100万吨兖矿褐煤热解提油提气技术方案建议书

100wt/a低阶煤分段热解提烃

生产优质油气及缚硫洁净炭

技术与工艺方案建议书

1 低阶煤中低温分段热解提取油气资源的背景和意义

我国能源资源结构特点是缺油少气富煤。截止2012年我国查明石油剩余技术可采储量仅为33.3亿t，天然气4.4万亿m3；而煤炭资源探明储量为1.42万亿t，其中有75%以上是中低阶煤。

开发新工艺技术推动我国低阶煤清洁高效梯级利用已迫在眉睫。先提取煤中业已存在的油气资源，并生产高附加值固体洁净炭，从而形成热解提烃(油气)-洁净炭气化-合成、热解-油气提质-洁净炭燃烧发电等多途径低阶煤清洁高效梯级利用技术路线，是解决我国低阶煤利用的必由之路。若采用低阶煤中低温分段热解提烃技术，在我国目前直接燃烧发电的低阶煤中，每年仅以10亿t 低阶煤先提取油气资源然后再发电计算，就可提取油1亿t左右(相当于原油1.5亿t)、烷烃气产品超过1000亿m3、其余利用余热生产合成气合成甲烷的量接近甚至超过提取烷烃气的量。

采用科学的分段热解中低阶煤技术制取油气，对于弥补我国缺油少气现状、突破油气对外依存度、保障我国能源安全、经济安全、国防安全和国家可持续发展具有重大意义。

一般情况下，低阶煤(多指褐煤、长焰煤等低煤化度煤)与挥发分大于18%的中阶煤的挥发物主要是以烃类物质构成的。在挥发分大于25%的中、低阶煤挥发物中，烃类成分一般占无水基挥发分质量的80%以上。尤其在长焰煤、气煤及更低煤化度的低煤阶煤中，烃类成分大多占无水基煤总质量比的30%左右，高者甚至

可达35%以上。

若工艺得当，即使煤中含有15%左右的烃化合物，都有先提取利用的价值，因此煤中只要含有15%及以上的烃化合物，都应该被视为富烃煤。以适当工艺条件将煤中烃类物质以接近原始成分热解出来(即控制二次裂解)，经分离净化后，其中40%(质量比)左右是C1~4气态烃。气态烃经进一步分离可提取高附加值人工天然气SNG，深冷分离生产液态甲烷LNG及民用液化气LPG(主含液化丙烷)；还有50%左右是制取优质车用油的轻质焦油及其它轻烃油类。

2015年我国煤炭消费总量39.65亿t，其中直接燃烧近三十亿吨多为富烃煤。用富含烃类成分的富烃煤直接燃烧发电或民用，不仅效率低、污染物与碳排放量大、极大地浪费了宝贵的资源，且大大推高了环保成本和生产成本。如果将其在燃烧前高效提取烃类产品，每年可低成本制取优质动力油近2亿t(约相当3亿t原油)、人工天然气SNG或液化天然气LNG 2000亿m3左右(加合成气合成甲烷则倍增)。而我国2015年的原油产量为2.1亿t，进口量3.3亿t，原油对外依存度突破60%，已连续7年超过50%这一国际公认的安全警戒线；由于天然气燃烧充分、排放低，发达国家都在推进气代油工程，而我国2015年天然气消费量仅为1930亿m3(其中不仅进口比重大，且进口年增幅在15%以上)，所以发展SNG势在必行。

目前国内仅有少数几家企业用低阶煤做煤制油或气。但这些企业多沿袭南非沙索集团间接转化工艺，先将煤与其中油气类烃化合物一并裂解或反应为CO和H2，然后再将CO和H2合成烃。用此工艺加工低煤阶煤，其中大量的烃被裂解后再合成烃，不仅其合成物含量远不及原料中业已存在的烃含量高，且污染物尤其是CO2

排放量特别高；在裂解与合成过程中消耗大量的热能、电能、水资源、环保资源。

目前南非沙索集团已将每吨油的水耗从12t降低到6t~8t［1］。但我国约90%低阶煤分布于干旱地区，此水耗量仍是极其奢侈的指标，必将制约规模化煤制油企业使用其工艺的可能性。

