Глава IV топливо и его сжигание

§ 1. Характеристика топлива

Классификация топлива. В основном топливо классифицируют по его происхождению и агрегатному состоянию (табл. 1). В соответствии с этим топливо всех видов подразделяют на естественное и искусствен­ное, каждое из которых в свою очередь подразделяют на твердое, жид­кое, газообразное.

Химический состав топлива. Большинство видов топлива органи­ческого происхождения, поэтому основными его составляющими явля­ются углерод и водород, которые находятся в топливе в виде различ­ных соединений. В состав топлива обычно входят кислород, азот и сера. Все эти элементы образуют различные соединения, составляющие основу топлива. Кроме того, в топливе всегда присутствуют вода и зола.

Таблица 1. Общая классификация топлива

Агрегатное состояние топлива	Вид топлива по происхождению
	естественному	искусственному
Твердое	Дрова, торф, бурый уголь, каменный уголь, антрациты, горючие сланцы	Древесный уголь, кокс, угольная пыль, термоантрацит, полукокс
Жидкое	Нефть	Бензин, керосин, мазут, спирт, каменноугольная смола и др.
Газообразное	Природный газ	Коксовый, доменный, светильный, генераторный, водяной газы

Зола — это негорючая минеральная часть твердого и жидкого то­плива, состоящая из Аl₂O₃, SiO₂, СаО, Fе₂О₃ и др.

Содержащаяся в топливе сера может встречаться в виде органи­ческой серы (S₀), колчеданной (S_к) и сульфатной (S_c). Общее количе­ство серы S_об = S₀ + S_к + S_c.

Органическая и колчеданная сера участвует в процессах горения топлива, а сульфатная сера в горении не принимает участия.

Влага, которая содержится в топливе, подразделяется на гигро­скопическую (химически связанную) и внешнюю, которая механически удерживается в топливе и теряется при сушке.

Чтобы установить состав топлива, проводят технический и хими­ческий (элементарный) анализ топлива. При техническом анализе оп­ределяют влагу, летучие и золу. Химический анализ топлива можно выполнить по элементарному составу (С, Н, О, N, S) и определением содержания в топливе отдельных химических соединений (СО, СО₂, СН₄ и др.). Первый метод анализа применяют для твердого и жидкого топлива, второй — для газообразного топлива.

Элементарный анализ проводят с целью определения содержания углерода, водорода, кислорода, азота и серы в процентах по массе. Однако подобный метод анализа не дает возможности судить о том, из каких соединений этих элементов состоит топливо, а следовательно, и о многих свойствах топлива. Элементарный анализ дает представ­ление о топливе как о механической смеси отдельных элементов, что достаточно для проведения необходимых расчетов сжигания топлива.

В соответствии с элементарным анализом в топливе различают органическую (С, Н, О, N), горючую (С, Н, О, N, S) и сухую (С, Н, О, N, А) массы и рабочее топливо (С, Н, О, N, А, W).

Органическая масса топлива дает возможность судить о его при­роде, а горючая масса — о топливе как о горючем.

При записи результатов анализа пользуются индексами, например: С° обозначает содержание углерода в органической массе; S^г — содер­жание серы в горючей массе; А^с —содержание золы в сухой массе и W^p — содержание влаги в рабочем топливе. Естественно, что состав рабочего топлива записывают так:

Пересчет состава угля из одной массы в другую легко выполнить по следующим выражениям (%):

где х^с — содержание какого-либо элемента в сухой массе, %; х^p — содержание какого-либо элемента в рабочем топливе, %; х^г — то же, в горючей массе, %; х° — то же, в органической массе, %.

Химический анализ газообразного топлива можно выполнить последовательным поглощением отдельных составляющих различными реактивами. Его результаты, выраженные в объемных процентах, показы­вают содержание составных частей газообразной смеси СO₂, СО, СН₄, О₂, С_тН_т. Количество N₂ определяют по разности.

