Науковий вісник НГУ

Методика визначення граничної сорбційної здатності вугільної речовини методом ЕПРспектроскопії

• 
• 

Рейтинг користувача:  / 0

ГіршийКращий 

Деталі

Категорія: Зміст №1 2023

Останнє оновлення: 23 березня 2023

Опубліковано: 30 листопада -0001

Перегляди: 1960

Authors:

К. А. Безручко*, orcid.org/0000-0002-3818-5624, Інститут геотехнічної механіки імені М. С. Полякова НАН України, м. Дніпро, Україна, e-mail: Ця електронна адреса захищена від спам-ботів. вам потрібно увімкнути JavaScript, щоб побачити її.

О. В. Бурчак, orcid.org/0000-0001-9114-8585, Інститут геотехнічної механіки імені М. С. Полякова НАН України, м. Дніпро, Україна

Л. І. Пимоненко, orcid.org/0000-0002-5598-6722, Інститут геотехнічної механіки імені М. С. Полякова НАН України, м. Дніпро, Україна

В. В. Челкан, orcid.org/0000-0002-0733-8739, Інститут геотехнічної механіки імені М. С. Полякова НАН України, м. Дніпро, Україна

* Автор-кореспондент e-mail: Ця електронна адреса захищена від спам-ботів. вам потрібно увімкнути JavaScript, щоб побачити її.

повний текст / full article

Naukovyi Visnyk Natsionalnoho Hirnychoho Universytetu. 2023, (1): 005 - 009

https://doi.org/10.33271/nvngu/2023-1/005

Abstract:

Мета. Удосконалення методики визначення граничної сорбційної здатності вугільної речовини методом ЕПР-спектроскопії (електронного парамагнітного резонансу) шляхом коригування коефіцієнту пропорційності між граничною сорбційною здатністю вугілля й концентрацією парамагнітних центрів і коефіцієнтом спряженості відповідно до ступеня вуглефікації.

Методика. Гранична сорбційна здатність речовини оцінювалася методом ЕПР-спектроскопії, виходячи зі вмісту у вугіллі парамагнітних центрів (ПМЦ), здатних вступати у фізичну (сорбційну) взаємодію з молекулами парамагнітного газу (О₂) при підвищенні тиску. Обробка результатів досліджень виконувалась методами математичної статистики.

Результати. Проведено аналіз багаторічних результатів визначення граничної сорбційної здатності вугільної речовини методом ЕПР-спектроскопії. Аналіз засвідчив необхідність коригування коефіцієнту пропорційності  між граничною сорбційною здатністю вугілля й концентрацією парамагнітних центрів N^a і коефіцієнтом спряженості К_sс у залежності від ступеня метаморфізму вугілля. Розраховані значення коефіцієнту пропорційності  по марках кам’яного вугілля для показників виходу летких компонентів V^daf і відбивної здатності вітриніту R°. До експрес-методики оцінки граничної сорбційної здатності кам’яного вугілля методом ЕПР внесені відповідні зміни.

Наукова новизна. Доведено, що коефіцієнт пропорційності  між граничною сорбційною здатністю вугілля й концентрацією парамагнітних центрів N^a і коефіцієнтом спряженості К_sс не є сталою величиною, а змінюється (зменшується) зі ступенем метаморфізму. Установлено, що цей зв’язок задовільно характеризується сигмоїдною моделлю, перегин на графіку якої приурочений до марок ГЖ (вихід легких речовин  29 %) та обумовлений другим основним стрибком вуглефікації під час кардинальної зміни молекулярної структури вугілля, пов’язаної із завершенням інтенсивного розпаду полімерліпоїдинової складової вугільної речовини.

Практична значимість. Удосконалена експрес-методика оцінки граничної сорбційної здатності кам’яного вугілля методом ЕПР, що відрізняється уточненими коефіцієнтами пропорційності за марками в ряду вуглефікації.

Ключові слова: вугільна речовина, ЕПР-спектроскопія, концентрація парамагнітних центрів, коефіцієнт спряженості, сорбційна здатність

References.

