玄武平台-登录网址导航：X技术最新专利石油,煤气及炼焦工业设备的制造及其应用技术

　　1.本发明属于煤化工技术领域，具体涉及一种煤炭热解及加氢制取煤基特种燃料的系统装置及工艺方法。

　　2.富油煤是指焦油产率的分级(tar,d)在7％～12％的煤炭，是一种公认的特殊煤炭资源。通过合理的热解，完全可以将这些富油煤中的煤焦油回收，实现富油煤资源最大化利用，为环保事业的发展贡献重要的力量。

　　3.现代煤化工中煤炭制油的工艺路线)煤直接液化，即将煤置于高温高压下，使其与氢气发生反应，达到降解和加氢，最终转化为液体燃料的过程；

　　5.2)煤间接液化，即先通过煤气化技术，将煤气化生成合成气，再以合成气为原料通过费托反应转化为液体燃料；

　　6.3)煤炭分质利用路线，即以热解技术为龙头，生产煤焦油，然后采用煤焦油加氢技术生产清洁燃料油。

　　7.目前，许多企业已开展了大量煤炭高效转化制油气燃料的研究，但大多停留在如何将煤变成燃料油的阶段，对于如何提高煤炭转化效率、提高燃料油品收率以及延伸煤基燃料油产业链下游、生产煤基特种燃料的技术难题研究尚少。

　　9.cn110423627a提供了一种碳物料气固热载体双循环的热解装置及方法，将碳物料的热解产物充分利用，热解粉焦烧炭处理后与煤气共同作为载体进行循化，提高热解产品的收率及品质，并通过原料及粉焦粒径的选择，提高产物的分离效率，降低热解油品中的含尘量，煤焦油收率可达17％，但是煤焦油品质相对较差，产业链未进一步延伸。

　　10.cn1587351a公开了一种煤炭直接液化方法，采用高活性液化催化剂、供氢性循环溶剂、强制循环悬浮床反应器、减压蒸馏分离沥青和固体，强制循环悬浮床加氢反应器，能长期稳定运转，反应器利用率高，防止矿物质沉积，反应条件缓和，最大限度地提高液体收率，并同时为液化产品进一步加工提供优质原料。但是实际运行过程中，煤液化的转化深度不够，同时煤液化油加氢稳定无法生产足够的溶剂给煤液化原料煤进行油煤浆的配制，往往需要采购大量的焦油原料作为加氢稳定的原料，同时煤液化产生的有机残渣(占原料煤的25～30％)中仍有80～85％的未转化煤及煤液化油，其作为危废无法有效利用；此外，该发明方法的主要产品仍然为普通的汽柴油，煤焦油的特性未充分发挥，产品附加值相对较低。

　　11.cn106635160a提供了一种煤和煤焦油混合加氢系统及工艺，通过煤焦油生产供氢溶剂，并与煤混合形成油煤浆，在高温高压下反应，能够显著提高加氢深度，增加液化油产率，并能够有效避免壁相生焦，降低生焦总量，减少气相产率。以上工艺或方法，虽然能够大量转化原料煤，但是仍会产生20～30％含固尾油，并且该含固尾中通常还会含有30～40％未转化煤炭及40～50％重质煤焦油，二者均未能得到进一步利用。

　　12.综上所述，进一步延伸煤炭分质利用的产业链，提高煤炭转化效率，最大化生产液态油品燃料，尤其是高附加值的煤基特种燃料的系统装置和工艺方法成为当前亟待解决的问题。

　　13.针对现有技术存在的问题，本发明的目的在于提供一种煤炭热解及加氢制取煤基特种燃料的系统装置及工艺方法，所述系统装置及工艺方法通过煤炭热解以及煤与煤焦油混合加氢的工艺流程，有效提高了整体煤炭的转化率以及清洁油品的产率，同时可最大化生产高附加值的煤基特种燃料；所述工艺方法最大化实现了煤及煤焦油的利用，具有较高的经济效益。

　　15.第一方面，本发明提供了一种煤炭热解及加氢制取煤基特种燃料的系统装置，所述系统装置包括热解装置、蒸馏装置、第一加氢装置、第二加氢装置、第三加氢装置以及第四加氢装置；

