CN108998068A - 煤直接液化系统及煤直接液化方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种煤直接液化系统及煤直接液化方法。该煤直接液化系统包括：第一煤液化反应装置、第一分离单元、循环物料输送泵、催化加氢反应单元和第二分离单元，第一煤液化反应装置仅包括壳体，且壳体的内部形成反应腔，第一加料口用于加入催化剂、煤粉和溶剂；第一分离单元设置有待分离物料入口、循环物料出口及待加氢物料出口，循环物料出口与循环液入口通过物料循环管路相连通，待分离物料入口与第一煤液化产物出口相连通；循环物料输送泵设置在物料循环管路上。采用上述煤直接液化系统对油煤浆进行处理有利于提高煤液化反应速率和油收率，大幅降低在煤液化反应装置内部产生结块或结焦的风险，保证设备实现长周期稳定运行，降低建造成本。

Description

煤直接液化系统及煤直接液化方法

技术领域

本发明涉及煤化工领域，具体而言，涉及一种煤直接液化系统及煤直接液化方法。

背景技术

自德国柏吉乌斯(Bergius)发明煤高温高压加氢生产液体燃料技术以来，煤直接液化技术发展已经历了百年历史。高效液化催化剂、固液分离、供氢溶剂、加氢液化反应器和溶剂加工技术等的应用和革新，极大地推动了煤直接液化技术的进步，其可以划分为三个主要创新发展阶段，煤直接液化首次工业应用、石油危机引发的二次创新开发和世界首套百万吨级煤直接液化工业化装置建设及实现商业化运营三个阶段。2010年，世界首套煤百万吨级直接液化装置—神华鄂尔多斯108万t/a煤直接液化工业化装置(DP)成功转入商业化运营，标志着煤直接液化进入工业化发展阶段；因是世界首套百万吨级示范装置，没有成熟经验可供借鉴，也暴露一些问题如关键设备磨损、反应器和加热炉结焦、油收率偏低、煤液化高浓度污水处理困难等，解决此类问题是当前煤直接液化技术面临的重要课题。当前影响煤直接液化实现产业化的主要因素包括建设投资成本高、装置长周期运行、煤的液化转化率和油收率低，其中装置长周期运行及装置油收率是关键因素，直接影响着煤直接液化装置的经济效益和市场竞争力。神华煤直接液化百万吨级示范装置实际运行表明，煤液化反应器结焦结块是影响装置长周期运行的主要因素。

与HTI工艺相同，中国神华煤直接液化工艺也是采用底部带有强制循环的反应器，其是核心设备之一；煤液化反应器底部设置强制循环泵可有效防止固体物的沉积，但反应器内部结构相对较复杂，设置回流杯及中心管，为保证循环泵正常工作，顶部必须有提供气液分离的空间，因而存在气液化分界面，同时可实现轻质物料及时分离，一定程度上避免了目标产物的两次裂化。但神华百万吨级煤直接液化装置实际运行表明由于反应器顶部存在气液分界面易导致反应器顶部发生结块和结焦情况，减小了气液化分离空间，同时结块和结焦物易进入循环杯中，因而影响反应器底部循环泵正常工作，且存在反应器大面积结焦风险，导致煤液化反应器无法实现长周期运转。

发明内容

本发明的主要目的在于提供一种煤直接液化系统及煤直接液化方法，以解决采用现有的煤液化系统进行煤液化反应过程中存在反应器易产生结焦的问题。

为了实现上述目的，根据本发明的一个方面，提供了一种煤直接液化系统，煤直接液化系统包括：第一煤液化反应装置、第一分离单元、循环物料输送泵、催化加氢反应单元和第二分离单元。第一煤液化反应装置设置有第一加料口、第一煤液化产物出口和循环液入口，第一煤液化反应装置仅包括壳体，且壳体的内部形成反应腔，第一加料口用于加入催化剂、煤粉和溶剂；第一分离单元设置有待分离物料入口、循环物料出口及待加氢物料出口，循环物料出口与循环液入口通过物料循环管路相连通，待分离物料入口与第一煤液化产物出口相连通；循环物料输送泵设置在物料循环管路上；催化加氢反应单元设置有待加氢物料入口和催化加氢产物出口，待加氢物料入口与待加氢物料出口相连通；第二分离单元设置有催化加氢产物入口，催化加氢产物入口与催化加氢产物出口相连通。

进一步地，煤直接液化系统还包括油煤浆配制装置和油煤浆加热炉。油煤浆配制装置设置有催化剂入口、煤粉入口、溶剂入口和油煤浆出口，油煤浆出口与第一加料口通过油煤浆输送管路相连通；油煤浆加热炉用于对油煤浆输送管路中的物料进行加热。

进一步地，煤直接液化系统还包括：氢气供应装置、循环溶剂供应装置和第二煤液化反应装置。氢气供应装置设置有氢气供应口，循环溶剂供应装置设置有循环溶剂供应口，第二煤液化反应装置设置有第二加料口和第二煤液化产物出口，第二加料口分别与第一煤液化产物出口、氢气供应口及循环溶剂供应口相连通，第二煤液化产物出口与待分离物料入口相连通，第二煤液化反应装置仅包括壳体，且壳体的内部形成反应腔。

