低浓煤变压吸附提纯技术的模拟优化研究进展

综述了低浓煤变压吸附提纯技术的模拟优化研究进展。从吸附剂与变压吸附工艺这两个不同角度进行了简洁明确的介绍。从吸附剂角度的发展趋向来看,通过模拟与优化能够提高吸附剂性能与原料配比,提升吸附剂有效性。从变压吸附角度的发展趋向来看,模拟与优化变压吸附设备能使其自动化效果更好,经济效益更高。总结指出,两个角度都能看出模拟与优化在本技术中扮演着重要角色,使效率与产能得到了提升,在为技术带来不少便利的同时,两个角度也有要继续改进的地方。在吸附剂的角度上,多组分混合物的模拟与优化仍需继续进步;在变压吸附的角度上,实际操作中的动态变化模拟仍存在局限性,装置运转中的安全性优化应多加考虑。

低浓度煤层气输送阻火器设计参数优化分析

为保障低浓度煤层气的输送安全,实现“煤与瓦斯共采共用”,对适用于低浓度煤层气输送安全保障系统的阻火器结构参数进行优化研究,并进行测试实验。结果表明:低浓度煤层气输送管路上的阻火器应优选具有足够强度的金属板波纹型阻火芯,以抵抗强烈的爆炸冲击波;为了使火焰在传播过程中被加速冷却后熄灭,并减小阻力,将阻火器设计加工成“中间粗、两头细”的结构,中间阻火芯的直径应足够大;优化设计的DN500干式阻火器中,波纹板数量为2、间距为30 mm,波纹带厚度为0.25 mm,阻火芯外壳直径为1500 mm,当煤层气流速为15 m/s时,阻力为670 Pa;当火焰传播速度低于775 m/s时,该阻火器可以成功阻火。

沁水盆地南部高煤阶煤层气高效开发对策与实践

我国高煤阶煤层气资源丰富,其高效开发利用的能源、安全、生态意义十分突出。以沁水盆地南部高煤阶煤层气开发实践为例,系统分析了早期开发过程中面临的5个主要问题及挑战:高煤阶煤层气开发理论不完善;有利区选择精度低;储层改造技术适应性不强;排采控制制度效率低、效益差;集输系统呈现“三难”“三高”。中国石油华北油田公司坚持问题导向、目标引领,室内研究与现场实践相结合,形成了高煤阶煤层气高效开发的新理念及关键技术对策:提出高煤阶煤层气疏导开发理念,构建套管单支水平井+分段压裂的煤层气开发方式;建立高产有利区优选技术,实现建产模式由大面积整体建设向精准建产选区转变;完善升级煤层气压裂改造技术,实现储层改造向构建多级有效缝网转变;创新疏导排采控制技术,实现排采控制向优快高效转变;建立低压环状地面集输技术,实现地面集输建设模式向高效益转变。经实践,平均新建产能到位率由37%提升至84%以上,平均单井日产气提高为原来的1.6倍,达产时间缩短20%以上,新建项目地面建设投资降低20%。沁水盆地不同储层类型煤层气开发均取得产量突破,沁水盆地南部煤层气田年生产能力突破21×10^(8)m^(3),建成我国最大的煤层气田,有力助推了我国煤层气的战略性发展。

高浓度煤层气发电低浓度适应性技术研究

煤层气内燃发电机组作为我国清洁能源体系的重要组成部分,为国家经济发展和人民生活提供了巨大的能源支持。然而,我国作为能源供应大国,在发展的过程中其能源消耗大和利用率低等问题也日益凸显,亟需采取措施来实现能源的高效利用。文章分析了高浓度煤层气内燃发电机组系统,并提出了针对性的提高煤层气利用率和增加发电量的对策,以促进高浓度煤层气内燃发电机组的可持续利用。

煤层气阻火装置在线自动清洗技术研究及试验分析

煤矿井下抽采的煤层气中固体杂质含量高,容易堵塞干式阻火器,降低气源管路输送通量,且检修阻火器时会造成煤层气利用装置非故障停机频繁。研制了阻力触发自动清洗干式阻火装置,实现阻火装置的在线自动清洗,并开展自动清洗试验,检验阻火装置运行效果。结果表明:该装置彻底解决了低浓度煤层气输送管道阻火器堵塞后清洗时停机的问题,提升了煤层气输送及利用端阻火装置运行的可靠性及稳定性,大幅减少了煤层气利用装置非故障停机时间;优化设计的DN500干式阻火装置,试验前阻力为670 Pa,试验煤粉模拟堵塞并自动清洗300 s后,阻火装置的阻力由2000 Pa降至700 Pa。

