第四章煤炭的综合利用   你们知道平时我们所用的煤气罐中的煤气是从哪里来吗?你知道煤炭的液化,煤炭的气化,煤炭的焦化方面的知识吗?本章就为你讲述煤炭的综合利用体,让你对煤炭有更好的认识,并且让你对家中使用煤炭方面的器具有更深入的研究,做个煤炭研究家。   煤炭的焦化   ※煤炭的焦化过程煤炭的焦化又称为煤炭高温干馏,是以煤作为原料,在隔绝空气条件下,加热到950摄氏度左右,经高温干馏生产焦炭,同时获得煤气、煤焦油,并回收其他化工产品的一种煤的转化工艺。   为了保证焦炭的质量,选择炼焦用煤时应考虑挥发分、黏结性和结焦性;绝大部分炼焦用煤必须经过洗选,尽可能保证低的灰分、硫分和磷含量。在选择炼焦用煤的时候,还必须要注意煤在炼焦过程中的膨胀压力。用低挥发分煤炼焦,由于其胶质体粘度比较大,容易产生高膨胀压力,会对焦炉砌体造成损害,所以需要通过配煤炼焦来解决。煤经过焦化后的产品有焦炭、煤焦油煤气和化学产品3类。   (1)焦炭:焦炭是炼焦最重要的产品,大多数国家的焦炭90%以上用于高炉炼铁,其余的用于铸造与有色金属冶炼工业,少量用于制取碳化钙、二硫化碳、元素磷等。在钢铁联合企业中,焦粉还用作烧结燃料。焦炭也可以作为制备水煤气的原料制取合成用的原料气。   (2)煤焦油:煤焦油是焦化工业的重要产品,其产量约占装炉煤的3%~4%,它的组成非常复杂,多数情况下是由煤焦油工业专门进行分离、提纯,然后再加以利用。   (3)煤气和化学产品:氨的回收率约占装炉煤的0.2%~0.4%,一般以硫酸铵、磷酸铵或浓氨水等形式作为最终产品。粗苯回收率约占煤的1%左右。   其中苯、甲苯、二甲苯都是有机合成工业原料。硫及硫氧化合物的回收,不但是为了满足经济效益,更是为了环境保护的需要。经过净化的煤气属于中热值煤气,发热量为17 500千焦/牛立方米左右,每吨煤约产炼焦煤气300~400立方米,其质量约占装炉煤的16%~20%,是钢铁联合企业中的重要气体燃料,它的主要成分是氢和甲烷,可分离出供化学合成用的氢气和代替天然气的甲烷。焦炭主要用来炼铁,少量用作化工原料制造电石、电极等。   ※煤焦油   煤焦油是一种黑色黏稠性的油状液体,其中含有苯、酚、萘、蒽、菲等非常重要的化工原料,它们是炸药、医药、农药、染料等行业的原料,煤焦油经过适当处理可以加以分离。可以说煤焦油中所含环状有机物是煤的“碎片”。此外,还可以从煤焦油中分离出吡啶和喹啉,以及马达油及建筑及铺路用的沥青等。从煤焦油里分离鉴定的化合物已经有400余种。从炼焦炉出来的气体,温度至少在700摄氏度以上,其中除了含有可燃气体CO,H2,CH4之外,还有乙烯(C2H4),苯(C6H6),氨(NH3)等。在上述气体冷却的过程中氨气溶于水而形成氨水,进而可以加工成化肥;苯等芳烃化合物不溶于水而冷凝为煤焦油;乙烯等沸点高的气体,根据煤气的不同用途酌情处理。总之,煤经过焦化加工,使其中各成分都能得到合理有效的利用,而且用煤气作燃料要比直接烧煤干净环保。   《山西省焦化行业兼并重组实施方案》提出,山西焦化行业兼并重组的主体为200万吨级产能不低于180万吨独立常规焦化企业、钢铁企业和符合相关标准的煤炭企业,兼并重组工作将于2013年基本完成。   从2012年到2015年,山西将淘汰焦炭落后产能4 000万吨以上,总产能不再增加。独立焦化企业数量从160户减少到40户左右,独立常规机焦企业户均产能从70万吨提高到300万吨,全省前15位焦化企业产能占全省动态控制产能比例达到70%以上。   山西省内的焦化上市公司焦炭产能达到重组主体的要求。安泰集团目前焦炭年生产能力已达到240万吨,美锦能源拥有的焦炭产能为80万吨/年,但是其母公司尚有焦炭产能为340万吨/年,并将注入上市公司。中信证券分析认为,焦炭上市公司由于具有规模大、装置先进、融资渠道灵活等优势,有望成为整合主体,区域性的优质资源将向上市公司集中。预计随着整合的推进,上市公司的规模将会有所扩大,盈利能力也将得到较大的改善。   山西省将通过实施焦化行业兼并重组提高产业集中度和企业装备水平,推进节能减排、焦化产品规模化和形成现代煤化工发展新平台。山西省将打造4个1 000万吨级的焦化园区,3个1 000万吨级和10个500万吨级特大型企业,到2015年底焦化产业初步形成“焦化并举、上下联产”的格局。   知识窗   云南昆钢煤焦化有限公司是以原昆钢焦化厂的净资产及货币资金注册成立。同时,还先后成立了云南昆钢煤焦化有限公司安宁分公司、师宗煤焦化工有限公司,通过改制还将成立昆明焦化制气有限公司(原昆明焦化制气厂)。煤焦化公司现拥有4个煤矿,有4.3米顶装焦炉4座、6米大型焦炉2座、4.3米捣固焦炉2座、3套与焦炉配套的煤气净化装置、一套15万吨的焦油精制装置、一套5万吨的苯加氢装置、工作效率为140吨/小时和90吨/小时的干熄焦装置、国内第一套微波处理焦化废水装置、再建2座5.5米捣固焦炉和配套甲醇生产项目,具备年产280万吨焦炭的生产能力,是一个集煤矿生产、煤炭加工转换生产煤气(城市煤气、工业用煤气)、焦炭、化工产品、煤炭深加工、焦化废水处理和燃气工程为一体的能源加工型企业集团,是昆钢非钢产业的重要支柱。云南昆钢煤焦化有限公司坚持深入贯彻落实科学发展观,积极培育新的经济增长点,用创新的思维推动工作,用开拓的精神打开局面,团结拼搏,开拓进取,勇于创新,全力打造“科技焦化、生态焦化、人文焦化”。到“十一五”末期,焦炭年产能达450万吨以上,焦化副产品综合深加工能力达到年产35万吨以上,年销售收入力争达到75亿元。依托昆钢“主业优强、相关多元”发展战略,公司将在云南曲靖地区建设500万吨大型洗煤厂,260万吨焦炭、100万吨化工产品的炼焦厂。到“十二五”末期,以煤炭资源的控制为前提,形成800~1 000万吨/年的焦炭产能,焦化副产品综合深加工能力达到100万吨/年以上、实现年销售收入100亿元,煤资源控制量为8~10亿吨,自产精煤产量达到350万吨的生产规模。   1.煤炭焦化的过程是什么呢?   2.煤炭给人们带来了怎样的便捷?   3.煤炭大多都分布在哪些区域呢?   煤炭的气化   ※煤炭的气化   煤炭的气化,就是指煤炭在特定的设备内,在一定的温度和压力下,利用煤或半焦多相反应,将固体煤转化成碳的氧化物、氢、甲烷的过程,主要是固体燃料中的碳与气相中的氧、水蒸气、二氧化碳、氢之间相互作用。也可以说,煤炭气化过程是将煤中无用固体脱除,转化为可作为工业燃料、城市煤气和化工原料气的过程。气化过程中,必须具备三个条件是气化炉、供给热量、气化剂,三者缺一不可。   气化过程发生的反应包括煤的热解、气化和燃烧反应。煤的热解是指煤从固相变为气、固、液三相产物的过程。煤的气化和燃烧反应则包括两种反应类型,即非均相气-固反应和均相的气相反应。不同的气化工艺对原料的性质要求不同,因此在选择煤气化工艺时,考虑气化用煤的特性及其影响非常重要。   ◎煤炭气化工艺   煤炭气化工艺可按压力、气化过程供热方式等分类,常用的是按气化炉内煤料与汽化剂的接触方式区分,主要有以下几类:   1)固定床气化:固定床气化也叫移动床气化,固定床一般以块煤或焦煤作为原料,在气化过程中,煤由气化炉顶部加入,气体由气化炉底部加入,相对于气体的上升速度而言,煤料下降速度很慢,即固体颗粒处于相对固定状态,床层高度也基本上保持不变,甚至可视为固定不动,因此称之为固定床气化。另外,从宏观角度看,气化过程中由于煤从炉顶加入,含有残炭的炉渣自炉底排出,因而又称为移动床气化。   固定床气化的特性是简单而且可靠,气化过程比较完整,且能够使热量得到合理利用,因而具有比较高的热效率。   固定床气化常见有间歇式气化(UGI)和连续式气化(鲁奇Lurgi)2种。前者以块状无烟煤或焦炭为原料,在常压下生产合成原料气或燃料气,国内有数千台这类气化炉,弊端颇多。后者由于其原料适应性较好,单炉生产能力较大,因此在国内外得到广泛应用;缺点是气化炉结构比较复杂、炉内设有破粘和煤分布器转动设备,制造和维修费用非常大。   2)流化床气化:流化床气化又称为沸腾床气化。以小颗粒煤作为气化原料,这些煤粒在沸腾状态进行气化反应,迅速地进行着混合和热交换,最终导致整个床层温度均一。流化床气化能得以迅速发展的主要原因在于:(1)生产强度较固定床大。(2)直接使用小颗粒碎煤为原料,适应采煤技术发展,避开了块煤供求矛盾。(3)对煤种煤质的适应性比较强,可利用褐煤等高灰劣质煤作为原料。它是以粒度为0~10毫米的小颗粒煤为气化原料,在气化炉内使其悬浮分散在垂直上升的气流中,煤粒在沸腾状态进行气化反应,从而使得煤料层内温度均一,易于控制,提高气化效率。   3)气流床气化:气流床气化是一种并流气化,也可以将煤粉先制成水煤浆,然后用泵打入气化炉内,灰渣以液态形式排出气化炉。气流床气化是一种并流式气化。从原料形态分有水煤浆、干煤粉2类;从专利上分,Shell最具代表性。水煤浆是先将煤粉制成煤浆,用泵送入气化炉,它的温度是1 350℃~1 500℃;干煤粉是气化剂将煤粉带入气化炉,在1 500℃~1 900℃高温下气化,残渣以熔渣形式排出。在气化炉内,煤炭细粉粒经特殊喷嘴进入反应室,会在瞬间着火,直接发生火焰反应,同时处于不充分的氧化条件下,因此,其热解、燃烧以及吸热的气化反应,几乎是同时发生的。随着气流的运动,热解挥发物及燃烧产物夹杂着煤焦粒子高速运动,运动过程中进行着煤焦颗粒的气化反应。这种运动状态,相当于流化技术领域里对固体颗粒的“气流输送”。   4)熔浴床气化:熔浴床气化,就是将粉煤喷入一个温度较高而且高度稳定的熔池内,把一部分动能传给熔渣,使池内熔融物做螺旋状的旋转运动并气化。目前此气化工艺已经不再发展。以上工艺均为地面气化,还有地下气化工艺。   ◎煤炭气化技术应用领域   1)作为工业燃气   工业燃气,一般是热值为1 100~1 350大卡热的煤气,采用常压固定床气化炉或流化床气化炉制得。主要用于钢铁、建材、机械、卫生、轻纺、食品等部门,用来加热各种炉、窑,或直接加热产品或半成品。   2)作为民用煤气   民用煤气,一般热值在3 000~3 500大卡,要求CO小于10%,除了焦炉煤气外,用直接气化也可以得到,采用鲁奇炉比较适合。   3)作为化工合成和燃料油合成原料气   在第二次世界大战的时候,德国就采用费托工艺合成航空燃料油。随着合成气化工和碳-化学技术的发展,以煤气化制取合成气,进而直接合成各种化学品的技术已经成为现代煤化工的基础,主要包括合成氨、合成甲醇、合成甲烷、醋酐、二甲醚以及合成液体燃料等。化工合成气对热值要求并不高,主要对煤气中的CO、H2等成分有要求,一般德士古气化炉、Shell气化炉较为合适。目前,我国合成氨甲醇产量的50%以上来自煤炭气化合成工艺。   4)作为冶金还原气   煤气中的CO和H2具有很强的还原作用。在冶金工业中,利用还原气可直接将铁矿石还原成海绵铁;在有色金属工业中,镍、铜、钨、镁等金属氧化物也可用还原气来冶炼。因此,冶金还原气对煤气中的CO含量有一定的要求。   5)作为联合循环发电燃气   整体煤气化联合循环发电,是指煤在加压下气化,产生的煤气经净化后燃烧,高温烟气驱动燃气轮机发电,再利用烟气余热产生高压过热蒸汽,使其驱动蒸汽轮机发电。用于IGCC的煤气,对热值要求并不高,但是对煤气净化度,如粉尘及硫化物含量的要求很高。与IGCC配套的煤气化一般采用固定床加压气化(鲁奇炉)、气流床气化(德士古)、加压气流(Shell气化炉)广东省加压流化床气化工艺,煤气热值2 200~2 500大卡。   6)作煤炭气化燃料电池   燃料电池是由H2、天然气或煤气等燃料(化学能)通过电化学反应直接转化为电的一种化学发电装置,目前主要由磷酸盐型(PAFC)、熔融碳酸盐型(MCFC)、固体氧化物型(SOFC)等组成。它们与高效煤气化结合的发电技术就是IG-MCFC和IG-SOFC,它的发电效率可达到53%。   7)煤炭气化制氢   氢气广泛地用于电子、冶金、化工合成、航空航天、玻璃生产、煤炭直接液化及氢能电池等领域,目前世界上96%的氢气来自化石燃料的转化,而煤炭气化制氢起着非常重要的作用。煤炭气化制氢一般是将煤炭转化成CO和H2,然后通过变换反应将CO转换成H2和H2O,将富氢气体经过低温分离或变压吸附及膜分离技术,就可以获得氢气。   8)煤炭液化的气源   不论煤炭直接液化还是间接氧化,都离不开煤炭气化。煤炭液化需要煤炭气化制氢,是可选的煤炭气化工艺。   知识窗   与直接燃煤相比,民用煤气不仅可以明显提高用煤效率和减轻环境污染,而且方便人们的生活,具有良好的社会效益与环境效益。出于安全、环保及经济等因素的考虑,国家要求民用煤气中的H2、CH4及其他烃类可燃气体含量应尽量高,以提高煤气的热值;而CO有毒,所以含量应尽量低。   1.什么是煤炭气化?   2.除了煤炭气化还有什么技术?   3.煤炭气化有什么作用?   煤炭液化技术的发展   煤炭是一种碳含量非常高,但是氢含量只有5%的固体。与液体燃料(从原油中提取的)相比,煤炭不利于处理和运输。通过脱碳和加氢,煤炭可以直接或间接地转化成适于运输的液体燃料,其中一种方法是焦化或热解,另外一种方法是液化。由于将煤炭转化成液体燃料的成本比提炼原油的成本要高,但是原煤本身的价格比较低廉,这是煤炭液化技术能够付诸实施的一个主要激励因素。   从1985年以后,由于石油的价格比较低,人们对用于生产运输燃料的煤炭液化技术的兴趣下降。目前,只有日本还在积极进行大规模的煤炭液化工艺的研究,并且还有一座150吨/天规模的装置正在运转。目前由于中国逐渐成为一个净石油进口国,而且潜在的产油区地理位置比较偏僻,因此中国有发展煤炭液化的强烈愿望。中国正在与美国、日本和德国合作进行煤炭液化的科学研究。   石油储量正在逐渐减少,可以预见在未来的一定时期,将需要替代性液体燃料。由于全球的煤炭储量非常丰富,煤炭液化便可实施。许多不同的“直接”液化工艺已经被开发出来,但是就所进行的化学反应而言,它们密切相关。这些液化工艺的共同特征是,先将大量的煤粉放入溶剂中,在高温高压的条件下进行溶解,然后将溶解的煤炭在氢气和催化剂的作用下进行加氢过程。   直接液化是目前可以采用的最有效的液化方法,在合适的条件下,干燥无矿物质煤液化油收率超过70%。