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C14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6t8t1。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。表1 每吨(干)大柳塔长焰煤热解提烃主要产品产率洁净炭 (kg)轻质焦油(kg)中质焦油(kg)轻烃油 (kg)富烃煤气(m3)60064090110102025200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30mm80mm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 炉 型 项 目三江SJ-型鞍山热能院ZNZL308恒元型大连理工大 热解炉陕西冶金院SH200S化二院MHM型工 艺 技 术 参 数干馏终温 600700900700900600900600700900单炉规模wt/a5105120108加热方式内热内热内热内热内热内外热热载体废气废气废气兰炭粉废气废气/燃烧室压 力常压常压常压常压常压常压熄焦方式湿法湿法冷煤气冷煤气湿冷煤气消 耗 定 额耗煤 t/t1.611.651.651.651.651.88耗电 kwh/t2565.825122230耗水 t/t0.32.50.50.451.571.78原料粒度 mm30803080110630803080投 资 万元118731777812000135001027830685焦油收率 %6681065煤气热值及组成热值 MJ/m37.17.112.517.67.112.8H2 %282835242830CH4 %7.27.27.226.787.220N2 %3838384.07388CO %9.79.79.725.769.7102.1.2 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7.1MJ/m3，CH4体积分数仅47%，惰性组分(N2与CO2)高达5060%，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。 表3 内热式热解装置煤气组成(体积分数)CH4CmHnH2COCO2O2N2470.50.91525131811140.51.53849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。 表4 内热式热解装置混合焦油的组成(质量分数)180180370370链烷烃环烷烃2.0%41.8%54.7%5.9%5.0%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。2.4 外热立式直接转化炉，主要是为供城市煤气而设计的。早期有考伯斯外热立式干馏炉，大连煤气公司曾引建考伯斯炉用于生产城市煤气。大同矿务局煤气厂的伍德炉，以及之后鞍山焦耐院为大同市煤气厂设计的炉型均属于外热立式直接转化炉。从提烃 表5 国内主要外热-立式直接转化炉 炉 型焦耐院 JLK焦耐院JLH-D畅翔分段热解炉炭化室全长 mm 3268 26002 有效长 54402炭化室高 mm 9000 8500 有效高 15540 炭化室上宽 mm 300 300 300 炭化室下宽 mm 400 450 460 炭化室容积 m3 10 7.92 32.12 每室处理煤量 t/d 12 10 26 煤气产率 m3/t 420450 420450 450500水煤气产率 m3/t 300400煤气热值 Mj/m3 16.7 16.7 21.0 焦油产率 % 4.55 4.55 1013 15mm洁净炭产率块焦对原料煤 %块半焦 12 块半焦 12 62(气化前) 洁净炭中挥发分 %半焦 612半焦 612洁净炭 1.0综合热耗 kj/kg煤2430 2430 2000 角度讲收率比前两种高，煤气中惰性成分低，热值较高。