (в °УВ) и динамической µ (в Па·с); температурой вспышки t_всп (в °С) и температурой застывания t_заст (в °С) (рис. 2.9.1. – 2.9.4.).

Рис. 2.9.1.Вискозиметр ВУ (Энглера)

1 – сосуд для испытуемого топлива; 2 – сосуд для термостатирующей жидкости; 3 – крышка; 4 – термометр; 5 – стержень; 6 – сливная трубка; 7 – штифт; 8 – мешалка; 9 – колба

Рис. 2.9.2. Прибор для определения температуры вспышки жидких нефтепродуктов ПВНЭ

1 – резервуар; 2 – крышка; 3 – заслонка; 4 – механизм перемещения заслонки; 5 – зажигалка; 6 – тубус для термометра; 7 - мешалка

Рис. 2.9.3. Прибор для определения температуры вспышки жидких

нефтепродуктов в открытом тигле

Рис. 2.9.4. Прибор для определения температуры застывания жидких нефтепродуктов

Условная вязкость– отношение времени, необходимого для непрерывного истечения 200 см³ нефтепродукта при определенной температуре, ко времени истечения этого же объема дистиллированной воды при температуре 20°С. Температурой вспышкиназывается температура, при которой топливо, будучи нагрето в строго определенных условиях, выделяет достаточное количество паров для того, чтобы смесь этих паров с окружающим воздухом могла вспыхнуть при поднесении к ней пламени. Температура застывания–такаятемпература нефтепродукта, при которой он загустевает настолько, что при наклоне пробирки с топливом на 45° к горизонту его уровень остается неподвижным в течение 1 мин.

Мазуты, применяемые для производства тепловой энергии в котлах, делятся на флотские мазуты марки Ф5 и Ф12 (легкие топлива), топочные мазуты марок 40В и 40 (средние топлива), топочные мазуты марок 100 В, 100 и 200 (тяжелые топлива). В качестве котельного топлива применяются также угольный и сланцевые мазуты, являющиеся продуктами термохимической переработки угля и сланца. Флотский мазут предназначен для использования в судовых котлах, газотурбинных установках и двигателях, поэтому его условная вязкость при температуре 50⁰С не превышает 5 (мазут Ф-5) и 12 (мазут-12) ⁰УВ. Мазуты марок 40 и 40В используются в судовых котлах, промышленных печах, отопительных котельных и крупных тепловых станциях; мазуты марок 100, 100 В и 200 в основном используют на крупных тепловых станциях и на теплоэлектроцентралях.

Топочные мазуты по содержанию в них серы делятся на три группы: малосернистые (S<0,5%), сернистые (S = 0,5–2,0%) и высокосернистые (S более 2,0%).

Зольность мазутов A^d не превышает 0,1–0,3%, увеличиваясь с повышением его вязкости. В минеральных компонентах мазута содержится Fe₂0₃ от 3,0 до 10 % и V₂O₅ от 0 до 29 % (на массу золы). Содержание воды в мазуте колеблется в весьма широких пределах (от 0,5 до 5 % и выше), что связано с технологией его разогрева в процессе доставки и приемки у потребителя. При разогреве мазута острым паром его влажность может повыситься на 5–10 %. Теплота сгорания мазута зависит в основном от его влажности и составляет 39–42 МДж/кг. Мазуты являются жидкостями с высокой относительной плотностью, равной 0,98–1,05. Температура вспышки мазутов равна 80 – 140⁰С, а температура застывания (-5)–(+42) °С; условная вязкость, определяемая при температурах 50, 80 и 100°С, меняется от 5 до 16°УВ.

Топливо печное бытовое (ТПБ) имеет теплоту сгорания = 41,87 МДж/кг и содержание серы от 0,5 до 1,2 %, содержание золы А^р составляет не более 0,02 %, температура застывания не выше минус 15⁰С и темпера­тура вспышки не ниже +42⁰С. Топливо печное бытовое является маловязким топливом с условной вязкостью не более 1,15⁰УВ, что позволяет использовать его без предварительного подогрева.

Дизельное топливо имеет низшую теплоту сгорания ≈ 42,5 МДж/кг; выпускаются две марки дизельного топлива: ДТ и ДМ. Дизельное топливо марки ДТ имеет вязкость при 50⁰С менее 5,0⁰ УВ, температуру вспышки более 65°С, температуру застывания менее 5°С. Дизельное топливо марки ДМ характеризуется вязкостью при 50°С, равной 20°ВУ; температура вспышки составляет 85⁰С, а температура застывания – 10°С.

