Реферат на тему:
Технічний аналіз вугілля
Для характеристики технологічних властивостей викопного твердого палива
розроблений комплекс методів дослідження, об’єднаний терміном технічний
аналіз.
Оскільки викопне вугілля застосовувалося спочатку тільки як паливо,
технічний аналіз обмежувався визначенням горючої і негорючої складової.
До негорючої частини вугілля відносять вологу (позначається W, від
німецького Wasser і англійського Water) і неорганічні або мінеральні
речовини (М).
Для характеристики вугілля по кількості мінеральних речовин у вугілліт
частіше за все користуються показником зольності (А, від німецького Ashe
і англійського Ash), що визначається по залишку, що утворюється після
повного згоряння наважки вугілля.
Пізніше, в основному для потреб коксохімічної промисловості введені ще
три показники:
а) вихід летких речовин (V), що утворюються при нагріванні вугілля до
850-1000 0С без доступу повітря;
б) вихід і кількісна характеристика твердого нелеткого залишку (К або
NV), що утворюється при визначенні виходу летких речовин;
в) загальний вміст сірчистих сполук (умовно перерахованих на елементну
сірку), що входять до складу органічних і мінеральних речовин вугілля,
(St).
Оскільки ці показники тією чи іншою мірою пов’язані з природою, ступенем
вуглефікації і складом різних видів ТГК, то вони мають не тільки
практичне, але і теоретичне значення.
Волога
Вміст вологи в ТГК пов’язаний як з генетичними чинниками торфо – і
вуглеутворення і умовами залягання викопного вугілля в надрах, так і зі
способами їх видобутку, зберігання і переробки.
Вся волога, яка міститься в ТГК, що знаходяться в природних умовах
залягання, називається природною (Wпр). Вологу, що міститься у
видобутому вугіллі, названо загальною вологою (Wt) або загальною робочою
вологою (Wrt).
При зберіганні вугілля на відкритому повітрі частина вологи втрачається
за рахунок випаровування. Волога, що виділилася при цьому називається
зовнішньою (Wex), а що залишилася у вугіллі гігроскопічною (Wh).
Внутрішня або гігроскопічна волога називається також вологою
адсорбційною, лабораторною або вологою аналітичної проби (Wa).
Аналітичною називається проба вугілля, відібрана і підготовлена для
аналізу відповідно до вимог стандартів з розміром зерен менше 0,2 мм.
Викопне вугілля, з якого видалена зовнішня волога називають повітряно
сухими, а якщо видалена і внутрішня волога, то вугілля називають
абсолютно сухим.
Вміст зовнішньої вологи визначається за втратою маси наважки при сушінні
вугілля при кімнатній температурі і нагріві в сушильній шафі до
температури не більше 40 0С для бурих і не більше 50 0С для кам’яного
вугілля. Крупність зерен не повинна перевищувати 20 мм, а маса проби
повинна бути не менше 500 г. Дека для сушки ставиться у витяжну шафу, в
приміщення з вентиляцією, або сушильну шафу. Час від часу пробу
перемішують і зважують доти, поки розходження між двома зважуваннями
протягом двох годин буде не більше за 0,3 % первинної наважки для бурого
вугілля і 0,1 % для кам’яного. Тривалість сушки не повинна перевищувати
8 годин і тільки для бурого вугілля із загальною вогкістю понад 30 %
вона може бути продовжена.
Для прискореного визначення зовнішньої вологи можна сушити пробу в
сушильній шафі в атмосфері азоту при температурі 80 0С.
Вміст зовнішньої вологи (%):
,
де G1 – втрата маси при сушці проби, г;
G – маса початкової проби, г.
Вміст гігроскопічної вологи (волога повітряно-сухого вугілля)
визначається в лабораторній пробі масою не менше 500 г, крупністю до 3
мм шляхом її сушки при 105-110 0С. Кам’яне вугілля сушать 60, буре 60 і
антрацит 120 хв. Контрольна сушка має тивалість 30 хв. до розходження не
більше за 0,1 %.
0,1 г з точністю до 0,002 г. Наважки вміщують в заздалегідь нагріту до
105-110 0С сушильну шафу і сушать буре вугілля протягом 60 хв., кам’яне
вугілля і антрацит 30 хв. Контрольні просушення, тривалістю по 10 хв.,
проводять доти, поки різниця в двох подальших зважуваннях буде менше за
0,001 г або до збільшення маси.