进一步地，第一分离单元包括：第一热高压分离装置、第一冷高压分离装置和蒸馏装置。第一热高压分离装置设置有待分离物料入口、循环物料出口和第一气相出口；第一冷高压分离装置设置有第一气相入口、第二气相出口和第二液相出口，第一气相入口与第一气相出口相连通；蒸馏装置设置有待蒸馏物料入口和待加氢物料出口，待蒸馏物料入口分别与循环物料出口及第二液相出口相连通，待加氢物料出口与催化加氢反应单元相连通。

进一步地，催化加氢反应单元包括：催化加氢反应装置和原料油加氢热炉。催化加氢反应装置设置有待加氢物料入口和加氢产物出口，待加氢物料入口与待加氢物料出口通过待加氢物料输送管路相连通；原料油加氢热炉设置在待加氢物料输送管路上，用于对待加氢物料输送管路中的物料进行加热。

进一步地，第二分离单元包括：第二热高压分离装置、第二冷高压分离装置和分馏装置。第二热高压分离装置设置有加氢产物入口、第三液相出口和第三气相出口，加氢产物入口与加氢产物出口相连通；第二冷高压分离装置设置有第三气相入口、第四气相出口和第四液相出口，第三气相入口与第三气相出口相连通；分馏装置设置有待分馏物料入口，待分馏物料入口分别与第三液相出口及第四液相出口相连通。

本申请另一方面还提供了一种煤直接液化方法，采用上述煤直接液化系统对油煤浆进行煤直接液化过程。

进一步地，煤直接液化方法包括：S1，将煤粉、催化剂和第一循环溶剂混合配制油煤浆；S2，将油煤浆与氢气混合，并在预热后进行第一煤液化反应，得到第一煤液化产物；S3，将第一煤液化产物与氢气及第二循环溶剂混合进行第二煤液化反应，得到第二煤液化产物；S4，使第二煤液化产物在第一热高压分离装置中进行分离，得到第一液相产物和第一气相产物；第一气相产物在第一冷高压分离装置中进行分离，得到第二液相产物和第二气相产物；S5，第一液相产物分为第一部分和第二部分，将第一部分第一液相产物和第二液相产物进行蒸馏，得到蒸馏油和液化残渣，将第二部分第一液相产物作为循环物料与油煤浆及氢气进行第一煤液化反应过程；

S6，将蒸馏油与氢气混合后依次进行催化加氢反应及分离过程，得到循环溶剂和煤液化产品。

进一步地，循环物料与油煤浆的进料量比为0.5～4:1；优选地，循环物料与油煤浆的进料量比为1.5～2.5:1。

进一步地，第一煤液化反应中，氢气的体积与油煤浆的重量之比记为N₁，第二煤液化反应中，氢气的体积与油煤浆的重量之比记为N₂，N₁和N₂分别独立地选自500～1500L/Kg，且N₂≥N₁。

进一步地，第一煤液化反应过程中的反应温度记为T₁，反应压力记为P₁，第二煤液化反应过程中的反应温度记为T₂，反应压力记为P₂，P₁和P₂分别独立地选自15～25MPa，T₁和T₂分别独立地选自440～465℃，且T₁≥T₂。

进一步地，第二煤液化反应中，第二循环溶剂的用量为油煤浆的5～20wt％。

进一步地，催化剂选自纳米级水合氧化铁、天然矿石、纯态铁的化合物和纳米级硫化亚铁组成的组中的一种或多种，且纯态铁的化合物选自铁元素的氧化物、硫化物和氢氧化物组成的组中的一种或多种；优选地，催化剂为纳米级水合氧化铁或纳米级硫化亚铁。

进一步地，催化剂的用量占油煤浆的0.5～3wt％；优选地，催化剂的用量占油煤浆的0.5～1.5wt％。

进一步地，催化加氢反应过程中，反应压力为10～19MPa，反应温度为350～390℃，体积空速为0.5～2.0h^-1，氢气和蒸馏油的体积比为300～1550:1。

应用本发明的技术方案，上述煤直接液化系统中，一方面在第一循环输送装置的作用下，提高了第一煤液化反应装置中的液相流速，可有效抑制固体物的沉积，第一煤液化反应装置中温度梯度小，易于控制和操作；物料循环同时降低第一煤液化反应装置中的气体滞留系数，有利于提高煤液化反应的氢分压，并有利于提高其利用率，缩短单程反应时间，可有效避免二次裂解反应，降低气体产率，提高氢利用效率；提高了液化反应中的催化剂含量以及较难以转化煤和沥青类物质的反应停留时间，从而促进煤的转化率及提高油收率。另一方面，上述煤直接液化系统中，第一煤液化反应装置仅仅是一个壳体，壳体内部形成液化反应腔，其内部没有任何构件，底部也不设置循环泵，这能够大大提高煤液化反应装置的空间利用效率，从而有利于提高装置处理能力；并且其还能够使第一煤液化反应过程在较高气/浆比条件下进行，提高煤液化反应过程中氢气分压，促进煤液化反应速率；此外上述煤液化反应装置中不存在气液分界面，这能够大幅降低在煤液化反应装置内部产生结块或结焦的风险，进而能够保证煤液化反应装置可实现长周期稳定运行，并降低系统建造成本。

附图说明

构成本申请的一部分的说明书附图用来提供对本发明的进一步理解，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。在附图中：