Газообразное топливо представляет собой смесь нескольких индивидуальных, главным образом горючих газов. Горючие газы подразделяют на природные и искусственные (синтетические). К природным относятся газ, добываемый из чисто газовых месторождений, попутный газ, добываемый одновременно с добычей нефти, а также газ, добываемый из конденсатных месторождений. К природным газам также можно отнести газы, получаемые из недр Земли одновременно с другими полезными ископаемыми, например шахтный метан, выделяющийся при добыче угля, и др. Основными компонентами природного горючего, газа являются предельные углеводороды. Природный газ, как правило, не содержит водорода, окиси углерода и кислорода, содержание азота и двуокиси углерода в нем невелико.

К искусственным (синтетическим) относятся газы, получаемые на заводах при переработке нефти (нефтезаводские газы), в процессе переработки угля (коксовый газ,газы полукоксования); при газификации угля (гене­раторный газ); в технологических процессах, связанных спереработкой твердого топлива (доменный газ, вагра­ночный газ и др.), а также сжиженные газы. Искусственныегазы в зависимости от способа их получения могут кроме предельных углеводородов содержать водород, окись углерода, непредельные углеводороды.

Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, в основном состоят из метана 85–95% и являются су­хими;низшая теплота сгорания этих газов в пересчете на сухое состояние Q^с = 33–40 МДж/м³; содержание в них N₂ = 0–4 %; С0₂ не более 15 %; H₂S не более 6%; плотность газов составляет 0,73–0,9 кг/м³. Попутные нефтепромысловые газы помимо метана содержат значи­тельное количество более тяжелых углеводородов.

Их низшая теплота сгорания существенно выше, чем у газов, добытых из чисто газовых месторождений, и составляет 33,5–58,6 МДж/м³. Газы, добываемые из конденсатных месторождений, состоят из смеси сухого газа и паров конденсата. Конденсат при переработке выводится из газа, так что теплота сгорания очищенного газа в этом случае ма­ло отличается от теплоты сгорания газа чисто газовых месторождений. Шахтный метан представляет собой смесь метана с воздухом с концентрацией метана от 2,5 до 40 % и выше. В энергетике используется только газ с концентрациями СН₄, находящимися за пределами взры­воопасности (менее 9 % – выше 30 % СН₄).

Искусственные горючие газы получают в результате разнообразных технологических процессов переработки нефти и горючих ископаемых, и поэтому их состав может быть самым различным. Искусственные газы можно условно разделить на газы с высокой и низкой теплотой сгорания. К газам с высокой теплотой сгорания относятся: нефтезаводские газы, газы полукоксования, коксовый газ, сланцевый газ, сжиженные газы; к газам с низ­кой теплотой сгорания относятся: генераторные газы, газы подземной газификации угля, доменный газ, газы сланцевых заводов и др.

Топливо из горючих отходов и биомассы. Горючие отходы промышленных производств, бытового потребления, городской мусор, органические отходы сельскохозяйственного производства являются ценными вторичными энергетическими ресурсами. Топливо из горючих отходов во всех случаях является искусственным, поскольку эти отходы во всех случаях требуют либо механической, либо термохимической переработки. Отличительной особенностью первичных горючих отходов являются их нестабильность по составу и забалластированность негорючими компонентами (стеклом, металлом и др.). Горючие отходы можно разделить на жидкие и твердые.

Жидкие горючие отходы– отработанные масла, обмывочные жидкости с большим содержанием органических веществ, жидкие органические соединения химических производств и т. п. Их используют в качестве топлива в тех случаях, когда их применение в качестве химического сырья не является целесообразным. В качестве топлива жидкие горючие отходы могут быть использованы самостоятельно, если их теплота сгорания выше 6–8 МДж/кг, или совместно с другими топливами, имеющими большую теплоту сгорания. Их также используют в качестве дисперсионной среды в жидких композиционных топливах – топливных эмульсиях и суспензиях.

Твердые горючие отходы во всех случаях подвергают предварительной обработке. Из городского мусора извлекают стекло и металл; растительные органические отхо­ды подвергают измельчению и т. д. Подготовленный для: сжигания городской мусор с величиной W^р = 29,l % и А^р = 21,l % имеет теплоту сгорания = 10,6 МДж/кг. Теплота сгорания сухих сельскохозяйственных отходов (соломы и др.) равна 14,3–16, а древесных отходов – 19–22МДж/кг. Возможно совместное сжигание таких, отходов с основным топливом в котлах крупных котельных и ТЭЦ.

Растительные и другие органические отходы сельскохозяйственного производства можно использовать в качестве химического сырья для производства так называемого биотоплива методом анаэробной ферментации (сбраживания). Этот метод позволяет получить при неглубокой переработке метан, а при глубокой – метиловый и этиловый спирты. Остатки от переработанных та­ким образом отходов являются хорошим сельскохозяйственным удобрением. Биотопливо в виде метана может найти применение в отопительных котельных сельско-хозяйственных комплексов, особенно при их удалении от транспортных магистралей и районов добычи ископаемых топлив.