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2。3。1洗精煤的粉碎54 2。3。2煤粉的干燥55 2。4工艺流程58 2。4。1煤粉加工工艺流程58 2。4。2煤粉加工基本原理58 2。4。3煤粉加工流程概述60 2。5主要操作参数和操作技术62 2。5。1操作参数62 2。5。2主要操作技术63 2。6主要设备64 2。6。1磨煤机64 2。6。2热风炉66 参考文献67 第3章煤炭直接液化催化剂68 3。1煤炭直接液化催化剂分类、机理与应用69 3。1。1煤炭直接液化催化剂种类69 3。1。2煤炭直接液化催化剂的作用机理69 3。1。3煤炭直接液化催化剂在各工艺中的应用7； 3。2“863”催化剂制备化学72 3。2。1a-FeOOH72 3。2。2r-FeOOH73 3。2。3S-FeOOH75 3。3“863”催化剂制备的原料和产品76 3。3。1主要原料的影响76 3。3。2产品主要质量指标的影响因素及工艺调整原理77 3。4“863”催化剂的制备工艺过程和工艺流程78 3。4。1催化剂制备的工艺过程78 3。4。2催化剂制备工艺流程8； 3。5主要操作錄和控制85 3。5。1工艺控制参数85 3。5。2工艺控制过程86 3。6主要设备87 3。6。1溢流球磨机87 3。6。2隔膜板框压滤机89 3。6。3刮板输送机9； 3。6。4滤饼仓把料器91 3。6。5回转圆筒干燥机92 3。6。6风扫磨92 3。6。7选粉机95 3。6。8氧化反应器96 参考文献97 第4章煤炭直接液化98 4。1煤炭直接液化机理98 4。1。1煤炭的结构98 4。1。2煤炭直接液化机理103 4。1。3煤炭直接液化化学反应126 4。2煤炭直接液化工艺过程和工艺条件130 4。2。1煤炭直接液化工艺过程130 4。2。2煤炭直接液化工艺条件161 4。3原料和产品180 4。3。1原料180 4。3。2产品182 4。4工艺流程188 4。4。1神华煤炭直接液化工艺188 4。4。2神华煤炭直接液化项目工艺流程196 4。4。3神华煤炭直接液化项目工艺流程概述207 4。4。4物料平衡和元素平衡214 4。5操作麵和主要操作技术219 4。5。1操作参数219 4。5。2主要操作技术221 4。6主要设备224 4。6。1煤炭液化反应器224 4。6。2煤炭直接液化高温高压分离器226 4。6。3煤炭直接液化常压蒸馏塔226 4。6。4煤炭直接液化减压蒸馏塔228 4。6。5煤浆加热炉229 4。6。6减压压馏塔进料加热炉230 4。6。7煤浆混合罐底菜230 4。6。8高压油煤浆进料菜232 4。6。9反应器循环菜233 4。6。10减压压馏塔塔底菜235 4。6。11煤浆混捏机236 4。6。12煤粉在线质量流量计237 4。6。13煤液化高压差调压阀237 参考文献238 第A章煤炭直接液化油加氢稳定240 5。1煤液化油加氢稳定的化学反应240 5。1。1烯烃的加氢饱和反应241 5。1。2加氢脱杂原子反应241 5。1。3芳烃部分加氢饱和245 5。2加氢稳定催化剂246 5。2。1Ni-Mo类加氢催化剂249 5。2。2预硫化Ni-Mo类催化剂258 5。2。3Ni-W类加氢催化剂273 5。2。4加氢稳定催化剂的失活与再生277 5。2。5催化剂的器外预硫化279 5。3加氢稳定原料和产品280 5。3。1加氢稳定装置的原料280 5。3。2加氢稳定全馏分产物性质287 5。3。3加氢稳定装置的产品288 5。3。4溶剂的作用及溶剂的供氢性292 5。3。5加氢稳定单元的物料平衡及产品分布310 5。3。