但由于其结构上的缺陷以及热解温度偏高，荒煤气在从热解室导出之前受到强烈的二次高温裂解作用，致使50%以上烃化合物遭到破坏，故焦油收率大幅降低、沥青化严重、质量变差，同时恶化了煤气组分，其烃含量降低而氢含量增加，难以实现优质烃类化合物提取的最大化。2.5 目前国内外业内有识之士多已认识到，对低阶煤的最佳利用途径是先进行中低温热解馏分，提取其挥发分中宝贵的烃类成分后，再用残留碳发电，或经气化生产合成气，进而间接转化合成气或合成油。并且在低阶煤热解方面做了大量的工作。国内外大都进行了中试或工业示范，但其工艺思路和装备多是各种不同载热介质加热的流态热解炉，至今尚无大规模工业应用。究其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。因此国内外业内专家普遍认为：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。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。 实现富烃煤热解提烃最大化的关键，是工艺和炉型。山西畅翔科技有限公司针对各种工艺存在的问题，自1996年开始研发外热室式低阶煤中低温分段热解装置，经多次改进定型为现在的畅翔型外热式低阶煤分段热解连续提烃装置(简称畅翔低阶煤分段热解提烃装置)，并经过140t/天工业规模正常生产运行考验。之后又用了5年多时间开发出冷热双效黏结剂，成功实现廉价末煤型块化。畅翔低阶煤分段热解提烃装置采用型块物料下行速度0.5mm/s的相对静态加热，避免了焦油受粉尘污染；设计易控梯级温度加热区，使馏出物分段导出，控制二次裂解；同时增加了洁净炭的活化工艺过程。3 畅翔低阶煤分段热解提烃装置简介鉴于我国低阶煤干馏装置所产生的诸多弊端，畅翔科技公司自1996年起，就开始研试外热室式低阶煤中、低温分段热解装置，至2008年先后历经12年从研究、小试、中试到完成规模工业试验。本公司以全部人力、财力投入研究工作，并在鞍山焦化耐火材料设计研究总院原院长钟英飞老师等多位行业内资深专家的关注和帮助下，经多次改进，始定型为现在的畅翔型外热室式分段热解提烃装置，经过工业规模（140t/d）正常生产运行考验。该新型分段热解提烃装置工业运行的成功证明，既能用弱粘结煤经冷态及热态加压技术生产出强度及热态性能良好的冶金焦和铸造焦，也能以中低阶煤为原料进行分段馏分生产轻质焦油、富烃煤气与缚硫洁净炭。从而成功解决了国内外低阶煤热解领域长期存在的技术难题，为中低阶煤中低温热解开创了新途径。间接加热分段热解中低阶煤连续提烃工艺及装置(国际专利申请号：PCT/CN2015/081693.国内:201410821198X )，以先直接转化为主导工艺条件，克服了常规间接转化煤制油气工艺的五高弊端，其加工成本比间接转化工艺降低60%以上，吨产品水耗小于1t，CO2排放减少80%以上，全密闭生产过程使环保水平大幅提高。主要技术特点如下：3.1 该装置由系列燃烧室热解室燃烧室相间排列组成，提烃后的净煤气在燃烧室燃烧的热量，经炉墙传导自下而上分高、中、低三段间接加热热解室中煤料，即以外加热方式进行煤的分段热解提烃，馏分物分段导出。畅翔低阶煤分段热解提烃装置示意图见图1。1. 料仓； 2.密封装煤装置；3. 预存段； 4.干燥预热段；5. 低温热解段； 6.低温加热段；7. 中温热解段； 8.中温加热段；9. 