Выход летучих веществ

(a. content of volatile agents; н. Gehalt an fluchtigen Bestandteilen; ф. teneur en matieres volatiles; и. desprendimiento de substancias volatiles ) - показатель качества твёрдых горючих п. и., учитываемый при определении их рационального пром. использования. - газообразные и парообразные продукты, выделяющиеся при нагревании горючих ископаемых в стандартных условиях (в CCCP) при t 850±10°C. При коксовании и полукоксовании ископаемых углей, в процессе термич. обработки горючих сланцев улавливаются и используются как ценное хим. сырьё. Oпределение B. л. в. стандартизировано; в CCCP оно производится в соответствии c условиями, предусмотренными гос. стандартами (ГОСТ 6382-75 для ископаемых углей, ГОСТ 7303-77 для антрацитов, ГОСТ 12270-66 для горючих сланцев, ГОСТ 3929-75 для кокса).
B. л. в., определённый как отношение массы летучих веществ к единице массы топлива (в %) и пересчитанный на cyxoe беззольное его состояние V daf характеризует состав и его органич. вещества. Для V daf составляет ок. 70%, горючих сланцев 70-85%, гумусовых углей бурых в пределах 60-33%, кам. углей 50-8%, антрацитов 9-2%. Bеличина V daf используется в CCCP и за рубежом как один из осн. параметров классификаций подразделения кам. углей на марки; для классификации антрацитов определяется объёмный B. л. в. - объём газов разложения единицы массы антрацита V daf м 3 /кг. Для снижения искажающего влияния на величину B. л. в. неорганич. примесей в топливе определение B. л. в. производится на пробах c зольностью A d не выше 10%; при более высокой зольности материал для проб подвергается предварит. обогащению. K. B. Mиронов.

Горная энциклопедия. - М.: Советская энциклопедия . Под редакцией Е. А. Козловского . 1984-1991 .

Смотреть что такое "Выход летучих веществ" в других словарях:

Выход летучих веществ - Масса летучих продуктов разложения единицы массы твердого топлива при его нагревании без доступа воздуха в установленных стандартных условиях Источник: РД 153 34.0 44.219 00: Топливо твердое минеральное. Определение теплоты сгорания летучих… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

выход летучих веществ - Количество газо и парообразных веществ, выделяющихся при нагревании топлива без доступа воздуха в определённых условиях с поправкой на содержание влаги [А.С.Гольдберг. Англо русский энергетический словарь. 2006 г.] Тематики энергетика в целом EN… …

выход летучих веществ угля - Масса летучих веществ единицы массы угля, определяемая в установленных стандартом условиях. [ГОСТ 17070 87] Тематики угли Обобщающие термины состав, свойства и анализ углей EN yield of volatile matter … Справочник технического переводчика

выход летучих веществ на сухую беззольную массу топлива - — [А.С.Гольдберг. Англо русский энергетический словарь. 2006 г.] Тематики энергетика в целом EN volatiles on dry ash free basisVdaf … Справочник технического переводчика

Выход летучих веществ угля - 77. Выход летучих веществ угля Е. Yield of volatile matter Масса летучих веществ единицы массы угля, определяемая в установленных стандартом условиях

Лабораторная работа № 3

Определение теплоты сгорания углей по данным их влажности,

зольности и выхода летучих веществ

Цель работы - ознакомиться с методиками определения основных показателей технического анализа углей, овладеть практическими навыками работы на соответствующем лабораторном оборудовании и изучить на практике основы ускоренного метода оценки углей.

Лабораторная работа является комплексной. В её основу положено определение трех основных показателей углей – влажности , зольности и выхода летучих веществ на основании которых рассчитывается низшая теплота сгорания рабочей массы угля , являющаяся важнейшим показателем качества угля как энергетического топлива.

Теплота сгорания, обозначаемая обычно символом , представляет собой количество тепловой энергии (далее теплота, или тепло), выделяемой при полном окислении горючих компонентов топлива газообразным кислородом . При этом принято положение, что в результате реакций окисления образуются высшие оксиды и сера окисляется только до , а азот топлива выделяется в виде молекулярного азота. Теплота сгорания является удельной характеристикой. У твёрдых и жидких топлив относят к единице массы, то есть к 1 кг (удельная теплота сгорания), а у газообразных топлив - к единице объёма (объёмная теплота сгорания) при нормальных физических условиях, то есть при Р = Р 0 = 760 мм рт. ст. = 1 атм =101325 Па и
Т = Т 0 = 273,15 К (t = t 0 = 0°C). В связи с этимм 3 при этих условиях получил название «нормальный метр кубический » и рекомендуемое обозначение «нор. м 3 ». Таким образом, у газообразных топлив относят к 1 нор. м 3 . Принятые в технической литературе единицы измерения : «кДж/кг » («кДж/нор. м 3 ») или «МДж/кг » («МДж/нор. м 3 »). В старой технической литературе единицами измерения были «ккал/кг » («ккал/нор. м 3 »). При их переводе в современные единицы измерения следует помнить, что 1 ккал = 4,1868 кДж.

Количество тепла, которое пошло на нагрев продуктов полного сгорания 1 кг или 1 нор. м 3 топлива при условии, что в этих продуктах находится сконденсированный водяной пар, то есть вода, называется высшей теплотой сгорания топлива . Эта теплота обозначается как .

Если при сгорании топлива водяные пары не сконденсированы, то на нагрев продуктов сгорания будет израсходовано меньшее количество выделившегося тепла на величину скрытой теплоты конденсации водяного пара (скрытой теплоты испарения воды) . В этом случае тепло получило название низшей теплоты сгорания топлива и обозначается как . Таким образом, при определении не учитывается тепло, затраченное на испарение влаги самого топлива и влаги, образовавшейся при сгорании водорода топлива. Соответственно, величина связана с как .

Состав угля, как и любых других твёрдых топлив, выражают в процентах по массе (мас. %). При этом за 100 % наиболее часто принимают:

· состав в рабочем состоянии топлива (состав его рабочей массы), указывается верхним индексом «r »:

· состав в аналитическом состоянии (состав аналитической массы), указывается верхним индексом «а »:

· состав в сухом состоянии (состав сухой массы), указывается верхним индексом «d »:

· состав в сухом беззольном состоянии (состав сухой беззольной массы), указывается верхним индексом «daf »:

где массовые доли в соответствующей массе угля углерода, водорода, горючей серы, кислорода, азота, общей и аналитической влаги, мас. %;А – зольность соответствующей массы угля,мас. %.

Для определения теплоты сгорания углей, применяется единый стандартный метод – метод сожжения в калориметрической бомбе. При этом методе навеску аналитической пробы угля массой 0,8…1,5 г сжигают в атмосфере сжатого кислорода в герметически закрытом металлическом сосуде – калориметрической бомбе, которая погружена в определённый объём воды. По повышению температуры этой воды устанавливают количество тепла, выделившееся при сгорании навески. Это даёт теплоту сгорания топлива по бомбе В связи с тем что сгорание топлива происходит в довольно специфических

Рис. Принципиальная схема классического калориметра для определения теплоты сгорания твердых топлив

1 – калориметрическая бомба; 2 – мешалка; 3 – крышка термостата; 4 – система для зажигания навески; 5 – термометр или прибор его заменяющий; 6 – калориметрический сосуд; 7 – термостат.

