RU2332440C1 - Способ прямого сжижения угля - Google Patents
Способ прямого сжижения угля Download PDFInfo
- Publication number
- RU2332440C1 RU2332440C1 RU2007107590/04A RU2007107590A RU2332440C1 RU 2332440 C1 RU2332440 C1 RU 2332440C1 RU 2007107590/04 A RU2007107590/04 A RU 2007107590/04A RU 2007107590 A RU2007107590 A RU 2007107590A RU 2332440 C1 RU2332440 C1 RU 2332440C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- coal
- reactor
- reaction
- catalyst
- suspension
- Prior art date
Links
- 239000003245 coal Substances 0.000 title claims abstract description 80
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 53
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 50
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 42
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 27
- 239000000047 product Substances 0.000 claims abstract description 26
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 25
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 15
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 15
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 14
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 30
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 23
- 239000000852 hydrogen donor Substances 0.000 claims description 16
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 claims description 14
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims description 13
- 238000005292 vacuum distillation Methods 0.000 claims description 11
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 8
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims description 7
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 7
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 7
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 claims description 6
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 5
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 claims description 5
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 claims description 5
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 claims description 4
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 4
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 229910006299 γ-FeOOH Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000003250 coal slurry Substances 0.000 claims description 2
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims description 2
- 238000000227 grinding Methods 0.000 claims description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 abstract description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 5
- 239000007792 gaseous phase Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000002802 bituminous coal Substances 0.000 description 5
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 5
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 4
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 3
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 2
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- NIFIFKQPDTWWGU-UHFFFAOYSA-N pyrite Chemical compound [Fe+2].[S-][S-] NIFIFKQPDTWWGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052683 pyrite Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011028 pyrite Substances 0.000 description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 2
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 2
- 229910018072 Al 2 O 3 Inorganic materials 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910003296 Ni-Mo Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 125000004429 atom Chemical group 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 159000000007 calcium salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 238000005119 centrifugation Methods 0.000 description 1
- 239000011280 coal tar Substances 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000009849 deactivation Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003077 lignite Substances 0.000 description 1
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- DDTIGTPWGISMKL-UHFFFAOYSA-N molybdenum nickel Chemical compound [Ni].[Mo] DDTIGTPWGISMKL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- -1 polycyclic aromatic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 1
- 150000003254 radicals Chemical group 0.000 description 1
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
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
- C10G1/002—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal in combination with oil conversion- or refining processes
-
- 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
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/1074—Vacuum distillates
-
- 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
- C10G2300/1077—Vacuum residues
-
- 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
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
- C10G2300/301—Boiling range
-
- 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
- C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
- C10G2300/4081—Recycling 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
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
- C10G2300/42—Hydrogen of special source or of special composition
-
- 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
- C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
- C10G2300/44—Solvents
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
Настоящее изобретение относится к способу прямого сжижения сырого угля. Предложенный способ включает: приготовление угольной суспензии из сырого угля и катализатора, перемешивание суспензии с водородом и предварительную обработку смеси с последующей подачей ее в реакционную систему для проведения реакции сжижения. Разделение продуктов реакции в сепараторе с образованием жидкой фазы и газовой фазы, жидкую фазу подвергают фракционированию в ректификационной колонне с атмосферным давлением с получением фракции дизельного топлива и остаточного продукта, который подают в вакуумную ректификационную колонну для разделения на дистиллят и остаток вакуумной колонны. Фракцию дизельного топлива и дистиллят смешивают и подают в реактор гидрообработки с псевдоожиженным слоем и принудительной циркуляцией для проведения процесса гидрогенизации. Продукты гидрогенизации фракционируют на нефтяные продукты и водорододонорный растворитель, рециркулируемый на стадию приготовления суспензии. Техническим результатом является непрерывное осуществление способа в течение длительного периода времени, повышение эффективности работы и степени использования объема реактора. Данный способ предотвращает осаждение минеральных солей и осуществляется при мягких условиях проведения реакции с максимальным выходом высококачественных жидких продуктов. 9 з.п. ф-лы, 1 ил., 2 табл.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к способу прямого сжижения угля.
Уровень техники
В 1913 году д-р Бергиус в Германии приступил к исследованию, направленному на производство жидкого топлива из угля или каменноугольного дегтя путем гидрогенизации, проводимой при высоком давлении и высокой температуре, и впоследствии, ему был выдан патент на способ прямого сжижения угля, который был первым патентом в данной области, лежащим в основе прямого сжижения угля. В 1927 году первая в мире установка для прямого сжижения угля была построена в Leuna немецкой компанией по производству топлива I.G.Farbenindustrie. Во время Второй мировой войны существовало всего 12 созданных установок такого типа, работающих с общей производительностью 433×104 тонн/год; которые обеспечивали 2/3 авиационного топлива, 50% дизельного топлива и 50% топлива для танков, производимого для германской армии. Способ прямого сжижения угля того времени предусматривал использование реактора барботажного типа для сжижения, фильтра или центрифуги для разделения твердой фазы и жидкости, и катализатора на основе природной железосодержащей руды. Поскольку рециркулирующий растворитель, выделенный из ступени фильтрации или центрифугирования, содержал менее реакционный асфальтен при низкой активности катализатора сжижения условия проведения реакции сжижения были очень жесткими, рабочее давление составляло приблизительно 70 МПа, а рабочая температура - приблизительно 480°С.
После окончания Второй мировой войны работа всех установок сжижения угля в Германии была прекращена. Однако ранний нефтяной кризис 70-х годов вынудил развитые страны обратить пристальное внимание на исследования, направленные на замену нефти, и поэтому были исследованы и усовершенствованы многие новые технологии прямого сжижения угля.
