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煤化工跨界再添底气

4项新技术通过鉴定
煤化工跨界再添底气

  7月26~27日,延长石油集团碳氢高效利用技术研究中心开发的流化床粉煤加压热解、生物质与煤共热解、甲烷直接转化制芳烃联产氢气及悬浮床加氢裂化高效催化剂等4项新技术,在西安通过了陕西省石油和化学工业联合会组织的科技成果鉴定,专家认为处于国内或国际领先地位。这让煤化工产业跨界发展再添底气。


  粉煤快速热解:
  低成本绿色发电

  延长石油集团首席煤化工专家、碳氢中心主任李大鹏说,流化床粉煤加压快速热解工艺技术以粉煤为原料,采用流化床反应器,在加氢加压条件下快速热解制取煤焦油。由于该技术热解反应时间非常短,可减少初级热解产物二次反应,提高液体收率。
  据介绍,该技术的创新点之一是气-固为热载体的流化床提升管式热解反应器,在保证焦油收率较高的同时,提高系统操作负荷。同时还开发了一种热解油气与焦粉高效分离技术与装备,使煤焦油中粉尘含量减少,满足下游加工要求。
  延长石油碳氢中心建立的试验装置(1.0MPa、10千克/小时)试验结果表明,煤焦油收率超过目前6%~8%的行业水平;在优化工艺条件下煤焦油收率最高可达18.27%,平均收率为15.14%,为目前最高水平。
  在此基础上,延长石油碳氢中心建成了36吨/天煤提取煤焦油与合成气一体化技术(CCSI)工业化示范试验装置,将粉煤热解与半焦气化结合在一个反应器内分级转化和优化集成,产物包括煤焦油、合成气及其下游产品,实现“两头见油”。目前已完成3次开车试验,煤焦油收率达到15%以上。若按年加工1亿吨粉煤计算,将获得1500万吨优质煤焦油,相当于一个千万吨级大油田。若合成气加工为精细化工产品,会获得更高的附加值。
  “这项技术的重要意义还远不止这些,CCSI(以空气做气化剂)产生的粗合成气还可用来发电,与绿色发电技术集成耦合,进行产业延伸嫁接,从而构建煤炭清洁高效转化-煤焦油深加工-绿色发电一体化的新型煤电油化多联产模式。”李大鹏告诉记者,我国燃煤机组占发电机组总量的70%以上,经计算,若对现有电厂燃煤锅炉进行CCSI配套300MW级亚临界燃气发电技术改造,改造费用约为5000万元,能源综合效率达到42.99%,当量供电煤耗降至293.16gec/kWh,所产烟气的污染物大幅减少。若新建CCSI装置配套350MW级燃气轮机发电机组,投资强度约6000~7000元/千瓦时,综合能效达到46.85%,当量供电煤耗降至264.62gec/kWh,所产烟气直接达到燃气机组的超低排放标准。
  CCSI产生的合成气成本低廉,仅相当于天然气价格约为0.74元/Nm3的原料成本,若60%的燃煤电厂与CCSI技术进行耦合,在实现绿色发电的同时可多产煤焦油1.8亿吨/年,这个量超过了我国原油进口量的一半。
  以中国石化联合会煤化工专委会专家、陕西省化工学会名誉理事长贺永德为主任的鉴定委员会认为,这种新型煤热解技术思路新颖、创新性强,处于国内领先水平。


