CN107794073B - 煤的液化方法及其系统 - Google Patents
煤的液化方法及其系统 Download PDFInfo
- Publication number
- CN107794073B CN107794073B CN201610808788.8A CN201610808788A CN107794073B CN 107794073 B CN107794073 B CN 107794073B CN 201610808788 A CN201610808788 A CN 201610808788A CN 107794073 B CN107794073 B CN 107794073B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- liquefaction
- coal
- temperature
- hydrogen
- treatment
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 239000003245 coal Substances 0.000 title claims abstract description 112
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 101
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 72
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 69
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 69
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 claims abstract description 59
- 239000003250 coal slurry Substances 0.000 claims abstract description 41
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 40
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 38
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 37
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims abstract description 33
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 32
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 31
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 23
- 239000000852 hydrogen donor Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims abstract description 19
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 11
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 claims description 24
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 19
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 15
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims description 8
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims description 8
- 238000004064 recycling Methods 0.000 claims description 5
- MWPLVEDNUUSJAV-UHFFFAOYSA-N anthracene Chemical compound C1=CC=CC2=CC3=CC=CC=C3C=C21 MWPLVEDNUUSJAV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 3
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 15
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract description 11
- 238000012993 chemical processing Methods 0.000 abstract description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N iron Substances [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 20
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 13
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 12
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 8
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 8
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 8
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 8
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N Tetrahydrofuran Chemical compound C1CCOC1 WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 7
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 7