Подобный анализ по химическим соединениям, составляющим то­пливо, позволяет судить о его свойствах. Анализ с последовательным поглощением отдельных составляющих характеризует состав сухого топлива, поскольку влага, содержащаяся в газе, в процессе анализа не учитывается. Вместе с тем в газах в большинстве случаев содер­жится влага, которую обычно определяют как массу воды в единице объема сухого газа W (г/м³). В связи с этим бывает необходимо пере­считывать состав сухого газа с тем, чтобы учесть влагу, т. е. опреде­лять состав влажного газа.

Теплота сгорания топлива. При сжигании топлива выделяется теп­ловая энергия. Количество выделившегося тепла связано с химическим составом топлива.

Количество тепла, которое выделяется при сжигании единицы топ­лива, называется теплотой сгорания топлива [кДж/кг; кДж/м³ или кДж/кмоль]. В технике различают высшую и низшую теплоты сгора­ния топлива.

Высшая теплота сгорания соответствует условию, что все во­дяные пары, образовавшиеся при горении, доводятся до жидкого состо­яния при 273 К. При этом возвращается следующее количество тепла:

Низшая теплота сгорания соответствует условию, что содержа­щийся в продуктах сгорания водяной пар охлажден с 373 до 293 К. При этом высвобождается количество тепла, разное

1,0  2,041(373 —293)  163,3 кДж/кг,

где 2,041 кДж/(кг  К) — теплоемкость паров воды.

Низшая теплота сгорания топлива больше соответствует действи­тельности, так как практически при сжигании топлива пары воды в газообразном состоянии уносятся с продуктами сгорания.

Количественная разница между и на 1 кг Н₂O составляет

Поскольку в продуктах сгорания содержится влага топлива W₁ и вода, полученная от сгорания водорода [W₂ = Н₂О/Н₂ = (18/2) Н = 9Н], разность между высшей и низшей теплотами сгорания на 1 кг топлива составляет

или если W₁ и Н выражены в процентах (т.е. W^р и Н^р), то

(71)

При использовании топлива для практических целей совершенна необходимо определять его теплоту сгорания. Теплоту сгорания топ­лива можно измерять сжиганием навески или определенного объема топлива в специальных приборах — калориметрах. В инженерной прак­тике теплоту сгорания топлива часто определяют расчетом на основа­нии данных элементарного анализа с использованием тепловых эффек­тов реакций горения отдельных составляющих топлива.

Теплоту сгорания твердого и жидкого топлива на основании эле­ментарного анализа обычно определяют по формулам, полученным эм­пирически. Для отечественных видов твердого и жидкого топлива до­статочно точные результаты дает формула Д.И. Менделеева:

(72)

При определении низшей теплоты сгорания формула Д.И. Менде­леева имеет вид

(73)

Теплота сгорания газообразного топлива может быть с достаточной точностью получена расчетом, поскольку могут быть известны соеди­нения, составляющие горючую массу топлива, и теплоты сгорания этих соединений В табл. 2 приведены тепловые эффекты реакций окисления ряда соединений, входящих в состав топлива.

Следовательно, если известен состав газообразного топлива, то не представляет труда подсчитать его теплоту сгорания.

Условное топливо. Чтобы сравнить топливо различных видов, ино­гда используется понятие условного топлива, характеризуемого теплотой сгорания 29300 кДж/кг. Для перевода любого топлива в условное следует разделить его теплоту сгорания на 29310 кДж/кг, т.е. найти эквивалент данного топлива.

Таблица 2. Тепловые эффекты реакций окисления

В настоящее время в металлургической промышленности наиболее распространенным является газообразное топливо. Достаточно часто употребляется жидкое топливо. Практически единственным видом твердого топлива, которое употребляется в металлургии, является кокс.