условиях (атмосфера чистого кислорода, окисление горючей сера до SO 3 с последующим образованием в сконденсированной влаге азотной кислоты и так далее), величину пересчитывают на по следующей формуле:

где - теплота образования серной кислоты из SO 2 и растворения её в воде, численно равная 94,4 кДж в расчёте на 1 % серы; - содержание серы «в смыве бомбы», представляет собой количество серы, перешедшее при сжигании в серную кислоту, в расчёте на исходную навеску угля, мас. % (разрешается использовать вместо содержание общей серы в аналитической массе угля , если , а
); a - коэффициент, учитывающий теплоту образования и растворения азотной кислоты, равный 0,001 для тощих углей и антрацитов и 0,0015 – для всех остальных топлив.

Зная , определяют сначала высшую теплоту сгорания рабочей массы топлив :

, (2)

где =кДж/кг или кДж/нор.м 3 ; =
= мас. %.

Коэффициент 24,62 в (3) отражает теплоту нагревания воды от
t 0 = 0°C до t = 100°C и её испарения при Р 0 = 101325 Па в расчёте на
1 мас. % воды.

Величина , рассчитанная на рабочее состояние топлива, соответствует фактической теплоте, выделяемой при его сжигании в топках, и поэтому широко применяется при теплотехнических расчётах. является интегральным показателем качества топлив и во многом определяет их потребительские свойства.

Одно из основных особенностей ископаемых углей – способность к разложению (деструкции) их органической массы при нагреве без доступа воздуха. При таком нагреве образуются газо- и парообразные продукты разложения, называемые летучими веществами. После удаления летучих веществ из зоны нагрева остаётся остаток, называемый коксовым остатком, или корольком. Поскольку летучие вещества не содержатся в углях, а образуются при их нагреве, то говорят о «выходе летучих веществ», а не об их содержании в углях.

Под выходом летучих веществ понимают относительную массу летучих веществ, выраженную в процентах, образующихся при термическом разложении угля в стандартных условиях . Выход летучих обозначается символом V , а нелетучий (коксовый) остаток – NV .

Парообразная часть летучих веществ состоит из конденсирующихся углеводородов, представляющих собой группу маслянистых и смолистых веществ, являющихся ценнейшим химическим продуктом.

Газообразная часть летучих веществ состоит из углеводородных газов предельного и непредельного рядов (СН 4 , C m H n и так далее), оксида и диоксида углерода (СО , CО 2 ), водорода (Н 2 ) и так далее.

Лабораторная работа № 3

Определение теплоты сгорания углей по данным их влажности,

зольности и выхода летучих веществ

Цель работы - ознакомиться с методиками определения основных показателей технического анализа углей, овладеть практическими навыками работы на соответствующем лабораторном оборудовании и изучить на практике основы ускоренного метода оценки углей.

Лабораторная работа является комплексной. В её основу положено определение трех основных показателей углей – влажности , зольности и выхода летучих веществ на основании которых рассчитывается низшая теплота сгорания рабочей массы угля , являющаяся важнейшим показателем качества угля как энергетического топлива.

Теплота сгорания, обозначаемая обычно символом , представляет собой количество тепловой энергии (далее теплота, или тепло), выделяемой при полном окислении горючих компонентов топлива газообразным кислородом . При этом принято положение, что в результате реакций окисления образуются высшие оксиды и сера окисляется только до , а азот топлива выделяется в виде молекулярного азота. Теплота сгорания является удельной характеристикой. У твёрдых и жидких топлив относят к единице массы, то есть к 1 кг (удельная теплота сгорания), а у газообразных топлив - к единице объёма (объёмная теплота сгорания) при нормальных физических условиях, то есть при Р = Р 0 = 760 мм рт. ст. = 1 атм =101325 Па и
Т = Т 0 = 273,15 К (t = t 0 = 0°C). В связи с этим м 3 при этих условиях получил название «нормальный метр кубический » и рекомендуемое обозначение «нор. м 3 ». Таким образом, у газообразных топлив относят к 1 нор. м 3 . Принятые в технической литературе единицы измерения : «кДж/кг » («кДж/нор. м 3 ») или «МДж/кг » («МДж/нор. м 3 »). В старой технической литературе единицами измерения были «ккал/кг » («ккал/нор. м 3 »). При их переводе в современные единицы измерения следует помнить, что 1 ккал = 4,1868 кДж.

Количество тепла, которое пошло на нагрев продуктов полного сгорания 1 кг или 1 нор. м 3 топлива при условии, что в этих продуктах находится сконденсированный водяной пар, то есть вода, называется высшей теплотой сгорания топлива . Эта теплота обозначается как .

Если при сгорании топлива водяные пары не сконденсированы, то на нагрев продуктов сгорания будет израсходовано меньшее количество выделившегося тепла на величину скрытой теплоты конденсации водяного пара (скрытой теплоты испарения воды) . В этом случае тепло получило название низшей теплоты сгорания топлива и обозначается как . Таким образом, при определении не учитывается тепло, затраченное на испарение влаги самого топлива и влаги, образовавшейся при сгорании водорода топлива. Соответственно, величина связана с как .

Состав угля, как и любых других твёрдых топлив, выражают в процентах по массе (мас. %). При этом за 100 % наиболее часто принимают:

· состав в рабочем состоянии топлива (состав его рабочей массы), указывается верхним индексом «r »:

· состав в аналитическом состоянии (состав аналитической массы), указывается верхним индексом «а »:

· состав в сухом состоянии (состав сухой массы), указывается верхним индексом «d »:

· состав в сухом беззольном состоянии (состав сухой беззольной массы), указывается верхним индексом «daf »:

где массовые доли в соответствующей массе угля углерода, водорода, горючей серы, кислорода, азота, общей и аналитической влаги, мас. %; А – зольность соответствующей массы угля,мас. %.

Для определения теплоты сгорания углей, применяется единый стандартный метод – метод сожжения в калориметрической бомбе. При этом методе навеску аналитической пробы угля массой 0,8…1,5 г сжигают в атмосфере сжатого кислорода в герметически закрытом металлическом сосуде – калориметрической бомбе, которая погружена в определённый объём воды. По повышению температуры этой воды устанавливают количество тепла, выделившееся при сгорании навески. Это даёт теплоту сгорания топлива по бомбе В связи с тем что сгорание топлива происходит в довольно специфических

Рис. Принципиальная схема классического калориметра для определения теплоты сгорания твердых топлив

1 – калориметрическая бомба; 2 – мешалка; 3 – крышка термостата; 4 – система для зажигания навески; 5 – термометр или прибор его заменяющий; 6 – калориметрический сосуд; 7 – термостат.

условиях (атмосфера чистого кислорода, окисление горючей сера до SO 3 с последующим образованием в сконденсированной влаге азотной кислоты и так далее), величину пересчитывают на по следующей формуле:

где - теплота образования серной кислоты из SO 2 и растворения её в воде, численно равная 94,4 кДж в расчёте на 1 % серы ; - содержание серы «в смыве бомбы», представляет собой количество серы, перешедшее при сжигании в серную кислоту, в расчёте на исходную навеску угля, мас. % (разрешается использовать вместо содержание общей серы в аналитической массе угля , если (0,8% для бурого угля Канско-Ачинского бассейна, 1,0 для каменного угля и 1,2% для антрацита) , а (15,5 МДж/кг для бурого угля Канско-Ачинского бассейна, 15,7 для каменного угля и 16,0 МДж/кг для антрацита) ; a - коэффициент, учитывающий теплоту образования и растворения азотной кислоты, равный 0,001 для тощих углей и антрацитов и 0,0015 – для всех остальных топлив .