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical group [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 5
- 150000002506 iron compounds Chemical class 0.000 description 5
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 5
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 5
- 239000003426 co-catalyst Substances 0.000 description 4
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 4
- 239000003077 lignite Substances 0.000 description 4
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N Carbon disulfide Chemical compound S=C=S QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N Iron oxide Chemical compound [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 3
- 239000003476 subbituminous coal Substances 0.000 description 3
- YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N tetrahydrofuran Natural products C=1C=COC=1 YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002802 bituminous coal Substances 0.000 description 2
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- WQOXQRCZOLPYPM-UHFFFAOYSA-N dimethyl disulfide Chemical compound CSSC WQOXQRCZOLPYPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 239000005078 molybdenum compound Substances 0.000 description 2
- 150000002752 molybdenum compounds Chemical class 0.000 description 2
- JKQOBWVOAYFWKG-UHFFFAOYSA-N molybdenum trioxide Chemical compound O=[Mo](=O)=O JKQOBWVOAYFWKG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000002816 nickel compounds Chemical class 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 238000000944 Soxhlet extraction Methods 0.000 description 1
- APUPEJJSWDHEBO-UHFFFAOYSA-P ammonium molybdate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-][Mo]([O-])(=O)=O APUPEJJSWDHEBO-UHFFFAOYSA-P 0.000 description 1
- 229940010552 ammonium molybdate Drugs 0.000 description 1
- 235000018660 ammonium molybdate Nutrition 0.000 description 1
- 239000011609 ammonium molybdate Substances 0.000 description 1
- 230000005587 bubbling Effects 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 1
- 239000002817 coal dust Substances 0.000 description 1
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000012458 free base Substances 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 238000007327 hydrogenolysis reaction Methods 0.000 description 1
- RUTXIHLAWFEWGM-UHFFFAOYSA-H iron(3+) sulfate Chemical compound [Fe+3].[Fe+3].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O RUTXIHLAWFEWGM-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 1
