煤炭地下气化的敏感性地质因素探讨

相对于地面煤化工装置,煤炭地下气化(UCG)炉体为地质体,地质条件准确认识是推进UCG气化成功的关键前提。为了最大限度避免煤炭地下气化选区选址地质风险,以贵州复杂地质条件为例,系统探讨其煤炭地下气化的敏感性地质因素。通过收集梳理贵州煤炭资源勘查资料,建立归一化的参数分级赋值、参数权重向量算法、参数权重积算法等数学模型,准确获取研究区地质参数量化数据;基于由26个地质因素构成的地质参数集,采用数理统计方法,识别地质风险关键因素对复杂构造区煤层UCG可行性的交叉影响,查明建炉可行性、过程易控性、气化安全性、开发经济性“四性”指标敏感性地质风险源。结果表明:“四性”指标地质参数的敏感性有所差异,建炉可行性、过程易控性、气化安全性、开发经济性的地质因素敏感性依次变弱,UCG可行性对建炉可行性的依赖性最强,过程易控性次之,其他两个条件离散性相对较大,敏感性明显降低;就敏感性程度而言,26项地质参数中最为敏感的是煤的坚固性系数,其他8个主控地质因素分别是煤层厚度、煤层倾角、煤厚变异系数、夹矸厚度系数、断层指数、煤层埋深、奥亚膨胀度和黏结指数,影响建炉可行性、过程易控性两个方面。就贵州UCG敏感性地质因素来说,UCG项目成功与否的关键在于建炉可行性,气化炉选址应优先考虑构造发育特征及其对煤层条件的影响;为持续推进煤炭地下气化产业发展,下一步或可立足于我国煤炭资源特性及赋存条件实际,以“四性”认识为基础建立统一的UCG地质风险评价准则,进而为典型地质条件先导性试验区选址提供科学依据。

煤炭地下气化碳减排技术研究进展与未来探索

煤炭地下气化(UCG)与碳减排的相互融合,有望成为当前至碳中和到来之前过渡阶段的优秀绿色能源技术,甚至在未来更长的碳中和历史时期发挥重要作用。回顾研究历史与现状,UCG减排系统策略基本形成,可归纳为5种具体途径。其中,地下原位定向调控可减少CO_(2)释放产出并促进UCG提质增产,相关策略和途径可归纳为“碳调减(CRR)”。UCG-CO_(2)地下空间超临界气态封存研究成果相对较多,主要集中在封存介质、封存空间、封存能力等方面,少数研究讨论了封存机制。UCG-CO_(2)地下空间矿化封存不受地质体稳定性和封闭性苛刻条件的约束,潜在着固碳和转化产气的双重效果,但研究成果尚不多见。UCG-CO_(2)回注利用与封存的前期探索集中在煤层气增产和UCG合成气生产改善2个方面,近年来开创了UCG制氢尾气CO_(2)减排利用系列性探索。CRR作为一种主动减排策略,通过调节气化剂及其注入方式来定向调减UCG合成气中CO_(2)浓度,理论成果较多并且经过现场初步验证,有望成为集清洁能源生产与碳减排为一体的洁净煤实用技术。评述进展并分析短板,UCG碳减排科学技术研究已取得诸多实质性成果,也面临持续发展的挑战,未来探索似应聚焦在4个方向:一是立足可行,优先发展以UCG-CRR为重点的UCG-CO_(2)地下转化利用技术;二是聚焦短板,着力突破UCG减排-合成气提质协同机理和关键技术瓶颈;三是扎实推进,优先启动实施UCG-CRR先导试验和工程示范,探索步步取得实效;四是保障实现,探索建立由碳中和与碳管理战略、专项科技行动计划、专业人才培养构成的“三位一体”UCG减排政策支撑体系。