Зная , определяют сначала высшую теплоту сгорания рабочей массы топлив :

, (2)

где =МДж/кг или МДж/нор.м 3 ; =
= мас. %.

Коэффициент 24,62 в (3) отражает теплоту нагревания воды от
t 0 = 0°C до t = 100°C и её испарения при Р 0 = 101325 Па в расчёте на
1 мас. % воды.

Величина , рассчитанная на рабочее состояние топлива, соответствует фактической теплоте, выделяемой при его сжигании в топках, и поэтому широко применяется при теплотехнических расчётах. является интегральным показателем качества топлив и во многом определяет их потребительские свойства.

Одно из основных особенностей ископаемых углей – способность к разложению (деструкции) их органической массы при нагреве без доступа воздуха. При таком нагреве образуются газо- и парообразные продукты разложения, называемые летучими веществами. После удаления летучих веществ из зоны нагрева остаётся остаток, называемый коксовым остатком, или корольком. Поскольку летучие вещества не содержатся в углях, а образуются при их нагреве, то говорят о «выходе летучих веществ», а не об их содержании в углях.

Под выходом летучих веществ понимают относительную массу летучих веществ, выраженную в процентах, образующихся при термическом разложении угля в стандартных условиях . Выход летучих обозначается символом V , а нелетучий (коксовый) остаток – NV .

Парообразная часть летучих веществ состоит из конденсирующихся углеводородов, представляющих собой группу маслянистых и смолистых веществ, являющихся ценнейшим химическим продуктом.

Газообразная часть летучих веществ состоит из углеводородных газов предельного и непредельного рядов (СН 4 , C m H n и так далее), оксида и диоксида углерода (СО , CО 2 ), водорода (Н 2 ) и так далее.

В состав нелетучего остатка входит в основном углерод и минеральные примеси в виде золы.

Выход летучих веществ – один из главных классификационных параметров ископаемых углей. На основании значений выхода летучих и характеристики коксового остатка оценивают пригодность углей для коксования и поведения углей в процессах переработки и сжигания.

Сущность стандартного метода определения выхода летучих веществ заключается в нагревании навески аналитической пробы угля массой 1±0,1 г без доступа воздуха при t = 900±5 °С в течение 7 мин . Выход летучих веществ определяется по потере массы исходной навески с учётом содержания влаги в топливе.

Величину выхода летучих из аналитической пробы вычисляют по формуле

(4)

где = мас. %; - потеря массы навески угля после выделения летучих веществ, г ; - масса исходной навески угля, г ; - содержание влаги в исходной навеске аналитической пробы угля, мас. %;

- выход нелетучего остатка из аналитической пробы испытуемого угля, %, вычисляют по формуле

Выход летучих веществ на сухое беззольное состояние угля определяется следующим образом:

. (6)

Допускаемые расхождения между результатами двух параллельных определений по абсолютным величинам не должны превышать 0,3 мас. % при мас.%; 0,5мас. % при мас. %; 1,0 мас. % при мас. %.

Для определения выхода летучих веществ применяют:

Подставки для установки тиглей в муфельную печь из жаростойкой стали или проволоки;

Электропечь муфельную с терморегулятором с максимальной температурой нагрева не менее 1000° С, имеющей отверстие в передней дверце для свободного удаления летучих веществ (если нет отводной трубки для удаления этих веществ) и размещения контрольной термопары и в задней стенке для установки термопары.

Температуру измеряют с помощью стационарной термопары. Из аналитической пробы угля отбирают в предварительно взвешенные тигли две навески угля массой (1 ± 0,01) г .. Навеску распределяют по дну тигля ровным слоем, слегка постукивая тиглем о чистую сухую поверхность. Тигли закрывают крышками и тщательно, с точностью до 0,0002 г взвешивают закрытые тигли с навесками.

Тигли с навесками угля и закрытыми крышками устанавливают каждый на свою подставку и быстро вносят в муфельную печь, предварительно разогретую до t = 900±5°С, что фиксируется стационарной термопарой. Дверцу печи закрывают. Ровно через 7 мин (±5 сек ) подставки с тиглями вынимают из печи и охлаждают – сначала на воздухе в течение 5 мин, не снимая с тиглей крышек, а затем в эксикаторе до комнатной температуры и взвешивают с точностью до 0,0002 г . Результаты всех измерений и расчётов заносят в табл.1.

Величины вычисляют по формуле (7), а - по формуле (8):

(7)

(8)

Порядок выполнения работы

1. Подготовить необходимые таблицы и провести необходимые расчеты. Результаты записать в табл.1 и табл.2.

Таблица 1

Результаты определения выхода летучих веществ

Показатель	Навеска 1	Навеска 2
Масса пустого прокалённого тигля М T , г
Масса тигля с исходной навеской угля М ТУ , г
Масса исходной навески угля М У = М ТУ – М Т , г
Масса тигля с нелетучим остатком после испытания , г
Потеря массы навески угля после испытания DМ У = М ТУ -М Т NV , г
Выход летучих веществ из навесок испытываемого угля 1 и 2 , мас. %
Выход летучих веществ из аналитической массы испытываемого угля , мас. %
Выход летучих веществ на сухое беззольное состояние испытываемого угля , мас. %

3. Используя полученные в лабораторной работе №2 значения (10,03%), (13,14%) и (30,7% из табл.1), рассчитать и , входящие в перечень необходимых показателей технического анализа углей, и (11,82%), необходимую для расчёта .

4. Учитывая марку предложенного в работе угля и используя полученные показатели, определить величину угля с применением следующих методов.

Метод 1. Использовать взаимосвязь между и , предложенную

Определение выхода летучих веществ . При нагревании без доступа воздуха уголь разлагается, выделяя при всем этом газо- и парообразные продукты, называемые летучими веществами.

Зависимо от температуры нагревания после удаления летучих веществ остается твердый остаток (королек), кокс или полукокс. Летучие вещества не содержатся в свободном виде в топливе, а образуются при нагревании, поэтому говорят не о содержании летучих, а об их выходе.

Выход летучих веществ зависит не только лишь от сорта топлива, да и от условий его нагревания (сухой перегонки угля). Выход летучих веществ и одновременно определяемая спекаемость являются общими показателями, по которым можно приближенно предугадать Свойства и состав угля.

В состав летучих веществ входят ценные вещества, которые широко применяются в народном хозяйстве. Так, например, летучие вещества каменного угля содержат бензол, толуол, аммиак, водород, метан, и др. Образующиеся летучие вещества при сухой перегонке дерева содержат метан, окись углерода, уксусную кислоту, метиловый спирт и др.

Вид угля Выход летучих - % Содержание углерода - С,% Истинная плотность - 4, г/см 413

Определение выхода летучих веществ является классическим методом анализа углей. Почти во всех существующих классификациях углей выход летучих является одним из основных показателей.

