Химия твердого топлива, 2021, № 4, стр. 3-12
ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕРМИЧЕСКИХ ПРЕВРАЩЕНИЙ НИЗКОМЕТАМОРФИЗОВАННЫХ КУЗБАССКИХ УГЛЕЙ В РАЗЛИЧНЫХ СРЕДАХ И ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ИХ ГИДРИРУЕМОСТИ В ПРОЦЕССАХ ПРЯМОГО ОЖИЖЕНИЯ
К. Ю. Ушаков 1, *, И. Я. Петров 2, **, А. Р. Богомолов 1, 3, ***
1 Кузбасский государственный технический университет имени Т.Ф. Горбачева
650000 Кемерово, Россия
2 Институт углехимии и химического материаловедения Федерального исследовательского центра угля и углехимии СО РАН
650000 Кемерово, Россия
3 Институт теплофизики имени С.С. Кутателадзе СО РАН
630090 Новосибирск, Россия
* E-mail: ushakovkju@kuzstu.ru
** E-mail: ipetrov@kemcity.ru
*** E-mail: barom@kuzstu.ru
Поступила в редакцию 17.12.2020
После доработки 06.02.2021
Принята к публикации 06.04.2021
Аннотация
Проведено сопоставление выходов “угольных жидкостей” (мальтенов и асфальтенов), образующихся при термообработке в среде водорода трех низкометаморфизованных кузбасских углей, с различными параметрами их гидрируемости. Показано, что атомные отношения H/C, выходы летучих веществ, величины относительной максимальной скорости пиролиза углей в интервале 300–500°C и отношения алифатических и ароматических структур [(D2920 + D2860)/D1600] в исследуемых углях линейно возрастают параллельно с увеличением выходов жидких продуктов в ряду: караканский длиннопламенный уголь < итатский бурый уголь < барзасский сапромиксит. Наилучшая корреляция (R = 0.9792) наблюдалась между выходами жидких продуктов и отношениями [(D2920 + + D2860)/D1600]. Исследованы процессы термических превращений двух видов барзасских сапромикситов [плитчатой модификации (“плитки”) и продукта ее выветривания (“рогожки”)] в различных средах (Н2 и СО2); установлено, что при термообработке барзасских сапромикситов в атмосфере водорода наблюдался более высокий выход “угольных жидкостей” по сравнению с аналогичным показателем их термоконверсии в углекислотной среде; при этом в ходе термообработки в среде водорода плитчатой формы барзасского угля выход “угольных жидкостей” (~37.7 мас. %) был более чем в 1.5 раза выше, а выход газов (~10.3 мас. %) более чем в 2 раза ниже, чем в аналогичных экспериментах с “рогожкой”.
ВВЕДЕНИЕ
Обостряющиеся экологические требования к энергетическому сырью в развитых странах Европы и Азии, наряду с активным поиском альтернативных источников энергии, станут одними из основных факторов снижения мирового потребления угля в ближайшем будущем [1]. Опасные перспективы значительного уменьшения добычи угля вследствие снижения спроса на него как на сырье для энергетического сектора могут привести в Кузбассе к крайне негативным экономическим и социальным последствиям. Экономически выгодным вариантом решения данной проблемы является широкое внедрение в регионе комплексных технологий масштабной переработки угля в жидкие товарные продукты (моторные топлива, ценные химические соединения), пользующиеся спросом на мировом и внутреннем рынках. Успешному внедрению таких технологий (в частности, процессов прямого ожижения угля [2–6]) способствует наличие на территории Кузбасса значительных запасов низкометаморфизованных и высокозольных углей, которые не пригодны для использования в металлургии и при этом характеризуются сравнительно невысокой теплотой сгорания, что ограничивает их применение в энергетике. Во многих отношениях процессы прямого ожижения углей тесно связаны с их пиролизом; в частности, у прямого ожижения и пиролиза есть идентичный начальный этап – термическое образование радикалов в ходе гомолитического разрыва химических связей в структуре угля [7–9]. В связи с этим для более глубокого понимания химизма процессов прямого ожижения и более эффективного применения этих технологий на практике необходимо исследовать поведение угольного вещества при его термообработке в различных средах, что даст ценную информацию об основных закономерностях образования продуктов превращений углей в зависимости от основных технологических параметров процесса. Согласно [6], для обеспечения высокой эффективности процесса прямого ожижения углей желательно применять угли, содержащие 65–85% углерода, ≥5% водорода (массовое соотношение C/H не выше 16–17), ≥30% летучих веществ в пересчете на органическую массу при содержании золы не более 5.5% для каменных и ≤10% для бурых углей и при содержании фюзенизированных микрокомпонентов до 15% и влажности до 12%. Среди углей, встречающихся в пределах Кузнецкого угольного бассейна, перечисленным требованиям отвечают следующие виды низкометаморфизованных твердых топлив: 1) барзасские сапромикситы [их наиболее распространенной формой является плитчатая модификация (“плитка”) и продукт ее выветривания (“рогожка”)]; 2) бурые угли итатского месторождения; 3) длиннопламенные угли разреза Караканский–Западный.