深部煤炭地下气化制氢先进能效分析

深部煤炭地下气化制氢不仅可以利用我国丰富的深部煤炭资源,将传统采煤方法难以开采或开采不经济的深部煤层转化为氢气,而且有望成为一种理想的煤基低成本制氢路线。基于位于加拿大天鹅山的世界上唯一千米级深部煤炭地下气化试验数据,结合Aspen Plus过程模拟,以先进[火用]为先进能效指标,对深部煤炭地下气化制氢能量利用情况进行分析。与商业化的Lurgi地面煤气化制氢路线作对比,以产出单位质量氢气的积累[火用]消耗为指标,比较了2种制氢路线的能量消耗水平。结果表明,在氢气生产能力为12亿Nm^(3)/a情形下,深部煤炭地下气化制氢从原料到产品的总[火用]损失为451.79 MW。先进[火用]分析可以有效量化气化过程可以避免的[火用]损失,其中39.9%为不可避免[火用]损失。甲烷重整单元的内部可避免[火用]损E_(dest,k)^(AV,EN)和外部可避免[火用]损E_(dest,k)^(AV,EX)分别为96.63和81.58 MW,具有最大能效提升空间,如能利用转化气、烟道气的热量副产蒸汽,可将其内部可避免[火用]损失减少38.5%。地下气化单元的E_(dest,k)^(AV,EN)和E_(dest,k)^(AV,EX)分别为4.38和62.73 MW,表明降低其[火用]损失的重点应放在提高其他单元的能量效率,从而降低外部可避免[火用]损。其余单元改进空间均比较小可不予考虑。以积累[火用]消耗量为标准衡量能量消耗水平时,产出1 kg氢气,深部煤炭地下气化制氢的积累[火用]消耗为376.1 MJ,仅为Lurgi地面煤气化制氢的83.6%,表明深部煤炭地下气化制氢能够显著降低能量消耗水平。敏感性分析显示,2者积累[火用]消耗的差距随着生产规模的扩大而增加。研究结果可为深部煤炭地下气化制氢的过程优化及技术可行性定量化提供科学依据。

碎软低渗煤储层强化与煤层气地面开发技术进展

我国碎软低渗煤储层分布广泛,然而由于其煤体松软、破碎、渗透性差,常规的直井/水平井煤储层直接压裂技术应用于碎软低渗煤储层强化及其煤层气地面开发的效果并不理想,碎软低渗煤储层煤层气的高效开发是制约我国煤层气产业大规模发展以及煤矿瓦斯高效治理的重要技术瓶颈。在系统分析我国碎软低渗煤储层特征及煤层气地面开发中存在的问题基础上,以水平井为基础井型,围绕间接压裂、应力释放和先固结后压裂3种不同的技术方向,梳理了目前碎软低渗煤储层强化与煤层气地面开发技术进展。归纳评述了以顶板间接压裂、夹矸层间接压裂以及硬煤分层间接压裂为内涵的间接压裂煤层气开发技术,以水力喷射造穴、气体动力造穴、扩孔+水力喷射+流体加卸载诱导失稳造穴、水力割缝为不同应力释放方式的应力释放煤层气开发技术,以及先微生物诱导碳酸钙固结碎软煤储层再进行水力压裂的先固结后压裂煤层气开发技术。间接压裂技术的工程实践探索已有较多积累,在地质条件适宜地区对碎软低渗煤储层强化取得了较好效果,而以应力释放为代表的碎软低渗煤储层强化新技术探索已取得重大进展,并进入工程试验和验证阶段。水平井应力释放技术针对碎软低渗煤储层特性和新的开发原理,其对储层改造潜力更大、煤层气开发效果会更好。基于水平井应力释放技术,围绕扩大应力释放范围、提高煤层气开发效果以及实现煤与煤层气共采3个方面,对碎软低渗煤储层强化及煤层气地面开发技术的发展趋势进行了展望,以期为改善我国碎软低渗煤储层增产改造效果以及提高煤层气单井产量提供参考。