На рис. представлена зависимость давления распирания от выхода летучих веш,еств угля. Из рис. видна уже некоторая корреляция, но при выходе летучих веществ более 21-22% она ослабевает и становится более четкой при исключении неоднородных углей (о 0,20).

Для углей, выход летучих веществ которых находится в пределах 17-21%, корреляции совсем не наблюдается. Однако имеется возможность очертить зону, включающую неоднородные угли (кривая с прерывистой линией), дающие незначительное давление распирания. Это, очевидно, означает, что любой однородный уголь с выходом летучих веществ 19-24% не входит397

Кокс, получаемый по такой технологической схеме, имеет достаточно хорошие физико-механические свойства Так, использованный для первых опытных доменных плавок формованный кокс имел следуюш,ие показатели качества (на шихтовом дворе металлургического завода) М40 = 89,9 %, MIO = 6 %, содержание кусков крупностью 40-80 мм составляет 86 % При прокалке до 0 С в инертной атмосфере этот кокс не отделяет мелочи, не распадается на части, а, наоборот, становится плотнее и механически более прочным Пористость этого кокса зависимо от требований потребителя может регулироваться изменением процесса от 35 до 60 % при коксовании одного и такого же угля Выход летучих веществ из товарного формованного кокса составляет 1,6-2,5 %

Что такое коксуемость углей выход летучих

Наименование и условное обозначение марки угля Выход летучих веществ У,% Выход кокса, % Размеры кусков, мм Характеристика нелетучего остатка (кокса)

Разновидности углей Выход летучих веществ, % иа органическую массу Состав, % 337

После 9-10 месяцев хранения в штабелях разных донецких углей выход летучих вешеств из углей марки ОС увеличивается на 2-3%, марки Т - на 1,39%, в то время как для углей марки Ж он изменился в пределах 1,18-0,54% в общем изменение выхода летучих веществ относительно невелико.
Выход летучих веидеств и теплота сгорания в результате окисления углей изменяются по-разному зависимо от степени метаморфизма и от молекулярной структуры органической массы угля. Выход летучих веществ при длительном хранении47

Выход и качество химических продуктов коксования зависят от рада факторов степени метаморфизма, петрографического состава углей, выхода летучих веществ, влажности, температурного режима коксования и др.10

Обо.значение углей Выход летучих (пересчет по Парру), % Насыпной вес (пересчет на сухую массу), гг/лсз 306

Припек находится в зависимости от свойств угольной шихты (природа углей, выход летучих веществ) и текшературы коксования. Припек для углей Донбасса составляет 1,0-2,6% (Донбасс), а для углей Восточных районов России 1,5-3,0%.85

Антрацитовый штыб (АШ) представляет собой частицы угля размером до 13 мм, отсеиваемые на шахтах при получении рядового антрацита. При рассортировке сухого антрацита для углей класса АШ устанавливается размер кусков менее 3 мм.

Для каменных углей марок Д, Г и антрацита при поставке их электростанциям для сжигания в пылевидном состоянии, также при повышенной их влажности установлен класс с размером кусков менее 13 мм, условно обозначенный ДСШ, ГСШ и АСШ (семечко со штыбом). АШ имеет низкий из всех марок угля выход летучих, что затрудняет его воспламенение. Зола АШ состоит в главном из окиси кремния и алюминия. Незначительную часть золы составляют окись кальция, магния, калия и натрия.15

В ближайшее время значительное распространение получает международная классификация каменных углей. Она основана на трех весьма важных параметрах углей выходе летучих веществ, спекаемости и коксуемости.12

Разница в объеме анализа для каменных и бурых углей определяется различным значением для них выхода летучих Выход летучих у каменных углей может сильно колебаться здесь он вместе с характеристикой коксового остатка определяет марку их и содержание водорода у окисленных каменных углей характеристика коксового остатка, а часто и выход летучих меняются соответственно изменению теплотворной способности и влажности воздущно-сухой пробы У бурых углей выход летучих колеблет-

Что все-таки является причиной разрыва между практическим и расчетным выходом кокса, или припеком кокса, как его иногда неправильно называют За основу расчетов принята величина выхода летучих веществ при тигельном опробовании, которая отождествляется с практическим выходом кокса в печах. Однако известно, что выход летучих веществ находится в зависимости от скорости подъема температуры с ускорением нагрева угля выход летучих веществ повыщается, что соответствует снижению выхода кокса. Сравнивая скорость подъема температуры при тигельном коксовании (приблизительно 400-500 °С за минуту) и в коксовых печах (около 1 °С за минуту), можно видеть полное несоответствие этих процессов очевидно, в коксовых печах остаток кокса должен быть большим, чем при тигельном опробовании. Кроме того, с ростом выхода летучих веществ в шихте и повышением скорости коксования повышается образование графита из-за пиролиза углеводородов коксового газа.437

Замена классификаций по элементарному анализу на классификацию по двум параметрам - выходу летучих веществ по отнощению к горючей массе и физическим свойствам - показала, что результаты получаются достаточно сходящиеся угли также располагаются в ряд той же последовательности примерно, как и в классификации, построенной на элементарном анализе. Из рассмотрения большого количества промышленных классификаций разных стран видно, что выход летучих веществ является важнейшей характеристикой, которая вошла почти во все технические классификации каменных углей. К этому имеются основания, потому что химическая природа угля и его химический возраст сильно сказываются на выходе летучих веществ. По мере увеличения химического возраста углей выход летучих веществ непрерывно уменьшается.569

Добыча углей Черногорского месторождения выросла в 8 г. по сравнению с 0 г. с 1 до 2,9 млн. г. По качеству угл-и Минусинского бассейна приближаются к газовым и длиннопламенным углям. Выход летучих веществ на горючую массу 35-42%, толщина пластического слоя у = О-7 мм.

Тип угля Выход летучих веществ, и Цвет Чёрта Блеск Твердость (по шкале Мооса) Удельный вес20

Если угли состоят только или преимущественно из микрокомпонентов группы витринита, то изменение их свойств зависимо от степени их метаморфизма хорошо выражается выходом летучих веществ, пересчитанным на горючую массу с ростом степени метаморфизма углей выход летучих веществ из них уменьшается. На этом, а именно, основаны различные классификации углей, которые особенно применимы к углям кларенового типа, т. е. к углям с преобладающим содержанием витринита (например, угли Донецкого бассейна).8

Марка угля Технологическая группа угля Выход летучих, % Толщина пластическо-21

Топливо Марка угля Выход летучих на горючую массу Уд в7о Низшая калорийность на горючую массу в ккал/кг Коэфициент перевода в условное топливо Теплотворная способность рабочего топлива 0 в ккал/кг650

Марка угля Выход летучих веществ 0/ /0 Вспучиваемость по AFNOR Температура эатверле-вания, °С Международная дилатометрия (дилатацпя) Между- народная класси- фикация

Паттайский и Тайхмюллер 24, изучая связь между содержанием углерода в гумусовых углях и выходом летучих веществ, установили, что с повышением содержания углерода выход летучих веществ из углей уменьшается неодинаково на разных стадиях метаморфизма. Так, в бурых и малометаморфизованных каменных углях выход летучих веществ плохо согласуется с изменением содержания углерода. В данном случае степень метаморфизма углей четче характеризуется содержанием углерода, чем выходом летучих веществ.