В настоящей работе проведена оценка возможности получения жидких продуктов путем термообработки образцов этих низкометаморфизованных твердых топлив как в восстановительной (H2), так и в относительно нейтральной (CO2) средах, а также предприняты попытки выявления достаточно универсальных и сравнительно легко определяемых параметров гидрируемости указанных углей с целью прогнозирования их реакционной способности и термического поведения в процессах их ожижения.
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
Основные характеристики исследуемых кузбасских углей (данные технического и элементного анализов) представлены в табл. 1. Технический анализ углей проводился с использованием стандартных методов [10], а их элементный анализ – с помощью элементного анализатора Flash 2000 (Thermo Fisher Scientific, США).
Таблица 1.
Образец угля | Технический анализ, маc. % | Элементный анализ, мас. % на daf | ||||||
---|---|---|---|---|---|---|---|---|
W a | Ad | V daf | C | H | N | S | O* | |
Барзасский сапромиксит (“рогожка”) | 3.1 | 29.2 | 69.6 | 81.71 | 8.73 | 0.47 | 0.89 | 8.20 |
Барзасский сапромиксит (“плитка”) | 1.7 | 14.8 | 54.6 | 82.33 | 8.64 | 0.60 | 1.32 | 7.11 |
Итатский бурый уголь | 12.1 | 15.8 | 52.4 | 80.48 | 6.26 | 1.03 | 0.89 | 11.34 |
Караканский длиннопламенный уголь | 7.7 | 13.6 | 41.3 | 81.39 | 5.84 | 2.22 | 0.42 | 10.13 |
Дериватограммы (кривые TG, DTA и DTG) исследуемых углей в инертной среде (атмосфере гелия) были получены на дериватографе Q–1500D (Венгрия), конструкция которого была модифицирована путем добавления модуля АЦП I–7018P (ICP DAS, Тайвань), для аналого-цифрового преобразования сигналов T, TG, DTA и DTG с последующей их регистрацией на персональном компьютере с использованием программы SIMP Light (SIMP Light SCADA, Россия) и окончательной математической обработкой полученных данных с помощью программного комплекса Origin Pro (OriginLab, США). Навеска образца составляла ∼200 мг; скорость нагрева – ∼10°C/мин; расход He – ∼400 см3/мин; в качестве образца сравнения использовался прокаленный при 1200°C α-оксид алюминия.
Для проведения экспериментов по термообработке исследуемых углей в атмосферах CO2 и H2 были приготовлены фракции измельченных и просеянных частиц кузбасских углей размером ~1–3 мм. Данные эксперименты проводились при температуре ~ 475°C в интервале конечных давлений газовой среды от 7.0 до 9.0 МПа (продолжительность термообработки – 20 мин) с использованием микроавтоклава объемом ~20 см3 (более подробно детали экспериментов приведены в работах [11, 12]). В ходе термической обработки исследуемых углей под высоким давлением газовой среды обычно образуются три основных типа продуктов: 1) газообразные продукты; 2) твердые продукты, содержащие смолу; 3) небольшие количества (около 3–5 мас. %) жидких продуктов, представляющих собой водные растворы органических веществ (последние иногда появлялись после термообработки барзасских сапромикситов при 475°C). Выходы продуктов термообработки углей определялись в пересчете на 1 г органической массы конвертируемого угля (ОМУ):
Количество образовавшихся “угольных жидкостей” (мальтенов и асфальтенов), присутствующих в содержащих смолу твердых продуктах, определялось путем их последовательной экстракции в аппарате Сокслета с использованием слегка модифицированной методики, которая обычно применяется при анализе смолистых веществ в нефтях и нефтепродуктах [13]. В качестве экстрагентов использовались химически чистый н-гексан (для выделения мальтенов), а затем аналитически чистый бензол (для разделения асфальтенов и неэкстрагируемых остатков). Предварительно было установлено, что в исходных углях мальтены и асфальтены отсутствовали.