- 229910021506 iron(II) hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N iron(II,III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]O[Fe]=O SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N iron(III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]=O JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000360 iron(III) sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- KBJMLQFLOWQJNF-UHFFFAOYSA-N nickel(ii) nitrate Chemical compound [Ni+2].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O KBJMLQFLOWQJNF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NDLPOXTZKUMGOV-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoferriooxy)iron hydrate Chemical compound O.O=[Fe]O[Fe]=O NDLPOXTZKUMGOV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- NIFIFKQPDTWWGU-UHFFFAOYSA-N pyrite Chemical compound [Fe+2].[S-][S-] NIFIFKQPDTWWGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052683 pyrite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011028 pyrite Substances 0.000 description 1
- 150000003384 small molecules Chemical class 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 239000002912 waste gas Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G1/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G1/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal
- C10G1/06—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal by destructive hydrogenation
- C10G1/065—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal by destructive hydrogenation in the presence of a solvent
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G1/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal
- C10G1/08—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal with moving catalysts
- C10G1/083—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal with moving catalysts in the presence of a solvent
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/10—Feedstock materials
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/70—Catalyst aspects
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
- C10G2400/06—Gasoil
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Wood Science & Technology (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
本发明涉及煤炭化学加工领域，具体地，涉及一种煤的液化方法及其系统。煤的液化方法包括：将煤与供氢溶剂进行混合，制得煤浆；将所述煤浆进行热解，得到热解气态产物和热解残留物；将所述热解残留物和液化催化剂混合，并与热氢气一起送至预热处理，得到热的液化原料；将所述热的液化原料依次进行第一液化处理和第二液化处理；将所述第二液化处理后的产物送至进行高温气液分离，得到重质油组分和轻质组分；任选地，将部分所述重质油组分循环送至所述第一液化处理。通过本发明的煤的液化方法，能够实现煤的直接液化处理，获得较高的煤的转化率、低氢耗、较低气产率和水产率、较高油产率。
Description
技术领域
本发明涉及煤炭化学加工领域，具体地，涉及一种煤的液化方法及其系统。
背景技术
煤炭直接液化是一种先进的洁净煤技术，能把固体煤转化成清洁液体燃料。发展煤炭液化技术，不仅能缓解石油产品供需紧张的状况，而且能提高我国煤炭资源利用率和减少燃煤污染。目前，煤炭液化发展的方向是降低氢耗，降低气产率，提高油收率，降低苛刻的反应条件，提高经济效益。我国可供直接液化的煤炭资源中有烟煤、次烟煤和褐煤等，这些煤中氧含量高，特别是次烟煤和褐煤，在液化反应中氧与氢易结合生成水。采用现有煤液化技术对低变质煤进行直接液化存在氢耗高的缺陷，并且这样的煤质易于气化，轻油收率低，导致液化的成本高且效益较低。
发明内容
本发明的目的在于提供了一种能够对含氧量较高的煤直接液化处理的煤的液化方法，且该方法煤的转化率高、氢耗低、气产率和水产率较低、油产率较高，成本低且收益高，以及适用于该液化方法的煤的液化系统。
为了实现上述目的，本发明提供一种煤的液化方法，该方法包括：
(1)将煤与供氢溶剂进行混合，制得煤浆；
(2)将所述煤浆进行热解，得到热解气态产物和热解残留物；其中，所述热解的温度为300-400℃；
(3)将所述热解残留物和液化催化剂混合，并与热氢气一起送至预热处理，得到热的液化原料；
(4)将所述热的液化原料依次进行第一液化处理和第二液化处理；其中，所述第二液化处理的温度比第一液化处理的温度高；
(5)将所述第二液化处理后的产物送至进行高温气液分离，得到重质油组分和轻质组分；
(6)任选地，将部分所述重质油组分循环送至步骤(4)的所述第一液化处理。
本发明进一步提供了一种煤的液化系统，该系统包括：
煤浆制备装置，用于将煤与供氢溶剂进行混合以制得煤浆；
热解器，用于将所述煤浆进行热解，得到热解气态产物和热解残留物；
混合装置，用于将所述热解残留物和液化催化剂混合；
氢气预热器，用于预热氢气，得到热氢气；
液化物料预热器，用于对所述热解残留物和液化催化剂混合物与热氢气进行预热处理，得到热的液化原料；