图1示出了本发明的一种典型的实施方式提供的一种煤直接液化系统的结构示意图。

其中，上述附图包括以下附图标记：

110、油煤浆配制装置；120、油煤浆加热炉；130、第一煤液化反应装置；140、第二煤液化反应装置；150、第一热高压分离装置；160、第一冷高压分离装置；170、蒸馏装置；210、缓冲装置；220、原料油加氢热炉；230、催化加氢反应装置；240、第二热高压分离装置；250、第二冷高压分离装置；260、分馏装置；101、低压煤浆循环泵；102、高压煤浆进料泵；103、循环物料输送泵；104、加氢原料泵。

具体实施方式

需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。下面将结合实施例来详细说明本发明。

正如背景技术所描述的，采用现有的煤液化系统进行煤液化反应过程中存在反应器易产生结焦的问题。为了解决上述技术问题，本申请提供了一种煤直接液化系统，煤直接液化系统包括第一煤液化反应装置130、第一分离单元、低压煤浆进料泵101、催化加氢反应单元和第二分离单元。第一煤液化反应装置130设置有第一加料口、第一煤液化产物出口和循环液入口，第一煤液化反应装置130仅包括壳体，且壳体的内部形成反应腔，第一加料口用于加入催化剂、煤粉和溶剂；第一分离单元设置有待分离物料入口、循环物料出口及待加氢物料出口，循环物料出口与循环液入口通过物料循环管路相连通，待分离物料入口与第一煤液化产物出口相连通；循环物料输送泵103设置在物料循环管路上；催化加氢反应单元设置有待加氢物料入口和催化加氢产物出口，待加氢物料入口与第一分离单元的出口端相连通；第二分离单元设置有催化加氢产物入口，催化加氢产物入口与待加氢物料出口相连通。

上述煤直接液化系统中，经第一加料口向第一煤液化反应装置130中加入所需的煤粉和溶剂并使其在第一煤液化反应装置130中进行第一煤液化反应，得到第一煤液化产物。然后将第一煤液化产物在第一分离单元中进行分离，得到循环物料和液相物料。通过第一循环输送装置将上述循环物料输送至第一煤液化反应装置130中与新的油煤浆进行再一次的第一煤液化反应过程。而上述液相物料经固液分离后输送至催化加氢反应单元进行加氢反应，得到加氢产物，然后经加氢产物出口输送至第二分离单元中。经第二分离单元的分离处理得到所需的循环供氢溶剂和液化产品。

上述煤直接液化系统中，一方面在第一循环输送装置的作用下，提高了第一煤液化反应装置130中的液相流速，可有效抑制固体物的沉积，第一煤液化反应装置130中温度梯度小，易于控制和操作；物料循环同时降低第一煤液化反应装置130中的气体滞留系数，有利于提高煤液化反应的氢分压，并有利于提高其利用率，缩短单程反应时间，可有效避免二次裂解反应，降低气体产率，提高氢利用效率；也提高了液化反应中的催化剂含量以及较难以转化煤和沥青类物质的反应停留时间，进一步促进了煤的液化。另一方面，上述煤直接液化系统中，第一煤液化反应装置130仅仅是一个壳体，壳体内部形成液化反应腔，其内部没有任何构件，底部也不设置循环泵，这能够大大提高煤液化反应装置的空间利用效率，从而有利于提高装置处理能力；并且其还能够使第一煤液化反应过程在较高气/浆比条件下进行，提高煤液化反应过程中氢气分压，促进煤液化反应速率；此外上述煤液化反应装置中不存在气液分界面，这能够大幅降低煤液化反应装置在煤液化反应装置内部产生结块或结焦的风险，进而能够保证煤液化反应装置可实现长周期稳定运行，并降低系统建造成本。

在一种优选的实施方式中，上述煤直接液化系统还包括油煤浆配制装置110和油煤浆加热炉120。油煤浆配制装置110设置有催化剂入口、煤粉入口、溶剂入口和油煤浆出口，上述油煤浆出口与第一加料口通过油煤浆输送管路相连通；油煤浆加热炉120用于对油煤浆输送管路中的物料进行加热。

在将油煤浆配制装置110中将煤粉和溶剂混合制成油煤浆，然后经油煤浆输送管路输送至第一煤液化反应装置130中，同时采用油煤浆加热炉120对油煤浆输送管路中的物料进行加热，这能够对使油煤浆进行预热。

上述煤直接液化系统还包括高压煤浆进料泵102，进行高压煤浆输送，同时为了进一步提高油煤浆的混合均匀性，上述油煤浆配制装置110中还设置油煤浆自循环管路和低压煤浆循环泵101，油煤浆自循环管路的入口和出口均与油煤浆配制装置110相连通，该低压煤浆循环泵101设置在上述油煤浆自循环管路上。

上述煤直接液化系统还包括氢气供应装置、循环溶剂供应装置和第二煤液化反应装置140，氢气供应装置设置有氢气供应口，循环溶剂供应装置设置有循环溶剂供应口，第二煤液化反应装置140设置有第二加料口和第二煤液化产物出口，第二加料口分别与氢气供应口及循环溶剂供应口相连通，第二煤液化产物出口与待分离物料入口相连通，第二煤液化反应装置140仅包括壳体，且壳体的内部形成反应腔。

第二煤液化反应装置140仅包括壳体，且壳体的内部形成反应腔，即内部没有任何构件，底部也不设置循环泵。经第二煤液化反应装置140的第二加料口加入氢气和循环溶剂，这能够提高第二煤液化反应装置140中氢气的分压，增加第二煤液化反应装置140中活性氢数量，提高了煤液化第二反应装置的反应苛刻度。通过在第二煤液化反应装置140入口引入氢气和循环溶剂，还能够降低第二煤液化反应装置140的反应苛刻度，促进难反应的煤及沥青类物质进一步转化为小分子的油，从而有利于提高煤的液化转化率和油收率，同时实现煤直接液化装置长周期高效运行，增强了煤直接液化技术的竞争力和经济效益。

