Химия и физика горючих ископаемых

Зольність вугілля визначається спаленням  в стандартних умовах наважки  в муфельній печі при температурі 800-830 ⁰С. Наважка 10,1 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 (А^d) і робочу масу в % перераховують за формулами:

, ,

де і - 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 (М^d) 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  А^d 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. 

 

10.3 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.

Під леткими речовинами ТГК розуміють  складну суміш всіх газів  і пароподібних продуктів, що утворюються і що виділяються при нагріванні ТГК без доступу повітря до певної температури. Стандартом передбачений нагрів наважки вугілля (1 г) в фарфоровому тиглі з кришкою протягом 7 хв. в заздалегідь розігрітій до 85025 ⁰С муфельній або тигельній печі. Вихід летких речовин з аналітичної проби (V^а, %) 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, %. 

 

Вихід летких речовин на сухе беззольне  паливо (, %) обчислюють за формулою:  

 

. 

 

Вихід летких речовин кожної проби  визначають у двох наважках. Розходження між результатами не повинна перевищувати 0,5 %, а при >45 % допускається розходження до 1 %.

Якщо масова частка двоокису вуглецю  карбонатів мінеральної речовини більше 2 %, то розрахунок проводять за формулою: 

 

, %. 

 

Відмінність у визначенні виходу летючих  речовин по ISO 562-74 в тому, що вихід летких речовин визначається при 90010 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 %.

Для більш точного розділення антрацитів за виходом летких речовин визначають об'ємний вихід летких речовин  по ГОСТ 7303-77. Визначення ведеться при 90010 ⁰С протягом 15 хв. шляхом визначення кількості газу, що виділився в протязі випробування. 

 

10.4 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 

 

Номер групи	Назва груп	, %
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.