В начале 80-х годов в США был разработан H-COAL - процесс. При проведении Н-COAL - процесса был использован реактор псевдоожиженного слоя с принудительной циркуляцией, давлением рабочего процесса приблизительно равным 20 МПа и рабочей температурой около 455°С.
В качестве катализатора использовали Ni-Mo или Со-Мо, носителем катализатора служил γ-Al2О3. Такой же катализатор был использован в качестве катализатора гидрообработки, проводимой при нефтепереработке. Рециркулирующий растворитель отделяли с помощью гидроциклона и вакуумной дистилляции. Благодаря реактору с псевдоожиженным слоем и принудительной циркуляцией, а также использованию в данном технологическом процессе катализатора гидрообработки можно легко регулировать температуру реакции, и в результате количество получаемого продукта стабилизировалось. Однако в реакционной системе для сжижения угля катализатор гидрообработки, изначально используемый при нефтепереработке, быстро дезактивировался, и его необходимо было в течение короткого периода времени заменять, что обуславливало высокую стоимость жидких нефтепродуктов.
В конце 80-х годов в Германии был разработан IGOR-процесс. В этом технологическом процессе использовали реактор барботажного типа, вакуумную колонну для извлечения репиркулирующего растворителя и реактор гидрообработки с неподвижным слоем, предназначенный для различной степени гидрогенизации рециркулирующего растворителя и полученных продуктов. В качестве катализатора процесса использовали красный шлам. После того, как в данном процессе был использован гидрогенизированный рециркулирующий растворитель, приготовленная угольная суспензия имела стабильные свойства и высокую концентрацию угля. Кроме того, эту суспензию можно было легко подогреть, и она могла обмениваться теплотой с газами, выходящими из высокотемпературного сепаратора, в результате чего было достигнута высокая степень утилизации теплоты. Однако вследствие низкой активности катализатора - красного шлама, принятые параметры рабочего процесса были еще более неблагоприятными. Процесс проводили при следующих обычных условиях: реакционное давление 30 МПа, температура реакции 470°С. Однако для указанного реактора гидрообработки с неподвижным слоем существовала большая вероятность того, что рабочий цикл будет коротким вследствие дезактивации катализатора из-за коксообразования. Кроме того, в реакторе барботажного типа неизбежно происходило осаждение солей кальция, если содержание кальция в исходном угле было высоким.
В конце 90-х годов в Японии был разработан NEDOL-процесс. В NEDOL-процессе также использовали реактор барботажного типа, а рециркулирующий растворитель получали посредством вакуумной дистилляции и гидрообработки в автономном реакторе гидрогенизации с неподвижным слоем, при этом в качестве катализатора был использован ультратонкодисперсный пирит (0,7 мкм). В этом процессе гидрогенизировался весь рециркулирующий водорододонорный растворитель, в результате чего свойства угольной суспензии были стабилизированы, и ее можно было приготовить с высокой концентрацией угля. Кроме того, угольную суспензию можно было легко подогреть, и она могла обмениваться теплотой с газами, выходящими из высокотемпературного сепаратора. В результате была достигнута высокая степень утилизации теплоты. Кроме того, следует отметить, что условия проведения указанного процесса были относительно мягкими, например, типичные условия процесса были следующими: реакционное давление 17 МПа, температура реакции 450°С. Однако из-за твердости пиритной руды ее было очень трудно измельчать в ультратонкий порошок, и поэтому стоимость приготовления катализатора была высокой. Для барботажного реактора, из-за значительного времени пребывания газа в реакторе, степень использования объема реактора была низкой. Помимо того, вследствие низкой скорости жидкости в реакторе, вероятно, имело место осаждение органических минеральных веществ. Для реактора гидрообработки с неподвижным слоем, используемого в данном процессе, кроме того, существовала вероятность того, что рабочий цикл будет коротким.
Сущность изобретения
Задача данного изобретения заключается в том, чтобы обеспечить способ сжижения угля, который можно осуществлять непрерывно в течение продолжительного периода времени с высокой степенью использования объема реактора и предотвращением осаждения минерала. Кроме того, он должен быть реализован в мягких условиях проведения реакции с максимальным выходом высококачественных жидких продуктов, направляемых на дальнейшую обработку.
Предложенный способ прямого сжижения угля включает следующие стадии:
(1) приготовление из сырого угля угольной суспензии;
(2) предварительную обработку угольной суспензии с последующей ее подачей в реакционную систему для проведения реакции сжижения;
(3) разделение потока, вытекающего из реактора, с образованием жидкой фазы и газовой фазы, при этом жидкую фазу подвергают фракционированию в ректификационной колонне с атмосферным давлением с получением фракции дизельного топлива и остаточного продукта;
(4) подачу остаточного продукта в вакуумную колонну для его разделения на дистиллят и остаток;
(5) смешивание легкой нефтяной фракции с дистиллятом с образованием смеси, последующую подачу смеси в реактор гидрообработки с псевдоожиженным слоем с принудительной циркуляцией для проведения процесса гидрогенизации;
(6) фракционирование продуктов гидрогенизации на нефтепродукты и рециркулирующий водорододонорный растворитель.
В предпочтительном примере осуществления изобретения приготовление угольной суспензии, кроме того, включает следующие стадии: (а) превращение сырого угля в угольный порошок с заданным размером частиц после сушки и измельчения сырого угля в аппарате предварительно обработки; (b) обработку угольного порошка и исходного сырья для катализатора в аппарате для приготовления катализатора с получением ультратонкого порошка катализатора сжижения угля; (с) перемешивание в аппарате для приготовления суспензии катализатора сжижения угля и порошка угля с водорододонорным растворителем с образованием угольной суспензии.