低浓度煤层气变压吸附制甲烷研究进展

从吸附剂改进及工艺优化模拟2个角度,对近几年低浓度煤层气变压吸附制甲烷的研究情况进行了综述。归纳总结了上述2个角度的相同点与不同点,指出今后复合材料吸附剂的原料选取及原料最适宜配比仍会是吸附剂改进的热点;工艺优化模拟大多在强调产能提高,过程的安全保障提及较少。在吸附剂改进及工艺优化模拟时,工业智能化都对煤炭资源的制备与利用起到了一定积极影响。

低浓度煤层气蓄热氧化利用关键技术研究与应用

为了解决传统低浓度煤层气蓄热氧化利用技术能耗高、经济性差的难题,促进低浓度煤层气蓄热氧化利用技术推广应用,推动提升煤矿区低浓度煤层气的利用率,为煤矿区“零排放”提供有力技术支撑,通过模拟和试验的方法研究了低浓度煤层气蓄热氧化利用能耗高的原因、阻力的影响因素、稳定运行与热能利用的关系、完善系统安全监控的意义,形成了低浓度煤层气蓄热氧化降耗技术、热能调控技术、综合安全控制技术,并在低浓度煤层气蓄热氧化利用项目中进行了实践应用。结果表明:蓄热氧化装置阻力主要来自装置内的蓄热体,降低蓄热体高度可以减少装置运行阻力,提高蓄热氧化装置进气甲烷浓度可以降低蓄热体高度并减小系统规模,采用凹形结构蓄热体可以提升换热效率;以镍基合金钢为主材的高温阀门可以稳定控制蓄热氧化装置输出的高温烟气流量,多种热能利用方式协同作用时,调节高温烟气流量精准匹配可以稳定蓄热氧化装置炉温,提高热能利用效率;应用完善的综合安全控制系统、远程监控系统和辅助决策故障专家诊断系统,可提高蓄热氧化系统运行的可靠性。试点煤矿每个供暖季利用低浓度煤层气691.2万Nm^(3),相当于减排二氧化碳当量9.6万t,低浓度煤层气利用率由原来的0提升至26%,具有显著的环保效益。

分离富集低浓度煤层气CH_(4)技术的研究进展

低浓度煤层气作为一种非常规天然气资源,无论是脱氧再分离技术还是直接分离技术都需要解决CH_(4)/N_(2)的分离难题。主要从两个方面进行综述:介绍了低浓度煤层气中催化燃烧脱氧法、焦炭燃烧脱氧法、硫化钠脱氧法和膜分离脱氧法并讨论了其脱氧机理及发展前景;着重讨论了作为低浓度煤层气变压吸附分离技术中所需的商用活性炭、生物质活性炭、聚合物制碳基材料3类吸附剂,并对其的吸附与分离CH_(4)机理进行了详细的总结与分析,提出了分离富集低浓度煤层气CH_(4)选择性提升的方法,最后展望了低浓度煤层气脱氧及分离富集甲烷的应用前景和发展趋势。

钴/镍甲酸盐的制备及其分离富集煤层气CH4

以硝酸钴和硝酸镍为原料,通过均相反应制备了钴/镍甲酸盐吸附剂,利用N2吸附/脱附等温线进行表征分析,测定低浓度煤层气CH_(4)在吸附剂上的吸附透过曲线。结果表明,吸附剂对低浓度煤层气CH4的选择性吸附量顺序为:Q(Co∶Ni=1∶3)> Q(Co∶Ni=1∶4)>Q(Co∶Ni=1∶2)。这是由于钴/镍甲酸盐吸附剂中存在大量的微孔,而且内部存在特殊的极性势场,有利于CH4的选择性吸附。

低浓度煤层气液化技术及其应用

针对大庆庆深煤层气气源条件,提出采用液化精馏的方法处理含有大量氮氧的低浓度煤层气,生产LNG。定义了适用于低浓度煤层气液化系统的煤层气气源中甲烷摩尔分数为30%～87%;该方法中的净化单元采用MEA溶液化学吸收酸性气体,液化单元采用具有高效率的混合工质制冷剂液化流程,低温部分采用精馏塔脱除氮氧组分提高LNG中甲烷含量;运用大型数值分析软件对液化系统进行了模拟计算与比较分析,分析了混合制冷剂中CH4、C2H6、C4H10及N2等组分对液化单元换热器内部最小温差的影响。分析结果显示:合理的制冷工质配比能够有效地降低换热温差,减少不可逆损失,提高换热效率。LNG中的含氧量随着精馏塔理论塔板数的增加而降低,但精馏塔的高度相应地增加。因此,应适当增加理论板数以有效地提高LNG中甲烷的浓度。计算结果将有助于低浓度煤层气液化装置的国产化应用与推广。