串联的第一液化反应器和第二液化反应器，用于对所述热的液化原料依次进行第一液化处理和第二液化处理；
高温分离器，用于将所述第二液化处理后的产物进行高温气液分离，得到重质油组分和轻质组分；
任选的循环泵，用于将部分所述重质油组分循环送至所述第一液化反应器中进行所述第一液化处理。
通过本发明的煤的液化方法，特别是配合本发明的液化系统下，能够实现煤的直接液化处理，特别是对含氧量较高的煤。该方法具有较高的煤的转化率、低氢耗、较低气产率和水产率、较高油产率，较低的成本且较高收益。
本发明的其它特征和优点将在随后的具体实施方式部分予以详细说明。
附图说明
附图是用来提供对本发明的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与下面的具体实施方式一起用于解释本发明，但并不构成对本发明的限制。在附图中：
图1是根据本发明的一种实施方式的煤的液化系统。
附图标记说明
1：煤浆制备装置；2：热解器；2’热解气态产物；3：混合装置；
3’：催化剂加料口；4：第一液化反应器；5：第二液化反应器；
6：高温分离器；7：粗油储存罐；7’：粗油；8：低温分离器；8’：废气；
9：氢气压缩机；10：氢气预热器；11：液化物料预热器；
12：轻油储存罐；13：减压阀；14：减压阀；15：冷凝器。
具体实施方式
以下对本发明的具体实施方式进行详细说明。应当理解的是，此处所描述的具体实施方式仅用于说明和解释本发明，并不用于限制本发明。
在本文中所披露的范围的端点和任何值都不限于该精确的范围或值，这些范围或值应当理解为包含接近这些范围或值的值。对于数值范围来说，各个范围的端点值之间、各个范围的端点值和单独的点值之间，以及单独的点值之间可以彼此组合而得到一个或多个新的数值范围，这些数值范围应被视为在本文中具体公开。
本发明提供一种煤的液化方法，该方法包括：
(1)将煤与供氢溶剂进行混合，制得煤浆；
(2)将所述煤浆进行热解，得到热解气态产物和热解残留物；其中，所述热解的温度为300-400℃；
(3)将所述热解残留物和液化催化剂混合，并与热氢气一起送至预热处理，得到热的液化原料；
(4)将所述热的液化原料依次进行第一液化处理和第二液化处理；其中，所述第二液化处理的温度比第一液化处理的温度高；
(5)将所述第二液化处理后的产物送至进行高温气液分离，得到重质油组分和轻质组分；
(6)任选地，将部分所述重质油组分循环送至步骤(4)的所述第一液化处理。
如图1所示，本发明还提供了一种煤的液化系统，该系统包括：
煤浆制备装置1，用于将煤与供氢溶剂进行混合以制得煤浆；
热解器2，用于将所述煤浆进行热解，得到热解气态产物2’和热解残留物；
混合装置3，用于将所述热解残留物和液化催化剂混合；
氢气预热器10，用于预热氢气，得到热氢气；
液化物料预热器11，用于对所述热解残留物和液化催化剂混合物与热氢气进行预热处理，得到热的液化原料；
串联的第一液化反应器4和第二液化反应器5，用于对所述热的液化原料依次进行第一液化处理和第二液化处理；
高温分离器6，用于将所述第二液化处理后的产物进行高温气液分离，得到重质油组分和轻质组分；
任选的循环泵，用于将部分所述重质油组分循环送至所述第一液化反应器4中进行所述第一液化处理。
以下为了简便说明，将使得本发明的煤的液化系统和煤的液化方法嵌套说明，但是应当理解的是，本发明的煤的液化系统和煤的液化方法既可以是相互配合的，也可以是相互独立的，本发明对此并无特别的限定。
根据本发明，步骤(1)中，作为主要液化原料的煤与供氢溶剂混合以制得煤浆。为了便于随后热解和液化的顺利进行，优选地，所述煤浆中的煤的含量为30-55重量％。在满足该条件下，可以认为所述供氢溶剂的含量为45-70重量％。
其中，本发明对煤没有特别的限定，可以采用本发明常规的用于液化处理生产轻油的煤，例如可以是烟煤、次烟煤、褐煤等中的一种或多种，特别地，本发明的方法特别适用于低变质煤的煤，尽管这样的煤含有较高的氧含量，但是本发明的方法仍然可以控制氢耗至较低水平。在本发明的一种优选的实施方式中，其中，所述煤中，Odaf为17重量％以上，优选为23-25重量％，daf是指干燥无灰基。
根据本发明，为了能够使得煤更为充分地反应，优选地，所述煤为粒度为0.17mm以下(例如为0.1-0.169mm)且水分含量为3重量％以下的煤粉。
根据本发明，所述供氢溶剂能够溶胀煤，且在随后溶解氢气，使得煤均匀受热的同时，也促进煤与氢气之间的充分接触。其中，所述供氢溶剂例如可以包括脱晶蒽油、煤直接液化循环溶剂和2-4环供氢芳烃溶剂油等中的一种或多种。
根据本发明，该步骤(1)的煤与供氢溶剂进行混合可以在图1所示的煤浆制备装置1中进行，例如为带有搅拌装置的煤浆制备罐。
根据本发明，步骤(2)中，将煤浆进行热解，可以使得煤适当地热解得到热解气态产物2’和热解残留物，该热解气态产物2’包括轻油、水和其他气体(例如CO、CO2等)。其中，该热解气态产物2’可以通过冷凝回收其中的轻油成分。
根据本发明，该热解过程不仅可以使得煤中的氧尽量地转化为含氧气体而除去，降低液化氢耗；而且在该热解过程中煤产生的大分子物质容易在后续加氢裂化反应中裂解，在后续处理能够更为容易地获得更高的油收率并降低沥青质产率。优选地，所述热解的温度为350-400℃。优选地，所述热解的压力(表压)为0.1-1MPa，更优选为0.5-0.8MPa。优选地，所述热解的停留时间为20-60min，优选为30-45min。
根据本发明，如上所述的，该热解过程可以在热解器2(例如可以是微正压反应器、立式搅拌罐等)中进行，该热解器2可以带有搅拌装置以充分地混合反应体系，还可以包括冷凝设置以使得热解气态产物2’冷凝分出轻油、水和其他气体(例如CO、CO2等)。该热解器2可以通过煤浆输送泵与煤浆制备装置1相连，从而煤浆制备装置1中的煤浆，即可通过该煤浆输送泵送至热解器2中进行热解。
根据本发明，步骤(3)中，将所述热解残留物和液化催化剂混合，并与热氢气一起送至预热处理，通过这样的预热处理可以使得待液化的原料达到所需温度，也可以使得催化剂、氢气能够充分地与煤充分接触。
其中，所述液化催化剂可以采用本领域常规的各种催化煤液化的催化剂例如Fe(OH)3、Fe(OH)2、FeO、Fe2O3、Fe3O4、FeS或FeS1-X等等，也可以是黄铁矿等天然矿石，但是为了提高煤的转化率，提供油收率，降低氢耗等，优选地，步骤(3)中，所述液化催化剂由助催化剂和主催化剂组成，所述主催化剂为任选含有钼和/或镍的铁系催化剂，所述助催化剂为含硫物质。
其中，所述铁系催化剂既可以是铁的化合物，也可以是负载型有铁的化合物的负载型催化剂(以Fe计铁的化合物的负载量可以为1-6重量％)。所述铁的化合物例如可以为硫酸铁、氧化铁等中的一种或多种。负载型催化剂的载体例如可以是煤粉和炭中的一种或多种。任选含有钼和/或镍的铁系催化剂是指该铁系催化剂可以不含有钼和/或镍活性组分，也可以含有钼和/或镍活性组分，其中，该钼可以由钼的化合物提供，例如钼酸铵、三氧化钼等中的一种或多种。该镍可以由镍的化合物提供，例如镍酸钠、硝酸镍等中的一种或多种。如果采用的是铁系负载型催化剂则可以将该铁系负载型催化剂浸渍上钼的化合物和/或镍的化合物以提供钼和/或镍活性组分(以Fe计铁的化合物的量为基准，以Mo计钼的化合物的量可以为0.3-10重量％；以Ni计镍的化合物的量可以为0.3-10重量％)，这是本领域的常规手段，在此不再赘述。