В соответствии со способом согласно данному изобретению проведение реакции сжижения угля включает следующие стадии: (а) подачу суспензии угля, после ее перемешивания с водородом и предварительного нагрева, в первый реактор с псевдоожиженным слоем и принудительной циркуляцией для проведения реакции сжижения с получением выходящих из реактора продуктов реакции; (b) подачу продуктов реакции, выходящих из первого реактора с псевдоожиженным слоем, после их смешивания с водородом во второй реактор с псевдоожиженным слоем и принудительной циркуляцией для продолжения реакции сжижения, при этом упомянутую реакцию сжижения проводят при следующих условиях:
температура реакции: 430-465°С;
давление реакции: 15-19 МПа;
соотношение количеств газа и жидкости: 600-1000 нл/кг;
объемная скорость суспензии угля: 0,7-1,0 т/м3 час;
степень добавления катализатора: Fe/сухой уголь = 0,5-1,0 мас.%.
В соответствии с предложенным способом разделение газа и жидкости на стадии (3), кроме того, включает следующие операции: (а) подачу продуктов реакции в высокотемпературный сепаратор для разделения на газовую фазу и жидкую фазу, при этом температуру в высокотемпературном сепараторе поддерживают на уровне 420°С; (b) подачу газовой фазы из высокотемпературного сепаратора в низкотемпературный сепаратор для дальнейшего разделения на газ и жидкость, при этом низкотемпературный сепаратор поддерживают при комнатной температуре.
В соответствии с предпочтительным примером осуществления изобретения частицы катализатора сжижения γ-FeOOH имеют диаметр 20-30 нм и длину 100-180 нм, причем катализатор содержит серу при молярном отношении S/Fe=2.
Согласно предложенному способу гидрообработку на стадии (5) проводят при следующих условиях:
температура реакции: 330-390°С,
давление реакции: 10-15 МПа,
отношение газ/жидкость: 600-1000 нл/кг,
объемная скорость: 0,8-2,5 час-1.
Вышеупомянутый водорододонорный растворитель выделяют из гидрогенизированного нефтепродукта процесса сжижения, имеющего температуру кипения в интервале 220-450°С.
Остаток в вакуумной колонне характеризуется содержанием твердой фазы 50-55 мас.%.
Интервал температур кипения смеси легкой нефтяной фракции, отводимой из колонны с атмосферным давлением, и дистиллятов из вакуумной колонны составляет С5 - 530°С.
Кроме того, реактор гидрообработки с псевдоожиженным слоем и принудительной циркуляцией снабжен внутрикорпусным оборудованием, а вблизи днища реактора установлен циркуляционный насос. Находящийся в реакторе катализатор может быть заменен в процессе функционирования реактора.
Настоящее изобретение обеспечивает способ прямого сжижения угля, который характеризуется нижеследующими особенностями: в данном способе используют катализатор сжижения, имеющий высокую активность, рециркулирующий водорододонорный растворитель, реактор с псевдоожиженным слоем и принудительной циркуляцией, а также реактор гидрообработки с псевдоожиженным слоем и принудительной циркуляцией; асфальтен и твердую фазу разделяют посредством вакуумной дистилляции. В результате, при осуществлении данного способа могут быть достигнуты стабильное и продолжительное по времени функционирование реактора и высокая степень использования его объема. Кроме того, данный способ можно осуществлять в мягких условиях проведения реакции, при этом эффективно предотвращается осаждение минерального вещества, и одновременно могут быть решены задачи получения максимального выхода жидкого нефтепродукта и обеспечения подачи высококачественного исходного сырья для последующей обработки.
Описание чертежей
Техническое решение согласно изобретению более понятно при изложении описания изобретения со ссылками на сопровождающие чертежи.
Фиг.1 - блок-схема, иллюстрирующая пример осуществления заявленного изобретения.
Подробное описание изобретения
На фиг.1 ссылочными номерами позиций обозначены соответственно: 1 - подача сырого угля, 2 - аппарат предварительной обработки угля, 3 - подача исходного сырья для катализатора, 4 - аппарат приготовления катализатора, 5 - аппарат для приготовления суспензии, 6 - водород, 7 - первый реактор с псевдоожиженным слоем и принудительной циркуляцией, 8 - второй реактор с псевдоожиженным слоем и принудительной циркуляцией, 9 - высокотемпературный сепаратор, 10 - низкотемпературный сепаратор, 11 - ректификационная (фракционирующая) колонна атмосферного давления, 12 - вакуумная ректификационная колонна, 13 - реактор гидрообработки с псевдоожиженным слоем и принудительной циркуляцией, 14 - газожидкостный сепаратор, 15 - ректификационная колонна для получения продукта, 16 - водорододонорный растворитель.
