2. ВЗРЫВООПАСНОСТЬ ПЫЛИ ТВЕРДЫХ ТОПЛИВ
2.1. Угли, сланцы, фрезерный торф и их пыль склонны при хранении и транспортировке к повышению температуры в слое и самовозгоранию. Опасность самовозгорания возрастает с увеличением доступа воздуха в слой топлива и при нагревании топлива. Склонность пыли к самовозгоранию возрастает с ее утонением и уменьшением влажности, с увеличением содержания кислорода и температуры среды, а также при контакте отложившейся пыли с горячими поверхностями.
2.2. Взрывоопасными следует считать все природные твердые топлива, взвешенная в воздухе пыль которых способна взрываться при наличии источника зажигания.
Взрывоопасные свойства пыли твердых топлив обусловлены их природой и зависят от химической активности горючих компонентов его летучих, содержания кокса и золы.
Взрывоопасные свойства топлив могут изменяться в пределах вида, марочного состава и месторождения топлива.
2.3. Для оценки взрывоопасных свойств природных твердых топлив
рекомендуется использовать методику, разработанную ВТИ, по
критерию взрываемости К , определяемому расчетным путем по
т
фактическим значениям элементного и технического составов топлив.
Топлива подразделяются на четыре группы взрывоопасности, для которых устанавливаются необходимые средства взрывопредупреждения и взрывозащиты:
I группа - К <= 1,0;
т
II группа - 1,0 < К <= 1,5;
т
III группа - 1,5 < К <= 3,5;
т
IV группа - К > 3,5.
т
Распределение некоторых энергетических углей по группам взрывоопасности приведены в таблице 1.
Таблица 1
РАСПРЕДЕЛЕНИЕ НЕКОТОРЫХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ
ТВЕРДЫХ ТОПЛИВ ПО ГРУППАМ ВЗРЫВООПАСНОСТИ
┌──────────────┬─────────────────────────────────────┬───────────┐ │Группа взрыво-│ Наименование топлива │ Значение │ │опасности │ (бассейн, месторождение, марка) │ К <*> │ │ │ │ т │ ├──────────────┼─────────────────────────────────────┼───────────┤ │I │Донецкий и Кузнецкий бассейны - │0,05 - 0,95│ │К <= 1 │А, АШ, ОС, Т │ │ │ т ├─────────────────────────────────────┼───────────┤ │ │Куучекинское месторождение - 2К │0,52 │ │ ├─────────────────────────────────────┼───────────┤ │ │Экибастузский бассейн - СС │0,63 │ │ ├─────────────────────────────────────┼───────────┤ │ │Нерюнгринское месторождение - 3СС │0,76 │ │ ├─────────────────────────────────────┼───────────┤ │ │Богословское месторождение - 3Б │0,94 │ ├──────────────┼─────────────────────────────────────┼───────────┤ │II │Волчанский разрез - 3Б │1,03 │ │1 < К <= 1,5 ├─────────────────────────────────────┼───────────┤ │ т │Кузнецкий бассейн - СС │1,14 │ │ ├─────────────────────────────────────┼───────────┤ │ │Подмосковный бассейн (ш. Вельская) - │1,31 │ │ │2Б │ │ │ ├─────────────────────────────────────┼───────────┤ │ │Печорский бассейн (ш. Воркутинская) -│1,35 │ │ │Ж │ │ │ ├─────────────────────────────────────┼───────────┤ │ │Райчихинское месторождение - 2Б │1,41 │ │ ├─────────────────────────────────────┼───────────┤ │ │Ангренский разрез - 2Б │1,43 │ │ ├─────────────────────────────────────┼───────────┤ │ │Челябинский бассейн - 3Б │1,24 - 1,46│ ├──────────────┼─────────────────────────────────────┼───────────┤ │III │Бикинское месторождение - 1Б │1,79 │ │1,5 < К <= 3,5├─────────────────────────────────────┼───────────┤ │ │Реттиховское месторождение - 1Б │1,79 │ │ ├─────────────────────────────────────┼───────────┤ │ │Холбольджинский разрез - 3Б │1,93 │ │ ├─────────────────────────────────────┼───────────┤ │ │Печорский бассейн (ш. Интинская) - Д │1,95 │ │ ├─────────────────────────────────────┼───────────┤ │ │Харанорское месторождение - 1Б │2,18 │ │ ├─────────────────────────────────────┼───────────┤ │ │Гусиноозерское месторождение - 3Б │2,20 │ │ ├─────────────────────────────────────┼───────────┤ │ │Черемховское месторождение - Д │2,32 │ │ ├─────────────────────────────────────┼───────────┤ │ │Тугнуйское месторождение - Д │2,64 │ │ ├─────────────────────────────────────┼───────────┤ │ │Донецкий бассейн - Д │1,98 - 2,78│ │ ├─────────────────────────────────────┼───────────┤ │ │Кизеловский бассейн - Ж │2,73 │ │ ├─────────────────────────────────────┼───────────┤ │ │Павловское месторождение - 1Б │2,75 │ │ ├─────────────────────────────────────┼───────────┤ │ │Подмосковный бассейн - 2Б │1,70 - 2,83│ │ ├─────────────────────────────────────┼───────────┤ │ │Итатское месторождение - 1Б │2,49 - 2,80│ │ ├─────────────────────────────────────┼───────────┤ │ │Назаровский разрез - 2Б │2,86 │ │ ├─────────────────────────────────────┼───────────┤ │ │Азейское месторождение - 3Б │3,04 │ │ ├─────────────────────────────────────┼───────────┤ │ │Боготольское месторождение - 1Б │3,10 │ │ ├─────────────────────────────────────┼───────────┤ │ │Донецкий бассейн - Г │1,53 - 3,19│ │ ├─────────────────────────────────────┼───────────┤ │ │Ирша-Бородинский разрез - 2Б │3,22 │ │ ├─────────────────────────────────────┼───────────┤ │ │Кузнецкий бассейн - Д, Г │1,53 - 3,40│ │ ├─────────────────────────────────────┼───────────┤ │ │Ерунаковское месторождение - Г │3,36 │ │ ├─────────────────────────────────────┼───────────┤ │ │Березовский разрез - 2Б │3,45 │ │ ├─────────────────────────────────────┼───────────┤ │ │Сланцы Прибалтики и Ленинградской │2,38 - 3,49│ │ │обл. │ │ ├──────────────┼─────────────────────────────────────┼───────────┤ │IV │Барандатское месторождение - 2Б │3,81 │ │К > 3,5 ├─────────────────────────────────────┼───────────┤ │ т │Зарентуйский - Д (Иркутский бассейн) │4,14 │ │ ├─────────────────────────────────────┼───────────┤ │ │Тюльганское месторождение - 1Б │4,18 │ │ ├─────────────────────────────────────┼───────────┤ │ │Сергеевское месторождение - 1Б │4,53 │ │ │(Дальний Восток) │ │ │ ├─────────────────────────────────────┼───────────┤ │ │Свободное месторождение - 1Б │4,60 │ │ │(Дальний Восток) │ │ │ ├─────────────────────────────────────┼───────────┤ │ │Бабаевское месторождение - 1Б │5,97 │ │ ├─────────────────────────────────────┼───────────┤ │ │Фрезерный торф │4,76 - 7,27│ └──────────────┴─────────────────────────────────────┴───────────┘
--------------------------------
<*> Рассчитан по техническому и элементному составу топлив, приведенных в справочнике "Энергетическое топливо СССР" (М.: Энергоатомиздат, 1991).
При совместном или раздельном сжигании в котле топлив, относящихся к различным группам взрывоопасности, средства взрывопредупреждения и взрывозащиты выбираются по наиболее взрывоопасному топливу.
Группа взрывоопасности для топлива с неизвестным марочным составом определяется специализированной организацией.
2.4. Наиболее взрывоопасной является пылевоздушная взвесь с содержанием частиц размерами менее 0,2 мм. Понижение влажности и зольности пыли, повышение температуры пылевоздушной смеси и тонкости помола пыли увеличивают взрывоопасность пылевзвеси.
Взрывоопасными являются режимы пуска, останова и аварийные режимы, обусловленные перебоями подачи топлива в мельницу, вследствие его зависания в бункерах и течках топлива, а также при опорожнении мельницы после переполнения ее топливом. Наличие инертных газов (продуктов сгорания топлива) и водяных паров приводит к уменьшению объемного содержания кислорода в пылевоздушной смеси, что снижает риск возникновения взрывоопасной ситуации.
2.5. Непосредственной причиной взрыва пылевоздушной смеси в системах пылеприготовления является наличие источников зажигания, прежде всего, тлеющих отложений пыли внутри оборудования и элементов установки, а также очагов горения в топливе, подаваемом в мельницу. Возникновение очагов тления в отложившейся пыли возможно уже при содержании кислорода в окружающей газовой среде более 3%.
Особую опасность представляет взвихривание тлеющих отложений пыли при пуске и останове в резерв или ремонт оборудования. В тракте топливоподачи возгорание топлива и конвейерных лент может служить источником взрыва угольной пыли.
2.6. В топочных устройствах при сжигании любого вида топлива может произойти взрыв вследствие образования в топке или в последующих газоходах котла взрывоопасных концентраций пыли из-за недостаточной вентиляции котла при пуске, неустойчивости процесса горения, обрыва факела, сепарации пыли на пол котла, а также при переходе на сжигание с одного вида топлива на другой.
Возможны также взрывы водяного газа, представляющего собой смесь монооксида углерода и водорода, в "холодной" воронке котла, в подвесной камере, соединяющей "холодную" воронку котла и шлакоудаляющее устройство, вследствие некачественного процесса горения и сепарации пыли из факела. Взрывы водяного газа могут происходить как на работающем котле во время расшлаковки топки, так и при саморасшлаковке вследствие контакта раскаленных частиц углерода с водой в шлакоудаляющем устройстве.
2.7. Повышенная запыленность помещений топливоподачи, пылеприготовления и котельной приводит к накоплению топливной пыли на элементах строительных конструкций и технологическом оборудовании. При взвихривании этих отложений и наличии источника зажигания может произойти взрыв в объеме помещения, характеризующийся большой мощностью. Источниками зажигания могут быть тлеющие отложения пыли или открытый огонь (сварка, факел, искрение электроконтактов, замыкание проводов, выброс пламени из топки или при разрыве мембран ВПК систем пылеприготовления, курение и т.п.).
2.8. При запыленности воздуха в помещениях топливоподачи, пылеприготовления и котельной в пределах санитарной нормы (до 10 мг/куб. м) вероятность взрыва в них взвешенной топливной пыли исключается.
Контроль запыленности помещений следует производить не реже одного раза в месяц. Помещения подлежат систематической влажной уборке, исключающей взвихривание отложившейся пыли. Узлы пересыпки топливоподачи должны быть тщательно уплотнены и оборудованы устройствами аспирации и пылеподавления.