　　17.所述蒸馏装置分别独立地与所述第一加氢装置、第二加氢装置以及第三加氢装置相连；

　　18.所述第一加氢装置、第二加氢装置、第三加氢装置以及第四加氢装置还依次相连；

　　19.所述第二加氢装置还通过回流管路分别独立地与所述第一加氢装置以及所述热解装置相连。

　　20.本发明中，所述系统装置针对当前煤制油气路线存在液态燃料油收率低、产品附加值低的问题，提供了一种煤炭热解及加氢制取煤基特种燃料的装置及工艺方法，将低阶煤一部分通过快速热解，生产煤焦油，随后另一部分低阶煤与煤焦油原料通过悬浮床加氢实现煤与煤焦油的混合加氢生产清洁燃料油品，悬浮床加氢产生的含固尾油送至低阶煤快速热解装置进一步热解，提高整体煤炭的转化率及清洁油品的收率，随后对170～280℃的轻质2号煤基氢化油进一步加氢异构降凝，生产低凝点的煤基特种燃料，提高了装置产品的附加值。

　　21.以下作为本发明优选的技术方案，但不作为本发明提供的技术方案的限制，通过以下技术方案，可以更好地达到和实现本发明的技术目的和有益效果。

　　22.作为本发明优选的技术方案，所述热解装置设置有煤炭进料口、含固尾油回流口、煤焦油出料口、气体出料口以及固体出料口。

　　25.优选地，所述蒸馏装置设置有煤焦油进料口、中油出料口、轻油出料口以及重油出

　　29.作为本发明优选的技术方案，所述第一加氢装置设置有中油进料口、氢气进料口、加氢中油回流口以及供氢溶剂出料口。

　　30.优选地，所述第一加氢装置通过所述供氢溶剂出料口与所述第二加氢装置相连。

　　31.优选地，所述第二加氢装置设置有氢气进料口、供氢溶剂进料口、重油进料口、煤炭进料口、加氢中油出料口、加氢轻油出料口以及含固尾油出料口。

　　32.优选地，所述第二加氢装置通过所述加氢轻油出料口与所述第三加氢装置相连。

　　33.优选地，所述第二加氢装置通过所述加氢中油出料口与所述第一加氢装置的加氢中油回流口相连。

　　34.优选地，所述第二加氢装置通过所述含固尾油出料口与所述热解装置的含固尾油回流口相连。

　　35.优选地，所述第三加氢装置设置有轻油进料口、加氢轻油进料口、氢气进料口、1号煤基氢化油出料口、轻质2号煤基氢化油出料口以及重质2号煤基氢化油出料口。

　　36.优选地，所述第三加氢装置通过所述轻质2号煤基氢化油出料口与所述第四加氢装置相连。

　　37.优选地，所述第四加氢装置设置有轻质2号煤基氢化油进料口和氢气进料口。

　　39.本发明中，所述系统装置通过多种回流支路的设计，实现了物料的最大化利用，同时还控制了最终的产品种类与分布。

　　40.第二方面，本发明提供了一种煤炭热解及加氢制取煤基特种燃料的工艺方法，所述工艺方法采用如第一方面所述的系统装置进行，所述工艺方法包括以下步骤：

　　42.(2)将步骤(1)得到的煤焦油进行减压蒸馏，得到轻油、中油和重油；

　　44.(4)将煤炭与步骤(3)得到的供氢溶剂和步骤(2)得到的重油进行第二加氢反应，得到加氢轻油、加氢中油以及含固尾油，所述加氢中油返回到步骤(3)进行循环利用，所述含固尾油返回到步骤(1)进行热解反应；

　　45.(5)将步骤(4)得到的加氢轻油与步骤(2)得到的轻油进行第三加氢反应，得到1号煤基氢化油、轻质2号煤基氢化油及重质2号煤基氢化油；

　　46.(6)步骤(5)得到的轻质2号煤基氢化油进行第四加氢反应，得到煤基特种燃料。

　　47.本发明中，所述工艺方法将一部分低阶富油煤通过快速热解，生产煤焦油，另一部分低阶富油煤与煤焦油原料通过悬浮床加氢实现煤与煤焦油的混合加氢生产清洁燃料油品，悬浮床加氢产生的含固尾油送至热解装置进行进一步热解，可提高整体煤炭的转化率及清洁油品的收率，随后对轻质2号煤基氢化油的进一步加氢(即异构降凝)，生产低凝点的煤基特种燃料，延伸了煤炭分质利用的产业链，提高了煤制油气产品的附加值，提升了该工艺流程的经济性。