适合于低浓度煤层气的低温液化精馏浓缩的工艺流程模拟与分析

针对大陆矿煤层气气源条件,提出了一种低浓度煤层气低温液化精馏分离的工艺流程。该方法中的液化系统采用混合制冷剂液化工艺,低温部分采用低温精馏的方法从LNG中分离氮氧,运用大型化工流程软件对液化系统进行了模拟计算与比较分析,分析了煤层气中O2含量的变化及精馏塔的再沸比的变化对LNG的组分的影响,以及再沸比的变化对再沸器热负荷的影响。

低浓度煤层气深冷液化工艺研究

为了验证低浓度煤层气浓缩制取液化天然气(LNG)技术的可行性,研发了低浓度煤层气深冷液化制取LNG中试装置,围绕该装置在运行过程中的安全和能耗问题,开展了液化工艺参数试验研究,为液化装置的放大设计及安全运行操作提供依据。装置运行及相关爆炸试验情况表明:低浓度煤层气深冷液化制取LNG在技术上是可行的;CH_4的回收率受气源条件的波动影响较敏感,而产品纯度受这种波动影响不大;精馏塔温度对CH_4的回收率和产品纯度影响较大,操作中应根据原料气CH_4含量的变化、原料气流量的变化及冷量是否充足等因素进行调整。该技术推广后,可有效解决CH_4体积分数大于25%的低浓度煤层气利用问题,在一定程度上可缓解我国天然气供应不足的现状。

低浓度煤层气脱氧技术的研究进展

针对低浓度煤层气在开发利用中氧含量较高会导致安全隐患的问题,提出了低浓度煤层气应用的关键是脱氧,综述了几种常见的脱氧方法及其在低浓度煤层气脱氧中的应用,重点阐述了非金属还原法脱氧技术及其应用。

低浓度煤层气在发烟硫酸溶液中液相部分氧化反应的热力学分析

利用Gaussian 03量子化学计算软件,采用密度泛函法对低浓度煤层气在发烟硫酸溶液中液相部分氧化反应进行了热力学分析。计算结果表明,硫酸单甲酯在298.15 K时的气相标准摩尔生成焓和标准生成吉布斯自由能分别为-706.36 kJ/mol和-592.94 kJ/mol;得到硫酸单甲酯的定压摩尔热容与温度的关系式Cp=0.000 1T2+0.247 2T+43.984;推测出硫酸单甲酯主要是按反应途径CH4+SO3+H2SO4→CH3OSO3H+SO2+H2O生成,副产物CO2主要是按反应途径CH4+4SO3→CO2+4SO2+2H2O生成;反应中生成的水与发烟硫酸溶液中的SO3反应生成硫酸,防止了硫酸单甲酯的水解。

低浓度瓦斯氧化技术在井下制冷系统中的应用研究

针对煤矿低浓度瓦斯排放量大、利用率低及煤矿的井下制冷需求的问题,提出一种瓦斯蓄热氧化后热量为溴化锂制冷机组提供余热蒸汽的工艺,在有效解决低浓度瓦斯利用难题的同时,也为制冷机组提供稳定的热源输出。进行包括低浓度瓦斯输送安全保障系统、瓦斯蓄热氧化系统、余热利用系统在内的氧化热量供给制冷机组蒸汽的集成工艺设计,设计处理瓦斯浓度为1.2%,标态流量为10万m^3/h,可输出7 537 k W的蒸汽热量。分析了项目建成后运行的预期效果,并论证了项目的经济性。瓦斯蓄热氧化供给井下制冷用蒸汽的工艺技术,通过销毁处理甲烷,并将热量输出供给井下制冷,具有节能减排、提高煤矿区煤层气利用效率、促进煤矿安全生产的多重意义。