По данным Сторча и сотрудников 11, с. 30, элементарная структурная формула угольного вещества состоит из тримеров индена, связанных эфирными мостиками. Они приводят ряд доказательств в пользу этой структуры, связанных с элементным составом угля, выходом летучих веществ, с механическими свойствами и пр. Однако и эту формулу необходимо отвергнуть, так как она не отвечает результатам, полученным при окислении угля и при его разложении металлическим натрием.

Исследования Е. А. Шапатиной показали, что главным фактором, определяющим разложение, а следовательно, потерю летучих угля в процессе высокоскоростного нагрева его, является не время пребывания, а температурное поле нагрева. На примере изучения процесса выделения летучих из пылевидного (размером - мкм) газового угля (выход летучих в исходном угле 38,8%) при быстром (за 0,45 с) нагреве его до различных температур в интервале 390-600° С с выдержкой при71

По мере нагрева частица подогревается, подсушивается, затем начинается возгонка топлива. Чем больше содержание летучих в топливе, тем интенсивнее происходит их выход. Выход летучих начинается при температурах тем более высоких, чем старее топливо.

Из бурых углей выход летучих начинается при температуре около °С, из газового угля- около °С, из ПЖ - около °С, из тощих углей - около 320°С, из антрацита - около 380°С Л. 46. Выход летучих лродолжается вплоть до температур порядка 800-1000°С.341

На коксуемость влияют петрографический состав, степень метаморфизма угля, выход летучих веществ, а также характер изменений при нагреве - переход в пчастическое состояние, степень вязкости и температурный интервал этого состояния, спекание, динамика газовыделения19

Образующиеся в процессе термической деструкции углей газо- и парообразные продукты претерпевают различные превращения, которые связаны как с процессом спекания, так и с процессом разложения при их эвакуации На пронес)азложения влияют технологический и теплотехнический режимы коксовання Зыход и качество химических продуктов коксования зависят от ряда факторов степени метаморфизма, петрографического состава углей, выхода летучих веществ , влажности, температурного режима коксования и др78

Бунте и Имгоф для характеристики пластических свойств и газовыделения испытали этим методом следующие германские угли 1) неснекающийся (слипающийся) уголь пз Верхней Силезии 2) невспучивающиеся спекающиеся угли из Саарского бассейна 3) саарский уголь, по свойствам занимающий промежуточное положение между первыми двумя углями 4-5) два вспучивающихся спекающихся угля один из Верхне Силезии, другой из месторождения Вурм. Для перечисленных пяти углей выход летучих веществ на горючую массу был соответственно равен 38,6 33,8 34,2 27,8 19,0%. Уголь 1-й показал максимальное давление при 420° лишь около 8 яш вод. ст. Для угля 2-го максимальное давление было равно около 1000 мм вод. ст. при 420°, как при навеске 10 г, так и 5 г. Максимальное давление для угля 3-го было равно 450 лш при 440° для угля 4-го-340 лш нри 480° и для угля 5-го-550 МЛ1 при 490°.

Известно, что уносы пылеугольных топок состоят из смеси горючих частичек и летучей золы. Содержание последней колеблется от 75 7о при сжигании антрацитов до 99,5% в случае сжигания бурых углей.

Как выяснилось, при таком небольшом содержании горючих в уносе невозможно добиться объективных результатов при анализе технического, элементарного и фракционного состава горючей части уноса. В табл.

2 приведен выход летучих веществ из уносов промышленных пыЛеуголь-ных топок, сжигающих различные марки углей, а также из проб назаровского бурого угля, отобранных по длине факела. Перед анализам уносы рассеивались на фракции.

Видно, чтo в уносах выход летучих веществ зачастую превышает таковой у исходного угля. Особенно высок выход летучих веществ в мелких фракциях.

В пробах из факела назаровского бурого угля выход летучих на горючую массу составил 65% при содержании горючих 50% и >100% во всех фракциях при содержании горючих 6,61%. Все это указывает на то, что зола в уносе не является абсолютно инертным материалом.

По-видимому, при анализах, связанных с высоким нагревом уноса, зола претерпевает целый ряд изменений, взаимодействуя с горючими остатками и газообразными продуктами их термического разложения. Наличие горючей части уноса создает восстановительную атмосферу. Окислы металлов, в одящие в состав летучей золы, частично или полностью могут восстанавливаться, реагируя с углеродом, а также с газообразными продуктами термического разложения горючей части уноса.82

Качество углей Тунгусского и Ленского бассейнов отличается большим разнообразием и представлено различными группами углефикации - от антрацитов до бурых углей. Выход летучих вепт ств из различных групп углей колеблется от 5 до 59% 25.

В распределении углей по площади бассейна установлена некоторая захономерность. Антрациты и графиты расположены на западе бассейна.

В средней его части по меридиану располагаются каменные угли со значительным выходом летучих вешеств, а на востоке встречаются преимушественно бурые угли. Отмечается, что по мере движения с востока на запад в углях уменьшается выход летучих веществ 25.

Испытание на коксуемость углей Ангарского района показало, что они обладают довольно хорошей спекаемостью 25. При использовании тунгусских углей для коксования потребуется их обогащение, поскольку угли выявленных запасов имеют -зольность до 15%. Сернистость исследованных углей не превышает 1,5%. в связи с чем они могут быть отнесены к мало- и среднесернистым углям.

Сандор коксовал брикеты йоркширского угля (выход летучих веществ 32,5%), спрессованного под давлением 698 кГ/см, при нагревании в атмосфере азота со скоростью 5° в 1 мин. до 690 и 800°. Полученные коксы выдерживали при конечной температуре в течение двух часов и затем охлаждали.

Величины электросопротивлений, измеренные на изготовленных таким способом блоках кокса при повторном нагревании и охлаждении последних, давали совпадающие между собой кривые. Электросопротивление измеряли в атмосфере воздуха в вакууме и в азоте. Электросопротивление образцов, хранившихся на воздухе, через несколько дней немного возрастало по сравнению с первоначальным. Кривые зависимости электросопротивления от температуры, в вакууме и в азоте, в интервале температур -50° — -360° подчинялись уравнению

Аналогичные опыты, проведенные в производственных масштабах, опубликованы в американской печати. В американских опытах значительное улучшение качества кокса (табл. 64) получалось при коксовании в промышленной печи слгесо из угля (выход летучих 38,5/о) с полукоксом пз того же угля.

Установлено, что вместе с уменьшением содержапия углерода и водорода увеличивается в углях выход летучих- веществ, уменьшаются теплотворная способность, количество экстрагированных веществ и т. д. Изменение

При окислении восстановленных углей нро-слеживается та же закономерность в изменении выхода летучих веп1,еств у молодых и более зрелых углей, что и у исходных, не подвергнутых гидрогенизации уг.леГ, т. е. у газового угля выход летучих веществ уменьшается, а у тощего, хотя и уменьшается, но не снижается ниже выхода. летучих вепюств в исходном угле.

При окислении восстановленных углей наблюдается у.менынение выхода летучих веществ у всех без исключения типов углей, т. е. процесс окисления восстановленных углей протекает в направлении усложнеьшя молекулы. Однако следует отметить, что у газового угля выход летучих веществ после оки сления становится меньше, чем у ис.ходного, у коксового меняется мало, а у тощего с пластическим слоем, равным нулю, он остается значительно выше выхода у исходного угля.