6加氢稳定单元的元素平衡分析311 5。4加氢稳定工艺过程和工艺流程313 5。4。1加氢稳定工艺过程313 5。4。2加氢稳定工艺流程317 5。5主要操作錄和操作技术322 5。5。1加氢稳定过程的主要影响因素322 5。5。2加氢稳定装置的开工、停工操作335 5。5。3沸腾床反应器的操作与控制339 5。6主要设备340 5。6。1高压进料菜340 5。6。2反应进料加热炉342 5。6。3反应器344 5。6。4反应器底部循环菜346 5。6。5高压分离器350 5。6。6压缩机352 5。6。7重要的冷换设备358 5。6。8分馏塔加热炉360 5。6。9分馏塔361 参考文献363 第6章煤液化轻油的加氢改质365 6。1煤液化轻油加氢改质的化学反应367 6。1。1加氢脱杂原子反应367 6。1。2芳烃加氢饱和加氢裂化369 6。2加氢改质催化剂371 6。2。1加氢精制催化剂的作用376 6。2。2加氢改质催化剂的作用381 6。2。3催化剂的装填与预处理387 6。2。4催化剂的失活与再生389 6。3原料和产品392 6。3。1加氢改质装置的原料392 6。3。2加氢改质装置的产品393 6。3。3加氢改质装置的物料平衡及产品分布407 6。3。4加氢改质装置的元素平衡分析408 6。4加氢改质工艺过程和工艺流程410 6。4。1加氢改质工艺过程411 6。4。2加氢改质工艺流程413 6。5主要操作参数和操作技术415 6。5。1加氢改质过程的主要影响因素415 6。5。2加氢改质装置的开工、停工操作431 6。5。3加氢改质装置的重要操作与控制434 6。6主要设备438 6。6。1进料过滤器438 6。6。2高压进料菜440 6。6。3反应进料加热炉441 6。6。4反应器443 6。6。5高压分离器445 6。6。6高压换热器447 6。6。7高压空冷器449 6。6。8压缩机450 6。6。9分馏加热炉451 6。6。10分馏塔453 参考文献456 第7章煤炭直接液化的轻烃回收458 7。1轻烃回收的原理458 7。1。1吸收过程458 7。1。2解吸过程460 7。2原料和产品461 7。2。1轻烃回收装置的原料462 7。2。2轻烃回收装置的产品463 7。2。3轻烃回收装置物料平衡464 7。3工艺过程和工艺流程466 7。3。1吸收稳定的工艺过程466 7。3。2吸收稳定的工艺流程470 7。4主要操作参数和操作技术472 7。4。1主要操作参数472 7。4。2主要操作技术482 7。5主要设备489 7。5。1气体压缩机489 7。5。2吸收塔490 7。5。3解吸塔492 7。5。4稳定塔493 7。5。5液氨气化冷却器494 7。5。6重沸器496 参考文献498 第8章气体脱硫与液化气脱硫醇499 8。1醇胺法气体兑硫499 8。1。1典型的化学反应500 8。1。2臟溶剂500 8。1。3煤液化气体臟的原料和产品502 8。1。4煤液化气体臟工艺流程505 8。1。5气体臟的主要操作参数及操作技术508 8。1。6气体臟的重要设备516 8。2液化气脱硫醇516 8。2。1臟醇反应原理516 8。2。2催化剂和助剂517 8。2。3脱醇工艺517 8。2。4煤液化的液化气臟醇工艺流程521 8。2。5煤液化的液化气臟醇单元物料平衡523 8。2。6液化气脱硫醇的重要操作控制因素523 8。2。7液化气脱硫醇的主要设备525 参考文献526 第9章煤制氢与氢气系统优化528 9。1煤气化制氢528 9。1。1煤气化制氢工艺过程528 9。1。2神华煤炭液化示范工程煤制氢工艺流程544 9。1。3煤制氢原料、产品及物料平衡561 9。1。