Газообразное топливо

Газообразное топливо по сравнению с жидким и твердым имеет ряд преимуществ, главные из которых: более простое смешение горю­чего и воздуха, позволяющее проводить сжигание газа с меньшим из­бытком воздуха; легкость транспортировки; простота обслуживания печей, работающих на газе. Все это приводит к тому, что газообразное топливо становится преобладающим. Газообразное топливо бывает естественное и искусственное. Естественными видами газообразного то­плива являются природный газ и попутный газ, который улавливают при добыче нефти. Искусственными видами газообразного топлива яв­ляются коксовый и доменный газы, получаемые соответственно при коксовании угля и при доменной плавке. Кроме того, к искусственным относятся генераторные газы, которые в последние годы полностью вышли из употребления на предприятиях черной металлургии.

Природный газ. Природный газ — наиболее дешевое топливо. Себе­стоимость его значительно ниже себестоимости угля и нефти.

Природный газ основных месторождений СССР состоит главным образом из метана и содержит небольшой процент его гомологов. Со­держание в нем балласта (N₂ и СО₂) невелико. Важно отметить, что природный газ большинства месторождений Советского Союза не со­держит сероводорода и других сернистых соединений (табл. 3).

В связи с ростом добычи и переработки нефти соответственно воз­растают ресурсы нефтепромысловых газов, добываемых попутно с нефтью. Нефтепромысловые газы отличаются от природных чисто га­зовых месторождений большим содержанием гомологов метана (этана, бутана и др.) и соответственно более высокой теплотой сгорания.

Таблица 3. Примерный состав сухих природных газов некоторых месторождений СССР

Искусственное газообразное топливо. Коксовый газ, получаемый при коксовании углей, играет очень важную роль в.топливном балансе металлургических заводов. В табл. 4 приведен состав коксового газа.

Колебания в содержании отдельных компонентов объясняются раз­личием в составе коксуемых углей, температурах и режимах коксо­вания.

Доменный (колошниковый) газ получают в больших количествах (около 3 м³ на 1 кг чугуна) в процессе доменной плавки. На метал­лургических заводах доменный газ играет существенную роль в тепло­вом балансе, на его образование расходуется свыше 40 % теплоты сгорания кокса, загруженного в доменную печь. Доменные воздухона­греватели, печи коксовых и прокатных цехов в большей или меньшей мере отапливают доменным газом в смеси с коксовым или природным газом. Средний состав доменного газа ( =3500  3800 кДж/м³): 9 — 14% СО₂, 25 — 31% СО, 0,3 — 0,5% СН₄, 2 — 3% Н₂, 57 — 58% N₂.

Генераторные газы представляют собой продукты безостаточной газификации твер­дого горючего. Газификация может быть проведена при помощи кислорода, вводимо­го с воздухом, или водяного пара. Аппара­ты, в которых твердое топливо превращает­ся в газообразное, называют газогенерато­рами, процесс газификации — газогенера­торным.

На рис. 41 изображена схема газогене­ратора, который представляет собой шахту — железный кожух, изнутри футерован­ный огнеупорным кирпичом. Топливо загру­жают в газогенератор сверху через загрузоч­ное устройство. Дутье (воздух, водяной пар) поступает снизу под колосниковую решетку). Образующиеся золу и шлак удаляют снизу. Полученный генераторный газ о тводят из верхней части генератора над слоем топлива.

Воздух попадает в слой раскаленного кокса и вступает в реакцию с углеродом;

С + О₂ = СО₂.

Двуокись углерода и образующийся в результате испарения влаги топлива пар, захватываемые газовым потоком, восстанавливаются уг­леродом раскаленного кокса в окись углерода и водород:

СО₂ + С = 2СО и Н₂O + С = СО + Н₂.

Высокие температуры в зоне реакций воздушного газогенератора обусловливают ряд трудностей при проведении процесса.

Понижение температуры в зоне реакций, следовательно, и пониже­ние температурного уровня процесса во всем газогенераторе могут быть достигнуты совмещением воздушной и водяной газификации. В этом случае параллельно с экзотермическим процессом образования воздушного газа развивается эндотермический процесс газификации водяным паром. Регулирование развития того и другого процесса, до­стигаемое изменением соотношения воздуха и пара в смеси, поступаю­щей в слой, позволяет непрерывно поддерживать температуру комп­лексного процесса на желательном уровне. Такая схема работы приво­дит к образованию смешанного газа. Этот вид газификации топлива наиболее распространен в промышленности, так как по схеме работы и конструкции устройства он близок к воздушной газификации, а по качеству получаемого газа ее превосходит.

