单佩金,梁 杰,2，王皓正，陈晨晨，杨彦群，王翠兰，金永传

(1.中国矿业大学(北京) 化学与环境工程学院，北京 100083;2.中国矿业大学(北京) 共伴生能源精准开采北京市重点实验室,北京 100083; 3.山西焦煤集团有限责任公司,山西 太原 030024)

煤炭地下气化过程工艺流程独特，目前对于煤炭地下气化过程的热效率及效率的研究主要集中在UCG与其他技术多联产系统中，EFTEKHARI等[1]通过对联合CO2储存技术的煤炭地下气化过程分析，计算出深部煤地下气化中煤化工效率可达52%～68%，此后又进行了不同注气工艺的分析模拟计算，得出结论蒸汽氧气混合注入比蒸汽氧气交替注入时拥有更高的煤回收率[2]。但均为仅通过数学模型计算，且采用的气化剂仅为空气和纯氧。YUSUF Bicer等[3]通过软件模拟UCG与SOFC燃料电池耦合多联产技术的分析，综合计算了其系统的效率，但气化剂仅选用空气，且UCG系统在整个系统的值占比中仅为16%。国内有学者早期曾经建立过简单的UCG分析模型，对比了地下气化炉和其他类型气化炉的效率，确定了煤炭地下气化炉有着良好的能量转换能力。并针对地下气化炉结构特点进行了优化分析[4]。但仅使用空气作为气化剂，变量较为单一。由此可看出，对于煤炭地下气化系统，在系统热损失和损失方面还有部分的优化空间，且尚存在地下气化过程效率信息挖掘空间。为此笔者依托河北大城地区烟煤地下气化模型试验，在烟煤地下气化计算模型中引入的概念，建立煤炭地下气化评价模型，采用不同氧气浓度气化剂进行对比研究。结合炉体结构、注气比例、氧气浓度等因素，研究不同气化工艺对系统效率的影响。

1 研究方法

煤炭地下气化过程是一种复杂的能量转化过程，其过程中受到气化剂氧气体积分数、外来水、燃煤量等诸多因素影响[7]。所以首先需要得到气化炉系统整体的入方及出方物质流和能量流。确定了物质和能量的变化，才能对反应过程中各物质和热损失进行值计算;最后，根据系统进出的输入、输出和损失，对系统进行评价。

1.1 UCG模型试验系统

1.1.1模拟系统

煤炭地下气化过程中以气化工作面围岩作为气化炉炉壁，气化通道作为炉腔。气化剂与煤接触燃烧经过氧化区、还原区、干馏干燥区，最终产出灰渣、干馏煤气、水汽、焦油、带出物(灰尘)和气化煤气的混合产物。因此，整个煤炭地下气化过程中原料及产品主要有3种形态的物质，即煤、混合气体和焦油。

研究采用了中国矿业大学(北京)设计的“煤炭地下气化模拟系统”。该系统包括气化炉体及地压模拟系统、后退注气系统、测控系统和煤气净化燃烧系统。利用该系统可以模拟分析出实际煤层在地下燃烧的发生与发展过程及其影响因素。

模拟系统中，气化炉炉体内部的长、宽、高分别约为4.45,1.17,1.70 m，气化炉外层主要由钢板组成，该钢板具有一定的密封作用，内部则包括保温层和耐高温层，气化剂可分别有4个注气孔，并设置有19个可感应温度变化的热电偶和可感应压力变化的压力传感器。气化炉体外形实景如图1所示，底板、煤层、顶板、含水层、表土模拟状态横剖图如图2所示。

图1 综合模型试验台炉体Fig.1 Integrated model test bench furnace

图2 煤、岩层模拟状态Fig.2 Coal,rock formation simulation

1.1.2煤种的相关参数

表1显示了实验选择的河北大城勘探区36号肥煤相关参数，煤样属低干燥基水分含量，中～高挥发分，低～中灰分;受热时膨胀熔融黏结，有较强的黏结性;含硫中等，硫形态主要是有机硫;灰组成中CaO,K2O,Na2O总含量较高，灰熔融性温度较高;CO2反应活性较高。着火点为330 ℃，氧化后着火点为325 ℃。

表1 实验选用煤的工业分析及元素分析Table 1 Proximate and ultimate analysis of coal

1.1.3气化试验结果

不同工艺条件下生产的煤气组分不同。根据模型试验，获得了不同气化工艺所得煤气的组分和热值(表2)。

表2 不同气化工艺时煤气的组分和热值Table 2 Components and calorific values of gas in different gasification processes