4煤制氢装置的重要操作及控制技术564 9。1。5煤制氢装置的主要设备571 9。2氢气回收587 9。2。1回收中压气中的氢气587 9。2。2回收干气中的氢气588 9。3煤炭直接液化示范项目用氢分析605 9。3。1氢气的生产607 9。3。2产品含氢及氢气消耗607 9。3。3煤液化示范工程氢气平衡及分析611 参考文献612 第10章煤液化产品的使用及应用前景614 10。1液化气的应用614 10。1。1丙烷脱氢工艺简介616 10。1。2煤液化液化气丙烷组分脱氢制丙烯分析624 10。2石脑油的应用625 10。2。1煤液化石脑油催化重整生产车用汽油626 10。2。2煤液化石脑油生产汽油和芳烃的方案研究631 10。3柴油的应用631 10。3。1柴油馏分的十六烷值与族组成的关系632 10。3。2柴油调和及添加剂调配研究635 10。3。3煤直接液化加氢改质柴油的发动机性能及排放试验655 10。4大比重喷气燃料的试生产及评价681 10。4。1煤基喷气燃料馏程分布681 10。4。2煤直接液化燃料试样的金属含量683 10。4。3煤基喷气燃料组成特性684 10。4。4煤基喷气燃料添加剂相容性685 10。4。5燃料组成与理化性能之间的相关性685 10。4。6煤直接液化喷气燃料的部分使用性能687 10。4。7煤直接液化喷气燃料的试生产688 10。5液化残渣的应用689 10。5。1煤液化残渣的组成、结构与性质690 10。5。2煤液化残渣的直接利用698 10。5。3煤液化残渣的溶剂萃取及萃取物应用710 参考文献723 第11章煤炭直接液化环境保护724 11。1工艺装置的环境保护724 11。1。1备煤装置724 11。1。2催化剂制备装置728 11。1。3煤液化装置730 11。1。4加氢稳定装置731 11。1。5加氢改质装置732 11。1。6煤制氢装置734 11。1。7空分装置735 11。1。8轻烃回收装置735 11。1。9含硫污水汽提装置736 11。1。10硫黄回收装置736 11。1。11气体脱硫装置737 11。1。12酚回收装置738 11。1。13油灰渣成型装置738 11。2燃煤锅炉及自备电站的环境保护739 11。2。1工艺流程简述739 11。2。2主要污染物及处理措施739 11。2。3环保监测结果741 11。2。4自备电站脱硫脱硝技术改造751 11。3酸性气处理与硫平衡758 11。3。1酸性气处理758 11。3。2煤炭直接液化项目硫平衡764 11。4污水处理767 11。4。1含硫污水的工艺处理767 11。4。2污水处理场处理779 11。4。3工业废水“零排放”实践794 11。5C02的排放、捕集与地质封存795 11。5。1煤炭直接液化示范工程C02排放分析795 11。5。2C02的捕集与地质封存799 参考文献805 內容試閱： 第1章绪论 随着我国国民经济的持续高速发展，我国的能源消费逐年增加，2011年我国的一次能源消费已经达到34。8亿t标准煤。我国的能源资源禀赋的特点是富煤、缺油、少气，2011年我国一次能源消费中煤炭约占68。8%、石油和天然气约占23。2%。近10年来我国的石油消费以年均7。4%的速度增长，而石油产量年均增长速度为2。2%，2013年我国石油对外依存度已经接近60%，而且还有逐年递增的趋势。近年来，国际原油价格一直维持在80~110美元桶的高价位，也使我国为原油进口付出了高昂的经济代价。 以我国相对丰富的煤炭资源适度发展石油替代能源，生产关系国民经济命脉的液体油品，符合我国能源安全和经济安全的战略。 