Согласно [14], процесс пиролиза углей достаточно удовлетворительно описывается кинетикой реакции первого порядка. Расчет энергий активации процессов разложения исследуемых углей в интервале температур 350–550°C по данным термического анализа проводился методом Ингрэма–Мариера [15] с использованием логарифмической формы кинетического уравнения зависимости скорости потери массы образца от температуры. Согласно [15], для реакций первого порядка
(1)
${\text{log}}(dw{\text{/}}dT) = {\text{log}}T--{\text{log}}a + {\text{log}}C--E{\text{/}}2.303RT.$Отсюда энергии активации процессов разложения углей могут быть вычислены из зависимостей [log(dw/dT) – logT + loga] от 1/T, которые можно также представить в виде зависимостей log[(a/T)(dw/dT)] от 1/T. На полученных дериватограммах выбирались линейные участки потери массы образцов углей (кривые TG) в области температур их наиболее интенсивного пиролиза (300–500°C). Скорость изменения массы образца угля в определенном температурном интервале при линейном повышении температуры (dw/dT) на линейном участке кривой TG является величиной, пропорциональной потере массы этого образца, т.е. можно считать, что для линейного участка кривой TG: dw/dT = constΔw, где Δw – потеря массы при соответствующей температуре T; а const можно считать коэффициентом пропорциональности b. Следовательно, выражение (1) для линейного участка кривой TG можно записать в виде уравнения:
Так как все эксперименты проводились при постоянной скорости нагрева образцов углей (a = = 10 K/мин), то величину log(a ⋅ b) выражении (2) можно считать постоянной, поэтому уравнение (2) может быть представлено в виде
которое после замены разности постоянных величин [logC – log(a ⋅ b)] на logC′ можно записать какТаким образом, строя график линейной зависимости логарифма отношения потери массы образца угля при температуре T к значению этой температуры [log(Δw/T)] от 1/T, получаем прямую линию, из тангенса угла наклона которой можно легко вычислить значение энергии активации процесса разложения угля (E); эти результаты приведены в табл. 2.
Таблица 2.
Исследуемый уголь | Атомное отношение H/C | Выход летучих веществ, V daf, мас. % | [(1/mo)dm/dT], (1/гобр.) · мг/°C | (D2920 + D2860)/D1600 | $E_{{\text{a}}}^{{350 - 550}}$, кДж/моль |
---|---|---|---|---|---|
Барзасский сапромиксит (“рогожка”) | 1.28 | 69.6 | 1.99 | 1.34 | 142.60 |
Барзасский сапромиксит (“плитка”) | 1.26 | 54.6 | 2.22 | 1.95 | 215.15 |
Итатский бурый уголь | 0.93 | 52.4 | 0.85 | 0.68 | 37.83 |
Караканский длиннопламенный уголь | 0.86 | 41.3 | 0.74 | 0.32 | 74.85 |
ИКФП-спектры образцов углей регистрировались на ИКФП-спектрометре “Инфралюм” (Сименс, Россия) в спектральном диапазоне 500–4000 см–1; при записи спектров была использована методика прессования образцов углей с бромистым калием. Отнесение полос поглощения в ИКФП-спектрах к различным функциональным группам проводилось в соответствии с литературными данными [16].
ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ
Для предварительной оценки возможности использования углей в процессах гидрогенизационной переработки активно применяются методы термического анализа, которые позволяют определить температурные интервалы и последовательность стадий термического разложения углей, оценить прочность в них химических связей [17–23]. Как показано в работе [21], в ряде случаев важной характеристикой гидрируемости углей может служить величина относительной максимальной скорости пиролиза углей, т.е. скорости максимальной потери их массы на 1 г угля в инертной среде в интервале 300–500°C [(1/mo)dm/dT], значение которой также коррелирует с выходом жидких продуктов в процессе гидрирования углей. На дериватограммах, записанных для исследуемых углей, (рис. 1, а–г) можно выделить три основные области термического разложения: 1) 20–25–150–170°С (удаление адсорбированной воды), 2) 300–500°С (стадия первичного или быстрого пиролиза) и 3) >500–600°С (стадия вторичного или медленного пиролиза). Такая картина в целом характерна для процессов неизотермического пиролиза твердых топлив [19, 21, 22]. Рассчитанные из полученных дериватограмм значения относительных скоростей пиролиза исследуемых кузбасских углей в интервале 300–500°С, [(1/mo)dm/dT], приведены в табл. 2, из которой следует, что данные значения возрастают в ряду: караканский длиннопламенный уголь < < итатский бурый уголь < барзасский сапромиксит. Применение термического анализа в инертной среде позволяет также определить кинетические параметры процессов термических превращений углей, в частности энергию активации пиролиза (см. табл. 2). Стоит отметить, что значения энергий активации для итатского бурого угля и караканского длиннопламенного угля оказались меньше аналогичных величин, полученных для двух модификаций барзасского сапромиксита. Однако следует учесть, что максимальные скорости разложения итатского и караканского углей фиксировались при более низких температурах (соответственно 397 и 393°C) по сравнению с температурами термораспада (454 и 485°C) барзасских углей (рис. 1, кривые DTG), т.е. для разложения углей требовались меньшие затраты энергии. В свою очередь, более низкотемпературные максимумы скоростей разложения итатского и караканского углей (по сравнению с барзасскими углями), по-видимому, обусловлены более низким содержанием кислорода в органической массе сапромикситов (табл. 1) и, следовательно, более высокой долей относительно слабых (по сравнению с углерод-углеродными) углерод-кислородных связей в итатском и караканском углях. Согласно [8, 23], энергии образования эфирных C–O-связей имеют более низкие значения по сравнению с энергиями образования других типов связей, таких как связи C–C; в результате чего эфирные связи разрываются раньше, чем происходит разрыв метиленовых связей [8, 24]. Данное обстоятельство (т.е. более высокое содержание C–O-связей), по-видимому, также объясняет и более низкие значения энергий активации, наблюдаемые при разложении итатского и караканского углей по сравнению с аналогичными значениями для барзасских сапромикситов.
Известно [22, 25], что стадия первичного пиролиза твердых топлив в температурном интервале ~ 300–500°C связана в основном с термораспадом алифатических структур в углях. Поскольку алифатические структуры легко идентифицируются в ИК-спектрах поглощения углей (в виде полос поглощения валентных колебаний CH3- и CH2-групп в диапазонах волновых чисел 2840–2860 см–1 и 2960–2920 см–1 [16]), то относительное содержание этих структур в исследуемых углях (оцениваемое по данным ИК-спектров) может служить дополнительным независимым параметром, характеризующим гидрируемость углей, наряду со значениями относительных максимальных скоростей пиролиза этих углей в интервале 300–500°C. В частности, удобным параметром для такой оценки может быть отношение суммы оптических плотностей ИК-полос поглощения валентных C–H-колебаний алкильных групп (D2920 + D2860) к оптической плотности ИК-полосы поглощения при ~1600–1630 см–1, относящейся к валентным колебаниям C = C-связей ароматических колец (D1600), т.е. отношение (D2920 + + D2860)/D1600, которое по своему физическому смыслу отражает соотношение алифатических и ароматических структур в исследуемых углях. С целью проверки этого предположения были записаны ИКФП-спектры исследуемых углей (рис. 2, а–г).
Основные группы полос ИК-поглощения кузбасских углей, связанные с валентными колебаниями C–H- и C–C-связей алифатических и ароматических структур, проявляются в следующих частотных диапазонах [16]: 3080–3020 см–1 (валентные колебания ароматических C–H-групп); 2960–2920 см–1 с максимумом около 2947 см–1 (валентные колебания метиленовых C–H-связей CH2-групп и асимметричные валентные колебания C–H-связей СН3-групп); 2880–2840 см–1 (симметричные валентные колебания групп СН3); интенсивная полоса поглощения при ~ 1600 см–1 (валентные колебания ароматических групп С=С), частично перекрывающиеся с полосой поглощения деформационных (ножничных) колебаний воды (δH–O–H), проявляющейся в области 1650–1630 см–1; группа полос поглощения в диапазоне 700–900 см–1, которые связаны с внеплоскостными колебаниями связей C–H ароматических колец.