高温热解段； 10.高温加热段；11. 砖煤气道； 12.焖焦段；13. 废气道； 14.空气道；15. 单孔联程高温干熄段; 16.空气进口;17. 单孔联程中低温干熄炭换热器；18. 水雾化器； 19.拨焦装置；20. 密封排焦装置； 21.低温煤气导出口;22. 中温煤气导出口; 23.高温煤气导出口；24.煤气支管； 25.回炉煤气管道；26.废气导出口； 27.废气总管.图1 畅翔低阶煤分段热解 提烃装置示意图 3.2 热解室上-中-下各段均设独立煤气导出口，尽可能地保全低沸点烃不受较高一级温度再次加热而被二次裂解，依次获得富烃煤气、中烃煤气和贫烃煤气；且使焦油具有较高收率，大幅降低轻质焦油沥青化。 分段热解的效率与分段多少有关，分段越多，烃的保全率越高，但投资亦越高。设三段引出，烃的二次热解率可控制在20%以下，有效控制轻质焦油的重质化。上段导出口导出的煤气组成见表6。 表6 上段导出口导出的富烃煤气组成(体积分数)CH4H2CmHnCO2CON2O2热值MJ/m3506515251015384726少量25.332.1高温段导出的贫烃煤气，因联程干熄装置具有发生水煤气功能，因此CO含量达35%左右，H2约50%以上，适合提氢或用作合成气。分段热解导出，带来另一大作用是：可将几种不同成分煤气分别净化处理，使下游工序更合理且经济化。如富烃煤气无须富集即完全达到提气态烃的经济含量；采用炉内脱硫的贫烃煤气降温过程中可直接合成烃；使企业进一步降本增效。3.3 以廉价冷热双效粘结剂加工的型煤入炉，其意义不仅仅解决了焦油与粉尘分离，保证了焦油质量，而且每吨原料节省成本100元以上；同时附加值高的块状焦增加4倍左右，而目前块焦比焦末价格仍高出200元左右，可使企业盈利空间大增。3.4 全密封冷装冷出。型煤经密封装煤机加入热解室，洁净炭降温到100以下亦经密封排出，从源头控制了荒煤气逸入大气。畅翔低阶煤分段热解提烃工艺流程示意图见图2。3.5 经分段热解后产生的洁净炭显热通过单孔联程干熄炭装置回收余热。该装置有7大特点： 每吨清洁炭经干熄可生产水煤气400m3左右； 全过程无人操作、连续自动运行； 没有传统干熄焦风机-除尘-吊装等高能耗设备； 无常规干熄焦的强大气流冲击产生粉尘而磨损设备； 杜绝了常规干熄焦的有害气体排放； 使余热得到更充分回收利用； 比常规干熄焦降低电耗85%以上。 3.6 为生产更多合成气和改善C/H，畅翔低阶煤分段热解提烃装置在单孔联程干熄装置底部设水雾化器或蒸汽喷射器，设水雾化器用水作介质时，经过与赤热炭换热升温到800以上发生水煤气反应，但其发生量比蒸汽介质少50%以上，故在需要增加水煤气产量时，以采用水蒸汽作介质为佳。经换热升温的蒸汽与赤热炭发生如下水煤气反应： C + H2O = H2 + CO + 131.5 kJ/mol (大于1000的主反应) C + 2H2O = 2H2 + CO2 + 90.4 kJ/mol (小于1000的主反应)反应段所生成煤气的成分见表7。 表7 反应段所生成煤气的成分范围(体积%)H2COCO2CH4O2热值 MJ/m34555304081521.410.211.111.53.7 由于中温煤气温度550650，高温煤气温度850左右，故设中高温煤气余热回收装置，产生的蒸汽供气化或发电用。3.8 该装置实现了热解室容积大型化。热解室容积约是常规立式炉的3倍以上，加之其它措施，全装置可降低综合热耗16%以上。3.9 吨产品耗水1t，不到间接转化工艺的1/6，使缺水地区建厂成为可能。 3.10 在型煤中加入缚硫剂生产无硫排洁净炭，既大大降低了煤气中的硫化氢含量，又使民用洁净炭在燃烧后大幅度降低SO2排放，可完全控制SO2排放达到严格的排放标准。