上述煤直接液化系统中，第一分离反应单元包括：第一热高压分离装置150、第一冷高压分离装置160和蒸馏装置170。第一热高压分离装置150设置有待分离物料入口循环物料出口和第一气相出口；第一冷高压分离装置160设置有第一气相入口、第二气相出口和第二液相出口，第一气相入口与第一气相出口相连通；蒸馏装置170设置有待加氢物料入口和待加氢物料出口，待蒸馏物料入口分别与循环物料出口及第二液相出口相连通，待加氢物料出口与催化加氢反应单元相连通。

第二煤液化产物经第一热高压分离装置150进行分离，得到第一液相和第一气相，然后将第一气相经过第一冷高压分离装置160进行分离，得到第二液相和第二气相。第二气相部分作为循环氢气进行再一次利用，另一部分作为尾气排放。第一液相和第二液相混合后在蒸馏装置170中进行蒸馏得到煤液化油和液化残渣。

上述煤直接液化系统还包括缓冲装置210和加氢原料泵104，上述缓冲装置210设置在待加氢物料入口与第一分离单元的出口端之间的流路上，加氢原料泵104设置在缓冲装置210与第一分离单元的出口端之间的流路上。

在一种优选的实施方式中，催化加氢反应单元包括：催化加氢反应装置230和原料油加氢热炉220，催化加氢反应装置230设置有待加氢物料入口和加氢产物出口，待加氢物料入口与待加氢物料出口通过待加氢物料输送管路相连通；原料油加氢热炉220设置在待加氢物料输送管路上，用于对待加氢物料输送管路中的物料进行加热。

在催化加氢反应装置230中，对煤液化油进行催化加氢处理，有利于提高煤液化油中活泼氢的含量，从而有利于在后续的分离过程中得到具有较强供氢能力的循环溶剂，从而提高了煤的液化转化率和油收率。

通过第二分离单元能够将上述加氢后的产物进行分离得到循环溶剂和煤液化产品。上述第二分离单元可以采用本领域常用的分离装置。优选地，第二分离反应单元包括：第二热高压分离装置240、第二冷高压分离装置250和分馏装置260，第二热高压分离装置240设置有加氢产物入口、第三液相出口和第三气相出口，加氢产物入口与加氢产物出口相连通；第二冷高压分离装置250设置有第三气相入口、第四气相出口和第四液相出口，第三气相入口与第三气相出口相连通；分馏装置260设置有待分馏物料入口，待分馏物料入口分别与第三液相出口及第四液相出口相连通。

本申请另一方面还提供了一种煤直接液化方法，采用上述煤直接液化系统对油煤浆进行煤直接液化过程。

采用上述煤直接液化系统进行煤直接液化过程一方面有利于提高煤直接液化反应过程中煤的转化率和油的收率，另一方面还有利于降低煤液化反应装置内部产生结块或结焦的风险，进而能够保证煤液化反应装置可实现长周期稳定运行，并降低系统建造成本，增强了煤直接液化方法的竞争力和经济效益。

优选地，上述煤直接液化方法包括：

S1，将煤粉、催化剂和第一循环溶剂混合配制油煤浆；

S2，将油煤浆与氢气混合，并在预热后进行第一煤液化反应，得到第一煤液化产物；

S3，将第一煤液化产物与氢气及第二循环溶剂混合进行第二煤液化反应，得到第二煤液化产物；

S4，使第二煤液化产物在第一热高压分离装置150中进行分离，得到第一液相产物和第一气相产物；第一气相产物在第一冷高压分离装置160中进行分离，得到第二液相产物和第二气相产物；

S5，第一液相产物分为第一部分和第二部分，第一部分第一液相产物和第二液相产物进行蒸馏，得到蒸馏油和液化残渣，第二部分第一液相产物作为循环物料与油煤浆及氢气进行第一煤液化反应过程；

S6，将蒸馏油与氢气混合后依次进行催化加氢反应及分离过程，得到循环溶剂和煤液化产品。

第一循环溶剂和第二循环溶剂可以选用本领域常规的溶剂，二者的种类可以相同，也可用不同。

在一种优选的实施方式中，循环物料与油煤浆的进料量比为0.5～4:1。循环物料与油煤浆的进料量比包括但不限于上述范围，而将其限定在上述范围内有利于提高煤液化反应过程中油的收率。更优选地，循环物料与油煤浆的进料量比为1.5～2.5:1。

热高压分离液相产物循环量是依据第一煤液化反应装置130的空塔液速决定，从第一热高压分离装置150中分离出的循环物料的循环量过高时，会导致煤液化反应装置的处理能力降低，热量损失大；而当循环物料的循环量过低时，会导致煤液化反应装置中的液相流速低，易发生固体物料沉积，导致反应器无法长周期运行，气体滞留系数大，反应器利用率低，单程反应时间长，二次裂化明显，气体产率高，目标产物油收率低。为了降低第一煤液化反应装置130中的固体物料沉积率，优选地第一煤液化反应装置130中的空塔液速大于2.0cm/s，更优选为2.0～3cm/s。