5 0С. Для визначення вологи аналітичної проби тривалість сушки для
кам’яного вугілля, антрацитів і продуктів мокрого збагачення становить 5
хв., бурого вугілля 20 хв.
Взаємозв’язок між природою, стпдією метаморфізму і складом вугілля і
вмістом вологи спостерігається тільки в аналітичній пробі.
Вміст вологи в ТГК (Wа): в залежності від виду походження і стадії
вуглефікації складає в торфах до 30 – 45 %;
бурому вугіллі: гуміти – від 5 до 25 %,
ліптобіоліти – 5-8 %,
сапропеліти – 4-8 %;
кам’яному вугіллі: Донецьке вугілля марок Д – до 9 %,
Г – до 5 %,
Ж – до 3,5 %,
К – до 2,5 %,
ПС – до 1,5 %,
П – до 1,0 %,
А – до 4,0 %;
ліптобіолітах – 1,5 – 3 %,
сапропелітах – до 2,5 %,
горючих сланцях – 4 – 5 %.
У одному і тому ж вугіллі найбільшою вогкістю володіє вітриніт,
найменшою – фюзиніт, лейптиніт займає проміжне, близьке до фюзиніту,
положення.
Кількість вологи у вугіллі (загальної, робочої, зовнішньої і
аналітичної) має велике практичне значення, сприяючи або перешкоджаючи
окисленню і самонагріванню, погіршуючи сипкість і викликаючи змерзання
вугілля, знижуючи енергетичний ККД використання вугілля.
Вміст гігроскопічної вологи у вугіллі дозволяє судити про кількість
полярних фрагментів. При перетворенні торфу в буре і кам’яне вугілля
вміст карбоксильних і гідроксильних груп в них меншає, що веде до
зменшення спорідненості вугілля до води.
Мінеральні компоненти і зольність вугілля
Складність складу мінеральної частини ТГК, а так само різноманітність
форм їх зв’язку з органічною масою викликає великі труднощі аналітичного
визначення мінеральних компонентів в незмінному стані, в зв’язку з чим
про вміст мінеральних речовин у вугіллі (М) доводиться судити не прямо,
а за кількостю золи, що залишається після спалення наважки вугілля при
вільному доступі кисню повітря. Золою, отже, називають твердий продукт
повного окиснення і термохімічних перетворень мінеральної і органо-
мінеральної частини ТГК.
0,1 г вугілля відбирається з аналітичної проби у човник з попередньо
зафіксованою вагою і зважується з точністю до 0,2 мг. При необхідності
наважка вугілля може бути менше за 1 г. У аналітичній пробі не повинно
бути частинок крупністою більше за 0,2 мм.
Розрізнюють повільне і прискорене озолення.
При повільному озоленні човник з пробою вміщують в холодну або нагріту
до 300 0С піч, а потім підіймають температуру у муфелі до 800-830 0С і
прожарюають при кінцевій температурі 1,0-1,5 години. Після прожарювання
човники із золою виймають з муфеля, охолоджують до кімнатної температури
і зважують. Контрольне зважування здійснюється після додаткового
прокалювання протягом 30 хв. Різниця між двома зважуваннями не повинна
бути більше за 1 мг.
Прискорене озолення з природною вентиляцією здійснюють в муфельній печі,
нагрітій до 850-875 0С. Човники з наважками встановлюють на пластинці
біля краю печі і витримують в цьому положенні 3 хв., а потім просувають
в муфельну піч з швидкістю 2 см на хв. і закривають дверці.
Тривалість прокалювання при 800-8300С для кам’яного вугілля і антрацитів
35 хв. у човнику No2 і 25 хв. у човнику No3, для бурого вугілля
відповідно 25 і 20 мін. Човник No2 має розміри: довжина – 85 мм, ширина
– 14 мм, висота – 10 мм, човник No3 відповідно 105, 18 і 14 мм.