在国家相关部委的倡导和支持下，神华集团从1997年就开始了煤炭直接液化生产液体运输燃料的研究工作，并从2004年开始在内蒙古自治区鄂尔多斯市开工建设世界上首条采用先进工艺技术的百万吨神华煤炭直接液化工业示范项目，并于2008年建成投产。目前该项目生产运行安全、稳定，经济效益良好［1］。 1。1我国原油与成品油的需求与生产 石油是我国经济发展的命脉，为我国提供了几乎全部的汽油、柴油等运输燃料，以及生产乙烯、丙烯等石油化工产品的基础原料，是我国最重要的能源资源。石油是世界各国的战略性资源，从某种意义上说，能源问题也就是石油问题，能源安全实质上就是石油安全。 我国的石油生产取得了很大进展，但远不能满足消费的需求，我国已经成为仅次于美国的全球第二大石油消费国。随着经济的快速发展，自1993年以来，石油的进口量逐年提高，历年的石油消费量、生产量和进口量见表1-1［2］，2009年以后我国的石油对外依存度就超过了50%；2011年，我国原油加工量为4。48亿t，原油生产量为2。04亿t，原油净进口2。54亿t，进口原油支付费用1951。3亿美元，进口原油均价为103美元桶［3］；预计2020年石油对外依存度将远在60%以上。 我国2011年的石油储采比仅为9。9，远低于全球平均储采比的46。2［2］；另外我国的石油战略储备远远低于国际能源机构（IEA）对其成员国要求的不低于90天的要求。 我国石油进口的地区集中度高，2011年我国从中东和非洲进口的石油分别占进口总量的51。5%和23。7%［3］，使得我国能源安全始终存在一定的隐患。 研究机构预测我国2020年石油的对外依存度见表1-2［4］。 表1-11993~2011年中国石油的供需情况（单位：亿t） 表1-2国内外机构对中国2020年石油对外依存度预测（单位：%） 预测机构中国能源研究所国际能源机构美国能源信息署EIA预测值55~627665。5根据我国目前的石油资源状况、勘探开发条件和水平，保障国内原油供应的措施有：一是东部主力油田采取三次采油、CO2驱油（EOR）等新技术尽可能地稳产；二是加大西部地区的勘察开发力度；三是加强海上（特别是南海地区）的勘探开发力度，力争使我国的原油产量能够维持在2亿t左右。 我国对石油的高需求、高对外依存度、进口高度依赖某些国家和地区、低储备、低产量的特点，使我国的石油安全面临重大威胁。 1。2我国成品油的生产与消费 随着我国运输行业的快速发展，成品油（主要指汽油、煤油和柴油）消费量急速增加。成品油消费量从1990年的5032万t，增加到2000年的11085万t，又增加到2010年的24654万t；2010年的成品油消费量占当年原油消费量的54。2%；在2010年，汽油消费中汽车占84。3%，柴油消费中汽车和农用车占71。8%，在煤油消费中民航占78。8%［5］。2011年我国的成品油表观消费量达到2。62亿t，同比增加6。4%，其中汽油消费7719万t，柴油消费16620万t，煤油消费1824万t，消费柴汽比为2。15［6］。 据预测，我国的汽车保有量将从2010年的8500万辆增加到2015年的1。11亿~1。30亿辆和2020年的约2亿辆［5］，因此成品油消费还将继续高速增长，在未来我国的原油供应将会越来越紧张，石油对外依存度会逐年提高。 1。3煤炭直接液化的可行性简要分析 2002年1月，神华集团完成并上报了《神华煤直接液化项目可行性研究报告》；2002年5月，中国国际工程咨询公司组织专家对项目的可行性研究报告进行了评估，国家发展计划委员会（简称国家计委；后改组为国家发展和改革委员会，简称国家发改委）于2002年9月9日下发了《印发国家计委关于审批神华煤直接液化项目一期工程可行性研究报告的请示的通知》（计基础［2002］1587号），文件批复了神华煤直接液化项目一期工程可行性研究报告，可行性研究报告提出一期工程分步实施，先建设一条生产线（先期工程），待取得经验后再建设其他两条生产线。