在一种优选的实施方式中，第一煤液化反应中，氢气的体积与油煤浆的重量之比记为N₁，第二煤液化反应中，氢气的体积与油煤浆的重量之比记为N₂，N₁和N₂分别独立地选自500～1500L/Kg，且N₂≥N₁。将第一煤液化反应和第二煤液化反应中氢气的体积与油煤浆的重量之比(氢/浆)限定在上述范围内有利于进一步提高煤粉的转化率。由于第二煤液化反应装置140有更高的反应氢分压，降低第二煤液化反应装置140的反应苛刻度，能够使煤液化反应较充分，保证液化反应过程中煤有较高的转化率和液态燃料的产率。

在一种优选的实施方式中，第一煤液化反应过程中的反应温度记为T₁，反应压力记为P₁，第二煤液化反应过程中的反应温度记为T₂，反应压力记为P₂，P₁和P₂分别独立地选自15～25MPa，T₁和T₂分别独立地选自440～465℃，且T₁≥T₂。

向第二煤液化反应装置140引入氢气，第二煤液化反应装置140氢/煤浆比不低于第一煤液化反应装置130。将第一煤液化反应和第二煤液化反应过程的反应温度和反应压力分别限定在上述范围，不仅有利于进一步提高煤粉的转化率和油的收率，还有利于降低装置的建造投资成本。

在一种优选的实施方式中，第二煤液化反应中，第二循环溶剂的用量为油煤浆的5～20wt％。在第二煤液化反应过程中，加入循环溶剂，可以保证煤液化反应过程中活性氢数量充分，促进煤的进一步液化转化，有利于提高煤的液化油收率，同时也可以通过注入循环溶剂的量控制第二反应器的反应温度。

本发明所提供的煤直接液化方法中，液化反应过程中可以采用本领域技术人员在煤直接液化过程中常用的催化剂。在一种优选的实施方式中，催化剂包括但不限于纳米级水合氧化铁、天然矿石、纯态铁的化合物和纳米级硫化亚铁组成的组中的一种或多种，且纯态铁的化合物选自铁元素的氧化物、硫化物和氢氧化物组成的组中的一种或多种；优选地，催化剂为纳米级水合氧化铁或纳米级硫化亚铁。上述催化剂具有生产成本低，液化活性高等优点，因而采用上述催化剂有利于能够降低催化剂添加量，提高液化反应的反应速率，促进煤的转化，提高油收率，提高该工艺的经济性，降低煤液化残渣量。此外，本领域技术人员可以选择该催化剂的具体用量。

在一种优选的实施方式中，催化剂的用量占油煤浆的0.5～3wt％。催化剂的用量包括但不限于上述范围，而将其限定在上述范围内有利于进一步提高煤液化反应的反应效率。更优选地，催化剂的用量占油煤浆的0.5～1.5wt％。

本发明所提供的煤直接液化方法中，对第二液化产物进行油气分离的温度需要尽量接近第一次液化反应的温度(即第一热高压分离器温度)。在一种优选的实施方式中，对第一液化产物进行油气分离的温度为420～460℃，液相停留时间小于5min，同时可采用注扰动氢或冷却油(循环溶剂)等措施；采用上述措施有利于进一步抑制物料在油气分离过程中发生结焦的情况。更优选地，上述第一次油气分离过程中，液相的停留时间(分离时间)为小于3min。

本发明所提供的煤直接液化方法中，循环溶剂催化加氢过程可以采用炼油行业催化加氢过程的工艺条件。在一种优选的实施方式中，催化加氢的压力为10～19MPa，反应温度为350～390℃，体积空速为0.5～2.0h^-1，氢油比为300～1550:1。将循环溶剂进行催化加氢过程中各工艺条件控制在上述范围内，有利于使加氢反应更充分地进行，脱除煤液化油中的杂原子，实现煤液化油中芳烃得到部分饱和，增加溶剂中活性氢数量，提高循环溶剂的供氢能力，生产出合格的煤液化循环溶剂，有利于煤直接液化反应，促进煤的液化转化，可以较充分转化为小分子的油。

本发明所提供的煤直接液化方法中，采用加氢催化剂对部分第一液相产物和第二液液相产物混合后进行催化加氢处理，上述加氢催化剂可以为负载型催化剂。为了提高加氢催化剂对煤液化油的催化加氢性能，制备高液化活性循环溶剂，优选地，上述负载型催化剂中，载体为氧化铝，活性金属组分为VIB族或VIII族中的任一种或多种，更为优选地，VIB族的金属组分为Mo和/或W，VIII族的金属组分为Ni和/或Co。

本发明所提供的煤直接液化方法中，在对部分第一液相产物和第二液相产物混合后进行催化加氢处理的步骤中还得到循环溶剂，一部分循环溶剂用于煤浆配制，另一部分循环溶剂注入第二煤液化反应装置140，通过在第二次液化反应中注入氢气和循环供氢溶剂，提高了反应过程中的氢分压和活性数量，对促进难以转化的煤和沥青质物质的转化有利。

在一种优选的实施方式中，煤液化循环溶剂为上述催化加氢液相产物中馏程大于220℃的馏分油。该馏分油中部分饱和芳烃含量较高，供氢能力强，以其作为循环溶剂，能够进一步提高液化反应的效果，进而提高液体燃料的产率。