中深层煤炭地下气化的气化腔安全宽度计算方法

煤炭地下气化是目前温度最高(超过1200℃)的化石能源非常规开发方式,中深层(本文指埋深800~1500 m)煤炭地下气化在提高气化压力、降低地质安全风险方面优势明显,科学预测气化腔安全宽度对保障气化稳定运行十分重要,由于目前基于可控注入点后退(CRIP)工艺的气化腔安全宽度计算方法尚未建立,为保证现场试验顺利实施,需要开展针对性研究。气化腔顶板“裸露”在气化腔后会受到高温影响,通过数值模拟方法研究了压应力约束条件下岩石内部热应力产生位置以及颗粒、基质热膨胀系数差异对热应力大小的影响规律,结合高温处理后的岩石电镜扫描结果,查明了高温下岩石热损伤机理。根据CRIP气化工艺造腔特点,建立了考虑高温影响的气化腔顶板薄板模型,结合“关键层”理论提出了气化腔安全宽度计算方法。研究表明:岩石热损伤是岩石物理化学反应与热应力互相促进、共同作用的结果,高温下岩石发生不规则变形,岩石热损伤引起的微观结构变化是导致岩石力学性质、物理性质变化的根本原因。岩石的最大拉张热应力出现在颗粒界面或热膨胀系数较小的颗粒中,颗粒与基质热膨胀系数比值在[0.01~1)时,最大拉张热应力随颗粒热膨胀系数减小而快速增加。泥岩加热到200℃时开始出现微裂隙;加热到400℃时裂隙发育更加明显,主要是沿颗粒边缘破裂;加热到600~800℃时,裂隙数量增多、尺寸变大;加热到1000℃时,除出现较大裂隙外,还产生了大量孔隙;1200℃时裂隙连通性明显增加,气孔发育较大。由于高温的影响,薄板模型的步距准数不再是定值,需要根据气化腔顶板热破坏范围与顶板硬岩层的空间位置关系确定具体数值。气化腔安全宽度受温度影响,在研究算例中,砂岩顶板在35、1000℃时安全宽度计算结果分别为34.3 m和14.1 m,相差达58.9%,泥岩顶板在35、1000℃时安全宽度计算结果分别为16.7 m和15.9 m,相差4.8%。最后从降低顶板垮落风险、有利于气化控制角度,提出了煤层纵向靶区位置的确定方法,当煤层厚度超过气化腔安全宽度一半时,建议将水平井纵向靶区设计在距离煤顶不超过气化腔安全宽度一半的位置。

煤炭地下气化试验综述与产业化发展建议

在实现碳达峰碳中和(“双碳”)目标和保障国家能源安全的双重需求驱动下,我国煤炭地下气化(UCG)迎来了新的历史发展机遇期。为科学制定技术攻关路线、加快产业化发展,按时间顺序梳理了煤炭地下气化试验历程,将其分为矿井式气化、直井/定向井气化、水平井气化3个发展阶段,探究了不同阶段推动气化技术革新的底层逻辑,从技术和非技术2个方面分析了未能产业化的原因并提出产业化发展建议。研究表明:(1)水平井+可控注入点后退气化工艺不仅能够有效规避浅层气化在地表沉降、淡水污染方面的风险,而且在扩大煤炭纵向开发范围、提高单井控煤量、提升粗煤气品质、保障连续气化方面具有优势,是当前和今后一个时期的主流技术路线。(2)我国是现场试验时间最长的国家,长期处于矿井式气化阶段,虽然我国中深层煤炭地下气化攻关试验刚起步,但是由于该技术攻关难度大、技术成熟度低,主要富煤国家在技术研发上基本属于同一起跑线,有希望成为我国钻井式气化技术弯道超车的新赛道。(3)技术适用性不强是造成矿井式、直井式气化产业化困难的主要技术原因,技术成熟度较低是制约水平井气化产业化的主要技术原因,长期稳产高产问题尚未得到彻底解决。(4)常规天然气低成本开发和页岩气革命的冲击,民众对浅层气化诱发环境污染的担忧,政府对煤炭地下气化的政策转向,是导致国外试验终止的主要非技术原因;发展规划长期空白、科研试验主体相对单一、科研投入不足、产业扶持政策未出台、联合创新机制未建立是阻碍我国气化产业化的非技术原因。提出我国UCG产业化建议:新时期要充分认识煤炭地下气化技术的复杂性和挑战性,按照“干成”“干好”两个维度,破解“长期稳产”和“高产优产”两个核心问题,通过同步推进科研攻关和现场试验不断提高技术成熟度,在生产端采用“先物理采气后化学气化”的梯级开发方式避免与煤层气开发竞争,在利用端积极探索与油气、新能源、煤化工融合发展模式以提高经济效益。作为一种“人造气藏”的颠覆性开发方式,煤炭地下气化攻关成功后能为其他矿产资源的流态化开发提供技术借鉴,助推我国化石能源非常规开发技术实现新跨越。