其中，作为助催化剂的含硫物质例如可以为硫磺、二硫化碳和二甲基二硫醚中的一种或多种，优选为硫磺。
优选地，以所述煤浆中的煤的基准，所述主催化剂的用量为1-5重量％，所述助催化剂的用量为0.5-4重量％。
根据本发明，如上所述，所述热解残留物和液化催化剂的混合可以在混合装置3(例如为带有搅拌装置的混合罐)中进行，该混合装置3与热解器2连通，以使得热解残留物可以由热解器2进入至混合装置3，该液化催化剂由催化剂加料口3’引入至混合装置3中，从而使得热解残留物和液化催化剂进行混合。
根据本发明，如上所述的，该热氢气是通过氢气预热器10提供，氢气通过该氢气预热器10变可提升至所需温度。该氢气预热器10的热氢气出口与液化物料预热器11相连，而混合装置3也与液化物料预热器11相连，从而可以使得热氢气与热解残留物和液化催化剂的混合物能够在液化物料预热器11中进一步加热和匀化。其中，所述热氢气的温度例如可以为180-300℃。该热氢气的用量为本领域的常规用量，本发明对此并无特别限定。
根据本发明，所述步骤(4)中，通过将所述热的液化原料依次进行第一液化处理和第二液化处理，即可实现降低气产率，提高油产率的目的。优选地，本发明将所述第二液化处理的温度设置得比第一液化处理的温度高5-15℃、优选为5-10℃，这样可以使得热的液化原料在第一液化处理中仅充分地将长链大分子断裂成中等的分子，而经过具有更高处理温度的第二液化处理后该中等的分子即可再进一步断裂成轻质的小分子油。本发明的发明人发现，采用这样设置的两阶段液化处理，比本领域通常的两步液化处理能够获得更高的油收率和煤转化率，以及较低的气产率和沥青质产率。
根据本发明，优选情况下，步骤(4)中，第一液化处理的条件包括：温度为420-460℃，停留时间为10-100min，表压为15-20MPa。更优选地，第一液化处理的条件包括：温度为430-445℃，停留时间为10-90min(例如为50-90min)，表压为17-19MPa。
根据本发明，优选情况下，步骤(4)中，第二液化处理的条件包括：温度为440-460℃，停留时间为10-100min，表压为15-20MPa。更优选地，第二液化处理的条件包括：温度为450-460℃(例如450-455℃)，停留时间为10-90min(例如为50-90min)，表压为17-19MPa。
如上所述的，所述第一液化处理和第二液化处理可以在串联的第一液化反应器4和第二液化反应器5中进行，该反应器优选采用无内构件的鼓泡床反应器。其中，所述第一液化反应器4的底部进料口与液化物料预热器11的出料口相连，以使得所述液化物料预热器11中预热后的热的液化原料从所述第一液化反应器4的底部进行其中进行第一液化处理。所述第一液化反应器4的顶部出料口与第二液化反应器5的底部进料口相连，从而使得从所述第一液化反应器4的出来的经第一液化处理后的物料从第二液化反应器5的底部进料口进入第二液化反应器5中进行第二液化处理。
根据本发明，步骤(5)将所述第二液化处理后的产物送至进行高温气液分离，从而分离出重质油组分和轻质组分。优选地，所述高温气液分离的条件包括：温度为380-440℃，停留时间为5-30min，表压为15-20MPa。更优选地，所述高温气液分离的条件包括：温度为400-430℃，停留时间为5-20min，表压为17-19MPa。其中，轻质组分例如可以为轻油、水和其他气体(包括氢气、CO、CO2、SOx等)；重质油组分例如可以为未反应煤、重油、沥青质等。
如上所述的，所述高温气液分离可以在高温分离器6中进行。该高温分离器6与第二液化反应器5的顶部出料口相连，从而第二处理后的产物便可进入高温分离器6中，其中，分离的轻质组分从该高温分离器6的顶部出口流出，分离的重质油组分从该高温分离器6的底部出口流出。为了能够防止在所述高温分离器6底部结焦，可以从所述高温分离器6底部通入少量的氢气。该高温分离器采用本领域常规采用的高温分离器即可。
根据本发明，优选地，为了提高油收率和煤的利用率，将部分所述重质油组分循环送至步骤(4)的所述第一液化处理。更优选地，且该部分循环的重质油组分与送至第一液化处理的所述热的液化原料的重量比为0.5-10：1，优选为0.5-3：1。而另一部分重质油组分则作为粗油外排。
根据本发明，所述高温分离器6的底部可以与循环泵连通，该循环泵还与所述第一液化反应器4底部进料口相连，从而便可将部分所述重质油组分循环送至所述第一液化反应器4中进行所述第一液化处理。另一部分重质油组分则可经过减压阀13减压后进入额外设置的粗油储存罐7中，即所述高温分离器6的底部出料口还可以依次与减压阀13和粗油储存罐7相连，例如如图1所示的从粗油储存罐7排出的粗油7’。
根据本发明，为了能够进一步降低氢耗，该方法还包括：(7)将所述轻质组分依次送至冷凝处理和低温分离处理，其中，将所述低温分离处理所得的部分气体循环作为氢气源。尽管所述低温分离处理所得的气体除了含有氢气以外，还可能含有其他的不需要的气体，如上文中所描述的。为了不影响液化处理，优选地，该部分循环的气体与新鲜的氢气的体积比为1-1.5：1。另一部分气体则作为废气8’排出。低温分离处理除了产生气体以外，还分离得到轻油和水，该轻油即可作为煤的液化的主要产品。该冷凝处理和低温分离处理的条件为本领域常规的条件，本发明对此并无特别限定。
其中，所述冷凝处理可以在冷凝器15中进行，所述低温分离处理可以在低温分离器8，由此，本发明的系统还可以包括：串联的冷凝器15和低温分离器8，用于将所述轻质组分依次送至冷凝处理和低温分离处理。其中，冷凝器15设置在高温分离器6和低温分离器8之间，从而使得从高温分离器6顶部出来的轻质组分能够进入冷凝器15中冷凝后进入低温分离器8中以进行所述低温分离处理。该低温分离器采用本领域常规采用的低温分离器即可。
如上所述的，所述低温分离处理能够分离得到气体，部分气体作为氢气源与通过氢气压缩机9提供的新鲜氢气合并送至氢气预热器10进行加热，以形成所述热氢气，从而实现对该部分低温分离处理得到的气体的回收利用，进一步降低了氢耗。因此，优选地，本发明的系统中，所述低温分离器8与所述氢气预热器10连通，以将所述低温分离处理所得的部分气体循环作为氢气源。
所述低温分离处理能够分离得到轻油和水则可通过与低温分离器8的底部出料口依次相连的减压阀14和轻油储存罐12排出。
在本发明的一种优选的实施方式中，在煤的液化系统中对煤进行液化的方法，包括：
(1)在煤浆制备装置1中，将煤与供氢溶剂进行混合，制得煤浆；
