煤直接液化

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1、煤直接液化技术简述神华煤直接液化工厂实景在上周的文章中我们已经介绍过 1913 年德国首先经过高温加氢工艺获得了煤直接液化工艺，并在 1927 年建成了世界上第一座煤直接液化工厂，到 1943 年时德国有 11 套直接液化装置投产。这项全新的煤液化技术被称为第一代煤直接液化技术。1 973 年中东战争后的世界石油危机 ，使煤直接液化新工艺的研究开发重新得到重视。 大部分的研究工作重点放在如何使反应条件变得温和减少成本，因为第一代煤液化技术反应条件较为苛刻，温度要求 460 ，压力要求高达 70MPa。随着催化剂、供氢溶剂及其重质化和固液分离技术的发展，发达国家相继开发了多种第二代煤直接液化工艺

2、，如美国的氢 - 煤法 （ H- Coal ）、溶剂精炼煤法（ SRC）、供氢溶剂法 （EDS）及德国开发的二段液化新工艺（IGOR ），还有俄罗斯的 TTI 工艺。这些新的工艺还是存在着诸多问题，未能实现大规模工业化实验。在第二代技术的基础上，发达国家对以前的工艺做了进一步优化，以减少投资成本为主线，相继开发了第三代的煤直接液化技术。具有代表性的几种煤直接液化工艺有：德国的改进 IGOR 工艺；美国碳氢化合物研究公司 ( HTI )两段催化液化工艺 ； 日本的 NEDOL 工艺 。下面着重介绍一下第三代煤直接液化技术的工艺：德国煤液化精制联合工艺即 IGOR工艺是由德国矿业技术有限公司（DM

3、T）等企业在 20 世纪 90 年代初改进了原 IGOR 工艺，形成了更先进的 IGOR 工艺。反应压力降到 30 MPa, 原料煤为鲁尔地区高挥发分烟煤。 将两段催化加氢催化剂由原来的赤泥改为新的铁基催化剂，但用量太大超过了 2% 。固液分离用蒸馏的方法取代了机械方法，提高收率减小污染。IGOR 工艺特点：把循环溶剂加氢和液化油提质加工与煤的直接液化串联在一套高压系统中，避免了分立流程物料降温降压又升温升压带来的能量损失，经过这样的改进，总的液化厂投资可节约 20 % 左右；IGOR 工艺具有最大的煤处理能力；IGOR 煤液化工艺产出的煤液化油中的 N 和 S 含量已降到 10 -5 数量级

4、，煤液化油不仅收率高，而且质量好；减少了工艺过程和装置、循环油量、气体烃的生成和废水处理量；在固定床催化剂上使二氧化碳和一氧化碳甲烷化，使碳的损失量降到最小。美国 HRI 公司在 20 世纪 60 年代初，就在石油渣油加氢裂解工艺 ( H-Coal 法 ) 基础上，开发了一段沸腾床催化加氢液化煤的氢-煤法工艺。HTI 工艺 在 H-Coal 工 艺 的基 础 上，改进成两段催化液化工艺 。美国 HTI 催化两段煤直接液化工艺技术煤加氢液化过程大致可分两步：热解抽提和加氢裂解，其反应本性不同，需要的反应条件也不同。 两段液化法就是把这两步分开，在不同的反应器中进行：第一段反应后先进行脱灰，这一步

5、可用廉价的铁催化剂，不必回收 ；第二步由于煤液化残煤和矿物质已经在第一步中除去，故可采用高活性催化剂。 HT I 工艺主要特点：采用特殊的液体轮回沸腾床反应器，到达全返混反应器模式和 HT I 拥有专利的铁系胶状高活性催化剂，用量少；反应条件比较温和 ，反应温度 440 450 ， 反应压力 17 MPa；固液分离采用临界溶剂萃取的方法，从液化残渣中最大限度回收重质油 ，从而大幅度提高了液化油收率，同时也是收率较高的工艺 ；在高温分离器后面串联有在线加氢固定床反应器 ，对液化油进行加氢精制。日本的 NEDOL 工艺日本近 20 年来在煤液化方面投入了较大的资金 , 作为解决能源问题的阳光计划的

6、核心项目之一 ,日本的煤液化工艺开发主要针对次烟煤和低级煤，开展了褐煤液化项目和烟煤液化项目。并且完成了项目中试。目前日本的煤液化技术已达到世界先进水平。日本新能源产业技术开发机构 ( NEDO ) 集中美国、 西德及本国三种烟煤液化方法的优点 , 开发了 NEDOL 工艺。 本工艺为一段液化法 , 实质上是 EDS 与德国新工艺的改进与结合 , 油质高于 EDS，操作压力低于德国新工艺，但其工艺流程较复杂。NEDOL 工艺特点：反应压力较低 ，为 17 MPa-19 MPa，反应温度 455 -465 ；催化剂采用合成硫化铁 ；固液分离采用减压蒸馏的方法 ；配煤浆用的循环溶剂单独加氢，以提高