如果允许热量损失和其他非煤能量输入的话,现代液化工艺总热效率(即转化成最终产品的输入原料的热值比例)一般为60%~70%。这些工艺一般发展到工艺开发阶段或试验性阶段,并且主要的技术问题已经得到解决。但是,目前没有示范厂或商业化厂建成运转。   煤炭间接液化唯一正在运转的工艺是南非的工艺,目前已经建成了三座生产厂。间接液化的唯一核心技术是合成反应段,因此主要工作应集中在开发先进的催化剂上,催化剂不限于某一具体工艺。   ※煤炭的液化过程   煤炭液化的可行性主要取决于液化工艺的经济性,这需要大量品位低、价格低的煤炭,因为石油和天然气缺乏或成本较高。也就是说,未来石油价格的上涨将重新引起人们对煤炭液化技术的极大兴趣,并且有可能会导致大规模的商业化煤炭液化生产。   19世纪40年代的时候,德国和英国就在炼焦的过程中生产出了作为副产品的煤制液体。这些液体有着非常广泛的用途,例如可用作溶剂、木材防腐剂和燃料。从19世纪50年代开始,它们被用作煤焦油染料的基本成分,这项工艺目前仍然在使用。在不断发展的石化工业中,煤制液体是一种十分重要的原料,例如利用煤炭生产的芳香族化合物不久前还得到了大量使用。   自20世纪初开始,煤炭液化技术开始得到快速发展,产生了2种不同的液化方法。最早的液化工艺是,先将煤炭在高温高压的溶剂中溶解,产生高沸点的液体。该液化工艺中没有用氢气和催化剂。这种直接液化技术在1913年被Bergius申请专利,并在20年代初进行了商业化生产。这种直接液化技术也被称为Pott-Broche液化工艺或者液化工艺。   1925年,Fischer和Tropsch申请了间接液化技术的专利权。在间接液化技术中,先把煤气化产生合成气(氢气和一氧化碳),然后再用钴催化剂合成液体。间接液化技术于20世纪30年代被用于商业化生产,起初并不是生产液体燃料,主要是生产化工原料。   1935年,在英国建成了一座进行商业化生产的煤炭直接液化厂,将煤炭和杂酚油进行处理,每年可生产15万吨的汽油。在第二次世界大战初期,德国和英国都建有煤炭液化厂,到战争结束的时候,德国有9座间接煤炭液化厂和18座煤炭直接液化厂,每年可生产约400万吨的汽油,约占德国汽油总消费量的90%。   ※煤炭变石油的过程第二次世界大战结束之后,德国和其他国家的煤炭液化厂都关闭了。尽管在20世纪50年代的初期和中期,美国的煤炭液化技术有了一些发展,但由于石油价格不断下降,所以煤炭液化技术越来越缺乏吸引力。当时,中东地区发现了新的石油储量,所以进行具有战略性的研发项目的必要性大大减小,世界上除南非之外,其他国家对煤炭液化技术的兴趣逐渐减小。   南非之所以重视煤炭液化技术,是因为自20世纪50年代中期至80年代中期的30年中,南非在政治上,由于种族隔离政策逐渐与其他国家隔绝,不能与其他国家自由进行石油和石油产品的贸易,而南非自己本身又没有石油储量,因此南非只能利用它丰富的煤炭资源来进行煤炭液化。由于南非的煤种更适合于间接液化,因此南非选用的是煤炭间接液化技术。南非于50年代建成了第一座煤炭间接液化厂。1980年和1982年,南非建成了另外两座规模更大的液化厂,采用的是相同的工艺,但改进了催化剂和反应器设计。80年代中期,南非煤炭液化厂每年可生产运输燃料1 000万吨,占南非运输燃料总需求量的60%。目前这3座液化厂仍然进行生产。除了南非之外,其他国家到了20世纪70年代初期才开始重视煤炭液化技术。   知识窗   从20世纪60年代中期开始,人们对电站污染物排放问题就十分关注,开始对最初的非催化Pott-Broche液化工艺进行研究。其中大部分的研究工作都是在美国进行的,开发成功的例子是SRC-I(溶剂提炼煤法)和SRC-II液化工艺。另外,日本和英国也开发了其他一些小规模的煤炭液化工艺。从原理上讲,SRC-I液化工艺与Pott-Broche液化工艺十分类似,目的在于改进煤的性能,生产一种比原煤灰分和硫分更低的洁净锅炉燃料。SRC-II液化工艺生产的是馏出产品,该工艺的独特之处是减压塔底物的循环使用。   在70年代初期,主要产油地区政治政策的改变导致国际油价的大幅度上涨,人们再次关注利用煤炭生产运输燃料的技术。国际油价在70年代保持了持续的上涨态势,直到1985年末国际油价仍然高居不下。因此很多国家展开了一些大型的研发项目,其中大部分项目集中在直接液化工艺的研究上。当时,从事煤炭液化研究的主要国家有美国、日本、英国和德国,其中前三个国家不断研究着煤炭提质加工工艺。尽管用于其他目的的合成催化反应与技术的研究是同步进行的,但人们对间接液化工艺兴趣仍然不大。几乎目前所有的液化工艺都是这一阶段的研究成果。   1.液化技术是在什么样的情况下产生的?   2.为什么南非十分重视煤炭液化技术?   原始液化技术   高温焦化技术是最原始的一种生产液体的方法,烃类液体是炼焦过程的副产品。由于高温焦化过程生产的液体含量比较低(<5%),而且液化成本高,因此传统的高温焦化工艺不能满足商业化生产液体燃料的需要。   温和热解也是一种焦化技术,但操作条件相对不高。温和热解工艺包括:将煤加热到450~650摄氏度的高温(高温焦化工艺中的温度高达950摄氏度),在热分解的过程中赶出原煤中的挥发性物质,在处理过程中,通过热分解生成其他挥发性有机化合物。温和热解工艺中的液体燃料产量比高温焦化工艺要高,但最多不超过总产量的15%~20%,主要产物中降低了氢和杂原子的含量。美国在这一工艺的研究中处于世界领先地位,主要是通过将煤中的氧以二氧化碳的方式脱除,并减少硫含量,提高低阶次烟煤和褐煤的性能,提高它的发热量。目前至少有一种液化工艺已经达到半商业化生产的规模。考虑到这些技术对燃料加工所带来的巨大市场前景,尽管这些工艺的液体燃料产率比较低,但它们必将对全球液体燃料的供应做出重大的贡献。   通过快速热解的途径可以获得较高的液体燃料产率,这些工艺的操作温度可达到1 200摄氏度,但是煤的停留时间大大缩短,最多为几秒钟。快速热解工艺主要是为了生产化工原料而不是液体燃料,因为从经济上讲,生产液体燃料是非常不合算的。快速热解工艺可能还存在着未解决的问题。   所有的热解和焦化工艺都存在这样一个缺点,如果原料煤中的氢含量能够提高到可蒸馏液体的程度,那么残留固体中的氢含量必须被减少。如果不这样做,所生产的液体燃料的质量就会很低,所以需要采取专门的处理措施来清除固体杂质和水分。经过这样的处理后,液体产品就可以掺杂的生产加热燃料和固定式涡轮机用的燃料。如果原产品不混合来使用,或者被用作运输燃料,仍需要进一步的处理。需要混合和传统的精制加工使液体产品经济可行。但目前这一设想并没有成功地付诸实施。   最近,人们的兴趣集中在了美国开发的煤的提质加工工艺上,至少有三项技术已经达到了中试规模。这些工艺在热解反应器的设计上各不相同。其中煤炭制取液体燃料工艺从1992年已经开始投入商业化生产。   LFC工艺是由SGI国际公司研制的一种旨在改善煤炭性能的温和热解方法。可生产两种可销售产品:一种是被称为“工艺衍生燃料”的低硫、高热值固体;另一种是被称为“煤炭衍生液体”的烃类液体。PDF的产量远远大于CDL的产量。   