Прискорене озолення з подачею в муфельну піч кисню проводять аналогічно
попередньому, тільки після закриття муфеля в нього подають кисень зі
швидкістю 3 л/хв. Тривалість озолення при температурі 800-830 0С для
кам’яного вугілля і антрацитів 25 хв. (човник No2) і 20 хв. (човник
No3), для бурого вугілля відповідно 15 і 10 хв.
Зольність аналітичної проби випробуваного вугілля (в %) обчислюють за
формулою:
,
де m1 – маса прожареного човника, г;
m2 – маса човника з паливом, г;
m3 – маса човника із золою, м.
Зольність кожної проби визначають паралельно в двох наважках.
Розходження, що допускаються залежать від зольності.
Якщо вона нижча за 10 %, то допускаються розходження між паралельними
визначеннями в одній лабораторії 0,2 %, в різних лабораторіях 0,3 %, при
зольності 10-20 % – 0,3 і 0,4 %; при зольності 20-25 % – 0,4 і 0,5 %;
при зольності понад 25 % – 0,5 і 0,7 %.
Зольність аналітичної проби на суху (Аd) і робочу масу в % перераховують
за формулами:
,
– відповідно масова частка вологи в аналітичній пробі і робочої вологи
в пробі, що випробовується, %.
У ряді робіт показано, що при визначенні зольності “солоного” вугілля з
підвищеним вмістом лужних металів можуть виникати істотні помилки, за
рахунок випаровування при температурах 800-830 0С основної кількості
лужних металів і хлору. Рекомендується для визначення зольності такого
вугілля проводити їх озолення при температурі 600 0С протягом 3 годин.
Оскільки при озоленні твердих горючих копалин відбувається зміна
хімічного складу мінеральної частини, внаслідок її розкладання і
окиснення, то зольність вугілля відрізняється від вмісту мінеральної
частини вугілля. Тому часто необхідно визначати крім зольності і
безпосередній вміст в них мінеральних компонентів. Для цього проби
вугілля обробляються розбавленою соляною, а потім плавиковою кислотою, в
яких розчиняється значна частина мінеральних компонентів, що містяться в
ТГК. Випробування проводять за міжнародним стандартом ISO 602-74. З
прикладу, приведеного в цьому стандарті, видно, що різниця між зольністю
вугілля і масовою часткою мінеральних речовин (Мd) у високозольному
вугіллі може досягати 5 %.
При визначенні зольності і масової частки вуглецю в органічній масі
палива значний вміст карбонатів в мінеральній речовині може бути
причиною похибок, оскільки при спаленні палива карбонати розкладаються і
виділяють вуглекислоту. Масову частку СО2 в мінеральній речовині
визначають ваговим і об’ємним методами за міжнародним стандартом ISO
925-75 або за ГОСТ 13455-76 шляхом розкладання карбонатів соляною
кислотою і вловлювання СО2 в поглиначах або в газовимірювальній бюретці.
Для виділення мінеральної частини вугілля останнім часом
використовується спосіб окиснення органічних речовин вугілля в
низькотемпературній (до 150 0С) кисневій плазмі. В твердому залишку
добре діагностуються практично всі основні мінерали, що містяться у
вугіллі. Сьогодні метод дослідження складу мінеральних домішок із
застосуванням низькотемпературної плазми використовується тільки в
науково-дослідних роботах.
Розробка і використання фізичних методів визначення вмісту мінеральних
речовин у вугіллі пов’язана з вдосконаленням технології гірничного
виробництва, методів збагачення і переробки палив. Сучасні методи
контролю повинні забезпечувати експресність, показність об’єкта, що
аналізується, можливість використання в різних технологічних процесах і
передачі інформації в автоматичну систему управління підприємством.
Фізичні критерії повинні бути основані на відмінності властивостей
органічної складової і мінеральних домішок. Такими критеріями можуть
бути: густина, динамічний модуль пружності, міцність, природна
радіоактивність вугілля і мінеральних домішок.
На практиці найбільше поширення отримали фізичні методи, основані на
взаємодії вугілля і мінеральних домішок з потоками йонізуючих
випромінювань різних енергій. Як критерій оцінки в них звичайно
використовують густина вугільної маси, вміст органічних речовин або
різних мінеральних компонентів, а також поєднання вищезгаданих
показників. Кількісно вони оцінюються шляхом реалізації різних схем
взаємного розташування джерела випромінювання, детектора і проби.