2002~2004年，神华集团对第一条煤炭直接液化生产线的工艺技术进行了大量研究和优化工作；2004年8月20日，国家发改委以《国家发展和改革委关于神华煤直接液化项目一期工程工艺优化方案有关问题的批复》（发改能源［2004］1743号）文件批准本项目开工建设。 1。3。1可行性研究报告结论简介 国家计委在计基础［2001］345号文件《印发国家计委关于审批神华煤直接液化项目建议书的请示的通知》中指出：“九十年代以来，我国石油消费不断增长，大大超过同期原油生产的增长速度，致使石油供需缺口逐年扩大，不得不依靠进口补充国内资源的不足。自1993年起我国成为石油净进口国，1999年石油进口量达到4000万t，2000年进口量将达到8000万t，预计2005年实际进口量将接近1亿t。如此大规模的石油进口，增加了我国对国外资源的依赖程度，国际市场的波动和变化将直接影响到国内经济乃至政治的安全和稳定。我国有丰富的煤炭资源，是世界上最大的产煤国和消费国。到1998年末，我国煤炭保有储量高达10070亿t。充分利用我国丰富的煤炭资源，大力开发以煤带油、以煤造油技术，多样化降低石油风险，是当前一项紧迫而带战略性的任务，同时也可缓解煤炭销售市场的不畅，煤炭工人就业压力加大的矛盾。”神华集团建设煤炭直接液化工程的必要性和意义主要有：①本项目建设在神华集团神东矿区，地处石油资源贫乏的山西、陕西、内蒙古、宁夏和甘肃等省区中间地带，这几个省区是我国西部开发的重要地区，本项目的建设对落实党中央西部大开发战略、加快西部经济发展具有重大的现实意义。②建设煤炭直接液化项目必然对缓解石油产品的供需矛盾开辟一条新的途径。③与石油相比，我国具有丰富的煤炭资源；到1999年年底我国累计探明的煤炭储量为10018亿t。充分利用我国储量丰富的资源，大力开发替代石油的技术，多元化降低我国的能源风险，及早考虑能源的多样化是普遍的共识。④石油是保障国家经济命脉和政治安全的重要战略物资，为了保障本国经济安全，世界各国均十分重视国家石油安全。我国政府对此更加重视，国家采取了一系列加大国内石油勘探开发力度、国际合作开发利用周边国家的石油资源等措施。从能源战略和国家石油安全的角度出发，我国政府十分重视我国煤炭资源的利用以降低我国的石油风险，以煤炭液化代替石油的技术是一个重要方面。 20世纪80年代初，我国在煤炭科学研究总院开展了煤炭直接液化的研究工作，通过科技攻关和国际合作，已经建成了0。02td、0。1td、0。12td的煤炭直接液化试验装置3套，装置运转正常并生产出了合格的煤炭直接液化油品，在催化剂筛选和研制方面也取得了很好的进展。在国家部委的组织下通过政府间合作，开始与美国、日本和德国进行合作，分别开展了神华煤、黑龙江依兰煤、云南先锋煤的液化试验，并相应进行了项目的前期研究工作。通过初步研究，各国的煤液化工艺技术各有特点，神华集团选择国外中试验证的煤液化技术作为可行性研究的依据。 可行性报告研究阶段，神华集团煤炭直接液化项目油品一期生产能力为250万ta，包括煤液化厂内的全部工艺生产装置、储运设施、公用工程配套、辅助设施，以及厂外供排水、厂外铁路等。主要工艺生产装置包括备煤装置、催化剂制备装置、煤液化装置、加氢稳定装置、溶剂脱灰装置、重整-抽提装置、加氢裂化装置、煤制氢装置、空分装置、气体制氢装置、轻烃回收及脱硫装置、含硫污水汽提装置、硫黄回收装置等。 神华集团煤炭直接液化项目厂址位于内蒙古自治区伊金霍洛旗乌兰木伦镇。液化原料煤和气化原料煤分别采用上湾矿的3#煤和2#煤。主要产品包括汽油、柴油、液化气、石脑油、苯、甲苯、混合二甲苯、溶剂油等。