  生物质与煤共热解:
  协同效应最大化

  近年来,生物质与煤共热解研究备受瞩目,但由于两者热解温度差异较大,是否存在协同效应尚存争议。
  延长石油碳氢中心在粉煤加压热解的基础上,提出生物质与煤分段两步法热解新思路,开发了一种加压连续进料装置及热耦合式生物质与煤共热解流化床反应器等专利产品。
  李大鹏说,这种生物质与煤流化床快速共热解是一种降低成本、提高焦油收率的新工艺路线,采用自主设计的生物质螺旋进料装置,解决了生物质流动性较差引起的缠结、架桥等问题,实现了物料连续、稳定输送。
  由于生物质与煤在一个集成反应器中分段单独热解,两者的热解均处于最佳反应温度,而且生物质热解产生H2以及K、Ca、Na等金属元素,对煤的热解起到加氢、催化作用。同时煤热解产生足够多的自由基,生物质油二次反应以及半焦发生还原反应释放H2、CO,为煤提供足够多的氢供体,自由基和氢供体达到最佳平衡点,实现生物质油和煤焦油优势互补,从而提高热解油收率,最大化共热解协同效应。
  据介绍,延长石油碳氢中心建立的10千克/小时流化床快速热解试验装置经过77次反复实验,最终选取适宜的生物质秸秆与煤种,确定生物质与煤的最佳掺混比例为70%:30%(wt),且实验结果显示共热解焦油收率达16%~20%,协同效应为20%~40%。另外,从油品品质分析,共热解油中酚类化合物和含O、N、S杂环化合物含量少,芳烃化合物含量较高,说明生物质的加氢作用明显,适合作为化工原料及加氢制汽、柴油。
  贺永德认为,该技术成果处于国内领先水平,建议加强煤与生物质共热解定向转化为精细化学品开发研究。


  甲烷制芳烃联产氢气:
  两种资源都宝贵

  甲烷直接转化制芳烃联产氢气技术,则是利用天然气、页岩气、煤层气等富含的甲烷、乙烷等低级烷烃资源,在无氧条件下一步法直接转化生成国内短缺的苯、甲苯、萘等芳烃产品,同时联产宝贵的氢气,实现资源利用率和产品价值最大化,而且能够与石油化工、煤化工协同发展。
  “该技术既获得了芳烃又联产氢气,可与煤化工结合发展,这是最大亮点。”以中石油咨询中心专家、原中石油炼化局总工程师门存贵为主任的鉴定委员会认为,甲烷制芳烃技术国内外也有研究,但延长石油碳氢中心开发的流化床再生循环新工艺有其独有特点,而且实验装置规模最大,成果整体处于国际领先地位。
  据了解,该工艺针对甲烷无氧芳构化反应中单程转化率低、催化剂失活快、反应-再生难以连续进行等难题,建成了甲烷无氧芳构化流化反应-再生循环实验装置(反应/再生器内径50毫米,催化剂最大装填量300克),并实现了连续稳定运行。
  循环流化装置实验结果显示,甲烷转化率保持在15%以上,苯选择性45%左右,芳烃选择性55%以上,为中试放大奠定了基础。


  高效催化剂:
  可大量替代进口

  延长石油碳氢中心采用氧化、沉淀、负载一步法制备的悬浮床加氢裂化高效催化剂,是一种微纳米结构复合催化剂,主要应用于煤直接液化、煤油共炼、重劣质油轻质化及煤焦油加氢等,降低了结焦风险,有利于促进悬浮床加氢裂化技术推广应用及煤炭清洁利用、重劣质油高效利用,将在煤制油领域替代目前大多采用的进口催化剂,加快高端技术国产化过程。
  “这种铁基催化剂的创新点是将纳米级α-FeOOH活性组分与大比表面积的微米级碳材料载体高度复合,制备上具有流程短、可控性好、成本低等优点,性能上不仅转化率和液体收率高,而且还具有减缓结焦功能能。”门存贵对记者说,该成果总体达到国际领先水平,建议加快催化剂工业放大并推广应用。
  据了解,延长石油碳氢中心已完成千克级催化剂制备,并在150千克/天的悬浮床加氢裂化中试装置进行性能评价连续实验,与延长石油煤油共炼工业示范装置目前使用的商业催化剂相比,催化剂使用量降低45%,液体收率(<525℃馏分)提高5.4个百分点。(中国化工报)

煤化工

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