深部煤层地下气化选址研究——以东胜气田J148地区为例

从地质构造、水文地质、煤层气化适用性等角度,系统研究了东胜气田J148地区中生界侏罗系中下统延安组延9煤层地下气化的可行性,并探讨了利用深部煤层气化燃空区孔隙层、含水层及该区致密气层进行碳封存的前景。研究结果表明,该区延9煤层埋深1 264~1 285 m、倾角小于1°,煤层稳定性好。气化目标选区内地层断层、节理裂隙不发育,偶有裂隙但断面新鲜、闭合,煤层气化后空腔有较好的密闭性,对煤炭地下气化影响小,有利于气化炉的建设和扩展,可满足规模化煤炭地下气化项目实施。延9煤层顶底板存在连续的隔水层,能阻截地下水对煤层直接充水,有利于地下气化炉布置;顶板隔水层厚度小于导水裂隙带高度,存在垮落导通顶板含水层间接充水的风险,但顶板含水层属弱富水含水层,涌水量小,风险可控;底板隔水层厚度大于隔水层的安全厚度,能有效阻截煤层底板含水层对煤层直接充水的风险。总体而言,延9煤层厚度适中、夹矸少,属低灰、低硫、高热值不黏煤,煤焦反应活性高,具有良好开发前景。针对深部煤层规模化气化开采产生大量的CO_(2)排放,初步探讨了利用煤层燃空区、顶底板含水层和下部致密天然气层进行CO_(2)安全封存可行性。分析认为,在延9煤层气化燃空区孔隙层和顶底板含水层中,可封存煤层气化产生的CO_(2)的60.8%~88.2%;若结合东胜气田上古生界致密天然气开发,用煤气化产生CO_(2)进行天然气驱替与封存,有望实现深部煤层气化开采过程近零碳排放。

煤矸石资源化利用现状与进展

在实现“碳达峰与碳中和”目标的背景下,煤炭作为国家能源安全的基石,其绿色开发对我国经济建设和社会发展起到了至关重要的作用。然而,在煤矿开采及分选加工过程中,煤矸石作为煤炭主要伴生副产物,已成为我国急需处理的大宗固废之首。然而,目前煤矸石的综合利用率仍处于较低水平,尚未形成较为规范可行的研究体系。因此,针对煤矿开采与煤矸石堆积所造成的水、大气与土壤环境污染问题,通过煤矸石在生产能源、有价金属回收、建筑材料生产与其他方向的资源化利用的相关研究进展,结合煤矸石在防止重金属污染、土壤修复、防止水土流失等方面的应用,最后提出了煤矸石资源化利用未来的发展方向,根据整体进行规划与资源整合,不仅有大量用于常规目的的煤矸石资源化利用方向,同时还有用于生产高附加值产品的特殊用途,通过两者相结合,实现煤矸石的综合化和资源化利用,为其“减量化、资源化、循环化”发展提供借鉴。总之,煤矸石资源化利用是我国煤炭产业转型升级的重要方向,也是实现绿色可持续发展的必由之路。只有通过不懈的努力和持续的创新,才能更好地解决煤矸石堆积问题,推动煤矸石资源化利用向更加高效、环保、可持续的方向发展,为我国经济社会可持续发展做出更大的贡献。

煤炭地下气化注气方式与能量回收效率

研究不同注气方式煤炭地下气化(UCG)能量回收情况,有利于发展更高效的UCG工艺。设计并实施了固定和移动注气点UCG模型实验,基于化学计量学和碳平衡法计算了气化煤耗总量及速率,对比分析了2种注气工艺对煤气组成和热值的影响。在此基础上,分析了不同注气方式下煤气产量和有效气体组成的变化,评价了2种注气工艺实验的能量回收效率。结果表明,固定注气点实验中提高O_(2)净注入流量可改善煤气热值衰减的现象,但随着气化空腔的扩大,提高O_(2)净注入流量对气化反应的促进作用逐渐降低;分3次提高O_(2)净注入流量,煤气热值分别提高2.01、1.27和1.10 MJ/Nm^(3),气化效率(煤气的热值与碳的燃烧热之比)分别提高14.64%、9.45%和7.73%。移动注气点位置,可实现煤气热值和气化效率的短时间快速回升,分4次移动注气点位置,每次移动距离为300 mm,煤气热值分别提高2.95、3.32、3.37和2.54 MJ/Nm^(3),气化效率分别提高17.99%、21.04%、27.88%和13.92%。2种注气工艺实验分别气化了72.49 kg和91.47kg的煤,平均煤耗速率分别为0.97和1.27 kg/h,气化效率和煤耗速率呈同步突变,这一现象在改变气化剂注入条件和移动注气点位置后更为明显,表明气化效率与煤耗速率具有一定关系。相比固定注气点实验,移动注气点位置可有效改善气化效果,相同的气化剂注入条件下,有效气体组分和气化效率分别提高12.5%和23.23%。