曾经有一个公司拥有的第一座示范厂建在怀俄明州Gillette附近,该示范厂得到了美国能源部洁净煤技术示范项目的大力支持。示范厂在1992年开始投产,原料煤是波德河煤田生产的低硫高水分次烟煤,最大日处理能力为1 000吨。   煤炭首先被粉碎和筛选,然后在一个旋转的篦式干燥器上被热气加热。对这些固体原料的温度控制是很重要的,因为加热的目的就是为了减少原料中的水分,而不能导致其结构的改变,从而尽量把早期气产率降到最低限度。被干燥后的煤随后进入主旋转篦式热解器,被循环的高温气流加热到540摄氏度。此时,精确控制固体原料的加热速度和停留时间至关重要,因为这些参数影响着产品的性能。固体原料从热解器中排出之后,然后再进行冷却,接着经过钝化处理,其中包括经过振动流化床,被含有固定氧含量的气流处理。PDF产品经过轻度的氧化之后便稳定下来,可以避免自燃现象的发生。   离开热解器的气流在一个急冷塔中冷却,CDL冷凝,水分留在气相中。经过冷却,大部分气体被重新循环进入热解器中,一部分气体在热解燃烧器中进行燃烧,产生工艺过程所需要的热量。剩余的气体进入干燥燃烧器中燃烧,加入干燥器的气体循环过程中。气体中的颗粒杂质和硫氧化物被使用湿式涤气方式从气体循环过程中除去。涤气器中吹扫液体被排到池中蒸发。   经过适度的氧化之后,生成的PDF产品是一种低硫反应性燃料,适用于粉煤喷吹燃烧锅炉,因此将其经过铁路运送到各电站;另外生成的CDL性能相当于6号燃料油,也由铁路运到燃料油销售商。   知识窗   1996年,SGI公司与印度尼西亚、日本和中国签订合同,准备在这些国家建立商业化LFC示范厂。1997年,该公司宣称将在美国建立一座600万吨/年规模的工厂。   1高温焦化技术的原理是什么?   2LFC工艺的流程是什么?   煤炭的直接液化   直接液化工艺主要是向煤的有机结构中加入氢,破坏煤的结构产生可蒸馏液体的技术。目前已经开发出多种直接液化工艺,但是根据化学反应而言,它们非常接近,共同的特点是:在高温和高压的条件下,在溶剂中将较高比例的煤溶解,然后加入氢气和催化剂进行加氢裂化过程。直接液化是目前可以使用的最有效的液化方式。在合适的条件下,液体产率超过70%(以干燥、无矿物质煤计)。如果允许热量损失和其他非煤能量输入的话,采用现代化的液化工艺时总热效率(也就是转化成最终产品的输入原料的热值比例)一般为60%~70%。   直接液化工艺的液体产品比热解工艺的产品,质量要好得多,可以不与其他产品混合,直接用作大部分固定式燃料。但是,直接液化产品在被直接用作运输燃料之前,需要进行提质加工,采用标准的石油工业技术,将液化厂生产出来的产品与石油冶炼厂的原料混合进行处理。   ◎单段液化工艺   20世纪60年代中后期,煤炭液化技术得到了人们的重视,全部的液化工艺均是单段液化工艺,大部分的液化研究项目也集中在了单阶段液化工艺上。70年代发生了世界范围的石油危机,一些研究人员增加了第二段的研究工作,以提高轻质油的产量。   单段液化工艺是通过一个主反应器或一系列反应器来生产蒸馏组分的。这种工艺包括一个合在一起的在线加氢反应器,对原始馏分提质,而不能直接提高总转化率。   ◎液化工艺   液化工艺是在1945年德国商业化规模工艺基础上,由RuhrkohleAG和VEBAOELAG公司开发而成。开发经历了连续运转和到Bottrop的200吨/天规模。其中液化厂生产时间为1981~1987年,设备运转时间2.2万小时,处理了17万吨煤,生产了8.5万吨馏出产品。因此,该液化技术被认可。   煤与工艺衍生循环溶剂和“赤泥”可弃铁催化剂配成煤浆,并进行加压和预热。随后加入氢气。然后,混合物进入一个液体向上流动的管式反应器,煤加料速度为0.5~0.65吨/时·立方米,反应器内的压力为300巴,温度为470℃。从反应器顶部出来的产品进入到一个高温分离器中。分离器顶部的馏分保留在气相中,在一个固定床反应器中进行加入氢,固定床的压力与主反应器的压力一样,温度为350℃~420℃。加氢处理后的产品分两段进行减压和冷却。其中第一段的液体产品经过循环到煤浆段,作为溶剂使用。第二段生产的液体产品在常压下进行蒸馏,可生产轻质油和中质油。   高温分离器底部产品进入减压蒸馏塔,回收可以蒸馏的液体。这些液体被作为加氢反应器的原料,大部分被循环作为溶剂。减压蒸馏塔底部的残余物含有沥青、矿物质、未反应的煤和催化剂。在商业化运转中,这些残余物可以作为原料,用来生产氢气。   ◎NEDOL液化工艺   从1978~1983年,在日本政府的倡导之下,日本钢管公司、住友金属工业公司和三菱重工业公司分别开发了三种直接液化工艺。所有的项目都是由新能源产业技术机构(NEDO)负责实施的。1983年,所有的液化工艺以日产0.1~2.4吨不同的规模进行了试验。NEDO不再对每个工艺单独支持,相反将这三种工艺合并成NEDOL液化工艺,主要对次烟煤和低阶烟煤进行了液化。有20家公司合并组成了日本煤油有限公司,负责设计、建造和经营一座250吨/天规模的小型试验厂。但是,该项目在1987年由于资金问题被迫搁置。   一座1吨/天的工艺支持单元(PSU)按计划在1988年安装投产,项目总投资3 000万美元,但是因为各种原因,该项目进展得断断续续。1988年,该项目被重新规划,中试规模液化厂的生产能力被重新设计为150吨/天。新厂在1991年10月在鹿岛开工,在1996年初完工。   从1997年3月~1998年12月,日本又建成了5座液化厂。这5座液化厂对三种不同品种的煤进行了液化,没有太大问题。在液化的过程中,获得了很丰富的数据和结果,如80天连续加煤成功运转,液化油的收率达到58%(干基无灰煤),煤浆的浓度达50%,累计生产时间为6 200小时。   在合成的铁系催化剂的重量比为2%~4%的条件下,煤被研磨,并与循环溶剂配成煤浆。煤浆与氢气混合以后,预热,然后进入主反应器中。该主反应器是一个简单的管式液体向上流动的反应器,操作温度为430~465摄氏度,压力为150~200巴。煤浆标称平均停留时间为1个小时,而实际的液相煤浆平均停留时间为50~90分钟。从主反应器中出来的产品被冷却、减压后至常压蒸馏塔,除去轻质产品。   常压蒸馏后的残余物经过减压蒸馏塔后,此时中质馏分和重质馏分被除去。大部分的中质油和全部的重质油经加氢后被再次循环作为溶剂。减压塔底部的残余物中包括未发生反应的煤、矿物质和催化剂,这些残余物被排除掉。在商业化的运转过程中,在最终产品中固体含量可达到50%,一般情况下为35%。由于沥青与固体一起排放会导致产品的损失,因此该液化工艺限制在灰分含量较低的煤种。   从减压蒸馏塔中生产出的中质和重质油被混合之后,进入溶剂再加氢反应器。这些反应器是流体向下流动的催化剂填充床反应器,其中的温度为320~400摄氏度,压力为100~150巴。所使用的催化剂是传统石油工业加氢脱硫催化剂的变种。标称的停留时间为1小时。从反应器中出来的产品被减压后进入闪蒸塔中,此时加氢后的石脑油将被除去。闪蒸产生的液体产品将被作为溶剂循环到煤浆混合段。   