Состав смешанных генераторных газов приведен в табл. 5.

Таблица 5. Состав смешанных генераторных газов, % (объемн.)

Жидкое топливо

Естественное жидкое топливо. К естественным жидким топливам относят сырую нефть, которую как топливо используют очень огра­ниченно. Использование продуктов переработки нефти дает более вы­сокий эффект, чем использование нефти в сыром виде.

Искусственное жидкое топливо. Основную массу искусственного жидкого топлива составляют продукты переработки сырой нефти.

Бензин представляет собой жидкое топливо, состоящее из наибо­лее легкокипящих фракций нефти (температура кипения до 473 К). Элементарный состав бензина зависит от содержания в нем различных углеводородов. Можно считать, что бензин в среднем состоит из 85% С и 15% Н. Низшая теплота сгорания составляет около 41900 кДж/кг. Бензин служит топливом для авиационных и автомобильных двигателей.

Несколько более высокую температуру кипения (473—493 К) име­ет лигроин, используемый в качестве топлива для тракторных двига­телей.

Керосин представляет собой фракцию, в основном кипящую при температуре выше 523 К. При дальнейшем повышении температуры из него отгоняется соляровый дистиллят.

В зависимости от типа нефти выход легких фракций при перегон­ке составляет 25—30%. Остальная часть — это более тяжелые фрак­ции (мазут). Мазут широко применяют для отопления металлургиче­ских печей.

Мазут различного происхождения по элементарному анализу мало отличается один от другого: 86,3—87,1% С^г, 12,3—13,1% Н^г, 0 — 0,35% О^г, 0,05% N^г и 0 — 10% W^р.

Содержание серы в мазуте, получаемом при переработке малосер­нистой нефти, составляет около 0,5%; в мазуте, получаемом из высо­косернистой нефти, содержание серы может быть около 4%. Выпуска­ют топочные мазуты марок 40, 100, 200 и МП (мазут для мартенов­ских печей). Для этих мазутов температура вспышки составляет 363—383 К, а температура застывания 283—298 К.

Важными показателями, характеризующими качество мазута, яв­ляются температура застывания и вязкость. Вязкость в значительной степени снижается при повышении температуры нефтепродукта. По­этому для обеспечения возможности перекачивания и сжигания в фор­сунках вязкие мазуты приходится предварительно подогревать до 343—353 К.

Низшая теплота сгорания мазута в зависимости от его состава и содержания влаги колеблется в пределах 35615—39805 кДж/кг.

Большое значение жидкого топлива заставляет изыскивать пути для замены нефти другими видами горючих ископаемых, которые мож­но использовать для получения моторных топлив. Существует ряд ме­тодов переработки твердого топлива: гидрогенизация, синтез углеводо­родов и др.

В практике металлургического производства в качестве заменителя мазута в виде добавки к газообразному топливу (для увеличения излучательной способности факела) нередко применяют смолы, получае­мые как продукт переработки твердых топлив.

Твердое топливо

Для естественного твердого топлива всех видов общим является не только одинаковое агрегатное состояние, но и общность условий происхождения. Твердое топливо естественного вида — растительного происхождения. Чем старше топливо, тем выше содержание углерода (табл. 6) и теплота сгорания.

Твердое топливо, кроме данных элементарного анализа, характе­ризуется также данными технического анализа, при котором определяют: содержание влаги, выход летучих веществ и кокса, зольность, ко­личество серы, теплоту сгорания топлива.

Таблица 6. Характеристика твердого топлива основных видов

Влажность является весьма важной характеристикой твердого топ­лива и в большой мере определяет эффективность его использования.