若国家采取用无硫排洁净炭取代民用煤的措施，必定会大大降低大气污染的压力。综上可见，完全可看出畅翔型分段热解提烃装置，具有一系列优越性能的适用于进行中低阶煤热解直接转化，尽可能保证初始热解优质化合物不被二次裂解降值，是生产轻质焦油、轻烃油、富烃煤气及无烟无硫排放洁净炭的理想装置。费托法间接转化工艺与分段热解提烃工艺主要技术经济指标对比如表8。表8 每处理100万吨长焰煤费托法间接转化工艺 与分段提烃工艺技术经济指标对比表 2016.12.制表 序号项目名称费托法裂解合成间接制气工艺费托法裂解.合成间接制油工艺畅翔分段热解直接提烃工艺一工艺路线间接转化工艺间接转化工艺直接转化提烃后用余热间接转化二环保水平低(排放点源多)低(排放点源多)高 (密闭生产环节 达90%以上)污染点源点源多 点源多 减少85%以上CO2排放量特别高 特别高 减少80%以上三用煤量(含动力煤)按100万吨计 按100万吨计 按100万吨计 四全产品产量25 万吨 21 万吨 89 万吨1.油气产品总质量24.5 万吨 18.7 万吨 3139 万吨 其中:a. SNG或LNG21.4 万吨 1119万吨(注1)b. LPG(液化气) 1.5 万吨 2.0万吨(注2) C. 氢气 4.5万吨(2.5wm3) d. 汽油.柴油 12.0 万吨 10.5万吨(注3)e. 石脑油.轻油0.3 万吨 3.0 万吨 1.5 万吨 f. 混合焦油. 中 油2.4 万吨 1.8 万吨 1.5 万吨 g. 粗 酚0.4 万吨 0.4 万吨 0.4 万吨 油气产品总质量占耗煤量百分比24.5 % 18.7 % 3139 % 2.缚硫洁净炭 5851 万吨 (用余热气化后的量)3.余热发电 0.5亿kwh 4.硫酸铵(必盈) 0.6 万吨 5.硫磺(成本高必亏)0.3 万吨 0.3 万吨 (用其硫与氨制硫酸铵)6.液 氨 0.3 万吨 0.3 万吨 五以全产品计煤耗 4.0吨/吨 4.9吨/吨 1.1吨/吨 产品率 (产品总质量占耗煤的百分比) 25.1 % 21.3 % 89.0 % 六以油气产品计煤耗 (除洁净炭耗煤)4.1 吨/吨 5.1 吨/吨 10年 因亏损 难以回收3年左右 注1: 其中包括合成SNG,红焦显热用水回收时为下限值,用蒸汽回收可达上限值;注2: 包括轻焦油、轻烃油加氢及制取动力油过程中生成的少量C24；注3: 为轻焦油和轻烃油加氢处理并经馏分后制取的汽油和柴油。说明: 1.常规煤制油气工艺指标来源于生产厂家可研报告； 2.表中金额计算单价(成本.投资额等)均以16年6月份市场物价计。 4. 100wt/a长焰煤分段热解提烃工艺技术方案4.1 本工艺技术方案的条件：4.1.1 本方案选用神府煤田或鄂尔多斯地区煤田的高挥发分、富油、低灰、低硫、低磷长焰煤为原料。为了取得更好的效益，尽量选用如下指标的长焰煤为主要原料。其工业指标见表8。 表8 对入炉煤的质量指标要求 灰分 （%）挥发分 (Vdaf)全硫(%)磷(%)烃含量（%）热值（Mj/kg）6370.460.0228284.1.2 因其灰分特低，且价格低廉，由于价格优势以及质量独到，与当地煤相比无论在价格上还是质量上(主要指烃类含量指标)都具有明显的竞争优势。4.1.3 考虑到畅翔型分段热解提烃装置的能源转化效率高，产品组成所具有的独特优势，以及装置用于生产的成熟性，本方案选用畅翔型中低温分段热解装置。4.1.4 为了增加无硫排放洁净固体燃料的附加值，使其适用于洁净气化剂以及化工造气，本方案选择生产型块无烟洁净固体燃料缚硫洁净炭。4.2 炉型确定及参数：本工艺确定采用畅翔型分段热解提烃装置。从表5可以看出，该装置的热解室上宽300mm，下宽460mm，有效高15540mm，有效长25440mm，有效容积232.1m3，每室每天处理煤量26t，本示范工程为562室，原料煤中无水基挥发分为37%时，干馏后洁净炭中挥发分1.0%，水煤气反应前洁净炭产率64%左右，用水蒸汽作介质反应后洁净炭产率为5153%。