我国低阶煤储量丰富、产能高，先进行中低温分段热解提烃具有极好的原料资源优势。以神府煤田大柳塔长焰煤为例，其产能2000万t/a，且灰、硫特别低，是中低温分段热解的优质原料。采用畅翔型热解提烃工艺，加工大柳塔长焰煤的结果非常理想，其产品产率见表1。

从表1不难看出，低阶煤分段热解为固-液-气三态洁净燃料及化工产品是对低阶煤综合利用水平的极大提升。

2 低阶煤中低温干馏工艺现状

目前国内外流行的煤加工工艺提烃效果不尽人意。这里简析几种主要工艺：

2.1以热废气作热源的内热式干馏炉，是我国目前采用最多的低阶煤中低温热解装置(表2中废气热载体的4例)。由于该炉型设计伊始以生产兰炭为主要目的，故从提烃角度讲，其装置存在以下重大技术问题，主要包括：

2.1.1 为获得更多附加值高的大于20mm块状半焦(原兰炭厂主导产品)，常规热解装置多采用30mm~80mm的块煤为原料，不仅占原煤质量70%左右的末煤无法利用，且对入炉煤＞20mm块焦率不到35%，即对原煤的块焦率多不到12%，这必然推高产品的原料成本及加工成本。

表2 ━国内几种低阶煤干馏炉技术指标［2］

2.1.2热废气内热式低温干馏炉，由于烟气中相当量的过剩氧，加之850℃以上高温，使大量烃类物质被直接燃烧或破坏，无水焦油收率6%左右，轻焦油收率仅2%，且无轻烃油，沥青化相当严重，高附加值的轻焦油尤其是轻烃油含量很低；煤气热值仅为7.1M J/m3，CH4体积分数仅4~7%，惰性组分(N2与CO2)高达50~60%，故提取其中气态烃肯定是得不偿失。内热式热解装置煤气组成见表3。

内热式热解装置混合焦油组成见表4。由于煤料被废气直接加热，焦油中的链-环烃多被裂解，致产率低且沥青化特别严重，利用价值极低。

2.1.3从组成看，煤气轻烃含量极低，回收成本远高过其价值。由于工艺方面的缺陷，我国低阶煤热解产业正面临成本高、产品附加值低，企业亏损致开工率不到30%的问题，亟待解决已存在的技术难题，实现转型升级。

2.2费托法间接转化工艺，是目前国内外煤制油的主要方法。德国在二战时期曾用这种方法解决了战时用油，但此工艺至今没

有质的突破。尽管用该工艺煤制油的成本远高于进口油的价格，但南非近五十年来仍一直坚持作为弥补国家缺油少气的战略工程，采用其工艺做煤制油规模已到达750万吨/年。近十年来我国国内开始发展的煤制油工程，仍然以费托法为主要工艺。

使用富烃煤热解时，大量烃类组分与煤一并裂解或反应为CO 和H2，然后再去合成烃，结果合成的量比低煤阶煤中业已赋存的还少的多，且没有占原料煤质量比50%以上的洁净炭类固体产品；其工艺在裂解与合成过程中，CO2排放量比煤炭直接燃烧还要高的多，合成的油烃或气烃成为高排放、高热耗、高电耗、高水耗、高成本的五高产品。应该强调，其热耗、电耗、水耗特别高的实质是增加污染的间接指标。

2.3 气固两相流快速热解工艺，是二十多年来国外注重开发的低阶煤提烃主流工艺技术，国内也有同仁跟进(如表4中大连理工大热解炉)。国外业内有识之士早已认识到，低阶煤应该先提烃，用残留炭气化生产合成气再合成气或油，才是最佳利用途径。但用此类工艺实现其目的，存在的共性问题是油气收率偏低、热解油中沥青质含量高、焦油与系统粉尘分离困难等。突破热解的关键技术是产品分离、热解油的轻质化和规模的放大［3］。

山西畅翔科技有限公司分析认为产生这些共性问题的原因为，是把本来是手段的快速热解定为目标之一所致：粉状物料在热气流高速运动中被快速加热，导致油尘在冷凝后难以分离；且工艺设定在600℃左右热解，致一部分400℃左右热解的低沸点烃经过600℃时发生二次裂解，而高于运行温度才能析出的挥发分中高沸点烃得不到热解，故导致油气收率低，同时也导致油中沥青含量高使其重质化。