Как следует из данных табл. 2, рассчитанные значения отношений (D2920 + D2860)/D1600 для исследуемых углей возрастали в том же порядке, что и величины относительных скоростей пиролиза этих углей в интервале 300–550°C [(1/mo)dm/dT]: караканский длиннопламенный уголь < итатский бурый уголь < барзасский сапромиксит.
Данные по выходам продуктов термических превращений низкометаморфизованных углей Кузбасса, полученные в среде водорода, а также аналогичные показатели для двух исследуемых форм барзасского угля в различных средах, представлены на рис. 3, а, б.
Как видно из рис. 3, а, наибольший выход жидких продуктов (мальтенов + асфальтенов) среди исследуемых твердых топлив наблюдался для барзасского угля. Количество “угольных жидкостей”, образующихся в процессе превращений итатского и караканского углей при выбранных условиях гидроконверсии, было крайне незначительным (<1 мас. %), а основными продуктами термопревращений этих материалов были преимущественно газообразные соединения (рис. 3, а). Следует отметить, что при термообработке барзасских сапромикситов в среде водорода наблюдался более высокий выход “угольных жидкостей” (мальтенов и асфальтенов), по сравнению с углекислотной средой (рис. 3, б), причем при термообработке плитчатой формы барзасского угля в среде водорода выход этих продуктов (37.7 мас. %) был более чем в 1.5 раза выше, а выход газов (10.3 мас. %) более чем в 2 раза ниже, чем в аналогичных экспериментах с “рогожкой” (рис. 3, б). Водородная среда, как известно [26], способствует увеличению степени превращения углей по сравнению с их конверсией при аналогичных условиях в среде инертных газов, что указывает на то, что газообразный водород участвует в реакциях превращений угля даже в отсутствие водорододонорного растворителя или катализатора. Ранее [11, 12] было обнаружено, что с ростом температуры термообработки барзасских углей относительная интенсивность поглощения алкильных групп в мальтенах снижается, но в асфальтенах она возрастает, что является характерным для конверсии сапромикситов как в углекислотной, так и в водородной средах. Подобное изменение распределения алкильных групп может быть связано как с переносом водорода от мальтенов к асфальтенам, так и с отщеплением водородосодержащих структур от мальтенов с последующим переходом в газовую фазу. Если считать основной причиной наблюдаемого эффекта первое объяснение, то мальтены, образующиеся при бессольвентной термообработке сапромиксита, можно рассматривать как водорододонорный растворитель, водород которого расходуется для гидрирования асфальтенов в продуктах превращения барзасского угля. В пользу такого объяснения свидетельствует и тот факт, что, согласно литературным данным [27–29], при ожижении углей в присутствии растворителей-доноров водорода растворитель вносит гораздо больше собственного водорода в гидрирование угля и значительно более эффективен при конверсии угля, чем газообразный H2.
Считается [6, 21, 30, 31], что наиболее надежными показателями способности угольного сырья к гидрированию и ожижению являются соотношение в нем углерода и водорода (атомное отношение H/C) и значения выхода летучих веществ (V daf) в ожижаемом твердом топливе; с увеличением данных параметров реакционная способность углей в процессе их гидроожижения возрастает. В настоящей работе было проведено сопоставление значений выходов “угольных жидкостей” (мальтенов + асфальтенов), полученных при термообработке исследуемых кузбасских углей в среде водорода, как с известными параметрами их гидрируемости [атомными отношениями H/C и выходами летучих веществ (V daf)], так и c величинами {[(1/mo)dm/dT] и (D2920 + D2860)/D1600}, рассчитанными для данных материалов по результатам настоящего исследования. Все перечисленные параметры гидрируемости приведены в табл. 2, а результаты проведенных сопоставлений – на рис. 4, а, б. Известные параметры гидрируемости исследуемых углей (H/C и V daf) изменялись в той же последовательности, что предложенные параметры {[(1/mo) · dm/dT] и (D2920 + D2860)/D1600}: караканский длиннопламенный уголь < итатский бурый уголь < барзасский сапромиксит. Ясно, что чем выше отношение (D2920 + D2860)/D1600 для данного конкретного угля, тем больше в этом угле алифатических структур по сравнению с ароматическими и тем выше атомное отношение H/C (поскольку алифатические структуры содержат больше водорода, чем ароматические). Вследствие этого становится понятным, почему параметры (D2920 + D2860)/D1600 и H/C хорошо коррелируют с выходами жидких продуктов (см. рис. 4, а, б), поскольку известно [21, 30–35], что угли, содержащие большее количество водорода и алифатических структур, значительно легче гидрируются и дают больший выход жидких продуктов при термообработке в водородной среде и/или в присутствии водорододонорного растворителя.