4.2 产品方案：4.2.1 本工艺的主要产品为人工天然气SNG或液化甲烷LNG、丙烷液化气LPG及均易加工为代油产品或其它高附加值产品的轻质焦油和轻烃油，其余固体活性洁净炭可作洁净气化剂、洁净燃料或烟气脱硫脱硝吸附剂。其产品及可延伸产品见低阶煤热解及延伸产品树枝图。车用动力油SNG 或LNG液化气LPG氢气轻烃油.酚油油/气提质合成油合成天然气SNG燃料气合成氨.甲醇等低阶煤型块热解气 化生产电石还 原 剂高炉喷吹高 热 值无硫排放洁净燃料烟气脱硫脱硝吸收剂铁冶金还原剂铜.铁.磷等冶炼活性洁净炭(无硫排放燃料)发电供热民用燃料余热利用蒸气发电 图3 低阶煤型块热解及延伸产品树枝图4.2.2 直接转化主要产品如下：4.2.2.1 煤焦油：1012 wt/a，供加氢制取车用动力油。 其中：轻质焦油 d0.95： 910 wt/a 中质焦油 d0.95： 12 wt/a 4.2.2.2 轻烃油： 2 wt/a4.2.2.3 粗酚： 0.6 wt/a4.2.2.4 煤气(含水煤气)： 10 wm3/h(包括用蒸汽介质时水煤气量)4.2.2.4.1 可提取氢气： 2.5 wm3/h 4.2.2.4.2 可提取SNG： 1.5 wm3/h4.2.2.4.3 可提取LPG: 1300m3/h(2.55t/h) 4.2.2.4.4 分离气：40000 m3/h(主要供合成气或热解炉加热,计 算热值为12.5 Mj/m3.热解自用热量小于2 Mj/kg煤)； 带余热的废气与剩余煤气燃烧气混合,供蒸氨加热、生 产蒸汽用，蒸汽可供发电或制水煤气等用)。4.2.2.5 SNG或LNG(C12)：13000 wm3/a 4.2.2.6 LPG(C24)： 2.2 wt/a4.2.2.7 氢气： 22000 wm3/a4.2.2.8 缚硫洁净炭52 wt/a,供气化造气或作无烟洁净燃料 等用,6mm的炭末不到0.5wt可回配或用作锅炉燃料。4.2.2.9 电力：5000万度/a4.3 主要技术经济指标：本热解提烃工程按处理长焰煤精煤计，公称能力为100万吨/a，设计能力105万吨/a，若对提烃要求低时还可强化生产。主要技术经济指标见表9。 表9 主要技术经济指标序号名 称单 位数 量备 注一.生产规模(设计处理能力) wt/a 105以处理干煤量计二.热解室主要参数热解室总室数 室256热解室有效高 mm15540热解室有效长(单室) mm5440双室排列热解室上部宽度 mm 300热解室下部宽度 mm 460热解室有效容积(单室) m332.1三.产品产量1. 煤焦油wt/a 11.0 1-1 其中:d0.95t/m3轻质焦油 wt/a 9.0 1-2 d0.95t/m3中质焦油 wt/a 2.0含部分重质焦油2. 轻烃油 wt/a 2.03. 粗 酚 wt/a 0.64. 煤气(含水煤气)wm3/a850004-1 其中: 甲烷气wm3/a 130004-2 丙烷气(含C24)wm3/a 11002.16 wt/a4-3 氢气wm3/a 220004-4 回炉加热用分离气wm3/a 25000热值12.5 Mj/m34-5 其它用分离气wm3/a 23000热值12.5 Mj/m3接表9-续序号 名 称单 位数 量备 注5. 硫 铵t/a 65006. 活性洁净炭wt/a 52.0水蒸汽气化后的量7. 提质SNG或LNGwm3/a12000 LNG为二期工程8. 液化气LPG(C24) t/a180009. 余热发电wkwh/a 5000四.主要原.辅材料消耗1. 低阶精煤(干基) wt/a 1052. 