使用不同的煤进行液化的时候,产品的收率将发生变化,通过调整主反应器中的工作条件尽量去减小这种变化。对所有的煤种而言,馏出产品的收率为50%~55%。   与其他液化工艺相比,该液化工艺的液体产品的质量比较低,需要进一步的提质加工,但这并不表示出现了新的技术难题。   ◎H-煤液化工艺   H-煤液化工艺是由HRI公司,也就是目前的Hydrocarbon技术公司,根据商业化的用于改善重质油性能的H-油工艺研制的。根据H-煤液化工艺,1980年,美国在肯塔基州建造了一座200吨/天的中试厂。该试验厂一直生产到1983年。后来,美国设计了一座可进行商业化生产的液化厂,准备建在肯塔基州的Breckinridge。美国能源部资助的大部分液化项目是以H-煤液化工艺为基础的,这项工艺也被有效地应用到催化两段液化(CTSL)工艺中。   煤与循环溶剂混合配成煤浆,循环溶剂中包括加氢反应器中产生的含有固体的产品以及蒸馏时产生的重质和中质馏分。然后加入氢气,混合物被预热后进入沸腾床加氢反应器,反应器是该液化工艺的一个独特之处。反应器的工作温度为425~455摄氏度,工作压力为200巴。该反应器使用常规的载体加氢催化剂,可以使用以铝为载体的镍钼或者钴钼催化剂。通过泵使流体内循环而使催化剂流化,进口在催化剂流态化的上界,但依然位于反应器的液体区域之内。循环流中包含未发生反应的固体煤。   由于用于产生蒸馏液体的加氢裂解反应是放热量非常大的反应,因此精确控制温度对于工程非常重要。沸腾床反应器相比固定床反应器有很多的优点,因为前者反应器中的物质被充分混合,有利于进行温度监测和控制。另外,沸腾床反应器可以在运行期间更换其催化剂,这样可以保持催化剂良好的活性。这一点对于使用载体的催化剂来说,非常重要,虽然这些催化剂开始的时候活性很强,但是在进行煤炭液化的过程中这些催化剂的减活速度较快。   反应器的产物进入闪蒸分离器,分离器顶部馏分中的液体被冷凝后,进入常压蒸馏塔中,生产石脑油和中质馏分。闪蒸塔底部残余物被送到水力旋流器中。水力旋流器顶部产生的液体中含有1%~2%的固体成分,这些液体循环然后到达煤浆制备段。从水力旋流器底部流出的液体进入减压蒸馏塔中。减压蒸馏塔中的固体从底部排出后,减压蒸馏物作为部分最终产品。   与其它液化工艺相比,H-煤液化工艺的产率随煤种的不同而不同。当使用合适的煤种时,总转化率可以超过95%,液体产率可以达到50%(干基煤)。   ◎Exxon供氢溶剂(EDS)液化工艺   20世纪70年代开始,Exxon公司就开始了EDS液化工艺的开发,1980年,在得科萨斯州Baytown建造了一座250吨/天的小规模液化厂。煤与可蒸馏的循环溶剂混合配成煤浆,循环溶剂已被再加氢,以恢复其氢供给能力。这可以增强溶剂的效率,也是EDS液化工艺的主要特点。此时,Exxon公司认为EDS液化工艺可以进行商业化生产。EDS液化工艺中液体收率比现代工艺要低。这样,EDS液化工艺的初期投资成本就会比较大,明显缺乏竞争力。随后继续进行的研究工作持续到了1985年。   煤浆与氢气混合,然后进行预热,最后被送到一个简单的液体向上流动的管式反应器中。该反应器的工作温度为425~450摄氏度,工作压力为175巴。没有使用任何催化剂。反应器的产物进入一个气—液分离器,产生的液体被送到减压蒸馏塔中。石脑油和中质蒸馏产品被回收,尽管大部分中质蒸馏物与重质蒸馏物结合形成了循环溶剂的主要成分。减压蒸馏塔底部的残余物中包括固体杂质,这些残余物被排入Exxon公司获得专利权的“灵活焦化”设备中。这一过程包括热解和气化步骤,可以生产附加的蒸馏产品和用于生产氢气的燃料气。热解过程是在485—650℃的高温条件下进行的。灵活焦化工艺目前也已经投入商业。   循环溶剂的再加氢过程是在固定床催化反应器中进行的,使用了以铝作为载体的镍钼或者钴钼催化剂。反应器中的工作温度为370摄氏度,工作压力为110巴。这些条件也可以进行改变,以控制溶剂的加氢程度,保证产品的质量。   EDS液化工艺的产率与被进行液化的煤种特性有着十分密切的关系,随着液化条件的变化而不相同。一般地,总液体收率(包括灵活焦化产生的液体)对于褐煤来讲为36%,次烟煤为38%,烟煤为39%~46%(所有的煤均是干基无灰煤)。通过增加煤浆中减压蒸馏塔底部残渣的循环量,可以提高液体收率。这一设想没有在250吨/天的试验厂进行验证。但采用这种方法之后,可以使褐煤的液体燃料产出率达到47%,次烟煤为50%,烟煤为60%。   ◎催化两段液化(CTSL)工艺   CTSL液化工艺是在H-煤单段液化工艺的基础上研制而成的,这项液化工艺被持续研究了将近15年。该厂在1992年停止生产,但是研究工作继续得到美国能源部的资助,其中包括连续中试规模和PDU规模的继续资助。CTSL液化工艺成为了20世纪80年代和90年代美国能源部资助的许多液化工艺的基础组成部分。最近,该工艺采用了一种紧密串联的结构形式,在这种结构形式中,两个阶段都使用一种活性载体催化剂。   初期的CTSL液化工艺首先包括一个热溶解段,有时需要使用与许多单段液化工艺类似的低活性可弃催化剂。在最近的多次研究中,HTI公司对短接触和长停留时间进行了试验,在第二段反应器后面串联了一台加氢反应器,用来提高液化产品的质量。   1997年,HTI公司与煤炭科学研究总院签订了一项两年的合作协议,研究利用神华煤进行直接液化的可行性,并计划建一座液化厂。HTI公司从美国能源部申请资金支持。目前该项目已经完成了实验室试验和预可行性报告,现在正在神府东胜矿区考察厂址和潜在的产品市场前景。   最新开发的CTSL液化工艺,煤与循环溶剂混合配成煤浆,然后预热,再与氢气混合,进入沸腾床反应器的底部。该反应器中装有载体催化剂,一般是以铝为载体的镍钼催化剂。催化剂在反应器内部的循环过程中被流态化。反应器具有连续搅动釜式反应器温度均一的特征。溶剂作为氢供体,在第一个反应器中,通过将煤的内部结构打碎到一定程度来使煤溶解。第一个反应器可将溶剂进行再加氢,当液化烟煤时,反应器中的工作温度为400~410摄氏度,工作压力为170巴。当液化次烟煤时,需要利用高温来打断煤的内部结构,此时氢供体的作用相对比较弱一些。在此项工艺变种中,第一段采用分散的钼或铁催化剂。   第一个反应器产生的产品直接进入第二段的沸腾床反应器,第二反应器中的工作压力与第一反应器相同,但温度比较高(达到430~440摄氏度)。第二反应器也有载体催化剂,这些催化剂与第一反应器的催化剂可以相同,也可以不同。经过分离和减压步骤之后,从第二个反应器中出来的产品进入常压蒸馏塔中,在400摄氏度温度以下馏分清除掉。常压蒸馏塔底部的物料包括溶剂、未发生反应的煤和矿物质。这些固体可以利用适用的技术清除掉,剩余的溶剂可以循环到煤浆混合段。在一些变种工艺中,只有一部分常压蒸馏塔底部的物料进入固体清除步骤,这样,循环溶剂中含有矿物质和被使用过的分散催化剂。在该液化工艺中,没有必要脱除去独立的沥青流来作为产品。人们利用临界溶剂脱灰(CSD)工艺(也被称为剩余油溶剂萃取(ROSE)工艺)获得了大量的生产经验。   