Для аналізу аналітичних проб вугілля призначений прилад ЗАР-2-1
оснований на зворотному відбитті рентгенівського випромінювання.
Для аналізу проб вугілля лабораторної крупності (до 3 мм) використовують
прилад РКТ-1, який оснований на реєстрації ослаблення
гамма-випромінювання, що випускається ізотопом 241Аm.
Прилад БРА-9 призначений для одночасного визначення в аналітичній пробі
мінеральних речовин і сірки при використанні відбитого розсіювання
м’якого гамма-випромінювання від джерела 55Fe в поєднанні з реєстрацією
флуоресцентного випромінювання заліза, що збуджується випромінюваннями
ізотопу 238Pu.
Проби вугілля крупністю до 25 мм можна аналізувати приладом ЕАЗ. Вміст
мінеральних речовин оцінюється по густині потокці, спрямованого вперед
гамма-випромінювання ізотопу 241Am. Прилад РАМ-1М призначений для
аналізу вогкості і вмісту мінеральних речовин в рухомому потоку вугілля
крупністю до 13 мм шляхом реєстрації зворотного відбиття рентгенівського
випромінювання.
Для безперервного контролю рядового вугілля в потоці розроблені
установка ВСКЗ-1 і прилади 7 серій РКТП, в яких використані принцип
ослаблення жорсткого гамма-випромінювання і спрямованого вперед
гамма-випромінювання.
За походженням мінеральні компоненти прийнято поділяти на внутрішні, що
утворилися з мінеральної частини первинних рослинних матеріалів, і
зовнішні, що складаються з мінеральних частинок, принесених у торф або
вугілля ззовні.
Відсутня явно виражена залежність між загально зольністю і природою та
сиупенем вуглефікації ТГК. Зольність Аd практично для всіх видів ТГК
коливається від 0,5 до 40 %, для горючих сланців від 40 до 70-80 %. У
одному і тому ж пласті найбільшою зольність має фюзиніт, найменшоу
вітриніт, а лейптиніт займає проміжне положення.
Вихід летких речовин
Найважливішою особливістю ТГК є здатність до термохімічних перетвореннь
при нагріванні без доступу повітря, ступінь і глибина яких залежать при
рівних умовах від природи, складу, структури і властивостей даного
різновиду ТГК.
Вихід летких речовин є показником структурних особливостей складових
частин викопного вугілля, оскільки характеризує кількість термічно
нестабільних атомних угрупувань, які відщепляються при даній
температурі. Визначення виходу летких речовин (V, %) необхідне для
оцінки практичної цінності різних видів вугілля.
Цей показник важливий для оцінки властивостей енергетичного вугілля, як
характеристика реакційної здатності і займистості палива, а також для
коксівного вугілля оскільки він визначає вихід коксу і хімічних
продуктів коксування.
При визначенні виходу летких речовин необхідно суворо дотримувати всі
умови методик, відображених в ГОСТ 6382-80 і міжнародному стандарті ISO
562-74, оскільки цей показник може помітно змінюватися при зміні умов
дослідження.
25 0С муфельній або тигельній печі. Вихід летких речовин з аналітичної
проби (Vа, %) визначається по різниці між масою початкової наважки
вугілля і масою твердого нелеткого залишку з урахуванням вмісту в ньому
вологи:
,
де G – маса палива, г;
G1 – втрата маси палива при нагріванні, г;
– масова частка вологи в аналітичній пробі, %.
, %) обчислюють за формулою:
.
>45 % допускається розходження до 1 %.
Якщо масова частка двоокису вуглецю карбонатів мінеральної речовини
більше 2 %, то розрахунок проводять за формулою:
, %.
10 0С в циліндричних тиглях з добре підігнаними кришками з тугоплавкого
кварцу, платини або інших тугоплавких матеріалів.
Тверді нелеткі залишки, що утворюються з різних ТГК, характеризуються на
зовнішній вигляд по наступній класифікації: порошкоподібний, неспечений,
злиплий, слабоспечений, спечений, сплавлений, неспучений, спучений, дуже
спучений.
