Классификация и характеристики органического топлива

Органическое (углеводородное) топливо классифицируется:

1. По агрегатному состоянию – на твердое (уголь, торф, горючий сланец, растительное топливо), жидкое (нефть и продукты ее переработки), газообразное (природный и искусственный газы);

2. По происхождению – на естественное (добываемое из земных недр) и искусственное (получаемое в результате переработки естественного топлива и других природных веществ).

Основными характеристиками органического топлива являются: 1) элементарный химический состав; 2) удельная теплота сгорания; 3) выход летучих веществ; 4) зольность; 5) влажность; 6) сернистость.

Элементарный состав топлива. Состав твердого и жидкого топлива представляет сумму масс химических элементов: углерода С, водорода Н₂, кислорода О₂, азота N₂, серы S, минеральных соединений А и влаги W. Сера 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 органическую массы, а в жидком – рабочую и сухую массы.

Состав рабочей массы: .

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

Состав сухой массы: .

Состав горючей массы: .

Состав органической массы: .

Элементы S, A и W – являются балластом органического топлива.

В справочниках приводится состав горючей массы топлива. Пересчет состава топлива с горючей на рабочую или сухую массу производится с помощью коэффициентов пересчета К ^гр, К ^гс:

(3.1)

Состав газообразного топлива представляет сумму долей объема компонентов: метана CH₄, высших углеводородных соединений C_mH_n, водорода H₂, азота N₂, оксида углерода СО, диоксида углерода CO₂, сероводорода H₂S, кисло­рода O₂:

.

Удельная теплота сгорания топлива - это количество теплоты, выделившейся при полном сгорании единицы массы или объема топлива. Различают высшую и низшую удельную теплоту сгорания. Высшая удельная 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 удельная теплота сгорания Q ^р_н не включает в себя теплоту конденсации водяных паров:

. (3.2)

В расчетах используют низшую теплоту сгорания, так как продукты сгорания имеют температуру значительно выше, чем температура точки росы, при которой происходит конденсация водяных паров, содержащихся в продуктах сгорания. Низшая теплота сгорания твердого и жидкого топлива [кДж/кг] вычисляется по формуле Д.И. Менделеева:

. (3.3)

Удельную теплоту сгорания газообразного топлива [кДж/м³] определяют в расчете на сухую массу:

Для сопоставления различных видов топлива применяют понятие услов­ное топливо. При сгорании 1 кг условного топлива выделяется 29,3 МДж тепла ((Q ^р_н)_усл = 29,3 МДж/кг).

Выход летучих веществ характеризует жидкое и твердое топливо. Это смесь горючих и негорючих газов, выделяющихся из массы топлива при его нагревании от 110 до 1100° С. Чем больше выход летучих веществ, тем ниже температура воспламенения топлива и легче его зажигание. Данная характеристика зависит от возраста топлива и условий его формирования. Так, выход летучих веществ у торфа 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 используется топливо, непригодное для получения плотного кокса.

Зольность. 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. Бурые и каменные угли имеют зольность 10 ÷ 55%, сланцы 40 ÷ 60%, жидкое топливо 0,05 ÷ 1%. Зола уменьшает теплоту сгорания топлива, снижает интенсивность теплообмена вследствие осаждения на поверхностях нагрева, вызывает их износ, загрязняет окружающую среду.

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

Сернистость – это количество серы в топливе, выраженное в процентах. Наличие серы ухудшает качество топлива. При горении происходит соединение серы с кислородом, при этом образуется ядовитый газ. Происходит разрушение поверхности нагрева и выброс ядовитых газов в атмосферу.

Для сравнения топлива с различной влажностью, зольностью и сернистостью используют приведенные характеристики: характеристики рабочей массы топлива, отнесенные к его низшей теплоте сгорания (приведенные влажность W ^пр, зольность А ^пр и сернистость S^пр, (%×кг)/МДж):

. (3.4)

Топливо с W ^пр < 0,7 считается маловажным, а с W ^пр > 1,9 – высоковлажным. Топливо с A ^пр £ 1 – малозольное, а с A ^пр ³ 5 высокозольное.

Нефть и ее использование

Нефть образовалась в результате осадочных отложений в морской воде и недрах земли. Это бурая жидкость, имеющая своеобразный смоляной запах. Нефть состоит из трех углеводородных групп: 1) парафинов; 2) циклопарафинов (нафтены); 3) ароматических смол. В небольших количествах в нефти содержатся: сера (до 6%), кислород (до 4%), азот (до 1%) и следы некоторых металлов. По своим характеристикам (вязкость, цвет, содержание парафина и др.) нефть неоднородна, что обусловлено различным растительным происхождением и определяет возможность производства тех или иных нефтепродуктов.

Доля нефти в мировом энергетическом балансе составляет около 40%. По объему добычи нефти Россия занимает второе место в мире после Саудовской Аравии. Основные районы добычи в РФ: Западно-Сибирский, Волго-Уральский, Тимано-Печорский, Северо-Кавказский, север Сахалина. В Западной Сибири добывается самая дешевая и качественная нефть России. Глубина нефтеносных пластов достигает 2 км. Лидерами по добыче нефти в России являются компании «Роснефть», «Лукойл».

Добыча нефти. Разработка нефтяного месторождения начинается с бурения скважин. Буровая скважина использует ряд вращающихся стальных труб высокого давления, называемых установкой. Установка поддерживается буровой вышкой и управляется вращательным столом на платформе. Сначала из скважины бьет нефтяной фонтан, затем переходят на механизированные способы добычи: компрессорную, глубинно-насосную и др. После добычи нефть отделяется от сопутствующих воды и газов и перекачивается в нефтехранилища.

Переработка нефти. Переработка включает три основных процесса: перегонку, риформинг и ректификацию. В результате перегонки нефть разделяется на части – фракции, согласно молекулярному весу. Все фракции получают дальнейшую обработку для производства конечных продуктов. Наиболее ценные горючие продукты получают при химической переработке нефти: крекинге, пиролизе и ароматизации. Крекинг – это разложение высших углеводородов на простые. При сильном нагревании с катализатором (ок.500^оС) происходит каталитический крекинг, без катализатора – термический крекинг. При пиролизе нефти (700 – 900^оС) образуются этилен, бензол, толуол. Процесс ароматизации протекает в присутствии катализаторов по уравнению:

Переработка чаще сосредоточена в районах массового потребления нефтепродуктов и вдоль трасс нефтепроводов.

Транспорт нефти. Основными видами транспорта являются: трубопроводы, танкеры и железнодорожный транспорт. Так, почти вся добываемая на Ближнем Востоке нефть импортируется танкерами. Западная Европа с помощью танкеров ввозит около 90% сырой нефти, Япония – около 100%, США – 50%. Транспортировка Сахалинской нефти России также осуществляется танкерами. Водоизмещение современных танкеров составляет от 50 до 500 тыс. тонн. Имеется ряд супертанкеров водоизмещением до 800 тыс. тонн. В России основной вид транспорта нефти – нефтепроводы. Их протяженность составляет 70 тыс. километров. Для преодоления сопротивления трения вязкости нефтепродуктов в нефтепроводах требуется их насосная перекачка. Для горизонтальных трубопроводов мощность насосов равна:

,

где μ - вязкость передаваемой нефти; L - длина трубопровода; D -диаметр трубопровода; V - расход нефти:

,

где р ₁ и р ₂ – разность давлений в трубе.