由于CTSL液化工艺目前又回到了开发阶段,据报道,该工艺的产率随着液化的煤种、选用的工艺结构及具体的工作条件的变化而发生较大的变化。产品中的蒸馏油收率可以达到65%或更高(干基无灰煤),但产品的沸点比较高。与临界溶剂脱灰过程一起排出的未发生转化的煤和重质沥青类物质各占总产品的10%。在试验厂进行的最终试验可以提供有关工艺条件、产率和产品质量的精确数据。   ◎液体溶剂萃取(LSE)液化工艺   ※液体溶剂萃取液化工艺示意图1995年期间,英国煤炭公司研制成功了液体溶剂萃取液化工艺。在北威尔士的Ayr角建成了一座25吨/天的小规模试验厂,连续生产了4年以后停产。目前研究人员已经完成了65吨/天的示范厂概念设计,并且可以提供足够的数据让承包商直接进入详细的设计阶段。但是目前还没有建造该示范厂的计划。   煤与循环溶剂混合制成煤浆,预热之后,进入非催化溶解段,该阶段中包括两个或更多个连续搅拌釜式反应器(CSTR)。这些反应器中的工作温度一般为410~440摄氏度,工作压力为10—20巴,可以减少溶剂的挥发。在该阶段中没有使用氢气,溶剂被作为氢供体,有2%重量比的氢被转移到煤中。   溶解器中的产品部分得以在垂直叶片压力过滤器中进行冷却和过滤,来除去未反应的煤和灰分。滤饼被循环用的轻质油冲洗以回收产品,在减压条件下进行干燥。干燥后的滤饼含有少量的没有蒸馏掉的残余液体。该液化工艺对原料煤中的灰分含量以及煤的溶解程度不是特别敏感。在商业化运转中,滤饼可以用来气化,然后生产氢气。   被过滤后的煤萃取液进入蒸馏塔,回收轻质油冲洗溶剂,然后,煤萃取液预热,与氢气混合,接着进入一个或多个沸腾床反应器中。各段之间没有分离过程,反应器中的工作条件为:压力200巴,温度400~440摄氏度。从反应器中出来的产品被冷却、减压后进入常压蒸馏塔中,以回收馏分。蒸馏塔的切割温度可以进行调节,以维持溶剂的平衡,并使产品的沸点低于300摄氏度。常压蒸馏塔底部的残余物部分进入减压蒸馏塔,以控制循环溶剂中的沥青含量。减压蒸馏塔顶部的馏分与常压蒸馏塔底部的大部分溶液混合,被作为溶剂循环送到煤浆混合段。   在一些情况下,循环溶剂可能会积聚大量饱和物质,影响萃取的效率。该工艺中的热解环节就是用来控制这种现象的发生,然后保证溶剂的质量。   小规模试验项目表明,LSE液化厂生产过程比较平稳;运转数据显示,该工艺可以采用全馏分方式,不需减压蒸馏塔,不需单独热裂解来维持溶剂的质量。馏分总产率可以达到60%~65%(干基无灰煤),大部分馏分的沸点低于300摄氏度。滤饼产率中包括7%的不能被蒸馏的沥青。   ◎褐煤液化(BCL)工艺   ※褐煤液化工艺示意图   褐煤液化工艺是由日本NEDO开发的,在澳大利亚维多利亚州建成了一座50吨/天规模试验厂。该试验厂从1985年一直生产到1990年10月,处理煤炭6万吨。该试验厂在1992年被拆除。   该液化工艺是专门用于液化低煤阶的煤,例如维多利亚州的峡谷地区生产的煤,这种煤的水分含量超过了60%。因此,液化工艺的一个重要环节就是有效干燥煤。一座50吨/天规模的试验厂一天内实际需要处理170吨的原煤。   除了建造小规模试验厂之外,研究人员还利用01吨/天的实验室连续对液化试验装置及相关设备进行了深入的研究和开发,以提高煤炭液化工艺的可靠性、经济性以及环境保护效果。该项研究工作一直持续到1997年。根据研发项目的成果,研究人员设计了一种改进的BCL液化工艺,其中包括煤浆脱水、液化、内部加氢和脱灰等环节。   ◎共同液化   “共同液化”工艺是指同时对煤和非煤烃类液体的提质加工,烃类液体也可以作为制备煤浆和运移煤的介质,通常是一种价值低、沸点高的物质,例如传统原油提炼过程中生产的沥青、超重质原油、蒸馏残渣和焦油。   共同液化的基本工艺采用单段或两段的形式,溶剂不进行循环使用。一般地,共同液化技术基于现有的直接液化工艺,是一次通过无循环的液化过程。大部分液体产生于油,而不是煤。Crest共同液化工艺的一个主要特点是,石油重质油是在其被作为煤浆溶剂之前进行预加氢。这将增加溶剂供氢能力,增强煤被溶解的程度以及减少重新聚合和结焦反应。   共同液化主要是在煤炭液化的同时将石油提炼出溶剂提质,这样可以降低单位产品的投资和操作费用。但是,非煤溶剂的物理性能比较差,它的供氢能力也很弱,这将导致煤转化成液体产品的转化率比较低。因此,共同液化工艺的经济性主要决定于重质液体原料成本与常规原油价格之间的差价。如果作为原料的煤炭价格较低,则平均原料成本就会降低,共同液化工艺的经济效益就会提高。与其他液化工艺相比,共同液化工艺的单位产品投资成本显著降低,因为大部分产品来自于原料油。实际上,共同液化工艺的真正竞争对象可能是重质油提质加工。   尽管一些共同液化工艺已经开发到几吨/天PDU和中试规模,但是与其他液化工艺的研究规模还有一定差距,示范规模还没有达到100吨/天的处理规模。   Crest共同液化工艺是在20世纪80年代初期和中期开发的一种液化技术,并建立了025吨/天的小规模试验厂,该种共同液化工艺是在液化工艺的基础上开发而成的。   煤与预加氢石油渣油混合配成煤浆,并在一个未加催化剂的反应物接触时间短的反应器中进行反应,反应器内的工作温度为430℃~450℃,氢气压力为140巴。从反应器中出来的产品直接进入第二段的LC—精炼炉沸腾床反应器,其中的压力与第一个反应器内的压力相同,但温度为400℃~435℃,还采用了载体加氢催化剂,这与许多其他共同液化工艺一样。   Crest共同液化工艺可与现有的炼油厂建在一起,在第一段有90%的干基无灰煤被溶解,总转化率约为95%,石油渣油中的重质物质的总转化率约为70%~80%,馏分的净产率占原料重量的50%~55%。   ◎阿尔伯特研究委员会共同液化工艺   最初的时候,阿尔伯特研究委员会与加拿大能源开发署合作,开发了两段逆流反应器(CFR)共同液化工艺,用于焦油-砂沥青的提质。随后,该工艺被用于共同液化次烟煤和沥青。据相关报道,加入煤以后,与单独使用沥青的情况相比,蒸馏油收率大大提高了。该共同液化工艺的独特之处就在于,它采用的是一个逆流反应器,在第一段不使用氢气,而是使用一氧化碳和水。据测试,第一段进行了025吨/天的共处理和5吨/天的单独对沥青的试验。首先采用油团聚技术对煤进行净化,然后再将煤与沥青、水和可弃碱金属催化剂混合制成煤浆。将混合物送入逆流反应器的顶部,该反应器内的工作温度为380℃~400℃,工作压力为87巴。一氧化碳从反应器的底部送入,一氧化碳在向上流动的过程中通过变换反应,生成氢气。由于使用了一氧化碳和蒸汽,因此次烟煤的氧含量会降低。据报道,该共同液化工艺比直接使用氢气时的液化效果要好,而且成本较低。   从原则上讲,第二段应使用第二个逆流反应器系统,反应器内的工作温度为420℃~480℃,工作压力为175巴。此阶段可以使用氢气,也可以使用一氧化碳和蒸汽。第二段产品不进行循环。煤的转化率主要依靠于煤种的特性,在一些情况下煤的转化率可以达到98%(干基无灰煤)。在两段总的产品收率约为干燥无灰煤和沥青原料的70%。石油残渣中的重质物质的转化率为80%~90%,蒸馏油收率为77%~86%。   