Термодеструкция алифатических структур, представленных в углях в основном линейными углеводородными цепями и/или циклическими насыщенными кольцами, протекает более интенсивно и обычно при более низких температурах (~350–550°C), по сравнению с термораспадом ароматических структур углей (>500–600°C) [36]. Следовательно, можно ожидать, что барзасские угли, содержащие больше водорода и больше алифатических структур, по сравнению с итатским и караканским углями, будут давать больший выход летучих веществ (V daf) и иметь более высокие значения относительных скоростей разложения в интервале 350–550°C [(1/mo)dm/dT], чем итатский и караканский угли, что в целом подтверждается экспериментально (см. табл. 2).
Анализ полученных данных показывает, что очень хорошие корреляции наблюдаются у выходов жидких продуктов, полученных при термообработке низкометаморфизованных кузбасских углей, с относительными максимальными скоростями пиролиза данных углей в интервале температур 300–500°C (коэффициент корреляции R = = 0.9673) и, особенно, с отношениями оптических плотностей ИК-полос поглощения алифатических и ароматических структур (R = 0.9792) в этих исходных материалах (рис. 4, б). Несколько менее удовлетворительные линейные зависимости отмечаются между выходами жидких продуктов и значениями атомных отношений H/C кузбасских углей (R = 0.9088), а наименее приемлемая корреляция наблюдалась между выходами “угольных жидкостей” и выходами летучих веществ (R = 0.5124) в исследуемых углях (рис. 4, а). Неудовлетворительная корреляционная зависимость в случае использования в качестве параметра гидрируемости углей выхода летучих веществ (V daf), вероятно, объясняется тем фактом, что, помимо жидких продуктов, значительный вклад в значения V daf дают также различные газообразные продукты, которые образуются в ходе проведения стандартного анализа определения данного показателя.
Таким образом, рассмотренные в данной работе параметры [(1/mo) · dm/dT] и [(D2920 + + D2860)/D1600] наряду со значениями атомных отношений H/C для исследуемых углей вполне могут быть использованы для экспресс-оценки возможности применения низкометаморфизованных углей в качестве сырья для процессов гидрирования и ожижения, а также для характеристики реакционной способности этих твердых топлив.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Изучена возможность получения жидких продуктов в процессах термообработки в различных средах (H2 и CO2) трех низкометаморфизованных углей Кузбасса: барзасских сапромикситов [плитчатой модификации (“плитки”) и продукта ее выветривания (“рогожки”)], бурых углей итатского месторождения и длиннопламенных углей разреза Караканский-Западный. Наибольший выход “угольных жидкостей” (мальтенов и асфальтенов) среди исследуемых твердых топлив был получен для барзасских углей. Выходы жидких продуктов в процессе превращений итатского и караканского углей при выбранных условиях гидроконверсии (T ~ 475°C; ${{P}_{{{{{\text{H}}}_{2}}}}}$ ~ 7–9 МПа; t ~ 20 мин) были крайне низкими (< 1 мас. %). При термообработке барзасских сапромикситов в среде водорода наблюдался более высокий выход “угольных жидкостей” (мальтенов и асфальтенов) по сравнению с углекислотной средой, причем при термообработке плитчатой формы барзасского угля в атмосфере водорода выход этих продуктов (37.7 мас. %) был почти в 1.5 раза выше, а выход газов (10.3 мас. %) более чем в 2 раза ниже, чем в аналогичных экспериментах с “рогожкой”.