以下结合具体实施例对本申请作进一步详细描述，这些实施例不能理解为限制本申请所要求保护的范围。

实施例1

本实施例提供的煤直接液化方法采用图1所示的煤直接液化装置进行煤液化试验，装置采用两台串联不带内构件的空筒反应器，在第二煤液化反应装置140入口注循环氢和循环溶剂，第二煤液化反应装置140出口产物经分离后液固相物料部分循环回煤液化第一反应器入口。将原料煤与催化剂、煤液化循环溶剂置于煤浆罐中混合，得到油煤浆，原料煤基本性质见表1，上述煤直接液化方法包括以下步骤：

S1，上述油煤浆与氢气经第一加热装置加热后进入第一煤液化反应装置130，第一煤液化反应装置130排出的第一煤液化产物与氢气和循环溶剂混后进入第二煤液化反应装置140，第一煤液化反应装置130的温度为455℃，第二煤液化反应装置140的温度460℃，反应压力19.0MPa，第一煤液化反应装置130入口的氢气与油煤浆比为1000L/Kg，第二煤液化反应装置140入口的氢气与油煤浆比为1200L/kg，第二煤液化反应装置140入口的循环溶剂的用量为油煤浆进料量的10wt％，且煤液化催化剂为人工合成863催化剂，煤液化催化剂添加量占油煤浆添加量的1.0wt％，助剂为硫磺，控制n(S)/n(Fe)＝2。

第二煤液化反应装置140排出的第二煤液化产物进入第一热高压分离装置150进行油气分离，分离温度控制在450℃，得到第一气相产物和第一液相产物；第一热高压分离装置150顶部产出的第一气相产物经冷却后进入第一冷高压分离装置160，第一冷高压分离装置160控制在54℃以下，第二气相产物排出作为循环氢返回加热炉入口，部分进行排放，第一热高压分离装置150底部分离出的第一液相产物部分循环回第一煤液化反应装置130，且部分第一液相产物与第一原料量比为2:1；第一冷高压分离装置160底部产生的第二液相产物与第一热高压分离装置150底部的剩余的第一液相产物混合后进入蒸馏装置170(蒸馏塔)，在蒸馏装置170(蒸馏塔)中进行固液分离，控制蒸馏装置170(蒸馏塔)底残渣中的固相含量为50wt％。

蒸馏装置170(蒸馏塔)产出的煤液化油进入原料油缓冲罐加氢稳定原料缓冲罐，经过加氢原料泵104升压后，与氢气混合预热后进入催化加氢反应装置230(强制循环沸腾床加氢反应器)，进行催化加氢反应，实现芳烃部分加氢饱和，同时发生脱硫、脱氮和脱氧反应；催化加氢反应过程中，控制压力为19MPa，反应温度为380℃，体积空速为1.0h^-1，氢油比为300:1，催化加氢反应装置230出口产出的物料进入第二高压分离装置；第二热高压分离装置240产出的气相经过冷却后进入第二冷高压分离装置250，其温度控制在54℃以下；第二冷高压分离装置250顶部气相部分排出作为循环氢返回加氢催化反应体系，部分进行排放。第二热高压分离装置240底部液相物料经过减压后流入分馏装置260(分馏塔)，进行产品分离，得到包括石脑油和柴油的液体燃料和循环溶剂，且循环溶剂的馏程为大于220℃以上的馏分油。

实施例2

本实施例提供的煤直接液化方法与实施例1的区别在于：

部分第一液相产物与第一原料的进料量比为0.5。

实施例3

本实施例提供的煤直接液化方法与实施例1的区别在于：

部分第一液相产物与第一原料的进料量比为4。

实施例4

本实施例提供的煤直接液化方法与实施例1的区别在于：

第二煤液化反应装置140入口循环溶剂量与第一原料的进料量比为5％。

实施例5

本实施例提供的煤直接液化方法与实施例1的区别在于：

第二煤液化反应装置140入口循环溶剂量与第一原料的进料量比为20％。

实施例6

本实施例提供的煤直接液化方法与实施例1的区别在于：

第二煤液化反应装置140入口的氢气与油煤浆比为1500L/Kg。

实施例7

本实施例提供的煤直接液化方法与实施例1的区别在于：

第一煤液化反应装置130的温度为440℃，反应压力为15.0MPa、氢气与油煤浆比为500L/Kg。

实施例8

本实施例提供的煤直接液化方法与实施例1的区别在于：

第二煤液化反应的温度为465℃，反应压力为20.0MPa、氢气与油煤浆比为1500L/Kg。

实施例9

本实施例提供的煤直接液化方法与实施例1的区别在于：

煤液化催化剂的添加量为0.4wt％。

实施例10

本实施例提供的煤直接液化方法与实施例1的区别在于：

煤液化催化剂的添加量为2.0wt％。

实施例11

本实施例提供的煤直接液化方法与实施例1的区别在于：

溶剂催化加氢处理的压力为15MPa，反应温度为320℃，体积空速为0.5h^-1，氢油比为300。

实施例12

本实施例提供的煤直接液化方法与实施例1的区别在于：

溶剂催化加氢处理的压力为19MPa，反应温度为390℃，体积空速为1.5h^-1，氢油比为800。

实施例13

本实施例提供的煤直接液化方法与实施例1的区别在于：

高分物料不循环。

实施例14

本实施例提供的煤直接液化方法与实施例1的区别在于：

第二煤液化反应装置140不注循环溶剂和循环氢，氢气与油煤浆比1000L/kg。

对比例1

本对比例与实施例1的区别在于：

采用中国神华工艺煤直接液化连续试验装置进行煤液化试验，该装置采用两台串联强制循环的悬浮床反应器，高分物料不循环，第二煤液化反应装置140不注循环溶剂和循环氢，氢气与油煤浆比为1000L/Kg。