知识窗   中国煤炭科学研究总院与日本新能源产业技术开发机构和煤炭利用中心签定了合作协议,准备进行一座5 000吨/天的液化示范厂建设的可行性研究。利用依兰煤在实验室和PSU装置上完成了几个试验。据预测,产自黑龙江省的一种黄铁矿被作为催化剂,油收率将达到62%。项目的下一阶段是进行工艺评价、环境影响评价和经济效益分析,这于2000年已经完成。   1.直接液化工艺的原理是什么?   2.简述H-煤液化工艺的流程。   煤炭的间接液化   煤炭间接液化的唯一“核心”部分是合成反应环节,因此,合成反应技术大量应用于煤炭液化之外的领域。人们普遍认为应当优先选用浆态床流化床反应器,大部分的研究工作应集中在研制性能先进的催化剂上,因为间接液化催化剂并不针对具体的工艺。   人们在天然气转化为液体产品方面,进行了大量的技术研究和开发。由于这些工艺都包括基本的天然气部分氧化或蒸汽重整生产合成气,因此从原理上说,毫无疑问,这些工艺可以利用煤炭来生产合成气。目前由公司开发的两种煤炭间接液化工艺已经被投入商业化生产。其他的间接液化工艺只达到小规模试验的程度,这些工艺与Shell间接液化工艺基本相似,只是它们使用了不同的专有催化剂。根据它的工艺合成技术,还开发了一种新的天然气合成工艺。   煤炭间接液化的第一步是,利用蒸汽气化完全打破煤的原有化学结构,气化产物的组成可以通过调节从而达到所需H2和CO组成比例,并除去对催化剂有毒的含硫成分。生成的“合成气”在较低的压力和温度条件下,在催化剂的作用下,发生反应。根据所选用的催化剂以及反应条件的不同,最终的产品可以是石蜡、烯烃类化合物或醇类(特别是甲醇)。   ◎间接液化工艺   ※间接液化工艺示意图   间接液化工艺是在Fischer-Tropsch(FT)液化工艺的基础上开发研制的,尽管经过40多年的连续研究,公司已经在合成反应环节上进行了实质性的改进,但是由鲁奇(Lurgi)气化工艺生产合成气没有改变,只是该气化炉的体积比以前有所增加。第一座间接液化厂是于20世纪50年代中期在南非建成的,日产汽油6 000桶。生产能力更大的Sasol2号和Sasol3号液化厂分别在1980年和1982年在Secunda建成。这两座液化厂的日产能力均为5万桶汽油,同时还生产大量其他化工原料,每座液化厂日处理煤炭约为3万吨。   HTFT工艺被用于Secunda的液化厂,既采用了旧的循环流化床技术,又采用了新一代的SasolAdvancedSynthol(SAS)技术。公司采用低温工艺和高温FischerTropsch(HTFT)工艺制作合成气。LTFT工艺只被用于Sasolburg的液化厂,既采用了旧的固定床技术,又采用了新一代的浆态床FT工艺。SAS技术最先于1995年得到使用,使液化厂和Sasol3号液化厂的日产量达到15万桶。   首先对煤进行湿式筛选,粒度小于5毫米的煤直接进入蒸汽锅炉中,粒度大于5毫米的煤进入鲁奇气化炉中。在3个液化厂进行的粗气清洗都使用了传统的鲁奇设备,以低温的甲醇作为清洗介质。LTFT工艺的工作温度为200℃~250℃,工作压力为20~30巴,采用铁系催化剂,可生产石蜡和其他蜡。   HTFT工艺的工作温度为300℃~350℃,工作压力为20~30巴,采用铁系催化剂,生产轻质烯烃类产品,包括汽油、石化产品和氧化化合物。对原产品进行提质加工得到的汽油质量非常好。   SSPD工艺使用了专为浆态床系统研制的钴催化剂,由于石脑油具有石蜡的性质,因此它的辛烷值比较低,作为汽油质量也比较差,但是它是一种非常好的裂化原料。   ◎间接液化工艺   Mobil甲醇—汽油(MTG)间接液化工艺利用的是与HTFT工艺两个截然不同的阶段,从煤或天然气中生产汽油。新西兰建造了一座125万桶/天的商业化液化厂,处理从Maui矿区生产的气体。尽管这座液化厂仍然在进行着生产,但是只生产甲醇,目前这样的经济性是最好的。   在第一段,通过利用蒸汽对天然气进行结构重整或煤炭气化而生产的合成气与铜催化剂发生反应,生产产率近100%的甲醇。反应发生的温度为260℃~350℃,压力为50~70巴。   在第二段,在高活性铝催化剂的作用下,在300摄氏度的温度条件下,甲醇经过部分脱水形成二甲醚,然后再在固定床中沸石ZSM-5催化剂的作用下发生反应。这些反应均为强烈的放热反应,物料进入反应器的时候,温度为360摄氏度,从反应器出来时,温度达到达到415℃。反应器中的工作压力为22巴。经过一系列反应之后,甲醇和二甲醚转化成烯烃,然后再转化成饱和烃。处于汽油沸点范围内的物质占全部烃产物的80%。在新西兰的液化厂,将副产品丙烷和丁烷烷基化后,汽油的总产率达到90%,辛烷值为937。与固定床相比,流化床反应器可以更好地控制温度和维持稳定催化剂活性。流化床反应器的工作温度几乎恒温,保持在410℃,但工作压力仅仅为3巴。开始时,汽油产率比较低,但经过烷基化作用之后,最终的汽油产率差别会特别小。   ◎热效率和CO2排放   一个工厂的热效率指的是输入燃料的热值在最终产品中所占的百分比。在一座液体溶剂萃取(LSE)液化厂中,煤炭是唯一的输入到反应器和公用工程中的原料,最终产品是运输用液体燃料。在LSE液化工艺中,热效率为678%。如果采用整体气化联合循环发电技术,热效率可以提高到70%。其它的单段和两直接液化工艺的热效率为60%~70%,热效率低的原因通常是由于采用了低煤阶的原料煤,除去煤中的水分需要消耗煤中5%的能量。   如果允许计入发电,具备必要的热裂化器或催化裂化器的精炼厂的热效率可以达到93%~94%。因此可以推断只生产运输用燃料的精炼厂的热效率可以达到90%。   标准煤可以通过间接液化技术转化成标准的原油,热效率分别为75%和61%,煤中的所有碳成分并不滞留在“原油”中,而是转化成CO2(在发电站或炉子中)。在间接液化的过程中,每吨原料可分别产生184吨和300吨的CO2。需要说明的是,即使热效率为100%,由于每吨煤可释放出006吨的氢气,因此仍会产生一定量的CO2。   在利用原油生产最终燃料时,每处理1吨原油还会生成032吨的CO2,最终产品中的热值为1031兆瓦/时。总之,利用煤炭液化来生产运输燃料时的CO2排放量是原油加工工艺的7~10倍。   ◎液化技术的发展和实施前景   1985年,国际市场的油价大幅度下跌,除了少数时间外,石油一直保持着低价位。因此,人们对利用煤炭液化技术来生产运输液体燃料的兴趣逐渐减小。目前,只有日本仍在进行大规模的煤炭液化技术研究工作,在东京附近的鹿岛,一座150吨/天的液化厂仍在进行运转。中国在与其他国家合作进行几个煤炭液化项目的可行性研究和工艺开发研究工作。目前人们关注的是,如果未来国际油价上涨的话,煤炭液化技术是否还会受到人们重视,并达到大规模商业化生产的程度。   不论采用何种煤炭液化技术,进行煤炭液化的投资额都很大,因此只有进行大规模商品化生产,才能取得规模效益。人们针对液化工艺的经济性进行的大部分研究表明,足够规模的商业化液化厂应每天生产液体产品5~10万桶。这样的一座液化厂需每天处理烟煤15~35万吨,处理次烟煤或褐煤的能力就会翻一翻。