　　48.作为本发明优选的技术方案，步骤(1)所述热解的温度为500～650℃，例如500℃、520℃、540℃、560℃、580℃、600℃、630℃或650℃等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。

　　49.优选地，步骤(1)所述热解的压力为0～0.5mpa，例如0mpa、0.1mpa、0.2mpa、0.3mpa、0.4mpa或0.5mpa等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。

　　50.作为本发明优选的技术方案，步骤(3)所述第一加氢反应的温度为300～400℃，例如300℃、320℃、340℃、360℃、380℃或400℃等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。

　　51.优选地，步骤(3)所述第一加氢反应的压力为10～20mpa，例如10mpa、12mpa、14mpa、16mpa、18mpa或20mpa等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。

　　52.优选地，步骤(3)所述第一加氢反应的体积氢油比为1000～2500，例如1000、1200、1400、1800、2000、2200、2300、2400或2500等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。

　　55.作为本发明优选的技术方案，步骤(4)所述第二加氢反应的温度为400～500℃，例如400℃、420℃、450℃、480℃或500℃等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。

　　56.优选地，步骤(4)所述第二加氢反应的压力为12～30mpa，例如12mpa、15mpa、20mpa、25mpa或30mpa等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。

　　57.优选地，步骤(4)所述第二加氢反应的体积氢油比为300～1200，例如300、400、500、600、700、800、900、1000、1100或1200等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。

　　60.作为本发明优选的技术方案，步骤(5)所述第三加氢反应的温度为250～390℃，例如250℃、270℃、290℃、310℃、330℃、370℃或390℃等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。

　　61.优选地，步骤(5)所述第三加氢反应的压力为8～15mpa，例如8mpa、9mpa、10mpa、11mpa、12mpa、13mpa、14mpa或15mpa等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。

　　62.优选地，步骤(5)所述第三加氢反应的体积氢油比为1000～2500，例如1000、1200、

　　1500、1800、2000、2300或2500等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。

　　65.优选地，步骤(5)所述轻质2号煤基氢化油为170～280℃的馏分，例如170℃、190℃、210℃、230℃、250℃或280℃等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。

　　66.作为本发明优选的技术方案，步骤(6)所述第四加氢反应的温度为300～380℃，例如300℃、320℃、340℃、360℃或380℃等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。

　　67.优选地，步骤(6)所述第四加氢反应的压力为8～15mpa，例如8mpa、9mpa、10mpa、11mpa、12mpa、13mpa、14mpa或15mpa等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。

　　68.优选地，步骤(6)所述第四加氢反应的体积氢油比为600～1000，例如600、700、800、900或1000等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。

　　71.(1)本发明所述系统装置针对当前煤制油气路线存在液态燃料油收率低、产品附加值低的问题，通过煤炭热解以及煤与煤焦油的混合加氢，提高了整体煤炭的转化率及清洁油品的收率，减少了未转化煤等固体废物的排放；且通过对轻质2号煤基氢化油的进一步加工生产煤基特种燃料，提高了装置产品的附加值；

　　72.(2)本发明所述工艺方法通过优化工艺流程，使整体煤炭的转化率达52.35％以上，最高可达53.71％以上，清洁油品的收率达42.63％以上，最高可达45.97％以上，且通过异构降凝制备得到低凝点的煤基特种燃料，提升了该工艺流程的经济性，有利于工业化生产。

　　73.图1是本发明实施例1提供的煤炭热解及加氢制取煤基特种燃料工艺方法的工艺流程图。

　　74.其中，1-热解装置，2-蒸馏装置，3-第一加氢装置，4-第二加氢装置，5-第三加氢装置，6-第四加氢装置。

　　76.为更好地说明本发明，便于理解本发明的技术方案，下面对本发明进一步详细说明。但下述的实施例仅是本发明的简易例子，并不代表或限制本发明的权利保护范围，本发明保护范围以权利要求书为准。

　　80.本实施例提供了一种煤炭热解及加氢制取煤基特种燃料的系统装置及工艺方法，所述系统装置包括热解装置1、蒸馏装置2、第一加氢装置3、第二加氢装置4、第三加氢装置5以及第四加氢装置6；