Летучие вещества выделяются из топлива при его термическом разложении без доступа воздуха. При этом происходит разложение неустойчивых молекул и выделение газообразных горючих веществ. Кроме летучих веществ, продуктом термического разложения являют­ся также кокс — твердый остаток продуктов разложения. Летучие ве­щества играют весьма нажную роль в процессе сгорания твердого топлива, ибо воспламеняются первыми и способствуют развитию про­цесса горения.

Твердое топливо содержит в составе негорючие элементы, состав­ляющие основу золы. Чем выше количество этих негорючих элементов и выше зольность, тем ниже качество топлива.

Сера является крайне вредной примесью твердого топлива. При сжигании топлива, в состав которого входит сера, образуется оксид серы SО₂; он является очень сильным окислителем. При применении твердого топлива (кокса) в доменном производстве сера, содержащаяся в топливе, в значительной части переходит в чугун, понижая его качество и усложняя операции по его дальнейшему переделу в сталь.

Твердое топливо в металлургических печах практически не при­меняют. Исключение составляет кокс, необходимый для доменного процесса. Кокс получают в специальных печах — коксовых батареях из каменных углей, обладающих необходимыми свойствами (коксующиеся угли). Исходным материалом для производства кокса в коксовых ба­тареях служат угли, дающие спекшийся кокс.

Процесс коксования состоит в следующем. Измельченную до кус­ков размером меньше 3 мм и увлажненную угольную шихту загружают через загрузочные люки в камеры коксовых печей, температура в ко­торых поддерживается в пределах 1083—1273 К. В первый момент в камерах происходит испарение влаги. Затем наступает первая стадия пирогенетических процессов (процессов разложения без доступа воз­духа), которая начинается с момента нагревания угля до 473 К. На этой стадии выделяются пары первичной смолы, состоящей главным образом из углеводородов жирного ряда. Эти соединения, проходя че­рез раскаленную твердую массу топлива, превращаются в газы и аро­матические углеводороды бензольного ряда.

Летучие продукты коксования направляют на химический заиод для улавливания из них ценных продуктов. Газ, выходящий из коксо­вой камеры печи, называется прямым, а газ, из которого на химиче­ском заводе выделили пары смолы, сырого бензола и аммиака, — об­ратным.

Каменноугольную смолу подвергают разгонке. В получаемых мас­лах и сыром бензоле содержатся ценные вещества, служащие сырьем для химической промышленности, например бензол, толуол, фенол, ксилолы, нафталин и другие соединения, из которых вырабатывают различные химические продукты.

Количество смолы, получаемой при коксовании, зависит от выхо­да летучих и составляет 2—3% массы угля. Остающийся после пере­гонки смолы пек используют при производстве брикетов, толя, пласт­масс и др.

При оценке кокса как топлива для доменных печей наибольшее значение имеют данные его технического состава и результаты иссле­дования механической прочности. На основе технического анализа оп­ределяют содержание в коксе влаги, золы, серы и летучих. Количество влаги в коксе зависит главным образом от способа тушения кокса при выдаче из печи. Нормально в коксе содержится 2—5% влаги. Большое значение имеет зольность кокса, так как минеральная масса в коксе понижает его теплоту сгорания и вызывает повышенный рас­ход флюсов в доменной шихте. Производительность доменных печей при работе на коксе с большим содержанием минеральной массы по­нижается, а расход топлива возрастает. Среднее содержание золы в донецком коксе составляет 9—10%, в коксе из восточных углей 10—11%.

Содержание серы в коксе всегда отрицательно влияет на его свой­ства. Предотвращение перехода больших количеств серы в металл связано с необходимостью увеличения количеств шлака и его основно­сти, что неизбежно влечет за собой увеличение расхода горючего. В процессе коксования 80—85% серы сырого угля удерживается в коксе.

Значительной сернисгостью характеризуются коксы из донецких уг­лей (1,5—2,0%), малой —из кузнецких (0,5—0,7%). Выход летучих из нормально выжженного кокса не превышает 1,4—1,8%. По этой величине судят о завершении процесса коксования.