(2)在热解器2，将所述煤浆进行热解，得到热解气态产物和热解残留物；其中，所述热解的温度为300-400℃；
(3)在混合装置3中将所述热解残留物和液化催化剂混合，并与在氢气预热器10中预热的热氢气一起送至液化物料预热器11中进行预热处理，得到热的液化原料；
(4)将所述热的液化原料送至串联的第一液化反应器4和第二液化反应器5中依次进行第一液化处理和第二液化处理；其中，所述第二液化处理的温度比第一液化处理的温度高5-10℃；
(5)在高温分离器6中，将所述第二液化处理后的产物送至进行高温气液分离，得到重质油组分和轻质组分；
(6)任选地，通过循环泵将部分所述重质油组分循环送至步骤(4)的所述第一液化处理。
其中，该方法的各个步骤和系统的各个单元如上文中所描述的，在此不再赘述。
以下将通过实施例对本发明进行详细描述。
以下实施例采用图1所示的煤的液化系统进行煤的液化，其中，该系统包括：煤浆制备装置1、热解器2、混合装置3、第一液化反应器4、第二液化反应器5、高温分离器6、粗油储存罐7、低温分离器8、氢气压缩机9、氢气预热器10、液化物料预热器11、轻油储存罐12、减压阀13、减压阀14和冷凝器15；其中，煤浆制备装置1的底部出料口与热解器2的下部进料口之间连接有循环泵，以此将煤浆制备装置1中的物料输送至热解器2中，热解器2的下部出料口与混合装置3的下部进料口相连，混合装置3的下部出料口与液化物料预热器11的底部进料口相连，氢气压缩机9与氢气预热器10的进气口相连，氢气预热器10的出气口与液化物料预热器11的底部进料口相连；液化物料预热器11的顶部出料口与第一液化反应器4的底部进料口相连，第一液化反应器4的顶部出料口与第二液化反应器5的底部进料口相连；第二液化反应器5的顶部出料口与高温分离器6的进料口相连，高温分离器6的顶部出料口与低温分离器8的进料口之间通过冷凝器15相连；低温分离器8的底部出料口与轻油储存罐12之间通过减压阀13相连；低温分离器8的顶部出料口设置有与氢气预热器10连通的管道，还设置有经减压外排的管道；高温分离器6的底部出料口与粗油储存罐7之间通过减压阀13相连，且高温分离器6的底部出料口还设置有连通第一液化反应器4的底部进料口的管道，该管道中设置有循环泵。
该系统中，煤浆制备装置1为带有搅拌装置的煤浆制备罐；热解器2为立式搅拌罐；混合装置3为带有搅拌装置的混合罐；第一液化反应器4和第二液化反应器5为耐高温高压圆筒式反应器。
以下实施例和对比例中：
液化粗油采用索氏抽提进行分离与计量，定义正己烷不溶四氢呋喃可溶物为前沥青烯与沥青烯(简称沥青质组分)，四氢呋喃不溶物为未反应煤，各个收率的计算式为：
氢耗量＝(每小时氢气消耗的重量/每小时干燥无灰基煤的进料重量)×100％；
水产率＝(每小时反应生成的水重量/每小时干燥无灰基煤的进料重量)×100％；
气产率＝(整个工艺生成的气体重量/每小时干燥无灰基煤的进料重量)×100％；
煤转化率＝100％-(粗油中四氢呋喃不溶物重量-灰重量)/干燥无灰基煤重量×100％；
沥青质产率＝(正己烷不溶物重量-四氢呋喃不溶物重量)/干燥无灰基煤重量×100％
油收率，即萃取油收率＝氢耗量+转化率-水产率-气产率-沥青质产率。
煤是褐煤，其煤质组成为：Vdaf：51.27重量％，Ad：8.7重量％，Cdaf：68.7重量％，Hdaf：54.8重量％，Odaf：23.49重量％；其中，daf是指干燥无灰基，d是指干燥基。该煤进行粉碎并过100目筛后，制得水分约为1重量％、粒度为0.15mm以下的煤粉。
供氢溶剂为煤直接液化循环溶剂。
主催化剂为以煤粉为载体且负载活性金属组分铁(铁元素含量为5.87重量％)的纳米级铁系催化剂；助催化剂为硫磺。
实施例1
本实施例用于说明本发明的煤的液化方法及其系统。
采用图1所示的系统，其中，上述煤粉与供氢溶剂按照质量比40：60在煤浆制备装置1中混合，并将混合后的煤浆泵送至热解器2中进行热解，收集热解气态物料进行分离分析，并将热解残留物送至混合装置3中与由催化剂加料口进入的主催化剂和助催化剂混合(其中，相对于干煤粉的用量，主催化剂的用量为3重量％，助催化剂的用量为2.4重量％)；将混合所得的物料与热氢气(该热氢气的温度为200℃)汇合并送至液化物料预热器进行预热处理；而后将预热后的物料送至串联的第一液化反应器和第二液化反应器中依次进行第一液化处理和第二液化处理；将所述第二液化处理后的产物送至进行高温气液分离，得到重质油组分和轻质组分；部分所述重质油组分通过循环泵送至第一液化反应器中(该部分循环的重质油组分与送至第一反应器的新鲜液化原料的重量比为2：1)；另一部分重质油组分通过减压阀后进入粗油储存罐中，得到粗油；而轻质组分经冷凝器后进入低温分离器中进行低温分离处理，得到气体、轻油和水，其中，部分气体作为氢气源与由氢气压缩机提供的新鲜氢气汇合进入氢气预热器中(该部分循环的气体与新鲜的氢气的体积比为1.2：1)，另一部分气体作为废气外排；所得的轻油和水进入轻油储存罐中进行分离分析。分析结果见表1所示。其中：
热解的条件包括：温度为300℃，停留时间为30min，表压为0.5MPa；
第一液化处理的条件包括：温度为430℃，停留时间为10min，表压为17MPa；
第二液化处理的条件包括：温度为450℃，停留时间为10min，表压为17MPa；
高温气液分离的条件包括：温度为400℃，停留时间为5min，表压为17MPa；
分析结果见表1所示。
实施例2
本实施例用于说明本发明的煤的液化方法及其系统。
根据实施例1所述的方法进行煤的液化，不同的是，其中：
热解的条件包括：温度为400℃，停留时间为45min，表压为0.8MPa；
第一液化处理的条件包括：温度为445℃，停留时间为90min，表压为19MPa；
第二液化处理的条件包括：温度为450℃，停留时间为90min，表压为19MPa；
高温气液分离的条件包括：温度为430℃，停留时间为20min，表压为19MPa；
分析结果见表1所示。
实施例3
本实施例用于说明本发明的煤的液化方法及其系统。
根据实施例1所述的方法进行煤的液化，不同的是，其中：
热解的条件包括：温度为350℃，停留时间为37min，表压为0.65MPa；
第一液化处理的条件包括：温度为437℃，停留时间为50min，表压为18MPa；
第二液化处理的条件包括：温度为455℃，停留时间为50min，表压为18MPa；
高温气液分离的条件包括：温度为415℃，停留时间为13min，表压为18MPa；
分析结果见表1所示。
实施例4
本实施例用于说明本发明的煤的液化方法及其系统。
根据实施例1所述的方法进行煤的液化，不同的是，高温气液分离所得重质油组分直接作为粗油外排而不循环回用于第一液化反应器中；
分析结果见表1所示。
对比例1
根据实施例1所述的方法进行煤的液化，不同的是，不设置热解器2，而是直接将煤粉与供氢溶剂混合所得的煤浆泵送至混合装置3中与主催化剂和助催化剂混合，并随后进行之后的各个处理；
分析结果见表1所示。
对比例2