В соответствии с фиг.1 исходный сырой уголь 1 высушивают и измельчают в аппарате 2 предварительной обработки угля с образованием угольного порошка с желательным размером частиц. Сырье 3 для получения катализатора обрабатывают в аппарате 4, служащем для приготовления катализатора, с получением необходимого катализатора в виде высокодисперсных частиц. Угольный порошок и катализатор перемешивают вместе с водорододонорным растворителем 16 с образованием угольной суспензии в аппарате 5 для приготовления угольной суспензии. Угольную суспензию и водород 6 после их смешивания и подогрева вводят в первый реактор 7 с псевдоожиженным слоем и принудительной циркуляцией. Выходящий из первого реактора поток продуктов реакции после перемешивания с добавочным водородом поступает во второй реактор 8 с псевдоожиженным слоем и принудительной циркуляцией. Продукты реакции, полученные во втором реакторе 8, поступают в высокотемпературный сепаратор 9, где разделяются на газ и жидкость. Температуру в высокотемпературном сепараторе 9 поддерживают на уровне 420°С. Газовая фаза из высокотемпературного сепаратора 9 поступает в низкотемпературный сепаратор 10, функционирующий при комнатной температуре, для дальнейшего разделения на газ и жидкость. Газ, отводимый из низкотемпературного сепаратора 10, смешивают с водородом и направляют на рециркуляцию для повторного использования, в то время как отработанный газ отводят из системы. Жидкости из высокотемпературного сепаратора 9 и из низкотемпературного сепаратора 10 поступают в атмосферную ректификационную колонну 11 для выделения легких фракций. Остаток со дна колонны направляет в вакуумную ректификационную колонну 12 для извлечения асфальтена и твердых фракций. Остаток на дне вакуумной колонны представляет собой так называемый остаток вакуумной отгонки. Для того чтобы свободно выгрузить этот остаток при определенной температуре, содержание твердой фазы в остатке обычно поддерживают на уровне 50-55 мас.%. Дистилляты, отведенные из атмосферной ректификационной колонны 11 и вакуумной ректификационной колонны 12, после смешивания с водородом 6 направляют в реактор 13 гидрообработки с псевдоожиженным слоем и принудительной циркуляцией для повышения качества растворителя как донора водорода, достигаемого за счет гидрогенизации. Из-за высокого содержания полициклических ароматических соединений и разнородных атомов и сложности структуры жидкого нефтепродукта, полученного при гидрогенизации угля, катализатор сжижения легко дезактивируется за счет коксования. При использовании реактора гидрообработки с псевдоожиженным слоем и принудительной циркуляцией катализатор периодически может быть заменен, и продолжительность рабочего цикла может быть неограниченно увеличена, при этом опасность увеличения перепада давления вследствие коксования может быть устранена. Материал, выходящий из реактора 13 гидрообработки с псевдоожиженным слоем и принудительной циркуляцией, входит в сепаратор 14 для разделения на газ и жидкость. Газовую фазу, отведенную из сепаратора 14, после перемешивания с водородом направляют на рециркуляцию, а отработанный газ отводят из установки. Жидкая фаза из сепаратора 14 поступает в ректификационную колонну 15 для получения продукта, в которой выделяются целевые продукты и водорододонорный растворитель. Товарными продуктами являются бензиновая фракция и фракции дизельного топлива.
Вышеупомянутый угольный порошок представляет собой или бурый уголь или низкокачественный битуминозный уголь с содержанием воды 0,5-4 мас.% и размером частиц ≤0,15 мм.
В предложенном способе используемым катализатором служит ультратонкий порошок (γ-FeOOH) с диаметром частиц 20-30 нм и длиной 100-180 нм. Одновременно в катализатор добавляют серу при молярном отношении S/Fe=2. Вследствие высокой активности катализатора степень его добавления низкая, при этом отношение Fe/сухой уголь = 0,5-1,0 мас.%, а степень конверсии угля в данном процессе высокая. Поскольку в остатке содержится меньшее количество нефтепродуктов, отводимых вместе с катализатором, соответственно выход нефтепродуктов может быть увеличен.
Рециркулирующий водорододонорный растворитель согласно данному способу получен из произведенного при гидрогенизации угля жидкого нефтепродукта, имеющего температуру кипения в интервале 220-450°С. Поскольку растворитель гидрогенизирован, то он довольно стабилен, легко образует суспензию с высокой концентрацией угля (45-55 мас.%), обладает хорошей текучестью и низкой вязкостью (<400 сП при 60°С). За счет гидрогенизации растворитель имеет очень хорошие водорододонорные свойства. Кроме того, использование катализатора сжижения, обладающего высокой активностью, позволяет проводить реакцию в мягких условиях, например, при давлении реакции 17-19 МПа и температуре реакции 440-465°С. Поскольку рециркулирующий растворитель проходит гидрообработку, он обладает очень хорошими свойствами донора водорода и может предотвратить конденсацию фрагментов свободных радикалов в процессе пиролиза угля, вследствие чего предотвращается коксообразование, при этом увеличивается продолжительность рабочего цикла и одновременно повышается степень утилизации теплоты.
В предложенном способе использование реактора с псевдоожиженным слоем и принудительной циркуляцией приводит к малому времени пребывания газа в реакционной зоне и высокой степени использования объема реактора для жидкости. Кроме того, благодаря применению насоса принудительной циркуляции поддерживается высокая скорость движения жидкости, и не будет происходить осаждения минеральных солей. В соответствии с предпочтительным примером осуществления изобретения используются два реактора с псевдоожиженным слоем и принудительной циркуляцией. Благодаря перемешиванию реагентов при встречном движении в двух реакторах профили осевой температуры в реакторах могут быть почти постоянными, и можно легко регулировать температуру реакции при отсутствии необходимости в использовании охлаждающего водорода, подводимого в потоках с боковых сторон реактора. Следует также отметить, что качество продукции, производимой в соответствии с данным способом, довольно стабильное. Вследствие малого времени нахождения газа в реакторе с псевдоожиженным слоем и принудительной циркуляцией степень использования объема жидкости в реакторе является высокой, а благодаря высокой скорости течения жидкости в реакторе не будет никаких отложений минеральных солей.