粘结剂及其它辅助材料万元/a 8000五.动力消耗1. 耗 电wkwh/a7500不包括二期2. 耗 水 wt/a 603. 耗蒸汽 wt/a 304. 其 它万元/a 500柴油等六.热解工序能耗kgce/t 75七.运 输 量 wt/a 1891. 运 入 wt/a 110 2. 运 出 wt/a 79八.全厂定员 人 4001. 其中：管理与技术人员 人 602. 生产工人 人 340九.占地面积 公顷 35 4.4 工艺系统及流程： 本工艺系统流程示意图见图2。 图2 畅翔型低阶煤热解提烃工艺流程示意图4.4.1原料煤储送车间：本方案以神府煤田或鄂尔多斯煤田长焰煤为计算依据，质量指标如表8，年消耗干基长焰煤105万吨，考虑到交通及各种因素对供煤的影响，据经验确定本车间最大储煤量为25天的消耗量，即10500003652572000吨。为降低粉尘污染，同时减少储存过程的风损、雨损，本方案采用全封闭仓储方式，建设总容量90000m3的储煤仓。 在备煤全过程实现机械化和自动化操作，避免了用多台装载机、推土机操作的传统做法，从而大幅度降低了能耗和机耗，更重要的是至少可降低90%以上污染物排放，而且也杜绝了风沙对原料煤的污染。原料煤采用汽运，并直接自卸进入总长,50m的受煤坑内。受煤坑由多个100t容量的截锥体受煤槽组成。在受煤坑下部设B=1000胶带输送机(300t/h)，由容积式给料机由受煤坑向胶带输送机供煤。煤经胶带机送入储煤仓储存。本方案型煤采用加粘结剂压制成型工艺，即：成 型混 捏型 煤低阶煤 (1mm)双 效 粘 结 剂本方案系以低阶末煤为型煤原料生产活性洁净炭，主要供应对象是气化制合成气或化工厂造气用，故对其热态性能无特殊要求，故所得型煤无需处理，可直接加入分段热解装置进行热解。考虑到洁净炭用户，尤其是零散的民用小户难以脱除燃烧后产生的SO2问题，同时为了降低干馏煤气或发生炉煤气中的S2H含量，在配煤过程中加入缚硫剂，生产缚硫洁净炭，以最大可能地减少产品燃烧后的SO2排放。4.4.2 热解车间：型煤入热解室后先后经预热干燥段，再进入低、中、高不同温度的热解段，被加热炭化为赤热洁净炭。即型煤在分段热解装置中先被加热至400450左右进行低温热解，再被加热到550600左右进行中温热解(通常将600定义为低温热解，为区分和保全400左右热解的低沸点烃不被二次裂解，本工艺定义600左右为中温热解)，然后进入高温热解段被加热到1100左右(此段煤气导出口设在850左右温度区)，使型煤充分热解为挥发分小于1%的洁净炭，同时热解出富烃荒煤气(富含轻焦油、轻油、气态烃等)、中烃煤气和贫烃煤气三种不同的荒煤气。本方案选用畅翔型CX32.12008分段连续热解装置两座256室热解炉组，每室有效容积V=32.1m3，昼夜处理煤量2900吨。赤热洁净炭在热解室下行经过焖焦段到高温干熄区，水蒸汽由拨料机下部进入，并在上升到高温干熄区过程中经换热升温到1050左右后，与赤热炭进行水煤气反应；另外有冷煤气、软水、空气三介质间接换出赤热炭剩余热量实现干熄。采用水蒸汽做介质时，因其没有液相变气相的潜热消耗，故可吃掉洁净炭中近20%的碳，使洁净炭的活性接近常规活性炭。进入燃烧室参与燃烧的空气被赤热炭和热废气间接预热至500左右。软水经换热生成电站用高压过热蒸汽供发电。干熄后的洁净炭经拨料机、密封排料机卸入刮板机排出。整个装煤及出料过程实现全封闭操作，污染在过程前及过程中受到全方位控制。为了克制低沸点烃产品不受次高温裂解破坏，从而使富烃煤气、轻质焦油和轻烃油获得更高的收率，本方案选择从380450、550600、800850三个温度区设煤气导出口分段导出煤气，以保证低温馏分出的宝贵烃类成分不受二次裂解。也可根据用户对产品的要求设任意组合或任意一组煤气导出口，以使烃的二次裂解率进一步降低。