1.2 物料平衡模型

输入系统的总物料等于系统输出的总物料。由此建立煤炭地下气化炉物料平衡模型[9](图3)。

图3 煤炭地下气化物料平衡模型Fig.3 Material balance model of underground coal gasification

1.2.1燃煤量

地下气化炉碳元素的输入项为原料煤，kg;输出项包括煤气(含漏失m3)、焦油(kg)、灰渣(kg)和带出物(kg)。

故燃煤量为

M=0.535 7G[φ(CO)+φ(CO2)+2φ(C2H4)+

φ(CH4)]/MC+(GJJC+GAAC+GDDC)/MC

(1)

式中，M为燃煤量，kg;MC为原料煤中含碳量(质量分数)，%;G为煤气产量，G=Gg(1+η)，m3;Gg为出口煤气产量，m3;η为煤气漏失率;GC,JC为焦油产量(kg)和焦油含碳质量分数(%);GA,AC为灰渣量(kg)和灰渣中含碳质量分数(%);GD,DC为带出物量(kg)和带出物中含碳质量分数(%);φ(CO),φ(CO2),φ(C2H4),φ(CH4)为出口煤气中一氧化碳、二氧化碳、乙烯、甲烷的体积分数，%。

1.2.2外供水量

地下气化过程中外来水(包括输入水和含水层涌入)的定量由氢平衡计算得出。地下气化炉氢元素的输入项包括外供水(kg)和原料煤中的水(kg)。

输出项包括水蒸气(kg)、焦油(kg)、煤气(H2,CH4,C2H2,H2S，m3)和带出物(kg)。

故外供水量:

WW=0.008 036G(φ(H2)+2φ(C2H4)+

2φ(CH4)+φ(H2S)+0.09(GJJH+GDDH-

MH)+Wout-Win

(2)

式中，WW为外来水的质量，kg;φ(H2),φ(H2S)为出口煤气中H2,H2S的体积分数，%;JH为焦油中含氢质量分数，%;DH为带出物中含氢质量分数，%;MH为原料煤中含氢质量分数，%;Wout为出口水蒸气的质量，kg;Win为进口注水量，kg。

1.3 热平衡

参与反应过程的物质作为能量的载体，根据热力学第1定律，构成了地下气化过程的能量平衡模型(表3)。

表3 输入和输出系统的能量构成Table 3 Energy composition of input and output systems

在此过程中，输入方的原料煤和输出方的干煤气、焦油、带出物及灰渣，在计算其化学热的基础上还要参照系统入口出口温度和相变潜热计算其输入和输出系统的物理热。反应过程中漏失的煤气也要进行上述计算。

2 物质流及值计算模型

2.1 固态物质

(3)

式中，HV1为煤的低位热值，J/g;GC,GH,GO,GN分别为煤中碳、氢、氧、氮的质量分数，%。

(4)

式中，Cp为煤的定压热容，J/(g·K);n为物质的量，mol;Vm为1 mol煤体积，m3/mol;Tm,T0分别为终态时、初态时煤的温度，K；pm，p0分别为终态时、初态时煤的压力，Pa。

2.2 气态物质

出口煤气可以认为是理想气体，因此，各组元气体以及混合物整体都遵循理想气体状态方程，则i组分的标准扩散为

(5)

(6)

式中，EXC(yi)为第i组分实际状态下的化学，J/mol;RM为通用气体常数，8.314 J/(mol·K)。

(7)

(8)

2.3 发生相变的物质

EXC=0.975Hgr(Rant公式)

EXP=ΔH-T0ΔS

(9)

其中，ΔH和ΔS是由图4热力学途径计算[13]:

图4 液态物质热力学变化途径Fig.4 Thermodynamic change path of liquid substance

(10)

(11)

实际煤炭地下气化过程中气化区向围岩散热不通过任何工质进行，是一个纯粹热问题，热损失一般可按下式计算:

(12)

式中，EXQ为热损失，kJ;Q为热损失量，kJ;T为气化区平均温度，K。

图5 系统评价模型Fig.5 Exergy evaluation model of the system

(13)

(14)

(15)

3 结果与讨论

3.1 物料衡算

以氧气体积分数分别为40%,60%,80%,100%的气化剂进行煤炭地下气化模型试验。气化时间分别为15,9,26和13 h，以气化剂氧气体积分数改变作为实验阶段开始与结束的依据。期间燃煤量以碳平衡计算得出，故虽然实验时间不同，但其效率结果仍具有可比性。