Правило Хильта в Иркутском бассейне не подтверждается с увеличением стратиграфической глубины залегания пластов угля выход летучих вещеспв не уменьшается, а, наоборот,. повышается одновременно увеличивается содержание в углях водорода и серы и соответственно уменьшается содержание углерода и кислооода.

White Charcoal Binchotan from Vietnam

Рубрики

Выберите рубрику 1. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ, ПРИРОДНОГО ГАЗА 3. ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ЭКСПЛУАТА 3.1. Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин 3.4. Эксплуатация скважин погружными электроцентробежны 3.6. Понятие о разработке нефтяных и газовых скважин 7. МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА ОСНОВНЫЕ УЗЛЫ ИСПЫТАТЕЛЯ ПЛАСТОВ ВИНТОВЫЕ ЗАБОЙНЫЕ ДВИГАТЕЛИ АВАРИЙНЫЕ И ОСОБЫЕ РЕЖИМЫ РАБОТЫ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ АГРЕГАТЫ ДЛЯ РЕМОНТА И БУРЕНИЯ СКВАЖИН АНАЛИЗ ПРИЧИН МАЛОДЕБИТНОСТИ СКВАЖИН АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЙ КАПИТАЛЬНЫХ РЕМОНТОВ СКВАЖИН Арматура устьевая АСФАЛЬТОСМОЛО-ПАРАФИНОВЫЕ ОТЛОЖЕНИЯ Без рубрики БЕЗДЫМНОЕ СЖИГАНИЕ ГАЗА БЕСШТАНГОВЫЕ СКВАЖИННЫЕ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ блогун БЛОКИ ЦИРКУЛЯЦИОННЫХ СИСТЕМ. борьба с гидратами БОРЬБА С ОТЛОЖЕНИЕМ ПАРАФИНА В ПОДЪЕМНЫХ ТРУБАХ бурение Бурение боковых стволов БУРЕНИЕ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН Бурение скважин БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА БУРОВЫЕ АВТОМАТИЧЕСКИЕ СТАЦИОНАРНЫЕ КЛЮЧИ БУРОВЫЕ АГРЕГАТЫ И УСТАНОВКИ ДЛЯ ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНОГО БУРЕНИЯ БУРОВЫЕ ВЫШКИ БУРОВЫЕ НАСОСЫ БУРОВЫЕ НАСОСЫ БУРОВЫЕ РУКАВА БУРОВЫЕ УСТАНОВКИ В МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОДАХ (ММП) ВЕНТИЛИ. ВИДЫ НЕОДНОРОДНОСТЕЙ СТРОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ Виды скважин ВИНТОВЫЕ ПОГРУЖНЫЕ НАСОСЫ С ПРИВОДОМ НА УСТЬЕ ВЛАГОСОДЕРЖАНИЕ И ГИДРАТЫ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ СОСТАВ ГИДРАТ Влияние различных факторов на характеристики ВЗД ВОПРОСЫ ОПТИМИЗАЦИИ РАБОТЫ СИСТЕМЫ ПЛАСТ — УЭЦН ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ И РЕЖИМА РАБОТЫ УЭЦН ВЫБОР СТАНКА-КАЧАЛКИ Газлифтная установка ЛН Газлифтная эксплуатация нефтяных скважин Газлифтный способ добычи нефти ГАЗЫ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ИХ СВОЙСТВА ГИДРАТООБРАЗОВАНИЕ В ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИНАХ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЕ В СИСТЕМЕ СБОРА НЕФТИ гидрозащита погружного электродвигателя ГИДРОКЛЮЧ ГКШ-1500МТ гидропоршневой насос Глава 8. СРЕДСТВА И МЕТОДЫ ГРАДУИРОВКИ И ПОВЕРКИ РАСХОДОИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ ГЛУБИННЫЕ НАСОСЫ Горизонтальное бурение ГОРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН ГРАНУЛОМЕТРИЧЕСКИЙ (МЕХАНИЧЕСКИЙ) СОСТАВ ПОРОД ДАЛЬНИЙ ТРАНСПОРТ НЕФТИ И ГАЗА ДЕФОРМАЦИОННЫЕ МАНОМЕТРЫ Диафрагменные электронасосы ДИЗЕЛЬ-ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ АГРЕГАТ САТ-450 ДИЗЕЛЬНЫЕ И ДИЗЕЛЬ-ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ АГРЕГАТЫ ДИНАМОМЕТРИРОВАНИЕ УСТАНОВОК ДНУ С ЛМП КОНСТРУКЦИИ ОАО «ОРЕНБУРГНЕФТЬ» добыча нефти добыча нефти в осложненых условиях ДОБЫЧА НЕФТИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ШСНУ ЖИДКОСТНЫЕ МАНОМЕТРЫ ЗАБОЙНЫЕ ДВИГАТЕЛИ Закачка растворов кислот в скважину ЗАПОРНАЯ АРМАТУРА. ЗАЩИТа НЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ ОТ КОРРОЗИИ ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ ИЗМЕНЕНИЕ КУРСА СТВОЛА СКВАЖИНЫ измерение давления, расхода, жидкости, газа и пара ИЗМЕРЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА ЖИДКОСТЕЙ И ГАЗОВ ИЗМЕРЕНИЕ РАСХОДА ЖИДКОСТЕЙ, ГАЗОВ И ПАРОВ ИЗМЕРЕНИЕ УРОВНЯ ЖИДКОСТЕЙ ИЗМЕРЕНИЯ ПРОДУКЦИИ МАЛОДЕБИТНЫХ ИНФОРМАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ В НЕФТЕГАЗОДОБЫЧЕ ИСПЫТАНИЕ СКВАЖИННЫХ ЭЛЕКТРОНАГРЕВАТЕЛЕЙ Исследование глубинно-насосных скважин ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ кабель УЭЦН капитальный ремонт скважин Комплекс оборудования типа КОС и КОС1 КОНСТРУКЦИЯ ВИНТОВОГО ШТАНГОВОГО НАСОСА КОНСТРУКЦИЯ КЛАПАННОГО УЗЛА коррозия Краны. КРЕПЛЕНИЕ СКВАЖИН КТППН МАНИФОЛЬДЫ Маятниковая компоновка Меры безопасности при приготовлении растворов кислоты МЕТОДИКА РАСЧЕТА БУРИЛЬНЫХ КОЛОНН МЕТОДЫ БОРЬБЫ С ОТЛОЖЕНИЯМИ ПАРАФИНА В ФОНТАННЫХ СКВАЖИНАХ Методы воздействия на призабойную зону для увеличения нефтеотдачи пластов МЕТОДЫ И СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЯ УРОВНЯ ЖИДКОСТЕЙ Методы изучения разрезов скважин. МЕТОДЫ КОСВЕННЫХ ИЗМЕРЕНИЙ ДАВЛЕНИЯ МЕТОДЫ УДАЛЕНИЯ СОЛЕЙ МЕХАНИЗМЫ ПЕРЕДВИЖЕНИЯ И ВЫРАВНИВАНИЯ БУРОВЫХ УСТАНОВОК МЕХАНИЗМЫ ПЕРЕМЕЩЕНИЯ И ВЫРАВНИВАНИЯ МЕХАНИЗМЫ ПРИ СПУСКО-ПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИЙ ПРИ БУРЕНИИ НАГРУЗКИ, ДЕЙСТВУЮЩИЕ НА УСТАНОВКУ Наземное оборудование Насосная эксплуатация скважин НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫЕ ТРУБЫ неоднородный пласт Нефть и нефтепродукты Новости портала НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРОЦЕССОВ ДОБЫЧИ ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ МЕХАНИЗАЦИИ СПУСКО-ПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИЙ Оборудование для нефти и газа ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННОЙ РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦ ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПРЕДУСМОТРЕНИЯ ОТКРЫТЫХ ФОНТАНОВ ОБОРУДОВАНИЕ ОБЩЕГО НАЗНАЧЕНИЯ Оборудование ствола скважины, законченной бурением ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ КОМПРЕССОРНЫХ СКВАЖИН ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ Оборудование устья скважины для эксплуатации УЭЦН ОБОРУДОВАНИЕ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН ОБОРУДОВАНИЕ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН обработка призабойной зоны ОБРАЗОВАНИЕ ГИДРАТОВ И МЕТОДЫ БОРЬБЫ С НИМИ ОБРАЗОВАНИЕ КРИСТАЛЛОГИДРАТОВ В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ ОБЩИЕ ПОНЯТИЯ О ПОДЗЕМНОМ И КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ ОБЩИЕ ПОНЯТИЯ О СТРОИТЕЛЬСТВЕ СКВАЖИН ОГРАНИЧЕНИЕ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД Опасные и вредные физические факторы ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ НА ВЫХОДЕ НАСОСА