五里堠井田煤层气井单相水流阶段合理降幅的确定

为了确定煤层气井单相水流阶段的合理降幅,最大化地保证煤层气井的水压传播距离,以五里堠井田煤层气井为研究对象,对研究区地下水势进行计算,拟合得出地下水势与平均日产水量的关系;以研究区地下水势平均值为界限,将研究区地下水势分为高地下水势和低地下水势,分析了高地下水势区、低地下水势区煤层气井产水特征差异。基于地下水势、地层供液指数、单相水流阶段压裂液量返排率的关系,建立了单相水流阶段合理降幅数学模型,研究区排采数据验证了模型的准确性。在此基础上,根据研究区地下水势差异性,预测了相应的单相水流阶段合理降幅范围。研究结果表明:研究区地下水势与平均日产水量为正相关关系,不同水势区煤层气井产水特征差异明显,其中,高地下水势区煤层气井排采初期日产水量增长迅速,排采中后期日产水量衰减明显;低地下水势区煤层气井排采初期日产水量增长较慢,排采中后期日产水量无明显变化。单相水流阶段,随着地下水势的增加,地层供液指数、压裂液返排率也随之增大;不同地下水势区域,单相流阶段合理降幅范围不同。研究区东北部及中部,单相水流阶段合理降幅范围为0.018~0.024 MPa/d;研究区西北部、南部,单相水流阶段合理降幅范围为0.007~0.017 MPa/d。该研究成果为未投产区及相似地质条件下煤层气井单相水流阶段排采制度的制定提供了借鉴与指导。

CO_(2)/N_(2)/C_(2)H_(4)及C_(2)H_(6)分子在烟煤中的吸附模拟

C_(2)H_(4)和C_(2)H_(6)作为指标性气体易受到采空区残煤的吸附影响,降低其评价准确性。因此,为明确C_(2)H_(4)和C_(2)H_(6)在煤中的吸附特征,建立两种不同挥发分烟煤分子模型,采用密度泛函理论(DFT)和巨正则蒙特卡罗(GCMC)方法对两种气体进行吸附模拟研究。结果表明:C2H6在烟煤中的吸附量最小,C_(2)H_(4)吸附量比CO_(2)小;在同一种煤中C2H6最容易达到吸附极限,C_(2)H_(4)次之,且吸附速率与温度呈反比。各含氧官能团静电势最小值出现在O原子附近。煤吸附气体时,C_(2)H_(4)和C2H6与含氧官能团结合能力介于CO_(2)和N_(2)之间。另外,—COOH相互作用能更大,其更容易成为C_(2)H_(4)和C_(2)H_(6)的吸附位点。

重介分选密度智能控制系统在济二煤矿选煤厂的应用

阐述了济宁二号煤矿选煤厂针对重介分选密度控制问题,以数字化建设为基础,依托人工智能技术进行了智能化建设的探索。基于完善的生产传感器,采集原煤灰分、入洗煤量、磁性物含量、精煤灰分等生产数据入库保存,作为智能控制系统的数据基础。基于盘古大模型和优化求解技术构建重介分选密度设定值的智能推荐系统,并将推荐的分选密度自动下发到PLC系统执行,形成完整的生产闭环。生产实践表明,该系统控制得到的精煤产品灰分稳定性更高,精煤理论产率相比人工控制提升0.334%。