В соответствии с другим предпочтительным воплощением изобретения асфальтен и твердые вещества могут быть эффективно извлечены посредством вакуумной дистилляции. Вакуумная дистилляция представляет собой сложившийся и эффективный метод извлечения асфальтена и твердых веществ. Дистиллят, полученный указанным методом, не содержит асфальтена и может быть подходящим сырьем для приготовления рециркулирующего растворителя с высокими водорододонорными характеристиками, приобретенными в результате гидрогенизации. В остатке, полученном при вакуумной дистилляции, содержание твердой фазы составляет порядка 50-55 мас.%. Поскольку используемый катализатор обладает высокой активностью, степень добавления катализатора при осуществлении способа низкая, при этом содержание нефтепродуктов в остатке также низкое, и следовательно, может быть получено большее количество товарных фракций дизельного топлива.
В соответствии с еще одним предпочтительным примером воплощения изобретения рециркулирующий растворитель и нефтяные продукты гидрогенизируют в реакторе гидрообработки с псевдоожиженным слом и принудительной циркуляцией. Поскольку реактор гидрообработки относится к реакторам с восходящим потоком, катализатор в реакторе периодически может быть заменен, что после проведения гидрогенизации приведет к хорошим качествам рециркулирующего растворителя как донора водорода и к стабильным качествам продукта. Кроме того, может быть неограниченно увеличена продолжительность рабочего цикла и исключена опасность увеличения перепада давления вследствие коксообразования.
В соответствии с предпочтительным примером осуществления изобретения, проведены испытания по прямому сжижению угля с использованием в качестве исходного сырья низкокачественного битуминозного угля. Ниже приведены условия проведения испытаний и полученные результаты.
Условия проведения испытаний:
Температура в реакторе: 1-й реактор - 455°С, 2-й реактор - 455°С.
Давление в реакторе: 1-й реактор - 19,0 МПа, 2-й реактор - 19,0 МПа.
Концентрация угольной суспензии: 45/55 (сухой уголь/растворитель, массовое отношение).
Величина добавки катализатора: катализатор сжижения, 1,0% (Fe/сухой уголь).
Величина добавки серы: S/Fe=2 (молярное отношение).
Газ/жидкость: 1000 нл/кг суспензии.
Водород в рециркулирующем газе: 85 об.%
Результаты прямого сжижения низкокачественного битуминозного угля в испытательной установке CFU, соответствующей изобретению, представлены в таблице 1, в которой цифровые показатели приведены на основе результатов сжижения угля MAF. Результаты испытаний по сжижению такого же сорта угля в установке CFU прямого сжижения угля согласно известному аналогу представлены в таблице 2, в которой цифровые показатели также приведены на основе результатов сжижения угля MAF.
| Таблица 1 Результаты прямого сжижения низкокачественного битуминозного угля в установке CFU |
|||||||||
| Конверсия, % | Выход нефтепродуктов, % | Выход газа, % | Выход H2O, % | Органический остаток, % | Расход, H2 % | ||||
| Способ согласно изобретению | 91,22 | 57,17 | 13,11 | 12,51 | 23,99 | 6,8 | |||
| Таблица 2 Результаты прямого сжижения низкокачественного битуминозного угля в установке CFU |
|||||||||
| Конверсия, % | Выход нефтепродуктов, % | Выход газа, % | Выход H2O, % | Органический остаток, % | Расход, H2 % | ||||
| Способ уровня техники | 89,69 | 52,84 | 17,89 | 7,3 | 28,1 | 6,75 | |||
Из сравнения результатов, приведенных в таблице 1 и таблице 2, видно, что как степень конверсии, так и выход нефтепродуктов в соответствии с данным изобретением, выше, чем в известном аналоге. Кроме того, может быть уменьшено количество органического остатка и повышена эффективность сжижения угля.
Claims (10)
1. Способ прямого сжижения угля, включающий в себя следующие стадии:
(1) приготовление угольной суспензии из сырого угля и катализатора;
(2) перемешивание угольной суспензии с водородом и предварительную обработку смеси, с последующей ее подачей в реакционную систему для проведения реакции сжижения;
(3) разделение отведенных из реактора продуктов реакции в сепараторе (9, 10) с образованием жидкой фазы и газовой фазы, при этом жидкую фазу подвергают фракционированию в ректификационной колонне (11) с атмосферным давлением с получением продукта в виде фракции дизельного топлива и остаточного продукта;
(4) подачу остаточного продукта, полученного в колонне с атмосферным давлением, в вакуумную ректификационную колонну (12) для разделения на дистиллят и остаток;
(5) смешивание фракции дизельного топлива и дистиллята с образованием смеси и последующую подачу смеси в реактор (13) гидрообработки с псевдоожиженным слоем и принудительной циркуляцией для проведения процесса гидрогенизации;
(6) фракционирование продуктов гидрогенизации на нефтяные продукты и водорододонорный растворитель, рециркулируемый на стадию (1).
2. Способ по п.1, в котором стадия (1) включает следующие операции:
(а) превращение сырого угля в угольный порошок с заданным размером частиц после сушки и измельчения сырого угля в аппарате предварительной обработки; (b) обработку исходного сырья (3) для катализатора и угольного порошка в аппарате (4) для приготовления катализатора с получением ультратонкого порошка катализатора сжижения угля; (с) перемешивание в аппарате (5) для приготовления суспензии катализатора сжижения угля и порошка угля с водорододонорным растворителем (16) с образованием угольной суспензии.