7、溶剂的供氢能力。以上新的工艺虽然经过中试但都未实际商业化运行，前期所建设的实验装置大多被拆除或停止使用。1997 年神华集团鉴于世界上没有实际工业化范例，各国工艺存在差距，决定取长补短，吸收引进国内外先进成熟的工艺，进行技术创新，设计出了有自主知识产权的百万吨及煤直接液化示范项目。2005 年 4 月神华集团在鄂尔多斯开工建设的神华煤制油工厂是世界上唯一的煤直接液化工厂，从 2008 年调试运行成功，目前经过很多次技术改造，目前生产稳定，开工率高。神华集团煤制油的技术代表了我们国家现阶段煤制油最新技术实践。神华煤制油工艺流程图神华煤制油工厂工艺流程大致为：经洗选后的精煤从厂外经带式输送机输送进

8、入备煤装置加工成煤液化装置所需的干煤粉；部分精煤在催化剂制备单元经与催化剂混合，制备成含有催化剂的干煤粉也送至煤液化装置，煤粉、催化剂以及供氢溶剂，在高温、高压、临氢的条件和催化剂的作用下发生加氢反应生成煤液化油，并送至加氢稳定装置，未反应煤、煤中无机物和部分重质油组成的液化残渣经成型后作为供自备电厂的燃料。煤液化油在加氢稳定 ( 溶剂加氢 )装置的主要目的是生产满足煤直接液化要求的供氢溶剂，同时脱除部分硫 、氮、氧等杂质从而达到预精制的目的 。石脑油、柴油馏分送至加氢改质装置进一步提高油品质量；溶剂返回煤液化和备煤装置循环作为供氢溶剂使用。各加氢装置产生的含硫富气均经轻烃回收装置，回收气体中

9、的液化气、轻烃，干气经脱硫装置处理后回收氢气。 同时，加氢稳定产物分馏切割出的石脑油至轻烃回收装置做吸收剂，解吸石脑油进一步到加氢改质装置处理。各装置产生的酸性水均需在含硫污水汽提装置中处理后回收硫化氢。净化水去生化处理 、循环使用 。对于煤直接液化装置产生的含酚酸性水设置单独系列处理，经脱除硫化氢和氨后，送至酚回收装置回收其中的粗酚，污水经生化处理后回用。煤液化、煤制氢 、轻烃回收及脱硫和含硫污水汽提等装置脱出的硫化氢经硫磺回收 装置制取硫磺、供煤直接液化装置使用。各加氢装置所需的氢气。由 2 套煤制氢和 1 套天然气制氢装置煤制氢装置生产并提供。神华煤直接液化工艺有以下主要特点：一、采用比

10、日本的硫化铁催化剂效率高的超细水合氧化铁 ( FeOOH )作为煤液化催化剂 。 由于该催化剂活性高 、添加量少，煤炭转化率高，残渣中催化剂带出的液化油少 ，增加了蒸馏油产率 。二、煤浆制备全部采用经过一定条件加氢的供氢性循环溶剂 。循环溶剂采用预加氢工艺，溶剂稳定性好 、 成浆性好，可以制备成含固体浓度 45%-55%的高浓度煤浆，而且煤浆流动性好、粘度低。预加氢后溶剂供氢性能好，加上高活性液化催化剂，液化反应条件温和。在煤浆预热和换热过程中，预加氢溶剂能阻止煤热分解过程中自由基碎片的缩合，防止结焦，延长停留周期，提高热利用率 。三、油煤浆加氢采用 2 个强制循环的悬浮床串联反应器 。强制循

11、环悬浮床反应器内为全返混流，轴向温度分布均匀，反应温度控制容易，通过进料温度即可控制反应温度，不需要采用反应器侧线急冷氢控制，产品性质稳定。强制循环悬浮床反应器气体滞留系数低、反应器液相利用率高。强制循环悬浮床反应器内液速高，反应器内没有矿物质沉积 。四、采用减压蒸馏的方法进行沥青和固体物的脱除。减压蒸馏是一种成熟和有效的脱除沥青和固体的分离方法，减压蒸馏的馏出物不含沥青，可为循环溶剂增加供氢性提供合格原料，减压蒸馏的残渣含固体 50%-55%由于使用高活性的液化催化剂，添加量少，残渣中含油量少，产品中柴油馏分多 。五、循环溶剂和煤液化油品采用强制循环悬浮床加氢反应器进行加氢。由于强制循环悬浮

12、床加氢反应器采用上流式，催化剂可以定期更新，加氢后的供氢性溶剂供氢性能好 ，产品性质稳定，延长加氢周期，还避免了固定床反应由于催化剂积炭压差增大的风险。同时强制浮选床工艺配合高效煤液化催化剂和全部供氢性循环溶剂使单系列处理液化煤量为 6000 t/d 干煤。相比于国外采用鼓泡床反应器的煤直接液化工艺提高两倍多。神华集团的煤制油工厂在 2008 年试车产油后，也出现了很多设计问题，比如减压塔热量不足，煤粉计量输送系统不能线性控制，催化剂压滤机负荷不能满足要求，在 2009 年停车进行了为期 7 个月的大规模技术改造。后来多次投煤试车不断暴露设计中出现的问题，总体运转向好，且运行周期在 2012 以后处于稳定，运行能够达到设计水平，具备满负荷运行能力。当然目前还有许多技术难题需要解决比如液化残渣的高附加值利用、减少碳排放和减少耗水量等。