表4显示了不同氧气体积分数下的物料平衡。为保证产出煤气的质量，即干煤气有效气体组分和煤气热值保持在可用区间内，单位时间通入的水量和气化剂量随时间和气体比例进行调整。可以看出在氧气体积分数增高时，需要增加外供水提高H2产量，以维持产出煤气的有效气体比例。

表4 不同氧气体积分数时物料平衡Table 4 Material balance at different oxygen concentrations

不同的体积分数氧气生产煤气由于气体组分(CO,H2,CH4,CO2,N2)的比例不同，拥有各不相同的单位干煤气值;气化剂值也随O,N比例而变化(表5)。

表5 不同氧气体积分数时平衡Table 5 Exergic equilibrium under different oxygen concentrations

MJ

表5 不同氧气体积分数时平衡Table 5 Exergic equilibrium under different oxygen concentrations

输入项名称40%氧60%氧80%氧纯氧输出项名称40%氧60%氧80%氧纯氧煤1 942.772 204.135 904.622 615.62干煤气814.261 247.013 249.36 1 742.78气化剂6.903.8212.403.70焦 油109.1897.44166.31 60.48外来水00.020.070.04灰 渣70.7165.97217.77 80.81带出物61.4661.4661.46 61.64漏失气108.4079.60220.00 121.05热损失149.4460.35730.74 152.39不可逆火用损634.22596.151 271.25 400.24合计 1 949.672 207.975 917.092 619.36合计1 947.672 207.985 916.892 619.39

图6 纯氧-水气化工艺各组分值比例Fig.6 Exergic ratio of each component in pure oxygen-water gasification process

在UCG实际生产中可用外供产物一般为焦油和干煤气，故此处外供效率只包含干煤气和焦油值。如图7所示，随着氧气体积分数的增加，UCG过程模拟系统的综合效率不断升高，在使用纯氧-水气化时可高达84.72%，与此同时系统不可逆损随之降低，纯氧-水情况下仅为15.28%。外供效率也会随氧气体积分数变化而变化，但其影响因素包含了产物干煤气的气体组分。在60%氧-水气化过程中，由于外供水的比例增高，造成了干煤气中H2比例变高，从而使单位质量干煤气值升高，提高了系统外供效率，达到61%。

图7 不同氧气体积分数效率及损Fig.7 Exergic efficiency and exergic loss at different oxygen concentrations

3.4 与其他系统综合效率对比

与其他炉型进行比较[5,13,16-18]，煤炭地下气化炉作为集氧化还原干馏干燥与一体的综合炉体，在效率方面仍然有着一定优势。

图8 不同炉型综合效率Fig.8 Comprehensive exergic efficiency of different furnace types

3.5 地下气化炉效率与损的改进

3.5.1降低损的途径

LW=EXM-EXF=T0ΔS

(16)

(17)

式中，Q为传热量，kJ;TC为反应区煤层温度;TH为气流平均温度，K。

从式(17)可以看出，降低TH可使LKH值降低，但同时LW增加，且ΔLW<ΔLKH。因此，权衡考虑，气流温度必须提高，才可使总损降低，降低传热损的主要措施有:① 预热煤层，即提高TC。就连续气化过程来看，气化前期煤层温度较低，传热损较大，随着气化过程的进行，煤层被逐步加热，TC提高，传热损将越来越小。② 提高传热系数，以减小传热热阻，降低LKH。提高传热系数，主要是提高对流换算系数，如采用辅助通道供风，形成二次扰流，可提高对流换热系数。

3.5.2提高外供的途径

在实验中发现，保持干煤气有效气体组分和热值稳定的基础上，水碳比是影响单位干煤气值的重要因素，一定程度提升氢气比例，可以使单位干煤气值提高，进而提升系统外供效率。

4 结 论

(1)在氧气体积分数为40%,60%,80%和纯氧气化剂条件下，煤炭地下气化的综合效率分别为67.47%,73.00%,78.52%和84.72%，证实煤炭地下气化炉具有较高的有效能量转换效率。气化剂氧气体积分数是影响系统的主要因素之一，提高气化剂氧气体积分数可以显著的提高煤炭地下气化系统的综合效率。

(2)地下气化有效能转换率大于高炉和发生炉、低于焦炉煤气的生产过程。因此，煤炭地下气化过程是较好的能量转换过程，是发生炉、焦炉煤气生产过程的综合过程;通过提高绝热燃烧温度、减少气化炉的热量损失、提高传热系数等方法可以降低不可逆损。

(3)地下气化过程不可逆损为15.28%,主要来源于燃烧不可逆损和传热不可逆损,通过损的分析可以看出,采用辅助通道供风气化、双火源气化可以减少气化过程的不可逆损。