1. Zhang, L., Ye, Zh., Li, M., Zhang, C., Bai, Q., & Wang, C. (2018). The binary gas sorption in the bituminous coal of the Huaibei Coalfield in China. Adsorption Science & Technology, 36(9-10), 1612-1628. https://doi.org/10.1177/0263617418798125.

2. Kumar, H., Mishra, M. K., & Mishra, S. (2019). Sorption capacity of Indian coal and its variation with rank parameters. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. https://doi.org/ 10.1007/s13202-019-0621-1.

3. Wen, Zh., Yang, Yu, Wang, Q., & Yao, B. (2021). Mechanism and characteristics of CH₄/CO₂/H₂O adsorption in lignite molecules. https://doi.org/10.1155/2021/5535321.

4. Perera, M. S. A., Ronjith, P. G., Choi, S. K., Airey, D., & Weniger, P. (2012). Estimation of Gas Adsorption Capacity in Coal: A Review and an Analytical Study. International Journal of Coal Preparation and Utilization, 32(1), 25-55. https://doi org/10.1080/19392699.2011.614298.

5. Gao, D., Hong, L., Wang, J., & Zheng, D. (2019). Adsorption simulation of methane on coals with different metamorphic grades. https://doi.org/10.1063/T5115457.

6. Dong, K., Zhai, Zh., & Guo, A. (2021). Effects of Pore Parameters and Functional Groups in Coal on CO₂/CH₄ Adsorption. ACS Omega, 6, 32395-32407. Retrieved from https://pubs.acs.org/journal/acsodf.

7. Ekundayo, J. M., & Rezaee, R. (2019). Volumetric measurements of methane-coal adsorption and desorption isotherms – effects of equations of state and implication for initial gas reserves. Energies, 12. https://doi.org/10.3390/en12102022.

8. Raharjo, S., Bahagiarti, S., Purwanto, H. S., & Rahmad, B. (2018). The effect of coal petrology on the capacity of gas methane absorption in coal formation Tanjung Barito in Binuang Region, South Kalimantan. Series: Earth and Environmental Science, 212, 012029. https://doi.org/10.1088/1755-1315/212/1/012029.

9. Okolo, G. N., Everson, R. C., Neomagus, H. W. J. P., Sakurovs, R., Grigore, M., & Bunt, J. R. (2019). Dataset on the carbon dioxide, methane and nitrogen high-pressure sorption properties of South African bituminous coals. Elsevier, 25, 40-53. https://doi.org/10.1016/j.dib.2019.104248.

10. Czerw, K., Dudzińska, A., Baran, P., & Zarębska, K. (2019). Sorption of carbon dioxide on the lithotypes of low rank coal. Adsorption, 25, 965-972. https://doi.org/10.1007/s10450-019-00122-5.

11. Wojtacha‑Rychter, K., Howaniec, N., & Smoliński, A. (2020). Effect of porous structure of coal on propylene adsorption from gas mixtures. Scientific reports. https://doi.org/10.1038/s41598-020-67472-x.

12. Dutka, B. (2021). Effect of depth on the sorption capacity of coals affected by outburst hazard. Energies, 306. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2021.121.611.

13. Godyn, K., Dutka, B., Chuchro, M., & Młynarczuk, M. (2020). Synergy of Parameters Determining the Optimal Properties of Coal as a Natural Sorbent. Energies, 13, 1967. https://doi.org/10.3390/en13081967.

14. SOU 10.1.00174088.011-2005 Rules for conducting mining operations in strata prone to gas-dynamic phenomena (2005). Kyiv: Minvuhleprom Ukrainy. Retrieved from https://issuu.com/mitc2/docs/026.

15. Rudko, H. I., Bulat, A. F., & Kuznetsova, L. D. (2015). Methodological recommendations for the geological study on the gas-bearing capacity of coal seams and host rocks for the calculation of reserves and the assessment of gas (methane) resources of underground coal deposits, (pp. 106-112). Kyiv: Institute of Geotechnical Mechanics named by N. Po­lja­kov of National Academy of Sciences of Ukraine. Retrieved from https://www.nas.gov.ua/EN/Book/Pages/default.aspx?BookID=0000009846.

• Наступна >