根据对比例1所述的方法进行煤的液化，不同的是，第一液化处理的温度和第二液化处理的温度相同，即：
第一液化处理的条件包括：温度为450℃，停留时间为60min，表压为18MPa；
第二液化处理的条件包括：温度为450℃，停留时间为60min，表压为18MPa；最终分析结果见表1所示。
表1
注：以上数据单位为％。
通过表1可以看出，本发明效果显著，能降低氢耗和水产率，提高油产率。
以上详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于上述实施方式中的具体细节，在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，这些简单变型均属于本发明的保护范围。
另外需要说明的是，在上述具体实施方式中所描述的各个具体技术特征，在不矛盾的情况下，可以通过任何合适的方式进行组合，为了避免不必要的重复，本发明对各种可能的组合方式不再另行说明。
此外，本发明的各种不同的实施方式之间也可以进行任意组合，只要其不违背本发明的思想，其同样应当视为本发明所公开的内容。
Claims (19)
1.一种煤的液化方法，其特征在于，该方法包括：
(1)将煤与供氢溶剂进行混合，制得煤浆；
(2)将所述煤浆进行热解，得到热解气态产物和热解残留物；其中，所述热解的温度为300-400℃；
(3)将所述热解残留物和液化催化剂混合，并与热氢气一起送至预热处理，得到热的液化原料；
(4)将所述热的液化原料依次进行第一液化处理和第二液化处理；其中，所述第二液化处理的温度比第一液化处理的温度高；
(5)将所述第二液化处理后的产物送至进行高温气液分离，得到重质油组分和轻质组分；
(6)任选地，将部分所述重质油组分循环送至步骤(4)的所述第一液化处理。
2.根据权利要求1所述的方法，其中，步骤(1)中，所述煤浆中的煤的含量为30-55重量％，所述供氢溶剂的含量为45-70重量％，所述供氢溶剂包括脱晶蒽油、煤直接液化循环溶剂和2-4环供氢芳烃溶剂油中的一种或多种。
3.根据权利要求2所述的方法，其中，所述煤中，Odaf为17重量％以上，daf是指干燥无灰基。
4.根据权利要求1或2所述的方法，其中，步骤(2)中，所述热解的压力为0.1-1MPa；所述热解的停留时间为20-60min。
5.根据权利要求4所述的方法，其中，步骤(2)中，所述热解的压力为0.5-0.8MPa，所述热解的停留时间为30-45min。
6.根据权利要求1-3中任意一项所述的方法，其中，所述第二液化处理的温度比第一液化处理的温度高5-15℃。
7.根据权利要求6所述的方法，其中，所述第二液化处理的温度比第一液化处理的温度高5-10℃。
8.根据权利要求1所述的方法，其中，步骤(4)中，第一液化处理的条件包括：温度为420-460℃，停留时间为10-100min，表压为15-20MPa。
9.根据权利要求8所述的方法，其中，第一液化处理的条件包括：温度为430-445℃，停留时间为10-90min，表压为17-19MPa。
10.根据权利要求1-3中任意一项所述的方法，其中，步骤(4)中，第二液化处理的条件包括：温度为440-460℃，停留时间为10-100min，表压为15-20MPa。
11.根据权利要求10所述的方法，其中，第二液化处理的条件包括：温度为450-460℃，停留时间为10-90min，表压为17-19MPa。
12.根据权利要求1-3中任意一项所述的方法，其中，步骤(5)中，所述高温气液分离的条件包括：温度为380-440℃，停留时间为5-30min，表压为15-20MPa。
13.根据权利要求12所述的方法，其中，所述高温气液分离的条件包括：温度为400-430℃，停留时间为5-20min，表压为17-19MPa。
14.根据权利要求1-3中任意一项所述的方法，其中，步骤(6)中，将部分所述重质油组分循环送至步骤(4)的所述第一液化处理，且该部分循环的重质油组分与送至第一液化处理的所述热的液化原料的重量比为0.5-10：1。
15.根据权利要求14所述的方法，其中，部分循环的重质油组分与送至第一液化处理的所述热的液化原料的重量比为0.5-3：1。
16.根据权利要求1-3中任意一项所述的方法，其中，该方法还包括：(7)将所述轻质组分依次送至冷凝处理和低温分离处理，其中，将所述低温分离处理所得的部分气体循环作为氢气源。
17.一种煤的液化系统，其特征在于，该系统包括：
煤浆制备装置(1)，用于将煤与供氢溶剂进行混合以制得煤浆；
热解器(2)，用于将所述煤浆进行热解，得到热解气态产物和热解残留物；
混合装置(3)，用于将所述热解残留物和液化催化剂混合；
氢气预热器(10)，用于预热氢气，得到热氢气；
液化物料预热器(11)，用于对所述热解残留物和液化催化剂混合物与热氢气进行预热处理，得到热的液化原料；
串联的第一液化反应器(4)和第二液化反应器(5)，用于对所述热的液化原料依次进行第一液化处理和第二液化处理；
高温分离器(6)，用于将所述第二液化处理后的产物进行高温气液分离，得到重质油组分和轻质组分；
任选的循环泵，用于将部分所述重质油组分循环送至所述第一液化反应器(4)中进行所述第一液化处理。
18.根据权利要求17所述的系统，其中，该系统还包括：串联的冷凝器(15)和低温分离器(8)，用于将所述轻质组分依次送至冷凝处理和低温分离处理。
19.根据权利要求18所述的系统，其中，所述低温分离器(8)与所述氢气预热器(10)连通，以将所述低温分离处理所得的部分气体循环作为氢气源。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201610808788.8A CN107794073B (zh) | 2016-09-07 | 2016-09-07 | 煤的液化方法及其系统 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201610808788.8A CN107794073B (zh) | 2016-09-07 | 2016-09-07 | 煤的液化方法及其系统 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN107794073A CN107794073A (zh) | 2018-03-13 |
| CN107794073B true CN107794073B (zh) | 2020-03-06 |
Family
ID=61530006
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201610808788.8A Active CN107794073B (zh) | 2016-09-07 | 2016-09-07 | 煤的液化方法及其系统 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN107794073B (zh) |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN108641741B (zh) * | 2018-05-23 | 2021-03-26 | 华东理工大学 | 一种煤多级复合催化加氢液化的工艺方法 |