Анализ корреляционных зависимостей между выходами “угольных жидкостей” (мальтенов и асфальтенов) при термопревращениях исследуемых углей Кузбасса и значениями их различных параметров гидрируемости {атомное отношение H/C, выход летучих веществ, величина относительной максимальной скорости пиролиза углей в интервале 300–500°C [величина (1/mo) ⋅ dm/dT, получаемая из данных термического анализа] и относительное содержание в них алифатических структур [отношения (D2920 + D2860)/D1600] по данным ИКФП-спектроскопии} показал, что наилучшая корреляция (R = 0.9792) наблюдается между выходами жидких продуктов и относительным содержанием алифатических структур [отношения (D2920 + D2860)/D1600]. Однако такие параметры, как [(1/mo) · dm/dT] и атомное отношение H/C, также могут быть использованы для экспресс-оценки возможности применения низкометаморфизованных кузбасских углей в качестве сырья для процессов гидрирования и ожижения.
Результаты выполненной работы также показывают, что среди исследованных углей плитчатая форма барзасских сапромикситов и продукт ее выветривания являются наиболее подходящим сырьем для технологий прямого ожижения с последующим получением моторных топлив и ценных химических соединений из продуктов гидроконверсии твердых топлив.
Список литературы
Schernikau L. Economics of the International Coal Trade. Why Coal Continues to Power the World. 2nd Edition. Cham (Switzerland): Springer International Publishing AG, 2016. 463 p.
Speight J.G. The Chemistry and Technology of Coal. 3rd Edition. Boca Raton/London/New York: CRC Press, Taylor & Francis Group, 2013. 845 p.
Малолетнев А.С., Артемова Н.И. // ХТТ. 2010. № 4. С. 44.
Ali A., Zhao C.// Chin. J. Catal. 2020. V. 41. № 3. P. 375. https://doi.org/10.1016/S1872-2067(19)63492-3
Snape C.E. // Coal in the 21st Century: Energy Needs, Chemicals and Environmental Controls (R.E. Hester and R.M. Harrison, Eds.). London (UK): The Royal Society of Chemistry, 2018. P. 173.
Липович В.Г., Калабин Г.А., Калечиц И.В. и др. Химия и переработка угля. М.: Химия, 1988. 336 с.
Hook M., Aleklett K. // Int. J. Energy Res. 2010. V. 34. № 10. P. 848. https://doi.org/10.1002/er.1596
Kaneko T., Derbyshire F., Makino E., Gray D., M. Tamura M. Coal Liquefaction // Ullmann’s Encyclopedia of Industrial Chemistry. V. 9. Weinheim (Germany): Wiley-VCH, 2012. P. 311. https://doi.org/10.1002/14356007.a07_197
Kabe T., Ishihara A., Qian E.W., Sutrisna I.P., Kabe Y. Coal and Coal-Related Compounds: Structures, Reactivity and Catalytic Reactions. Amsterdam: Elsevier, 2004. 341 p.
Speight J.G. Handbook of Coal Analysis. 2nd Edition. Hoboken, NJ (USA): John Wiley & Sons. Inc., 2015. 368 p.
Petrov I.Y., Ushakov K.Y., Bogomolov A.R., Tryasu-nov B.G. // Int. J. Eng. & Techn. 2018. V. 7. № 3. 32. P. 161. https://doi.org/10.14419/ijet.v7i3.32.24668
Ушаков К.Ю., Петров И.Я., Богомолов А.Р. // Энергетика и энергосбережение: теория и практика. Сб. мат. IV Всероссийской научно-практической конференции: электронный сборник. Кемерово: Изд-во КузГТУ, 2018. С. 174.1.
Белянин Б.В., Эрих В.Н. Технический анализ нефтепродуктов и газа. М.: Химия, 1975. 336 с.
Бойко Е.А. Комплексный термический анализ твердых органических топлив. Кемерово: ИПЦ КГТУ, 2005. 383 с.
Ingraham T.R., Marier P. // Can. J. Chem. Eng. 1964. V. 42. № 4. P. 161. https://doi.org/10.1002/cjce.5450420406
Solomon P.R. // Advances in Coal Spectroscopy (Ed. by H.L.C. Meuzelaar). N. Y.: Springer, 1992. P. 341.