基于响应面法的煤矸石氯化焙烧除铁工艺参数优化

为解决煤矸石氯化焙烧除铁过程中氯化剂消耗量过高、焙烧时间掌握不准以及除铁率难以达到期望值的问题,以CaCl_(2)作为氯化剂对煤矸石进行氯化焙烧除铁,在焙烧温度分别为600℃,700℃,800℃,900℃,1000℃,CaCl_(2)添加量(质量分数)分别为5%,10%,15%,20%,25%,焙烧时间分别为90 min,120 min,150 min,180 min,210 min的单因素实验基础上,通过Design-Expert13.0.6软件设计和优化了煤矸石氯化焙烧除铁实验。通过方差分析、等高线分析、响应面分析证明了模型的可靠并分析了各变量之间的交互影响关系。运用响应面优化法以除铁率为指标优化了工艺参数。结果表明:焙烧温度与焙烧时间交互最为显著,CaCl_(2)添加量与焙烧时间交互最低。各影响因子按影响显著性由大到小依次为焙烧温度、CaCl_(2)添加量、焙烧时间;随着焙烧温度升高除铁率进一步提升,由于焙烧温度超过1000℃后产物会转为莫来石,因此控制焙烧温度不超过950℃,当CaCl_(2)添加量达到15%时除铁率最好,超过这一添加量会降低除铁率,焙烧时间达到180 min时除铁率基本上达到了最高值,继续延长焙烧时间对除铁率的影响不大;对响应面模型预测并优化后得到了最佳的工艺条件,即焙烧温度为915℃,CaCl_(2)添加量为15%,焙烧时间为175 min,在此条件下除铁率达到了95.23%,实验值与预测值基本一致。

西上庄煤矿3^(#)煤层冲击危险性的分析与研究

在综合分析构造特征对西上庄煤矿冲击地压影响的基础上,利用FLAC^(3D)软件建立西上庄煤矿应力场数值模型,开展了垂直应力场的研究,采取弯曲能量指数法、综合指数法对煤层的冲击倾向性进行判定,得出西上庄煤矿3^(#)煤层无冲击风险性的结论。

基于PLC技术的火电厂输煤翻车机电控系统改造设计

为了全面提高煤炭的运输效率和安全性,火电厂对输煤翻车机进行了进一步改造。在改造后,通过利用PLC技术控制输煤翻车机日常运行,科学设计输煤翻车机电控系统,并在程序上进行实现,为火电厂高效运行打下坚实的基础。基于此,以PLC技术概念为基础,分析了PLC技术控制类型,明确了输煤翻车机自动控制功能,主要包括装煤自动化、配煤自动化、启停自动化等,并将PLC技术应用到火电厂输煤翻车机电控系统改造中,合理设计了翻车机主程序,并充分发挥其作用,提高了翻车机运行效率,保证了煤炭运输工作能顺利进行。

煤矸石规模化综合利用整体解决方案研究

基于我国煤矸石的来源、性质和危害,研究分析了煤矸石综合利用现状及存在的问题,着重对煤矸石规模化综合利用整体解决方案进行探究,并结合煤炭资源禀赋,提出“源头减量-资源利用-无害处置”的煤矸石规模化综合利用方案,对煤矸石进行分类、分质梯级利用,以期实现煤矸石无害化、规模化、高值化利用,该方案适用于我国西部地区等大型煤炭基地。结合社会效益、生态环境效益和经济效益对煤矸石规模化综合利用进行评估与分析,为煤炭行业可持续发展和资源循环利用提供借鉴。