上述实施例1至14以及对比例1中神东煤的液化反应结果见表2。

表1

表2

由表2可见，在相同的反应条件下，高分物料部分循环后，煤的液化转化率和蒸馏油收率均有明显增加，气产率有较大幅度下降，神东煤的液化转化率由88.50％增至最高91.82％，增加了3个百分点以上；蒸馏油收率由52.5％增至最高58.89％，增加了6个百分点以上；气体产率由14.90％降至最低12.90％，降低了2个百分点，氢耗略有所降低。

由表2还可知，在相同的反应条件下，第二煤液化反应装置140入口注入循环氢和循环溶剂有利于提高煤的转化，煤的液化转化率由89.50％增至最高91.82％，增加2个百分点以上，蒸馏油收率由54.6％增加至最高58.89％，增加了4个百分点以上。

由表2还可知，在相同的反应条件下，本发明技术方案与中国神华煤直接液化工艺相比，煤的液化转化率和蒸馏油收率均有所增加，前者煤的转化率为91.82％，后者为90.40％，前者高于后者1.4百分点以上；前者的蒸馏油收率为58.89％，后者为56.82％，前者高于后者2百分点以上；气体产率前者略低于后；氢耗相当。但中国神华煤直接液化工艺采用强制循环煤直接液化反应装置，其底部带循环泵，为保证循环泵正常工作，反应器顶部需存在气液分界面，这易导致反应器顶部结焦或结块，尽而影响反应器的循环量，存在反应器发生大面积结焦的风险，装置无法实现长周期运转。

从以上的描述中，可以看出，本发明上述的实施例实现了如下技术效果：

1、第一煤液化反应装置和第二煤液化反应装置中没有内构件且只需要一台高温高压循环泵，减少了装置建设投资成本；反应器没有内构件增加了反应器空间利用效率，提高了装置处理能力；

2、反应器内没有内构件同时也不存在气液分界面，有效防止了反应器内部出现结块或结焦倾向，保证了煤液化反应装置可实现长周期高效运行。

3、通过热高分离器液相物料循环，可提高反应器液相流速，可有效防止固体物的沉积，煤液化反应装置温度梯度小，反应器易于控制和操作；

4、通过热高分离器液相物料循环，降低了反应器气体滞留系数，提高了反应器的利用效率，缩短了单程反应时间，可有效避免二次裂解，降低了气体产率，提高了氢利用效率，延长难以转化煤和沥青质反应时间，增加了反应器内催化剂含量，进而提高了煤的液化转化率和油收率；

5、由于煤液化反应装置为没有构件，底部不设置循环泵，因而煤液化反应装置可在较高气/浆比条件下操作，有利于提高液化反应的氢分压，促进液化反应；

6、通过在第二煤液化反应装置中注入氢气和循环供氢溶剂，提高了反应过程中的氢分压和活性数量，促进难以转化的煤和沥青质物质的进一步转化为小分子的油，也有利于提高煤的转化率和油收率。

总之，采用本发明的技术方案，可以降低装置建设投资成本，降低煤液化反应装置气体滞留系数，提高装置处理能力，防止煤液化反应装置发生沉积结焦，缩短煤液化反应装置的单程反应器时间，避免二次裂化，降低气体产率，提高第二煤液化反应装置的反应苛刻度，促进了煤的液化转化，提高了油收率，实现煤直接液化装置长周期高效运行，增强了煤直接液化技术的竞争力和经济效益。

以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (15)

1.一种煤直接液化系统，其特征在于，所述煤直接液化系统包括：

第一煤液化反应装置(130)，所述第一煤液化反应装置(130)设置有第一加料口、第一煤液化产物出口和循环液入口，所述第一煤液化反应装置(130)仅包括壳体，且所述壳体的内部形成反应腔，所述第一加料口用于加入催化剂、煤粉和溶剂；

第一分离单元，所述第一分离单元设置有待分离物料入口、循环物料出口及待加氢物料出口，所述循环物料出口与所述循环液入口通过物料循环管路相连通，所述待分离物料入口与所述第一煤液化产物出口相连通；

循环物料输送泵(103)，所述循环物料输送泵(103)设置在所述物料循环管路上；

催化加氢反应单元，所述催化加氢反应单元设置有待加氢物料入口和催化加氢产物出口，所述待加氢物料入口与所述待加氢物料出口相连通；

第二分离单元，所述第二分离单元设置有催化加氢产物入口，所述催化加氢产物入口与所述催化加氢产物出口相连通。

2.根据权利要求1所述的煤直接液化系统，其特征在于，所述煤直接液化系统还包括：

油煤浆配制装置(110)，所述油煤浆配制装置(110)设置有催化剂入口、煤粉入口、溶剂入口和油煤浆出口，所述油煤浆出口与所述第一加料口通过油煤浆输送管路相连通；

油煤浆加热炉(120)，所述油煤浆加热炉(120)用于对所述油煤浆输送管路中的物料进行加热。

3.根据权利要求1或2所述的煤直接液化系统，其特征在于，所述煤直接液化系统还包括：

氢气供应装置，所述氢气供应装置设置有氢气供应口，

循环溶剂供应装置，所述循环溶剂供应装置设置有循环溶剂供应口，

第二煤液化反应装置(140)，所述第二煤液化反应装置(140)设置有第二加料口和第二煤液化产物出口，所述第二加料口分别与所述第一煤液化产物出口、所述氢气供应口及所述循环溶剂供应口相连通，所述第二煤液化产物出口与所述待分离物料入口相连通，所述第二煤液化反应装置(140)仅包括壳体，且所述壳体的内部形成反应腔。