ОПРОБОВАНИЕ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМА РАБОТЫ ШСНУ ОПЫТ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДНУ С ГИБКИМ ТЯГОВЫМ ЭЛЕМЕНТОМ ОСВОЕНИЕ И ИСПЫТАНИЕ СКВАЖИН ОСВОЕНИЕ И ПУСК В РАБОТУ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН ОСЛОЖНЕНИЯ В ПРОЦЕССЕ УГЛУБЛЕНИЯ СКВАЖИНЫ ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ И ПОЛОЖЕНИЯ ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ И ПОЛОЖЕНИЯ ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ О НЕФТЯНЫХ, ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫ ОСНОВЫ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ РАСЧЕТОВ В БУРЕНИИ ОСНОВЫ НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ ОСНОВЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН ОСНОВЫ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ОЧИСТКА БУРЯЩЕЙСЯ СКВАЖИНЫ ОТ ШЛАМА ОЧИСТКА ПОПУТНЫХ ГАЗОВ пайка и наплавка ПАКЕР ГИДРОМЕХАНИЧЕСКИЙ ДВУХМАНЖЕТНЫЙ ПГМД1 ПАКЕРЫ ГИДРОМЕХАНИЧЕСКИЕ, ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ И МЕХАНИЧЕСКИЕ ПАКЕРЫ ДЛЯ ИСПЫТАНИЯ КОЛОНН ПАКЕРЫ РЕЗИНОВО-МЕТАЛЛИЧЕСКОГО ПЕРЕКРЫТИЯ ПРМП-1 ПАКЕРЫ И ЯКОРИ ПАРАМЕТРЫ И КОМПЛЕКТНОСТЬ ЦИРКУЛЯЦИОННЫХ СИСТЕМ Параметры талевых блоков для работы с АСП ПЕРВИЧНОЕ ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ ПЕРВИЧНЫЕ СПОСОБЫ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ПЕРЕДВИЖНЫЕ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ И АГРЕГАТЫ ПЕРЕРАБОТКА ЛОВУШЕЧНЫХ НЕФТЕЙ (НЕФТЕШЛАМОВ) ПЕРИОДИЧЕСКИЙ ГАЗЛИФТ ПЕРСПЕКТИВЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ДНУ ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ШСНУ Погружение насосов под динамический уровень Подземное оборудование фонтанных скважин ПОДЪЕМ ВЯЗКОЙ ЖИДКОСТИ ПО ЗАТРУБНОМУ ПРОСТРАНСТВУ СКВАЖИНЫ ПОРОДОРАЗРУШАЮЩИЕ ИНСТРУМЕНТЫ ПОРШНЕВЫЕ МАНОМЕТРЫ Потери давления при движении жидкости по нкт Правила безопасности при эксплуатации скважин Правила ведения ремонтных работ в скважинах РД 153-39-023-97 ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ОБРАЗОВАНИЯ СОЛЕЙ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ОБРАЗОВАНИЯ АСПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ОБРАЗОВАНИЯ АСПО при работе ШГН ПРЕИМУЩЕСТВА ДЛИННОХОДОВЫХ Приготовление растворов кислот. ПРИГОТОВЛЕНИЕ, ОЧИСТКА БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ПРИМЕНЕНИЕ СТРУЙНЫХ КОМПРЕССОРОВ ДЛЯ УТИЛИЗАЦИИ ПРИМЕНЕНИЕ УЭЦН В СКВАЖИНАХ ОАО «ОРЕНБУРГНЕФТЬ» ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ И ОСОБЕННОСТИ КОНСТРУКЦИИ ДНУ С ЛМП ПРИЧИНЫ И АНАЛИЗ АВАРИЙ ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ОТЛОЖЕНИЯ НОС ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ ПРОЕКТИРОВАНИЕ ТРАЕКТОРИИ НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН ПРОЕКТИРОВАНИЕ, ОБУСТРОЙСТВО И АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ УГЛЕВОДОРОДНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Производительность насоса ПРОМЫВКА СКВАЖИН И БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ ПРОМЫСЛОВЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОМЫСЛОВЫЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЗОН ОБРАЗОВАНИЯ НОС ПРОМЫСЛОВЫЙ СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ ПРОТИВОВЫБРОСОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ПУТИ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН РАЗМЕЩЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ И НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН НА Разное РАЗРУШЕНИЕ ГОРНЫХ ПОРОД РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ОБРЫВОВ ПО ДЛИНЕ КОЛОННЫ ШТАНГ РАСЧЕТ ДНУ РАСЧЕТ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ ДНУ Регулирование свойств цементного раствора и камня с помощью реагентов Режимы добывающих и нагнетательных скважин. РЕЗЕРВЫ СНИЖЕНИЯ ЭНЕРГОПОТРЕБЛЕНИЯ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИ РЕМОНТЫ ПО ЭКОЛОГИЧЕСКОМУ ОЗДОРОВЛЕНИЮ ФОНДА СКВАЖИН РОЛЬ ФОНТАННЫХ ТРУБ САМОХОДНЫЕ УСТАНОВКИ С ПОДВИЖНЫМ… СЕТКА РАЗМЕЩЕНИЯ СКВАЖИН СИСТЕМЫ УЛАВЛИВАНИЯ ЛЕГКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ Скважинные уплотнители (пакеры) Скважинные центробежные насосы для добычи нефти СОСТАВ И НЕКОТОРЫЕ СВОЙСТВА ВОД НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТ СПЕЦИАЛЬНЫЙ НЕВСТАВНОЙ ШТАНГОВЫЙ НАСОС СПОСОБЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ОАО СПОСОБЫ ОЦЕНКИ СОСТОЯНИЯ ПЗП СРАВНИТЕЛЬНЫЕ ИСПЫТАНИЯ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК СРЕДСТВА И МЕТОДЫ ПОВЕРКИ СЧЕТЧИКОВ КОЛИЧЕСТВА ГАЗОВ СРЕДСТВА И МЕТОДЫ ПОВЕРКИ СЧЕТЧИКОВ КОЛИЧЕСТВА ЖИДКОСТЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Станки-качалки Струйные насосы струйный насос СЧЕТЧИКИ КОЛИЧЕСТВА ГАЗОВ СЧЕТЧИКИ КОЛИЧЕСТВА ЖИДКОСТЕЙ ТАЛЕВЫЕ МЕХАНИЗМЫ ТЕМПЕРАТУРА И ДАВЛЕНИЕ В ГОРНЫХ ПОРОДАХ И СКВАЖИНАХ Теоретические основы безопасности ТЕХНИКА ИЗМЕРЕНИЯ РАСХОДА Техническая физика ТРАЕКТОРИЮ ПЕРЕМЕЩЕНИЯ ЗАБОЯ СКВАЖИНЫ Трубы УКАЗАНИЯ ПО РАСЧЕТУ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ УСЛОВИЯ ПРИТОКА ЖИДКОСТИ И ГАЗА В СКВАЖИНЫ Установки гидропоршневых насосов для добычи нефти Установки погружных винтовых электронасосов Установки погружных диафрагменных электронасосов Устьевое оборудование УТЯЖЕЛЕННЫЕ БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ УЭЦН уэцн полностью ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ИНТЕНСИВНОСТЬ ОБРАЗОВАНИЯ АСПО Физико-механические свойства пород-коллекторов ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ГАЗОВ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТ ФИЛЬТРЫ Фонтанный способ добычи нефти ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ СКВАЖИН ЦИРКУЛЯЦИОННЫЕ СИСТЕМЫ БУРОВЫХ УСТАНОВОК Шлакопесчаные цементы Шлакопесчаные цементы совместного помола Штанги насосные (ШН) ШТАНГОВЫЕ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ (ШСНУ) ШТАНГОВЫЕ НАСОСЫ ДЛЯ ПОДЪЕМА ВЯЗКОЙ НЕФТИ ШТАНГОВЫЕ СКВАЖИННЫЕ НАСОСЫ Штанговые скважинные насосы ШСН ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН эксплуатация малодебитных скважин ЭКСПЛУАТАЦИЯ МАЛОДЕБИТНЫХ СКВАЖИН НА НЕПРЕРЫВНОМ РЕЖИМЕ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ОБВОДНЕННЫХ ПАРАФИНСОДЕРЖАЩИХ СКВАЖИН ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН УЭЦН ЭЛЕКТРОДЕГИДРАТОР. ЭЛЕКТРОДИАФРАГМЕННЫЙ НАСОС энергосбережение скважинного электронасосного агрегата ЯКОРИ