Властивості твердих нелетких залишків (NV), що утворюються при
визначенні виходу летких речовин з ТГК тигельним методом, залежать від
природи і стадії метаморфізму. З торфу, бурого вугілля і антрацитів
утворяться неспечені, порошкоподібні тверді нелеткі залишки. З кам’яного
вугілля неспечені тверді залишки дають пісне, а також деяке довго
полум’яне вугілля. Кам’яне вугілля інших марок (гуміти Г, Ж, К, ПС і
деяк Д) утворюють корольки, які мають різні властивості по спеченості,
сплавленості і спученості. Сапропелітове і ліптобіолітове вугілля,
особливо на кам’яновугільній стадії, як і малозольні горючі сланці (ГС),
утворюють неспучений, спечений тигельний кокс.
Абсолютно не спікаються фюзиніти. Вітриніти утворюють тверді нелеткі
залишки, у яких спеченість, сплавленість і спученість змінюються по
кривій з максимумом для вугілля марок Ж і К. У пісному і
довгополум’яному вугіллі, а також в антрацитах вітриніти не спікаються.
Лейптиніт у вугіллі марок Д, Г і Ж утворює тверді нелеткі залишки, що
завжди спеклися, часто сплавлені, але не спучені.
Таким чином, чим більше у вугіллі вміст вітриніту і лейптиніту і менше
фюзиніту, тим спеченість краще.
Вихід летких речовин залежить від виду горючого первинного матеріалу і
ступеня вуглефікації. Вихід летких речовин з торфу становить 65-75 % на
суху беззольну масу, з бурого гумусового вугілля 45-65 %,
сапропелітового 65-85 %, ліптобіолітового 65-80 % незалежно від ступеня
вуглефікації.
Кам’яне вугілля Донбасу має вихід летких речовин від 45 % у
довгополум’яного до 9 % у пісного вугілля, антрацити – від 2 до 9 %.
10 0С протягом 15 хв. шляхом визначення кількості газу, що виділився в
протязі випробування.
Сірка у вугіллі
Сірка у вигляді різних сполук у великих або менших кількостях міститься
у всіх ТГК незалежно від їх природи і ступеня метаморфізму.
При спаленні вугілля виділяються сірчисті сполуки, які кородують
обладнання, а також шкідливо діють на навколишнє середовище. Сірка коксу
погіршує його якість як металургійної сировини, оскільки в домні вона
переходить у чавун, придаючи йому крихкість і знижуючи якість сталі, що
одержують з нього, оскільки придає їй червоноламкість.
У торфах вміст загальної сірки коливається від 0,5 до 2,5 %, буре
українське вугілля містить від 3 до 7 % сірки, підмосковне буре гумусове
вугілля – 1,5 – 7,9 %. У вугіллі Донбасу вміст сірки змінюється від 0,5
до 9,3 %, а в антрацитах від 0,6 до 6,3 %. З урахуванням технологічної
переробки для кам’яного вугілля Донбасу прийнято розподіл на 4 групи по
сірчитості (табл. 2.9).
Таблиця 2.9 Сірчитість кам’яного вугілля Донбасу
, %
I Малосірчисті Від 0,5 до 1,5
II Средньосірчисті Від 1,6 до 2,5
III Сірчисті Від 2,6 до 4,0
IV Високосірчисті Понад 4,0
Для розробки методів знесірчення вугілля важливо знати не тільки
загальний вміст сірки в ньому, але і вміст різних сірчистих сполук. У
твердому паливі розрізнюють сірку органічну S0, що входить до складу
органічної маси палива, сірку сульфідну Sc і піритну Sp, в яку входять
сульфіди і бісульфиді металів, сульфатну, яка знаходиться у вигляді
сульфатів металів, і елементну сірку, яка присутня у вугіллі у вільному
стані. Сума вказаних різновидів сірки складає загальну сірку S. Показник
технічного аналізу – загальна сірка вугілля (S, %) – вказує на сумарний
зміст сірки у всіх з’єднаннях, перерахований умовно на елементну сірку
(%) по відношенню до вугілля, що аналізується.
Згідно ДСТ 8606-72, і ДСТ 2050-75 прийнято три методи визначення масової
частки загальної сірки у вугіллі: гравіметричний, алкаліметрічне і
йодометричне титрування.