3. Способ по п.1, в котором стадия реакции сжижения угля включает в себя следующие операции:
(а) подачу суспензии угля после ее перемешивания с водородом (6) и предварительного нагрева в первый реактор (7) с псевдоожиженным слоем и принудительной циркуляцией для проведения реакции сжижения с получением выходящих из реактора продуктов реакции; (b) подачу продуктов реакции, выходящих из первого реактора (7) с псевдоожиженным слоем, после их смешивания с водородом во второй реактор (8) с псевдоожиженным слоем и принудительной циркуляцией для продолжения реакции сжижения, при этом указанные реакторы с псевдоожиженным слоем функционируют при следующих условиях проведения реакции: температура реакции 430-465°С; давление реакции 15-19 МПа; соотношение количеств газа и жидкости 600-1000 нл/кг; объемная скорость суспензии угля 0,7-1,0 т/м3 ч; степень добавления катализатора Fe/сухой уголь = 0,5-1,0 мас.%.
4. Способ по п.1, в котором стадия (3) включает в себя следующие операции:
(a) подачу потока продуктов реакции в высокотемпературный сепаратор (9) для разделения на газовую фазу и жидкую фазу, при этом температуру в высокотемпературном сепараторе поддерживают на уровне 420°С;
(b) подачу газовой фазы из высокотемпературного сепаратора (9) в низкотемпературный сепаратор (10) для дальнейшего разделения на газ и жидкость, при этом температуру в низкотемпературном сепараторе поддерживают на уровне комнатной температуры.
5. Способ по п.2, в котором в качестве катализатора сжижения используют γ-FeOOH, частицы которого имеют диаметр 20-30 нм и длину 100-180 нм, причем катализатор содержит серу при молярном отношении S/Fe=2.
6. Способ по п.1, в котором гидрогенизацию на стадии (5) проводят при следующих условиях: температура реакции 330-390°С; давление реакции 10-15 МПа; соотношение количеств газа и жидкости 600-1000 нл/кг; объемная скорость 0,8-2,5 ч-1.
7. Способ по п.1, в котором рециркулирующий водорододонорный растворитель представляет собой гидрогенизированный сжиженный нефтепродукт с температурой кипения в интервале 220-450°С.
8. Способ по п.1, в котором остаток в вакуумной ректификационной колонне (12) характеризуется содержанием твердой фазы 50-55 мас.%.
9. Способ по п.1, в котором смесь фракции дизельного топлива, выходящего из колонны с атмосферным давлением, и дистиллята из вакуумной колонны имеет температуру кипения C5 в интервале 530°С.
10. Способ по п.1, в котором реактор (13) гидрообработки с псевдоожиженным слоем и принудительной циркуляцией представляет собой реактор с внутрикорпусным оборудованием, при этом вблизи днища реактора установлен циркуляционный насос, а катализатор в реакторе может быть заменен в процессе функционирования.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN200410070249.6 | 2004-07-30 | ||
| CNB2004100702496A CN1257252C (zh) | 2004-07-30 | 2004-07-30 | 一种煤炭直接液化的方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2332440C1 true RU2332440C1 (ru) | 2008-08-27 |
Family
ID=34604440
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007107590/04A RU2332440C1 (ru) | 2004-07-30 | 2005-07-27 | Способ прямого сжижения угля |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7763167B2 (ru) |
| EP (1) | EP1783194B1 (ru) |
| JP (1) | JP4866351B2 (ru) |
| CN (1) | CN1257252C (ru) |
| AU (1) | AU2005266712B2 (ru) |
| CA (1) | CA2575445C (ru) |
| ES (1) | ES2540745T3 (ru) |
| PL (1) | PL1783194T3 (ru) |
| RU (1) | RU2332440C1 (ru) |
| UA (1) | UA83585C2 (ru) |
| WO (1) | WO2006010330A1 (ru) |
Families Citing this family (42)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN100381540C (zh) * | 2006-06-27 | 2008-04-16 | 神华集团有限责任公司 | 一种煤直接液化方法 |
| CN100441663C (zh) * | 2006-12-01 | 2008-12-10 | 王守峰 | 煤流态化加氢液化方法 |
| CN100413940C (zh) * | 2006-12-05 | 2008-08-27 | 山东科技大学 | 一种常压下煤加氢直接液化的方法 |
| CN101280207B (zh) * | 2007-04-04 | 2011-04-20 | 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 |
| CN101220287B (zh) * | 2007-12-13 | 2010-11-10 | 神华集团有限责任公司 | 一种煤与石油共同加工生产优质发动机燃料的方法 |