　　81.所述热解装置1设置有煤炭进料口、含固尾油回流口、煤焦油出料口、气体出料口以及固体出料口；所述热解装置1通过所述煤焦油出料口与所述蒸馏装置2相连。

　　82.所述蒸馏装置2为减压蒸馏装置；所述蒸馏装置2设置有煤焦油进料口、中油出料口、轻油出料口以及重油出料口；所述蒸馏装置2通过所述中油出料口与所述第一加氢装置3相连；所述蒸馏装置2通过所述重油出料口与所述第二加氢装置4相连；所述蒸馏装置2通过所述轻油出料口与所述第三加氢装置5相连。

　　83.所述第一加氢装置3设置有中油进料口、氢气进料口、加氢中油回流口以及供氢溶剂出料口；所述第一加氢装置3通过所述供氢溶剂出料口与所述第二加氢装置4相连；

　　84.所述第二加氢装置4设置有氢气进料口、供氢溶剂进料口、重油进料口、煤炭进料口、加氢中油出料口、加氢轻油出料口以及含固尾油出料口；所述第二加氢装置4通过所述加氢轻油出料口与所述第三加氢装置5相连；所述第二加氢装置4通过所述加氢中油出料口与所述第一加氢装置3的加氢中油回流口相连；所述第二加氢装置4通过所述含固尾油出料口与所述热解装置1的含固尾油回流口相连；

　　85.所述第三加氢装置5设置有轻油进料口、加氢轻油进料口、氢气进料口、1号煤基氢化油出料口、轻质2号煤基氢化油出料口以及重质2号煤基氢化油出料口；所述第三加氢装置5通过所述轻质2号煤基氢化油出料口与所述第四加氢装置6相连；

　　86.所述第四加氢装置6设置有轻质2号煤基氢化油进料口和氢气进料口；所述第四加氢装置6还设置有煤基特种燃料出料口。

　　87.采用上述系统装置进行的煤炭热解及加氢制取煤基特种燃料工艺方法的工艺流程图如图1所示，所述工艺方法包括以下步骤：

　　88.(1)将粉煤在550℃、0.20mpa的条件下进行热解，得到粉焦、煤焦油和煤气；

　　89.(2)将步骤(1)得到的煤焦油在350℃、-0.09mpa的条件下进行减压蒸馏，得到轻油、中油和重油；

　　90.(3)步骤(2)得到的中油在330～380℃、16mpa的条件下进行第一加氢反应(溶剂油加氢)，反应过程中的体积氢油比为1500，空速为0.60h-1

　　91.(4)将粉煤与步骤(3)得到的供氢溶剂和步骤(2)得到的重油在430～470℃、22mpa的条件下进行第二加氢反应(悬浮床加氢)，反应过程中的体积氢油比为700，空速为0.40h-1

　　，得到加氢轻油、加氢中油以及含固尾油，所述加氢中油返回到步骤(3)进行循环利用，所述含固尾油返回到步骤(1)进行热解反应；

　　92.(5)将步骤(4)得到的加氢轻油与步骤(2)得到的轻油在300～370℃、12mpa的条件下进行第三加氢反应(加氢精制)，反应过程中的体积氢油比为1200，空速为0.60h-1

　　93.(6)步骤(5)得到的轻质2号煤基氢化油在320～370℃、12mpa的条件下进行第四加氢反应(异构降凝)，反应过程中的体积氢油比为800，空速为0.80h-1

　　95.本实施例提供了一种煤炭热解及加氢制取煤基特种燃料的系统装置及工艺方法，所述系统装置与实施例1中的系统装置相同。

　　96.采用上述系统装置进行的煤炭热解及加氢制取煤基特种燃料的工艺方法包括以下步骤：

　　97.(1)将粉煤在500℃、0.05mpa的条件下进行热解，得到粉焦、煤焦油和煤气；

　　98.(2)将步骤(1)得到的煤焦油在350℃、0.09mpa的条件下进行减压蒸馏，得到轻油、中油和重油；

　　99.(3)步骤(2)得到的中油在300～350℃、20mpa的条件下进行第一加氢反应(溶剂油加氢)，反应过程中的体积氢油比为1000，空速为0.40h-1

　　100.(4)将粉煤与步骤(3)得到的供氢溶剂和步骤(2)得到的重油在400～460℃、12mpa的条件下进行第二加氢反应(悬浮床加氢)，反应过程中的体积氢油比为300，空速为0.20h-1