低浓度煤层气液化精馏塔运行工况分析

低浓度煤层气深冷液化装置的精馏塔的运行工况决定着装置的综合能耗和整体经济性。为了有效优化工艺,降低精馏塔操作负荷,结合实验数据及数值模拟方法,研究了原料气甲烷浓度和精馏塔的回流比对精馏塔设计参数和操作负荷的影响。研究结果表明:随着含氧煤层气气源浓度的增大,精馏塔塔顶冷凝器负荷减小,塔底再沸器负荷增大,为了提高甲烷的回收率,应调节冷剂配比,提高制冷量,使塔顶氮氧尾气中的甲烷充分冷凝;提高精馏塔的操作回流比,可以减小精馏塔的塔板数及高度,但是需要提高综合能耗,实际应用中一般取最小回流比的1.2~2.0倍。

低浓度煤层气深冷液化装置安全管理技术

中国煤层气资源丰富,在“煤改气”和天然气资源紧张的背景下可作为油气资源的有效补充。文章介绍了低浓度煤层气深冷液化装置的安全管理技术,从厂区安全系统、单个工艺设备、工艺环节等3个方面对低浓度煤层气深冷液化装置的安全保障措施进行探讨,为工业化装置的放大设计提供了技术支撑,助力实现煤矿区节能减排和保护环境的终极目标。

低浓度煤层气吸附干燥装置布气系统数值模拟研究

以吸附干燥装置气体均匀分布为出发点,基于流体力学相关理论建立数学模型,对低浓度煤层气吸附干燥装置布气系统进行数值模拟研究,提出了吸附塔内布气系统的优化方法。通过计算发现,对于实际应用中的圆柱干燥塔,由于进气管与塔体连接处结构设计欠佳,轴向气流分配不均非常严重,气流速度的绝对不均匀系数为1.028;在吸附塔内安装孔板型布气系统,挡板上小孔整体排列,孔径均为3.0 mm,气流速度的绝对不均匀系数由1.028下降到0.321,均匀性得到改善;将布气系统挡板中心的孔径减小到1.5 mm,将靠近壁面的孔径增大到4.5 mm,再将小孔按正三角形排列,气流速度的绝对不均匀系数进一步降为0.101,气流分布更加均匀。

低煤阶煤层气甲烷风化带划分方法及影响因素——以准南乌鲁木齐矿区为例

为了研究准南乌鲁木齐矿区低煤阶煤层气甲烷风化带特征及影响因素,规避勘探风险,降低开发成本。依据低煤阶煤层气含气量低、次生生物成因气与热成因气共存的特点,利用煤层含气量以及主要气体(CH4,CO2,N2)浓度测试数据,提出了甲烷风化带划分的新方法,以甲烷含量≥1 m3/t,N2体积分数≤20%分别作为判断甲烷风化带经济边界和地质边界的指标。进一步利用该方法对乌鲁木齐河东、河西矿区甲烷风化带深度进行了划分,讨论了构造、沉积以及水文地质对矿区甲烷风化带深度的影响,分析了造成两个矿区甲烷风化带深度差异的成因。结果表明,河东矿区甲烷风化带深度在370 m左右,河西矿区甲烷风化带深度在200 m左右。在构造抬升前,河东、河西矿区均生成了部分热成因甲烷,此时甲烷风化带较深。研究区经历了晚侏罗世与新生代两次地层抬升运动,河东矿区煤层顶板以砂岩为主,一方面易于地表水渗入,使研究区生成大量次生生物成因气,随着地下水滞留程度的增加,大量煤层气富集;另一方面,较差的顶板封盖条件也造成了一定量煤层气散失,导致河东矿区甲烷风化带深于河西矿区。而河西矿区的泥岩顶板隔水阻气能力好,构造抬升后,地表水渗入能力有限,生成小部分次生生物成因气,但是顶板泥质岩阻气能力强,使得绝大部分的煤层气得以保存,甲烷风化带较浅。

低浓度煤层气吸附过程的模拟

采用Aspen Adsorption软件对CH4和N2分别为30%和70%低浓度煤层气的吸附过程进行模拟,得到吸附柱出口CH4和N2浓度随时间的变化关系和吸附柱轴向负载分布,考察压力、温度和传质系数对甲烷吸附过程和穿透曲线的影响。研究结果表明:对甲烷出口浓度的模拟值与实验值基本吻合,甲烷在吸附时间3 000 s时达到饱和,吸附量为6.75×10-4kmol/kg,约为氮气吸附量的2倍;甲烷穿透曲线随压力的增大后移,从100～500 kPa的穿透时间从392 s延至2 187 s。温度在273～323 K甲烷的穿透曲线基本不变;传质系数远小于1.000 s-1时对吸附性能影响较大,传质系数为0.001 s-1时的穿透时间约为0.010 s-1时的两倍,但其大于1.000 s-1后对穿透曲线几乎没有影响。