| US8123934B2 (en) | 2008-06-18 | 2012-02-28 | Chevron U.S.A., Inc. | System and method for pretreatment of solid carbonaceous material |
| CN101333448B (zh) * | 2008-07-09 | 2012-05-09 | 煤炭科学研究总院 | 一种用石油或石油炼制副产品替代循环溶剂的煤直接液化方法 |
| US9944858B2 (en) | 2010-04-07 | 2018-04-17 | Licella Pty Limited | Methods for biofuel production |
| CN102233279B (zh) * | 2010-04-23 | 2013-04-17 | 金军 | 一种煤直接加氢液化催化剂和煤直接加氢液化方法 |
| CN102010741B (zh) * | 2010-11-26 | 2013-04-10 | 煤炭科学研究总院 | 一种包含液化残渣最大化利用的煤炭直接液化方法 |
| US8679368B2 (en) | 2010-12-22 | 2014-03-25 | Southwest Research Institute | Synthetic hydrocarbon production by direct reduction of carbonaceous materials with synthesis gas |
| US8435478B2 (en) | 2011-01-27 | 2013-05-07 | Southwest Research Institute | Enhancement of syngas production in coal gasification with CO2 conversion under plasma conditions |
| CN102250654A (zh) * | 2011-06-10 | 2011-11-23 | 吴庆伟 | 一种煤制油的方法 |
| CN102977916B (zh) * | 2011-09-05 | 2015-03-25 | 煤炭科学研究总院 | 煤焦油催化加氢方法及装置 |
| US9234139B2 (en) * | 2011-11-01 | 2016-01-12 | Accelergy Corporation | Diesel fuel production process employing direct and indirect coal liquefaction |
| CN104937077A (zh) * | 2013-01-14 | 2015-09-23 | 亚申公司 | 直接煤液化方法 |
| CN103074097B (zh) * | 2013-01-31 | 2015-07-01 | 煤炭科学研究总院 | 一种煤直接液化方法及系统 |
| KR101514542B1 (ko) | 2013-09-17 | 2015-04-22 | 주식회사 포스코 | 코크스용 첨가제 제조방법 |
| US20150136580A1 (en) * | 2013-11-19 | 2015-05-21 | Uop Llc | Process for pyrolyzing coal using a recycled hydrogen donor |
| US9061953B2 (en) | 2013-11-19 | 2015-06-23 | Uop Llc | Process for converting polycyclic aromatic compounds to monocyclic aromatic compounds |
| CN104789252B (zh) * | 2014-01-21 | 2018-06-12 | 北京金菲特能源科技有限公司 | 一种通用型重质原料催化浆料加氢轻质化方法与装置 |
| CN104194830B (zh) * | 2014-08-29 | 2017-01-11 | 神华集团有限责任公司 | 煤直接液化循环溶剂、其加工方法以及利用其的煤直接液化方法 |
| CN105861064B (zh) | 2015-01-23 | 2018-11-16 | 通用电气公司 | 煤浆预热装置及使用该装置的煤气化系统和方法 |
| CN104893751B (zh) * | 2015-06-29 | 2017-10-27 | 神华集团有限责任公司 | 煤液化系统及煤液化的方法 |
| CN104962307B (zh) * | 2015-06-29 | 2017-03-22 | 陕西延长石油（集团）有限责任公司 | 一种煤炭液化生产轻质油的方法 |
| KR101759326B1 (ko) | 2015-12-21 | 2017-07-18 | 주식회사 포스코 | 코크스용 첨가제 제조 장치 |
| CN106978209A (zh) * | 2016-01-19 | 2017-07-25 | 肇庆市顺鑫煤化工科技有限公司 | 一种煤直接液化产物的分离方法和装置 |
| CN108728150B (zh) * | 2017-04-19 | 2020-11-13 | 神华集团有限责任公司 | 煤直接液化的方法及其系统和煤直接液化产生的尾气的换热方法 |
| CA3075302A1 (en) | 2017-09-07 | 2019-03-14 | Mcfinney, Llc | Methods for biological processing of hydrocarbon-containing substances and system for realization thereof |
| CN109554185B (zh) * | 2017-09-25 | 2023-10-03 | 国家能源投资集团有限责任公司 | 煤进行液化反应的方法和装置以及煤直接液化生产油品的方法和系统 |
| CN108048121B (zh) * | 2017-11-24 | 2020-12-08 | 神华集团有限责任公司 | 煤直接液化方法及煤直接液化装置 |
| CN109929585A (zh) * | 2017-12-19 | 2019-06-25 | 何巨堂 | 冷凝回用反应产物的气相内中质烃的碳氢料加氢反应方法 |
| CN108203590B (zh) * | 2017-12-26 | 2019-07-26 | 北京三聚环保新材料股份有限公司 | 一种煤与生物质直接液化的方法 |
| CN108315041B (zh) * | 2017-12-26 | 2020-02-28 | 北京三聚环保新材料股份有限公司 | 一种煤与生物质直接液化的方法 |
| CN109355100B (zh) * | 2018-12-17 | 2021-03-16 | 陕西延长石油（集团）有限责任公司 | 一种煤焦油加工与煤共炼组合工艺 |
| CN112175655A (zh) * | 2019-07-04 | 2021-01-05 | 南京延长反应技术研究院有限公司 | 一种煤直接液化的强化反应系统及方法 |
| CN112175652A (zh) * | 2019-07-04 | 2021-01-05 | 南京延长反应技术研究院有限公司 | 一种煤直接液化的乳化床强化反应系统及方法 |
| CN112175656A (zh) * | 2019-07-04 | 2021-01-05 | 南京延长反应技术研究院有限公司 | 一种煤直接液化的悬浮床强化反应系统及方法 |
| CN111621318B (zh) * | 2020-05-14 | 2022-03-15 | 中国神华煤制油化工有限公司 | 密封油的生产方法和装置 |
| CN114752410B (zh) * | 2022-03-28 | 2024-03-26 | 中国神华煤制油化工有限公司 | 金属轧制基础油及其制备方法 |
| AU2023422922A1 (en) * | 2023-01-09 | 2024-10-03 | China Shenhua Coal To Liquid And Chemical Co., Ltd | A recycling hydrogen-donating solvent for direct coal liquefaction and preparation method therefor and use thereof |
| CN116445192B (zh) * | 2023-04-25 | 2024-07-02 | 西北大学 | 一种以煤焦油萘油为原料制备煤基吸热型碳氢燃料的方法 |
Family Cites Families (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3519555A (en) * | 1968-11-08 | 1970-07-07 | Hydrocarbon Research Inc | Ebullated bed coal hydrogenation |
| US4400263A (en) | 1981-02-09 | 1983-08-23 | Hri, Inc. | H-Coal process and plant design |