　　，得到加氢轻油、加氢中油以及含固尾油，所述加氢中油返回到步骤(3)进行循环利用，所述含固尾油返回到步骤(1)进行热解反应；

　　101.(5)将步骤(4)得到的加氢轻油与步骤(2)得到的轻油在250～350℃、15mpa的条件下进行第三加氢反应(加氢精制)，反应过程中的体积氢油比为1000，空速为0.40h-1

　　102.(6)步骤(5)得到的轻质2号煤基氢化油在300～350℃、15mpa的条件下进行第四加氢反应(异构降凝)，反应过程中的体积氢油比为1000，空速为0.50h-1

　　104.本实施例提供了一种煤炭热解及加氢制取煤基特种燃料的系统装置及工艺方法，所述系统装置与实施例1中的系统装置相同。

　　105.采用上述系统装置进行的煤炭热解及加氢制取煤基特种燃料的工艺方法包括以下步骤：

　　106.(1)将粉煤在650℃、0.50mpa的条件下进行热解，得到粉焦、煤焦油和煤气；

　　107.(2)将步骤(1)得到的煤焦油在350℃、-0.09mpa的条件下进行减压蒸馏，得到轻油、中油和重油；

　　108.(3)步骤(2)得到的中油在350～400℃、10mpa的条件下进行第一加氢反应(溶剂油加氢)，反应过程中的体积氢油比为2500，空速为1.0h-1

　　109.(4)将粉煤与步骤(3)得到的供氢溶剂和步骤(2)得到的重油在440～500℃、30mpa的条件下进行第二加氢反应(悬浮床加氢)，反应过程中的体积氢油比为1200，空速为1.0h-1

　　，得到加氢轻油、加氢中油以及含固尾油，所述加氢中油返回到步骤(3)进行循环利用，所述含固尾油返回到步骤(1)进行热解反应；

　　110.(5)将步骤(4)得到的加氢轻油与步骤(2)得到的轻油在330～390℃、8mpa的条件

　　下进行第三加氢反应(加氢精制)，反应过程中的体积氢油比为2500，空速为1.0h-1

　　111.(6)步骤(5)得到的轻质2号煤基氢化油在350～380℃、8mpa的条件下进行第四加氢反应(异构降凝)，反应过程中的体积氢油比为1000，空速为1.50h-1

　　113.本对比例提供了一种煤炭热解及加氢制取煤基特种燃料的系统装置及工艺方法，所述系统装置参照实施例1中的系统装置，区别仅在于：所述第二加氢装置4的含固尾油出料口不与所述热解装置1的含固尾油回流口相连。

　　114.采用上述系统装置进行的工艺方法参照实施例1中的工艺方法，区别仅在于：步骤(4)中的得到的含固尾油不返回到步骤(1)进行热解反应。

　　115.测定实施例1-3和对比例1中整体煤炭的转化率以及最终所得油品的收率(包括1号煤基氢化油、重质2号煤基氢化油以及煤基特种燃料)，结果如表1所示。

　　[0117] 整体煤炭的转化率/％油品收率/％实施例153.7145.97实施例252.3542.63实施例353.1544.85对比例151.1934.84

　　由表1可以看出，缺少含固尾油的回流，导致整体煤炭的转化率下降，含固尾油中夹带的油品由于未回收利用，最终清洁油品及煤基特种燃料的收率也大幅下降。

　　综合上述实施例和对比例可以看出，本发明所述系统装置针对当前煤制油气路线存在液态燃料油收率低、产品附加值低的问题，通过煤炭热解以及煤与煤焦油的混合加氢，提高了整体煤炭的转化率及清洁油品的收率，减少了未转化煤等固体废物的排放；且通过生产煤基特种燃料，提高了装置产品的附加值；所述工艺方法通过优化工艺流程，使整体煤炭的转化率达52.35％以上，最高可达53.71％以上，清洁油品的收率达42.63％以上，最高可达45.97％以上，且通过异构降凝制备得到低凝点的煤基特种燃料，提升了该工艺流程的经济性，有利于工业化生产。

　　申请人声明，本发明通过上述实施例来说明本发明的系统装置和详细方法，但本发明并不局限于上述系统装置和详细方法，即不意味着本发明必须依赖上述系统装置和详细方法才能实施。所属技术领域的技术人员应该明了，对本发明的任何改进，对本发明操作的等效替换及辅助操作的添加、具体方式的选择等，均落在本发明的保护范围和公开范围之内。