Kök M.V. // J. Therm. Anal. Calorim. 2008. V. 91. № 3. P. 763. https://doi.org/10.1007/s10973-006-8282-y
Kaljuvee T., Keelman M., Trikkel A., Petkova V. // J. Therm. Anal. Calorim. 2013. V. 113. № 3. P. 1063. https://doi.org/10.1007/s10973-013-2957-y
Shi L., Liu Q., Guo X., Wu W., Liu Zh. // Fuel Process. Technol. 2013. V. 108. P. 125. https://doi.org/10.1016/j.fuproc.2012.06.023
Богомолов А.Р., Петров И.Я., Жалмагамбетова У.К. // Теплоэнергетика. 2020. № 3. С. 24. [Thermal Engineering. 2020. Т. 67. № 3. Р. 165]. https://doi.org/10.1134/S0040601520030015https://doi.org/10.1134/S0040363620030017
Ibrahim M.M., Seehra M.S., Kegh R.A. // Fuel Process. Technol. 1990. V. 25. № 3. P. 215. https://doi.org/10.1016/0378-3820(90)90028-Q
Janikowski S.K., Stenberg V.I. // Fuel. 1989. V. 68. № 1. P. 95. https://doi.org/10.1016/0016-2361(89)90018-5
Burgess Clifford C., Song C. // Advances in Clean Hydrocarbon Fuel Processing. – New Delhi (India): Woodhead Publ. Ltd., 2011. P. 105.
Haenel M.W. // Handbook of Heterogeneous Catalysis. 2nd Edition. Weinheim (Germany): Wiley-VCH, 2008. P. 3023.
Ma S., Hill J.O., Heng S.A. // J. Therm. Anal. 1991. V. 37. № 6. P. 1161. https://doi.org/10.1007/BF01913852
Tomić J., Schobert H.H. // Energy & Fuels. 1996. V. 10. № 3. P. 709. https://doi.org/10.1021/ef950137o
Hao P., Bai Z., Hou R., Xua J., Bai J, Guo Z., Kong L., Li W. // Fuel. 2018. V. 211. P. 783. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2017.09.122
Shan X., Shu G., Li K., Zhang X., Wang H., Cao X., Jiang H., Weng H. // Fuel. 2017. V. 194. P. 291. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2017.01.034
Hao P., Bai Z.-Q., Zhao Zh.-T., Ge Z.-F., Hou R.-R., Bai J., Guo Zh.-X., Kong L.-X., Li W. // Fuel Process. Technol. 2018. V. 173. P. 75. https://doi.org/10.1016/j.fuproc.2018.01.012
Gray D., Barrass G., Jezko J., Kershaw J.R. // Fuel. 1980. V. 59. № 3. P. 146. https://doi.org/10.1016/0016-2361(80)90157-X
Marco I., Chomon M.J., Legarreta J.A., Arias P.L. // Fuel Process. Technol. 1990. V. 24. P. 127. https://doi.org/10.1016/0378-3820(90)90049-X
Wang S., Tang Y., Schobert H.H., Jiang D., Sun Y., Guo Y., Su Y., Yang S. // Fuel. 2015. V. 162. P. 121. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2015.09.010
Wang S., Tang Y., Schobert H.H., Guo Q., Wang F. // J. Fuel Chem. Technol. 2010. V. 38. № 2. P. 129. https://doi.org/10.1016/S1872-5813(10)60025-4
Marshall C., Large D.J., Meredith W., Snape C.E., Uguna C., Spiro B.F., Orheim A., Jochmann M., Mokogwu I., Wang Y., Friis B. // J. Coal Geol. 2015. V. 143. P. 22. https://doi.org/10.1016/j.coal.2015.03.006
Cudmore J.F. // Fuel Process. Technol. 1978. V. 1. № 3. P. 227. https://doi.org/10.1016/0378-3820(78)90021-8
Lin H., Lian J., Liu Y., Xue Y., Yan S., Han Sh., Wei W. // Fuel. 2019. V. 240. P. 84. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2018.11.067
Дополнительные материалы отсутствуют.
Инструменты
Химия твердого топлива