Главная | Обратная связь

Классификация и характеристики органического топлива

 

Органическое топливо классифицируется:

1. По агрегатному состоянию - на твердое (уголь, торф, горючий сланец, растительное топливо), жидкое (нефть и продукты ее переработки: бензин, керосин, дизельное топливо, мазут и др.), газообразное (природный и искусственный газы);

2. По способу получения - на естественное, (добываемое из земных недр) и искусственное, (получаемое в результате физической или химической переработки естественного топлива и других природных веществ).

Элементарный химический состав твердых и жидких видов топлива: углерод С, водород Н2, кислород O₂, азот N₂, сера S , минеральные соединения А и влага W. Сера S может присутствовать в топливе в трех видах: органическая S₀, колчеданная S_к и сульфатная S_c . Сумму S_о+S_к = S_л называют летучей серой.

В твердом топливе различают рабочую, сухую, сухую беззольную (горючую) и органические массы, а в жидком - рабочую и сухую массы. Сухой беззольной, или горючей, называют часть массы топлива, состоящую из углерода, водорода, кислорода и летучей серы. Влага и минеральные соединения негорючая масса топлива, называемая балластом. Сухая беззольная масса и минеральные соединения составляют сухую массу топлива. Сухая масса топлива и влага образуют рабочую массу топлива.

Состав твердых и жидких топлив принято представлять в виде суммы масс химических элементов:

(2.1)

Индекс "р" означает, что состав топлива рассчитан на рабочую массу.

В справочных данных приводится состав сухой беззольной массы топлива. Пересчет состава топлива с сухой беззольной (горючей) на рабочую или сухую массу производится с помощью коэффициентов К^ГР, К^ГС:

(2.2)

Основными компонентами, газообразного топлива являются метан CH₄, высшие углеводородные соединения C_mH_n, водород H₂, азот N₂, оксид углерода СО, диоксид углерода CO₂, сероводород H₂S, кислород O₂, Аналогично выражению (2.1) состав газообразного топлива может быть представлен в виде суммы долей объема составляющих его компонентов:

(2.3)

Количество теплоты, выделившейся при полном сгорании единицы массы или объема топлива, называется удельной теплотой сгорания, которую разделяют на высшую и низшую.

Высшая теплота сгорания Q^р_в - это количество теплоты, полученное при сгорании 1 кг твердого (жидкого) или 1 м³ газообразного топлива (при температуре 0°С и давлении 0,1013 МПа) и конденсации водяных паров, содержащихся в продуктах сгорания. Низшая теплота сгорания Q^р_в Дж/кг, не включает в себя теплоту конденсации водяных паров. Высшая и низшая теплота сгорания связаны между собой зависимостью:

(2.4)

Низшая теплота сгорания твердого и жидкого топлива с достаточной для технических расчетов точностью вычисляется по формуле Д. И.Менделеева:

 

(2.5)

 

Теплоту сгорания газообразного топлива кДж/м³, определяют в расчете на сухую массу:

(2.6)
Ниже приводится удельная теплота сгорания некоторых видов органического топлива:

Бензин ......................................46 МДж/кг

сырая нефть .............................43 МДж/кг

природный газ ........................ 37 МДж/м³

газовый конденсат ..................35 МДж/кг

уголь ........................................... (30-55) МДж/кг.

Для сопоставления экономичности работы энергетических установок, использующих различные виды топлива, применяют понятие условное топливо, теплота сгорания (Q^р_н)усл которого принята 29.3 МДж/кг. Пересчет расхода В кг/с, используемого топлива с теплотой сгорания Q^р_н в кДж/кг, на условное топливо (у.т.) производится по формуле:

(2.6)

где BУСЛ.Т - расход условного топлива, кг у.т./с.

Важным показателем при характеристике твердого и жидкого топлива является выход летучих веществ, представляющих собой смесь горючих и негорючих газов, которые выделяются из массы топлива при его нагревании от 110 до 1100° С.

Уменьшение массы пробы топлива при нагревании без доступа воздуха за вычетом содержащейся в топливе влаги, отнесенное к горючей массе топлива (масса пробы 1 г, температура нагревания 850°С, время нагрева 7 мин), характеризует величину выхода летучих веществ V_г. Чем больше выход летучих веществ, тем ниже температура воспламенения топлива и легче его зажигание.

Выход летучих веществ зависит в основном от возраста топлива и условий его формирования. Так, выход летучих - веществ у торфа, имеющего самый молодой возраст, составляет 70%, бурого угля 45 - 50%, каменных углей 25 - 40%, у антрацита 3 - 4%.

Твердый остаток топлива после выхода летучих веществ называют коксом. Он может быть плотным, спекшимся или рыхлым. В энергетических установках используются топлива, непригодные для получения плотного кокса. Несгоревший остаток, образующийся после сгорания топлива и состоящий в основном из минеральных примесей, называется золой. Часть золы в процессе горения топлива под действием высоких температур оплавляется и превращается в шлак.