Cтраница 1

Летучие вещества угля, образующиеся при нагревании его без доступа воздуха, представляют газообразные и парообразные продукты разложения угля.  

Известно, что летучие вещества углей содержат значительный процент водорода и углеводородных газов. Летучие же вещества, выделяемые уносами, состоят в основном из окислов СО и COs независимо от типа исходного угля. При этом, если для исходных уносов в газообразных летучих преобладает СОя, то для обеззоленных - СО. Суммарный выход водорода и метана из обеззоленных уносов близок к выходу этих продуктов при термическом разложении коксов. Все это позволяет сделать вывод, что частицы топлива подвергались воздействию высокой температуры. По-видимому, процесс сорбции газа частицами кокса происходит после охлаждения запыленного потока. Данные по исследованию пористой структуры горючей части уноса также указывают на то, что несгоревшие частицы топлива прошли высокотемпературную обработку.  

На рис. 159 представлена зависимость давления распирания от выхода летучих веществ угля. Для углей, выход летучих веществ которых находится в пределах 17 - 21 %, корреляции совсем не наблюдается. Однако имеется возможность очертить зону, включающую неоднородные угли (кривая с прерывистой линией), дающие незначительное давление распирания.  

Приведенные соображения в упрощенной форме дают ответ на вопрос, почему показатель выхода летучих веществ углей зависит от их элементарного состава, особенно от содержащегося в них водорода. Гидрогенизация углей, даже очень умеренная, в значительной степени увеличивает выход смолы и бензола.  

При обжиге образуется окись меди, которая частично переходит в закись меди вследствие восстановительного действия углерода и летучих веществ угля. При действии серного ангидрида на окись меди частично также образуется сернокислая медь.  

Из смолы производится жидкое синтетическое топливо. Летучее вещество угля в парогазовом состоянии подвергается конверсии с получением синте-газов и водорода. Определенная часть смеси поступает на очистку, сжижение и разделение. Производится каталитическое превращение ортоводорода в пароводород. Некоторая часть синтез-газов и водорода используется непосредственно в регионе месторождения канско-ачинского угля для переработки мазута в светлое моторное топливо, синтеза аммиака и карбамида, метанола и прямого восстановления руд. Полученные химические продукты транспортируются дальним потребителям. Электроэнергия передается в районы потребления, например, европейскую часть СССР.  

Вода, полученная после сжигания флотационных хвостов при 320 С, имеет кислую реакцию (рН 5) и довольно высокое ХПК (550 мг / л), хотя в золе углерода не обнаружено. Это объясняется растворением в воде образующегося при окислении серы серного ангидрида и летучих веществ угля, а также образованием продуктов их неполного окисления. Этот факт объясняется присутствием в газовой фазе системы при температуре 300е С паров органических веществ.  

Вода, полученная после сжигания флотационных хвостов при 320 С, имеет кислую реакцию (рН 5) и довольно высокое ХПК (550 мг / л), хотя в золе углерода не обнаружено. Это объясняется растворением в воде образующегося при окислении серы серного ангидрида и летучих веществ угля, а также образованием продуктов их неполного окисления. Этот факт объясняется присутствием в газовой фазе системы при температуре 300 С паров органических веществ.  

Сорбционные свойства углей связаны с развитием их внутренней поверхности или пористости. По исследованиям Кинга и Вилкинса, изменение пористости углей изменяет и их коксуемость [ 2651, характеризуемую типом коксового королька. Точки, нанесенные на графике, в котором координатами служили тип корольков кокса и выход летучих веществ пз углей, располагаются в виде изогнутой полосы. Полоса эта представляет собой не что иное, как перевернутую кривую зависимости: пористость - летучие вещества.  

Выход кокса увеличивался на каждый процент поглощенного кислорода примерно на 0 3 % от среднего выхода. При окислении она немного увеличивалась, достигала своего критического значения и затем при дальнейшем окислении быстро падала. Было найдено, что сумма количества кислорода в свежем необработанном угле и количества кислорода, поглощенного коксом, потерявшим 20 % прочности (процент остатка на сите с диаметром отверстий 6 мм после барабана), зависела линейно от выхода летучих веществ угля и уменьшалась с уменьшением летучих веществ при расчете на сухой беззольный уголь.  

Страницы:      1