应该注意的是，一定要兼顾增加煤气导出口所增加的投资及增加的成本，与增加产品数量和质量的效益(包括环保效益)之比是否合理。 在热解车间设有筛分工段，在此将洁净炭筛分为：06mm（少于2%，回配或供高炉喷吹用)，620mm(供电石原料或铁合金用)，20mm(供气化、化工造气或民用)三级。筛分后的洁净炭分别送入两个全封闭储仓内，储仓总容量为12000m3，外运车辆可从仓下直接装车，比之常规料场工艺可省去装载机作业所带来的高油耗、高机耗、高人工成本，同时降低了炭损、克制了扬尘污染。4.4.3 煤气净化车间煤气净化车间由冷凝、脱硫、鼓风工段、脱氨工段、轻(烃)油回收工段、以及废水治理工段组成。 本车间设计煤气最大处理能力为100000m3/h。处理后煤气中含H2S小于10 mg/m3、含NH3小于30 mg/m3。4.4.3.1 煤气冷凝、脱硫、鼓风工段：本工段设有煤气冷却冷凝、电捕、脱硫、鼓风等主要工艺过程及相应设备。 焦油分离依不同条件分别在不同专用设备中进行：循环氨水中的焦油在新型氨水焦油分离器分离出轻质(d0.95)和中质(d0.95)焦油可从分离器不同位置自动溢出，无需人为控制；对于冷凝液中的d1.0的焦油则依次通过静置分离、气浮分离，获取中质焦油。气浮后的冷凝液一部分补入循环氨水，另一部分经脱硫脱氰，络合萃取脱酚后送蒸氨工序进行常减压蒸氨。减压蒸氨脱出NH3-N、H2S、HCN、及PAHs等后送臭氧催化氧化塔进行催化氧化。经以上处理的酚氰废水其污染物浓度达到GB16171-2012中表2的要求，用于增产水煤气，做到废水零排放。分离出的焦油按比重分为d0.95、d0.95两种，分别贮存于轻质焦油槽和中质焦油槽中。在本工段粗煤气被间接冷却至18-20，并进行负压条件下以氨做碱源氧化法脱硫，脱硫后煤气含H2S小于10mg/m3 。需要说明的是，对其极为棘手的脱硫废液处理，畅翔公司已经开发出了高效资源化利用的新途径，这一新工艺可彻底解决脱硫废液的二次污染问题。4.4.3.2煤气脱氨工段：在本工段采用传统喷淋饱和器法，用稀硫酸吸收煤气中氨，并生产硫铵。经本工段净化后的煤气含氨30mg/m3 。本工段设有减压蒸氨装置，用于处理络合萃取脱酚后的煤气冷凝液脱氨及脱H2S、HCN、PAHs等污染物，所得15%浓氨水送脱硫工序作补充氨源。4.4.3.3 轻烃油工段：采用吸收油吸收法从煤气中分离轻油，再应用减压蒸馏法从吸收后的富烃油中蒸馏出轻烃油，经冷凝冷却获得轻烃油产品。4.4.3.4 合成甲烷工段: 采用催化合成工艺，合成温度300左右，氢碳比2.5：1，催化剂采用钼系耐硫催化剂，可有效降低成本。4.4.3.5 LNG工段：经净化后的合格煤气先经加压脱碳（CO2）/脱苯法，再用深冷法分离C12烃类，再经加压冷却制得LNG。同时，在加压深冷过程中可分离出LPG，即以丙烷为主要成分(C2-4)的液化气。4.4.3.6 酚氰废水治理工段：通过对废水有针对性地除油、脱硫、脱氰化物，络合萃取脱除酚类、氨、有机氮化物以及BaP、PAHs等污染物，达到GB16171-2012炼焦化学工业污染物排放标准中表2各项指标的要求(见表10)： 表10 新建企业水污染物排放浓度限值 PH 悬浮物mg/lCODmg/lBOD5mg/l氨氮mg/l总氮 mg/l总磷 mg/l6950802010201.0石油类mg/l挥发酚mg/l硫化物mg/l苯mg/l氰化物mg/lPAHsmg/lBaPmg/l2.50.30.50.10.20.050.03 处理后废水可完全用于生产水煤气或作工业循环冷却水的补充水补入循环系统，从而达到废水零排放。 5. 环境保护：生产所产生的酚氰废水治理及治理目标已如前述。对于大气污染物排放严格执行GB16171-2012中