项目主要技术及经济指标见表1-3。 表1-3主要技术经济指标 1。3。2项目总体优化 确保煤炭直接液化装置长周期运行是保证煤炭直接液化项目成功的关键。影响煤炭直接液化装置长周期运行、煤炭转化率、液化油品收率的主要因素包括：循环溶剂中沥青烯和前沥青烯的逐渐积累而导致的溶剂性质变差，对煤液化残渣溶剂萃取运行的可靠性，催化剂的活性和选择性，以及催化剂制备原料的可获得性、液化反应器的利用率等。 针对上述问题，神华集团组织了技术攻关和大量的试验研究，开发出来具有自主知识产权的煤炭直接液化技术［7］。神华集团煤炭直接液化工艺的主要特点包括：①液化催化剂采用人工合成的高效催化剂［催化剂为超细水合氧化铁（FeOOH）］，催化剂的活性高、使用量少，煤炭液化转化率高，残渣中由于催化剂带出的液化油少，增加了蒸馏油收率。②煤炭液化装置的溶剂全部采用经过预加氢的供氢性溶剂，其结果表现为溶剂性质稳定、成浆性好，可以制备出含固体浓度为45wtwt%为质量分数，为遵从行业习惯，本书仍沿用。%~55wt%的高浓度煤浆，且煤浆的流动性好；溶剂的供氢性能好，可以降低煤液化反应的苛刻度，反应压力为17~19MPa，反应温度为440~465℃；另外采用预加氢溶剂还可以防止加热炉、反应器和高温分离器内的结焦，延长操作周期。③采用了两个串联的强制内循环悬浮床反应器，反应器内径向、轴向的温度分布均匀，反应温度容易控制，通过调整进料预热温度就可以控制反应温度，不需要采用反应器侧线急冷氢来控制反应温度，产品性质稳定；由于强制循环悬浮床反应器的气体滞留系数低，反应器液相利用率高；同时由于反应器内液相速度大，可以有效避免反应器内的矿物质沉积；采用强制内循环悬浮床反应器，可以将第二反应器出口的高压高温气液分离器的温度控制在420℃以下操作，避免了该分离器内的结焦风险。④采用常减压蒸馏的方法脱除反应产物中的沥青和固体物，减压蒸馏的残渣中的固体含量达50wt%~55wt%，残渣中的含油量低。⑤溶剂加氢采用内循环悬浮床反应器，催化剂可以在线更新，催化剂活性保持稳定，溶剂的性质稳定；同时可以有效适应煤液化粗油含有固体的特性，装置运行周期长。⑥单系列处理能力大，神华煤直接液化工艺单系列可以处理干煤6000td。 与原拟采用的国外技术相比较，采用神华煤炭直接液化工艺对煤炭液化示范工程进行优化具有如下优点：①煤液化单系列处理干煤的能力从185。183th提高到250th，提高了35%；②人工合成的催化剂活性组分直径在100nm左右，催化剂比表面积大，活性高，同时也避免了原来拟采用的水基凝胶催化剂与煤、热油直接接触脱水引起的不安全问题；③液化产品固液分离方法由拟采用的临界溶剂脱灰工艺优化为减压塔底脱除固体的方法，在保证了液化油收率的同时也简化了工艺流程；④从拟采用的部分加氢溶剂改为全部经预加氢的溶剂，提高了装置的可靠性和煤炭转化率；⑤采用神华集团开发的煤直接液化工艺和催化剂后，氢耗从拟采用工艺时的8。8wt%（干煤基）下降到7。7wt%，液体产品收率从56。3wt%（干煤基）提高到58。0wt%。 煤炭直接液化工艺优化后，神华煤炭直接液化示范工程的主要技术经济数据见表1-4。与表1-3对比，工艺优化后的加工能力、液化油品产量及经济性都有了较大幅度的提高。 表1-4工艺优化后的主要技术经济指标 1。4煤炭直接液化工程工艺过程综述 神华煤炭直接液化示范工程建设在神华集团下属的煤炭生产基地的坑口煤炭转化工厂，煤炭从生产工作面通过皮带输送到洗煤厂进行洗选，洗精煤通过皮带输送到煤液化装置作为煤炭直接液化的原料生产液体运输燃料，

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