煤炭地下气化项目技术经济评价研究进展述评

煤炭地下气化(UCG)是我国清洁高效煤炭能源结构发展战略所驱,其产业化前景取决于项目的经济社会效益。立足这一背景,回顾了国内外UCG项目经济评价研究进展,总结了UCG项目经济竞争力的当前理解,通过案例介绍了煤炭地下气化–蒸气轮机联合循环发电-CO_(2)捕集与储存(UCGCCGT-CCS)经济评价基本模型及主要认识,讨论了深化UCG项目经济评价研究的方向性启示。结果显示,国内外目前对UCG经济性的认识存在差异,普遍对浅部UCG项目商业竞争力持乐观态度,但对深部UCG经济性认识分歧较大;财务分析基本方法与技术经济参数、适应性数学工具的结合形成了UCG项目技术经济评价模型,国内外UCG技术经济研究各有特色;UCG项目经济性极大程度上取决于合成气利用路线及CO_(2)处理方式和成本,其中腔体宽度因子(HWR)、合成气成分、发电效率、CO_(2)处理对合成气发电总成本的影响最为强烈。分析认为,加强技术经济参数针对性研究是深化我国UCG经济评价的当务之急,系统剖析现有UCG现场试验案例经济性特点是破解目前认识差异困局的客观途径;深化煤炭地下气化-二氧化碳循环利用(UCG-CCU)过程及其工程行为,研究可为研发低成本CO_(2)处理技术提供依据;创新发展UCG工艺技术,将约束因素向效益型方向转变,则是提高UCG开采效益的根本途径。

焦炭反应性对块矿高炉冶金性能的影响研究

研究焦炭反应性对块矿在高炉中的熔滴性能和滴落物质量等冶金性能的影响,可全面解析不同反应性的焦炭在高炉内的实际劣化情况,为完善焦炭综合评价指标体系提供技术支撑。通过铁矿石荷重还原滴落性能实验检测装置,在CO_(2)/N_(2)体积分数比为30%∶70%条件下,研究5种不同热态反应性的焦炭以及混装焦炭对高炉操作和滴落物质量的影响。研究结果表明:焦炭反应性从22.0%升至50.2%,软化温度逐渐减小,软熔带增厚;当焦炭反应性小于35%时,随着反应性的增加则压差陡升温度降低、透气性变差,同时滴落物中会逐渐出现难还原的Fe2SiO_(4)和未彻底还原的FeO,滴落物中焦粉含量也逐渐增加;当焦炭反应性大于35%时,随着反应性的增加则压差陡升温度升高,透气性得到改善,难还原的Fe_(2)SiO_(4)和未彻底还原的FeO逐渐减少,滴落物中焦粉含量也逐渐减少。按一定比例搭配的混装焦炭在减小软熔带厚度、改善透气性、减少滴落物中焦粉含量等方面优于单一热态性质的焦炭。

延川南2#煤层地下气化制氢工艺研究

为评价延川南2#煤层地下气化的产氢潜力,在查明煤的工业、元素分析等数据基础上,通过物理模拟实验研究了氧气浓度对气化温度和H2产率的影响,并利用AspenPlus软件建立煤炭地下气化预测模型进行模拟验证,在此基础上,利用上述模型研究氧煤比和汽氧比对H2产率的影响作用。通过物理模拟与数值模拟结果得出,水蒸气在煤炭地下气化过程中起主要作用,能够有效提高H2产率,延川南地区进行煤炭地下气化时,可优选富氧-水蒸气作为气化剂,且氧气浓度为80%最为适宜。

中低温煤焦油沥青组分的热解特性及动力学研究

中低温煤焦油沥青(MLP)为人造炭材料的重要原料,研究其组分的热解特性及动力学对高品质中低温煤焦油沥青基炭材料的制备具有重要意义。以中低温煤焦油沥青为原料,分别采用正丁醇(BA)和二甲基亚砜(DMSO)为萃取剂以获得4种沥青组分,通过热重分析仪对中低温煤焦油沥青和4种族组分的热解行为进行研究,利用Flynn-Wall-Ozawa法、Kissinger-Akahira-Sunose法和Satava-Sestak法计算热解活化能以及热解动力学参数。结果表明:MLP、DMSOS、BAI组分的热解反应机理符合随机成核及其后续增长模型,最佳热解机理函数分别为G(α)=[-ln(1-α)]^(4/3)、G(α)=[-ln(1-α)]^(4)、G(α)=[-ln(1-α)]2,活化能分别为73.99、180.20、46.09 kJ/mol,lg A分别为5.82、13.57、3.32;BAS组分的热解反应机理符合二维扩散模型,最佳热解机理函数为G(α)=α+(1-α)ln(1-α),E=85.36 kJ/mol,lg A=6.18;DMSOI组分的热解反应机理符合二维扩散或三维扩散模型,最佳热解机理函数为G(α)=[1-(1-α)^(1/3)]^(2),E=64.42 kJ/mol,lg A=4.00。