По назначению кокс подразделяют на доменный (пористость 45— 55%) и литейный для вагранок (пористость не более 45%). Большое значение для доменного производства имеет механическая прочность кокса, подвергающегося в доменной печи ударам при падении и исти­ранию. Обладая высокой твердостью, кокс вместе с тем весьма хрупок.

Вторым по количественному выходу продуктом коксования явля­ется газ, вызываемый коксовым. Средний состав обратного коксового газа следующий: 57—60% Н₂, 24—26% СН₄, 6,0—6,8% СО, 2,2—2,5% С_тН_п, 2—2,3% СО₂+Н₂S, 0,2—0,4% O₂, 3,0—4,0% N₂. В 1 м³ прямого газа, кроме перечисленных составляющих, содержится 100—125 г смолы, 25—40 г бензольных углеводородов, 5—15 г водорода и 5—10 г аммиака, в большей или меньшей мере улавливаемых при об­работке газа на химическом заводе.

Как видно из приведенного состава, обратный газ — высокоценное горючее, его теплота сгорания составляет 16000—18000 кДж/м³. Ос­новными его потребителями являются металлургические заводы.

Для получения кокса применяют специальные печи, одна из кото­рых показана на рис. 42. Прямоугольные камеры для коксования дли­ной около 13, высотой 4,2—4,5 и шириной около 0,4 м собраны в ба­тареи. Торцовые части камер закрываются дверями 6 и 9. Угольную шихту в камеры для коксования загружают через люки 8 в сводах. Летучие продукты, образующиеся в процессе коксования, т. е. коксо­вый газ и пары смолы, отводят из камер через отверстие в своде 7 в стояк и газосборник. Воздух, подаваемый для сжигания газа, ис­пользуемого для отопления печей, предварительно подогревают в воз­душных регенераторах 5, размещенных по камерам. Воздух поступает в низ регенераторов через подовый канал 10. Нагретый в регенера­торах воздух через косые ходы 3, минуя блок 4, направляется в ниж­нюю часть вертикальных отапливаемых каналов 2, которые располо­жены между камерами коксования.

При отоплении коксовых печей доменным или генераторным газом осуществляют его подогрев в газовых регенераторах. Нагретый газ смешивается в отопительных каналах 2 с воздухом, где и сжигается, нагревая при этом боковые стенки камер коксования до температуры около 1573—1673 К. В случае применения коксового газа для отопле­ния печей его направляют в горелки через специальные каналы.

Дымовые газы отводят через перекидные каналы 1 в верхнюю часть смежных нагревательных каналов, а также через специальные косые ходы в верх регенераторов, где ими нагревается насадка регене­раторов. Из нижней части регенераторов дымовые газы отводят в боров и дымовую трубу.

Воздушные регенераторы разделены на две батареи. Когда и четных регенераторах нагревается воздух, насадка четных регенера­торов нагревается дымовыми газами. Затем в результате перекидки клапанов изменяют направление потока воздуха и дымовых газов. Воздух поступает для нагрева в четные регенераторы, а дымовые га­зы — в нечетные.

Процесс коксования длится около 15—16 ч. Из 1 т угля получают (в зависимости от влажности угля и выхода летучих веществ) около 720—800 кг кокса, 300 м³ коксового газа, 30—40 кг смолы, 10 кг бензола и примерно 3 кг аммиака.

Таблица 7. Состав и пористость доменного кокса, %

Кокс	Влага	Летучие	Зола	Сера	Фосфор	Угле­род*	Пори­стость
Донецкий Кузнецкий	7—14 9	0,6—1,2 1,2—1,7	9—10 ~10	0,8—2,0 ~0,5	0,03—0,05 0,04	75—93 77	46—55 —

* Нелетучий.

Расход тепла на коксование 1 т угля составляет около 2514 МДж; при этом около 40—50% расходуемого тепла заключается в физиче­ском тепле кокса, т. е. в том тепле, которое было израсходовано па нагрев кокса до той температуры, при которой его выгружают из печи.

В табл. 7 приведены состав и пористость кокса отечественного производства.