Отношение массы золы к массе топлива в процентах называют зольностью А. Бурые и каменный угли имеют зольность А^с 10 - 55% (в зависимости от месторождения), сланцы 40 - 60%, жидкие топлива 0,05 - 1%. Зольность топлива и свойства зольного остатка влияют на процесс горения. Зола уменьшает теплоту сгорания топлива, снижает интенсивность теплообмена вследствие осаждения на поверхностях нагрева, вызывает износ их, загрязняет окружающую среду.

Влажность W - это количество влаги (воды) в топливе, выраженное в процентах. Повышенная влажность снижает теплоту сгорания топлива и вызывает большие трудности при сжигании. Высокую влажность (до 50%) имеют бурые угли и торф, поэтому теплота сгорания их невелика (8-10 МДж/кг). Влажность каменных углей значительно ниже и составляет 5 - 8%.

Для сравнения топлив с различной влажностью, зольностью и сернистостью используют приведенные характеристики, под которыми понимают характеристики рабочей массы топлива, отнесенные к низшей теплоте его сгорания. Приведенные влажность W^ПР, зольность А^ПР и сернистость S^ПР, ( %·кг)/МДж, определяются по следующим формулам:

(2. 8)

Топливо с W^ПР < 0.7 считаются маловажным, а с W^ПР > 1.9 – высоковажным. Топливо с A^ПР ≤ 1 называют малозольным, а с A^ПР ≥ 5 высокозольным.

Нефть

Сырая нефть, поступающая из скважин, представляет собой смесь углеводородов от летучих газолинов до очень вязких гудронов. В ее состав входят парафины, циклопарафины, или лигроины, и ароматические смолы. В небольших количествах в ней содержатся также другие элементы, химически связанные с молекулами углеводородов: сера (до 6%), кислород (до 4%), азот (до 1%) и следы некоторых металлов. По своим характеристикам нефть неоднородна, и эта неоднородность обусловлена различным растительным происхождением её. Содержание парафина, серы, вязкость, цвет и многие другие характеристики значительно различаются, что определяет возможность производства тех или иных нефтепродуктов.

Нефть в сыром виде не находит широкого применения, но она может быть превращена в ценные нефтепродукты путем переработки, которая включает три основных процесса: физическое разделение смеси, риформинг и ректификацию.

Нефть в жидком состоянии залегает в геологических осадочных породах, которые широко распространены. Поскольку этот тип геологических формаций и их размещение на земном шаре хорошо изучены, можно произвести оценку суммарных ресурсов нефти. Оценки такого рода существуют, и согласно им общие геологические ресурсы нефти составляют 180 -290 млрд.т.

Данные оценки являются ориентировочными, так как открытие новых месторождений нефти продолжается. Кроме того, они не учитывают запасы нефти в твердом состоянии в битуминозных песках и сланцах. Процесс дистилляции битуминозных песков и сланцев не вызывает принципиальных технических трудностей, однако стоимость нефти, получаемой таким образом, значительно возрастает.

Доля нефти в мировом энергетическом балансе составляет около 40%. В связи с ограниченными запасами и ростом цен на нее многие страны пошли по пути "бега от нефти", т.е. по пути замены ее другими энергоносителями. Больших успехов в этом направлении добились Япония и Германия.

Как видно из приведенного анализа, мировые ресурсы нефти ограничены. Разведанные запасы нефти составляют около 60% ее общих ресурсов. Эффективной мерой, с помощью которой можно добиться их скорейшего увеличения, является внедрение методов, повышающих нефтеотдачу пластов. Способы добычи, применяемые в настоящее время, позволяют извлекать из пластов всего около 30% нефти, оставляя в земле 70% содержащихся в ней запасов. Новые методы, способствующие увеличению нефтеотдачи пластов на 10 - 20% путем закачки воды и газа под давлением, могут повысить, мировые извлекаемый запасы нефти не менее чем на 30-60 млрд.т. В результате этого обеспеченность мира извлекаемыми запасами нефти может быть продлена на 10-20 лет. Большие надежды на рост запасов нефти связываются с разработками континентальных шельфов в США, России, Норвегии и других странах.

Природный газ

Природный газ, в основном метан, обнаруживается во многих случаях вместе с месторождениями нефти. Однако некоторые специалисты считают, что месторождения нефти и газа не связаны между собой. Новейшие достижения в области энергетики, а также создание газопроводов большого диаметра и больших океанских танкеров, в которых можно поддерживать остаточно низкую температуру, чтобы перевозить сжиженный газ, обеспечивают хорошие перспективы для использования большей части всего имеющегося в недрах земли газа. Более тяжелые компоненты природного газа - этан, бутан, пропан и др. - при нормальных температуре и давлении (20°С и 0,1 МПа) находятся в жидком состоянии. При выходе природного газа из скважин их удаляют из газового потока для того, чтобы их конденсат не затруднял передачу газа.