| CN109054903B (zh) * | 2018-08-24 | 2021-04-16 | 新奥科技发展有限公司 | 一种煤加氢气化方法及装置 |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101280207A (zh) * | 2007-04-04 | 2008-10-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种低质煤直接液化和综合利用方法 |
| CN102191072A (zh) * | 2010-03-18 | 2011-09-21 | Ifp新能源公司 | 包含固定床氢化裂解阶段和两个直接沸腾床液化阶段的煤转化方法和产品 |
| CN103254922A (zh) * | 2013-04-17 | 2013-08-21 | 西安交通大学 | 一种煤两段直接液化方法及系统 |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20130338411A1 (en) * | 2012-06-18 | 2013-12-19 | Ramesh K. Sharma | Liquefaction of carbonaceous material and biomass to produce a synthetic fuel |
-
2016
- 2016-09-07 CN CN201610808788.8A patent/CN107794073B/zh active Active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101280207A (zh) * | 2007-04-04 | 2008-10-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种低质煤直接液化和综合利用方法 |
| CN102191072A (zh) * | 2010-03-18 | 2011-09-21 | Ifp新能源公司 | 包含固定床氢化裂解阶段和两个直接沸腾床液化阶段的煤转化方法和产品 |
| CN103254922A (zh) * | 2013-04-17 | 2013-08-21 | 西安交通大学 | 一种煤两段直接液化方法及系统 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN107794073A (zh) | 2018-03-13 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2005266712B2 (en) | A process for direct liquefaction of coal | |
| CN102115674B (zh) | 一种煤液化与石油炼制的组合方法 | |
| CN103074097B (zh) | 一种煤直接液化方法及系统 | |
| CN103555357B (zh) | 一种煤温和液化的工艺方法 | |
| CN102165049A (zh) | 无灰炭的制造方法 | |
| CN107267186B (zh) | 煤温和加氢热解制备液态烃的方法 | |
| CN107794073B (zh) | 煤的液化方法及其系统 | |
| AU668483B2 (en) | Method of coal liquefaction | |
| CN104178197B (zh) | 煤焦油与煤共反应制备液体燃料的方法 | |
| CN111704935B (zh) | 一种低阶煤加氢-热解-气化耦合一体化多联产工艺方法 | |
| CN102482580B (zh) | 具有整合的产物加氢处理和催化剂级联的直接煤液化 | |
| CN111876189B (zh) | 煤两段催化直接液化的方法及其应用 | |
| CN108865253B (zh) | 煤直接加氢液化富产芳烃的方法 | |
| CN109355100B (zh) | 一种煤焦油加工与煤共炼组合工艺 | |
| CN104937077A (zh) | 直接煤液化方法 | |
| CN107163974A (zh) | 一种多段供给供氢溶剂的煤直接液化工艺方法 | |
| CN112029527B (zh) | 煤直接液化残渣的处理方法、煤直接液化方法及其应用 | |
| CA2090517C (en) | Direct coal liquefaction process | |
| CN110387269B (zh) | 煤炭分级综合利用和焦粉高效气化的系统和方法 | |
| CN109486518B (zh) | 一种低品质油的改质方法和系统 | |
| JP3715729B2 (ja) | 石炭の液化方法 | |
| CN108264917B (zh) | 一种生物质的水解加氢工艺 | |
| CN114479937B (zh) | 一种重油转化为轻质油和乙炔的方法 | |
| CN102021045B (zh) | 一种含焦油的混合气的分离方法 | |
| CN115125044B (zh) | 一种用低阶煤与天然气制取油品联产电的方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| CP03 | Change of name, title or address | ||
| CP03 | Change of name, title or address |
Address after: 100011 Beijing Dongcheng District, West Binhe Road, No. 22 Patentee after: CHINA ENERGY INVESTMENT Corp.,Ltd. Patentee after: Beijing low carbon clean energy research institute Address before: 100011 Shenhua building, 22 West Binhe Road, Dongcheng District, Beijing Patentee before: SHENHUA GROUP Corp.,Ltd. Patentee before: Beijing low carbon clean energy research institute |