Гравіметричний метод оснований на поглинанні оксидів сірки, що
утворюються при спаленні наважки палива, сумішшю Ешка, яка складається з
магнезії і безводної соди, з утворенням сірчанокислих солей магнію і
натрію. Солі, що утворилися, розчиняють в гарячій воді і осаджують
хлоридом барію в підкисленому соляною кислотою розчині. По кількості
сульфату барію обчислюють масову частку сірки. Міжнародний стандарт ISO
334-74 не має істотних відмінностей від описаного вище.
Прискорений метод визначення загальної сірки передбачає спалення палива
при високій температурі (1250-1350 0С) в струмені повітря або кисню.
Сірчисті сполуки, що утворюються при цьому окислюються перекисом водню
до сірчаної кислоти, яка титрується розчином лугу (перший спосіб) або
розчином йоду (другий спосіб). Аналогічна методика приводиться в
стандарті ISO 351-75.
За міжнародним стандартом ISO 157-75 сульфатна сірка визначається
ваговим і об’ємним методами. Ваговий метод зводиться до розчинення
сульфатів вугілля в соляній кислоті і осадження сульфат-йонів хлористим
барієм.
При об’ємному методі визначення сульфатної сірки також розчиняють
сульфати вугілля в соляній кислоті, однак кількість сірки знаходять
шляхом титрування.
У міжнародному стандарті ISO 157-75 приведені два методи визначення
масової частки піритної сірки у вугіллі.
Метод окислення оснований на визначенні вмісту заліза, пов’язаного з
сіркою у вигляді FeS2, виходячи з того, що при окисленні піриту азотною
кислотою утворюються розчинні сульфати, по кількості яких можна
визначити вміст піритної сірки.
Метод відновлення заснований на відновленні піриту воднем до H2S,
поглинанні останнього ацетокислим калієм і йодометричному визначенні.
Масову частку органічної сірки визначають по різниці шляхом віднімання з
St масової частки сульфатної, піритної і елементної сірки.
Науковий і технічний прогрес істотним чином відбився на методах аналізу.
У приладах фірми Leco автоматично протягом 1-2 зміни визначається вміст
сірки у вугіллі, коксі і інших матеріалах за допомогою детектора
інфрачервоного випромінювання і електронного мікропроцесора для обробки
сигналу детектора. Разовий аналіз вугілля на сірку за допомогою приладів
фірми Leco приває до 1-2 хв.
Інститут УкрНДІ вуглезбагачення розробив золомір типу ЗАР, який
рекомендований для визначення сірчистості вугілля рентгенометричним
методом з необхідною для промисловості точністю.
ЛІТЕРАТУРA
Саранчук В.И., Айруни А.Т., Ковалев К.Е. Надмолекулярная организация,
структура и свойства углей.- К.: Наукова думка.
Саранчук В.И., Бутузова Л.Ф., Минкова В.Н. Термохимическая деструкция
бурых углей.- К.: Наукова думка, 1984.
Нестеренко Л.Л., Бирюков Ю.В., Лебедев В.А. Основы химии и физики
горючих ископаемых.- К.: Вища шк., 1987.-359с.
Бухаркина Т.В., Дигуров Н.Г. Химия природных энергоносителей и
углеродных материалов.-Москва, РХТУ им. Д.И. Менделеева,-1999.-195с.
Агроскин А. А., Глейбман В. Б. Теплофизика твердого топлива.– М. Недра
1980.– 256 с.
Глущенко И. М. Теоретические основы технологии твердых горючих
ископаемых.– К. : Вища шк. Головное изд-во, 1980.– 255 с.
Еремин И. В., Лебедев В. В., Цикарев Д. А. Петрография и физические
свойства углей. — М. : Недра, 1980. — 266 с.
Касаточкин В. И., Ларина Н. К. Строение и свойства природных углей.– М
: Недра, 1975.– 159 с.
Раковский В. Е., Пигулееская Л. В. Химия и генезис торфа.–М. : Недра,
1978.–231 с.
Саранчук В. И. Окисление и самовозгорание угля.– К. : Наук. думка,
1982.– 166 с.
Стрептихеев А. А., Деревицкая В. А. Основы химии высокомолекулярных
соединений.– 3-е изд., перераб. и доп.– М. : Химия, 1976.– 436 с.
Нашли опечатку? Выделите и нажмите CTRL+Enter