4.根据权利要求3所述的煤直接液化系统，其特征在于，所述第一分离单元包括：

第一热高压分离装置(150)，所述第一热高压分离装置(150)设置有所述待分离物料入口、所述循环物料出口和第一气相出口；

第一冷高压分离装置(160)，所述第一冷高压分离装置(160)设置有第一气相入口、第二气相出口和第二液相出口，所述第一气相入口与所述第一气相出口相连通；

蒸馏装置(170)，所述蒸馏装置(170)设置有待蒸馏物料入口和所述待加氢物料出口，所述待蒸馏物料入口分别与所述循环物料出口及所述第二液相出口相连通，所述待加氢物料出口与所述催化加氢反应单元相连通。

5.根据权利要求4所述的煤直接液化系统，其特征在于，所述催化加氢反应单元包括：

催化加氢反应装置(230)，所述催化加氢反应装置(230)设置有所述待加氢物料入口和加氢产物出口，所述待加氢物料入口与所述待加氢物料出口通过待加氢物料输送管路相连通；

原料油加氢热炉(220)，所述原料油加氢热炉(220)设置在所述待加氢物料输送管路上，用于对所述待加氢物料输送管路中的物料进行加热。

6.根据权利要求2所述的煤直接液化系统，其特征在于，所述第二分离单元包括：

第二热高压分离装置(240)，所述第二热高压分离装置(240)设置有加氢产物入口、第三液相出口和第三气相出口，所述加氢产物入口与所述加氢产物出口相连通；

第二冷高压分离装置(250)，所述第二冷高压分离装置(250)设置有第三气相入口、第四气相出口和第四液相出口，所述第三气相入口与所述第三气相出口相连通；

分馏装置(260)，所述分馏装置(260)设置有待分馏物料入口，所述待分馏物料入口分别与所述第三液相出口及所述第四液相出口相连通。

7.一种煤直接液化方法，其特征在于，采用权利要求1至6中任一项所述煤直接液化系统对油煤浆进行煤直接液化过程。

8.根据权利要求7所述的煤直接液化方法，其特征在于，所述煤直接液化方法包括：

S1，将煤粉、催化剂和第一循环溶剂混合配制所述油煤浆；

S2，将所述油煤浆与氢气混合，并在预热后进行第一煤液化反应，得到第一煤液化产物；

S3，将所述第一煤液化产物与氢气及第二循环溶剂混合进行第二煤液化反应，得到第二煤液化产物；

S4，使所述第二煤液化产物在第一热高压分离装置(150)中进行分离，得到第一液相产物和第一气相产物；所述第一气相产物在第一冷高压分离装置(160)中进行分离，得到第二液相产物和第二气相产物；

S5，所述第一液相产物分为第一部分和第二部分，将第一部分所述第一液相产物和所述第二液相产物进行蒸馏，得到蒸馏油和液化残渣，将第二部分所述第一液相产物作为循环物料与所述油煤浆及氢气进行所述第一煤液化反应过程；

S6，将所述蒸馏油与氢气混合后依次进行催化加氢反应及分离过程，得到循环溶剂和煤液化产品。

9.根据权利要求8所述的煤直接液化方法，其特征在于，所述循环物料与所述油煤浆的进料量比为0.5～4:1；优选地，所述循环物料与所述油煤浆的进料量比为1.5～2.5:1。

10.根据权利要求8所述的煤直接液化方法，其特征在于，所述第一煤液化反应中，所述氢气的体积与所述油煤浆的重量之比记为N₁，所述第二煤液化反应中，所述氢气的体积与所述油煤浆的重量之比记为N₂，N₁和N₂分别独立地选自500～1500L/Kg，且N₂≥N₁。

11.根据权利要求8所述的煤直接液化方法，其特征在于，所述第一煤液化反应过程中的反应温度记为T₁，反应压力记为P₁，所述第二煤液化反应过程中的反应温度记为T₂，反应压力记为P₂，P₁和P₂分别独立地选自15～25MPa，T₁和T₂分别独立地选自440～465℃，且T₁≥T₂。

12.根据权利要求8所述的煤直接液化方法，其特征在于，所述第二煤液化反应中，所述第二循环溶剂的用量为所述油煤浆的5～20wt％。

13.根据权利要求12所述的煤直接液化方法，其特征在于，所述催化剂选自纳米级水合氧化铁、天然矿石、纯态铁的化合物和纳米级硫化亚铁组成的组中的一种或多种，且所述纯态铁的化合物选自铁元素的氧化物、硫化物和氢氧化物组成的组中的一种或多种；

优选地，所述催化剂为纳米级水合氧化铁或纳米级硫化亚铁。

14.根据权利要求13所述的煤直接液化方法，其特征在于，所述催化剂的用量占所述油煤浆的0.5～3wt％；

优选地，所述催化剂的用量占所述油煤浆的0.5～1.5wt％。

15.根据权利要求12所述的煤直接液化方法，其特征在于，所述催化加氢反应过程中，反应压力为10～19MPa，反应温度为350～390℃，体积空速为0.5～2.0h^-1，所述氢气和所述蒸馏油的体积比为300～1550:1。