| US4473462A (en) * | 1983-04-20 | 1984-09-25 | Chemroll Enterprises Inc | Treatment of petroleum and petroleum residues |
| US4465584A (en) * | 1983-03-14 | 1984-08-14 | Exxon Research & Engineering Co. | Use of hydrogen sulfide to reduce the viscosity of bottoms streams produced in hydroconversion processes |
| JPS636084A (ja) * | 1986-06-26 | 1988-01-12 | Nippon Kokan Kk <Nkk> | スラリ−反応器 |
| US4792391A (en) * | 1987-06-11 | 1988-12-20 | Amoco Corporation | Floating recycle pan and process for ebullated bed reactors |
| JP3227312B2 (ja) * | 1994-07-27 | 2001-11-12 | 株式会社神戸製鋼所 | 石炭の液化方法 |
| US6190542B1 (en) * | 1996-02-23 | 2001-02-20 | Hydrocarbon Technologies, Inc. | Catalytic multi-stage process for hydroconversion and refining hydrocarbon feeds |
| JPH10130655A (ja) | 1996-10-29 | 1998-05-19 | Nippon Steel Corp | 石炭液化プロセスにおける液化残渣粘度の把握方法およびその液化残渣の排出方法 |
| JPH10324877A (ja) * | 1997-03-27 | 1998-12-08 | Nippon Brown Coal Liquefaction Corp | 石炭の液化方法 |
| JPH10298557A (ja) | 1997-04-25 | 1998-11-10 | Nippon Steel Corp | 石炭の液化方法 |
| CA2412363C (en) * | 2000-06-19 | 2010-03-30 | James B. Mac Arthur | Method for presulfiding and preconditioning of residuum hydroconversion catalyst |
-
2004
- 2004-07-30 CN CNB2004100702496A patent/CN1257252C/zh not_active Expired - Lifetime
-
2005
- 2005-07-27 ES ES05771295.2T patent/ES2540745T3/es active Active
- 2005-07-27 US US11/572,638 patent/US7763167B2/en active Active
- 2005-07-27 WO PCT/CN2005/001132 patent/WO2006010330A1/zh active Application Filing
- 2005-07-27 UA UAA200702177A patent/UA83585C2/ru unknown
- 2005-07-27 EP EP05771295.2A patent/EP1783194B1/en active Active
- 2005-07-27 PL PL05771295T patent/PL1783194T3/pl unknown
- 2005-07-27 JP JP2007522903A patent/JP4866351B2/ja active Active
- 2005-07-27 RU RU2007107590/04A patent/RU2332440C1/ru active
- 2005-07-27 AU AU2005266712A patent/AU2005266712B2/en active Active
- 2005-07-27 CA CA2575445A patent/CA2575445C/en active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2006010330A1 (en) | 2006-02-02 |
| PL1783194T3 (pl) | 2015-08-31 |
| EP1783194A4 (en) | 2009-08-12 |
| JP4866351B2 (ja) | 2012-02-01 |
| CA2575445C (en) | 2011-03-22 |
| JP2008508369A (ja) | 2008-03-21 |
| ES2540745T3 (es) | 2015-07-13 |
| CN1257252C (zh) | 2006-05-24 |
| AU2005266712B2 (en) | 2009-08-13 |
| EP1783194A1 (en) | 2007-05-09 |
| AU2005266712A1 (en) | 2006-02-02 |
| EP1783194B1 (en) | 2015-04-01 |
| UA83585C2 (ru) | 2008-07-25 |
| CA2575445A1 (en) | 2006-02-02 |
| US20090152171A1 (en) | 2009-06-18 |
| CN1587351A (zh) | 2005-03-02 |
| US7763167B2 (en) | 2010-07-27 |
| US20090283450A2 (en) | 2009-11-19 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2332440C1 (ru) | Способ прямого сжижения угля | |
| CN102191072B (zh) | 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 | |
| US8623102B2 (en) | Process for direct hydorliquefaction of biomass comprising two stages of ebullating bed hydroconversion | |
| CN102115674B (zh) | 一种煤液化与石油炼制的组合方法 | |
| RU2541324C2 (ru) | Добавка для процесса гидропереработки и способ ее получения и применения | |
| RU2622393C2 (ru) | Конверсия асфальтенового пека в течение процесса гидрокрекинга остатка с кипящим слоем | |
| CN105567314A (zh) | 用于生产具有低沉积物含量的燃料油的石油原料转化方法 | |
| KR20110058639A (ko) | 중질유, 초중질유 및 잔사유에 대한 수소전환 공정 | |
| CN103265971A (zh) | 一种非均相煤焦油悬浮床加氢方法 | |
| CN102796559A (zh) | 加氢裂化生产燃料油的方法及装置 | |
| CN104962307B (zh) | 一种煤炭液化生产轻质油的方法 | |
| CN107177378A (zh) | 重油原料的超临界萃取与悬浮床加氢的组合系统及方法 | |
| CN105567316A (zh) | 劣质重油加工处理方法 | |
| CN107267186B (zh) | 煤温和加氢热解制备液态烃的方法 | |
| CN103897730A (zh) | 一种包含原料分路串联预加氢过程的劣质烃加氢改质方法 | |
| CN109111950B (zh) | 全馏分焦油加氢生产液体燃料的方法 | |
| CN111378490B (zh) | 一种煤焦油全馏分沸腾床-固定床组合处理工艺 | |
| CN106635152B (zh) | 一种煤焦油全馏分油的加工方法 | |
| CN105038853B (zh) | 一种利用fcc油浆和煤共炼制油的方法 | |
| CN205152158U (zh) | 一种煤焦油悬浮床加氢裂化装置 | |
| WO2014110085A1 (en) | Direct coal liquefaction process | |
| US20170321125A1 (en) | Direct coal liquefaction process | |
| CN114479937B (zh) | 一种重油转化为轻质油和乙炔的方法 | |
| CN113999690B (zh) | 一种煤焦油流化床热解处理的装置及方法 | |
| CN114989863B (zh) | 劣质重油的加工方法和加工装置 |