按照最低的处理能力计算,液化厂每年可以处理烟煤500万吨。与现代化的原油精炼厂相比,液化厂的生产能力依然很小。原油提炼厂的日产量一般超过20万桶。   可见,如果一个国家准备建造煤炭液化厂,那么这个国家必须拥有丰富的煤炭储量。煤炭液化的经济性在很大程度上决定于煤炭的成本,包括将煤炭运送到液化厂的运费。由于煤炭运输比石油困难得多,因此,从原则上讲,煤炭液化厂应当选在煤炭生产国,最好选在煤矿上。但是,如果煤矿所处位置比较偏僻的话,则液化厂的建设费用相对会比较高,或者在矿区铁路设施比较完善的情况下,也可以不将液化厂建在煤矿附近。   如果煤炭液化厂建在煤炭生产国,则必须保证该国的煤炭储量足够满足液化厂25~30年服务年限内的用煤需求量。一座商业化生产的液化厂年煤炭消费量为300~400万吨。这意味着,最少需要15亿吨硬煤储量(合1亿吨油当量),或者3亿吨的褐煤储量,最小储采比为25。   ◎未来发展预测   现在有一定规模的炼油厂利用煤炭液化工艺来生产同样多的液体燃料是不可行的。煤炭液化只能作为生产烃类液体的一种辅助手段。当原油的产量不能够满足运输用燃料的需求量时,采用煤炭液化技术是一种比较好的选择。在这种情况下,煤炭液化燃料可以利用现有的基础设施进行销售和供给,那么不可避免地,就会受到石油工业的控制和运作,但却非常有利于简化煤炭液化产品的供给和销售网络。因此,煤炭液化项目起初可能要由石油工业来实施,而不是煤炭工业。   鉴于上述情况,最有利于煤炭液化企业的做法就是,直接将自己的液化产品输送到现有的炼油厂中作为进一步提炼的原材料,或者与炼油厂的产品进行混合使用。由于液化厂和炼油厂都有很多的辅助设施,比如说如电力和化学原料供应,可以将一些必要的公共设施调配共享。另外,炼油厂和煤炭液化厂的一些单元操作也十分相似,也使得煤液化可能在石油行业中首先实施。   煤炭液化和炼油厂的结合主要包括共享一些产品混合和输出设备,即使最低程度的设备联合使用也可以大大降低投资成本。研究表明,一座日产12万桶油的炼油厂可以接受一座日产5万桶燃料的液化厂的全部产品,而炼油厂的最终产品质量几乎没有太大的变化,因此,炼油厂可以很容易达到日产20万桶油的生产能力。   还有一种更复杂的联合方法,就是在液化厂和炼油厂之间传输产品来进行深加工。液化厂的原始馏分与等量原油在炼油厂内混合加工处理。除了节省投资以外,两厂结合使用的另外一个突出优点是,可以将炼油设备生产的低值产品输出到煤炭液化厂,进行气化生产H2。这些低值产品包括从减粘裂化设备中生产的焦油或者从延迟焦化中生产的高硫焦炭,在这样的炼油设备中无法排出。这也就增加了炼油厂的产品灵活性,也可通过焦化来提高蒸馏油产量。煤炭液化厂便不再需要另外再用煤炭作为公用工程燃料。据估计,炼油工艺和煤炭液化工艺结合起来以后,相当于使每桶液化燃料油的成本降低2~3美元。   炼油厂和煤炭液化厂的结合使用并不会影响到炼油厂的正常生产。我们可以采取更加复杂的结合方式,但炼油厂在未得到液化厂操作的可靠性以前是非常不容易接受的,例如可以共同使用制氢、蒸汽、发电、制冷和其它公用工程。有关专家估计,这样结合可以使每桶液化燃料油的成本降低5美元。   对于一个液化厂来说,液化单元只占其中的少部分。而辅助单元比较多。这些辅助单元已被广泛地应用于其他工业。这些辅助单元的投资占总投资额的60%~75%,总投资相对比较固定。这也是煤炭液化技术于20世纪80年代中期以后能够得到显著发展的一个重要原因。由于辅助单元的性能改进速度比较缓慢,因此要想大幅度地降低液化项目的总投资并不是特别容易,但进一步降低成本是有可能的,这可以通过工程方面的改进和纯粹的工艺方面的改进来实现。另外,催化剂的成本也很高,我们可以通过增大反应器的容积来减小催化剂的工作度。   发展现状   运输用液体燃料中氢含量为12%~15%,而煤中的氢含量为5%,碳含量比较高。煤转化为液体需要加氢,或者说脱碳。为此人们开发了许多“直接”和“间接”液化工艺。   20世纪70年代和80年代初,人们对煤炭液化工艺进行了大量的研究和开发工作,主要集中在美国、日本、英国和德国,进行从事液化工艺研究的重要原因是国际市场油价的大幅度上涨。从那以后,煤炭液化工艺的研发工作大部分被搁置起来。   南非是目前世界上唯一运转着煤炭液化厂的国家。该国拥有非常丰富的煤炭资源,但是该国没有石油和天然气储量。20世纪80年代中期以前的30年中,南非受到贸易禁运,于是南非利用煤炭液化技术进行了大规模的商业生产,国内60%的运输用燃料来自于煤液化。利用煤炭液化技术来生产液体燃料已达到成熟的地步。   知识窗   世界煤炭资源丰富,但与液体燃料相比,在运输等环节上煤炭不利于处理。煤炭液化可以将煤转化成运输燃料,能够解决石油储量逐渐枯竭和石油供给面临的问题。一般来说,直接液化工艺的热效率(即输入燃料的热值转化成最终产品的比率)为65%~70%,间接液化工艺的热效率为55%。   将煤炭转化成运输燃料时产生的CO2排放量是原油精炼工艺的7—10倍,这将导致煤炭液化生产的运输用燃料的CO2排放量比传统的石油精炼产品增长50%。   煤炭液化技术是否能够商业化取决于煤炭液化工艺的经济性,它主要依赖于大量煤质低、成本小的煤炭而不能获得石油和天然气,因为它们的成本较高。到2010年左右煤炭液化市场已经很好,许多国家已经参入煤炭液化技术的研究。   1.煤炭液化技术目前在哪个国家比较盛行?   2.煤炭液化技术能够带来什么好处?   3.煤炭液化技术给环境造成危害了吗?   洁净煤技术   洁净煤技术最早是由美国学者在1985年提出来的,主要是为了解决美国和加拿大边境的酸雨问题。洁净煤技术指的是在煤炭开发和利用过程中,旨在减少污染和提高效率的煤炭加工、燃烧、转化和污染控制等一系列新技术的总称,是使煤作为一种能源应达到最大限度潜能的利用而释放的污染控制在最低水平,实现煤的高效、洁净利用目的的技术。按照美国能源部化石能源办公室的定义:洁净煤技术属于技术创新家族,比现在使用的技术更具有环保性。为了使洁净煤技术的应用具有可操作性,根据国内外多数同行的共识,我们可以对洁净煤技术进行分类,主要包括:煤炭利用的环境控制技术(脱硫、脱氮、除尘等)、先进的煤炭发电技术(1GCC、PFBC等)、煤的洁净开采技术(地质灾害防治、矿区和周边环境保护等)、提高煤炭利用效率技术(先进燃烧方式、能源新材料等)、煤的利用前的预处理技术(选煤、型煤和水煤浆等)、煤炭转化技术(先进的热解、气化技术,直接和间接液化技术,燃料电池等)、煤系废弃物处理和利用技术(煤矸石、煤泥、煤粉、炉渣等)。此外,煤层气的开发及利用与CO2的固定和利用技术也可归入洁净煤技术。   中国工程院陈清如院士根据中国的煤炭利用现状和多年的实践经验提出了“中国洁净煤战略”,主张在煤炭燃烧和利用前,采用煤炭加工与转化技术对可能排放的所有污染物进行一定程度的控制,最为经济有效地实现煤的洁净化利用。与已有的国内外洁净煤技术相比,“中国洁净煤”集中在煤的燃前处理环节,使煤炭成为洁净煤燃料和原料。   清洁煤技术主要包括以下两个方面:   一是直接烧煤洁净技术:在直接烧煤的情况下,采用相应的技术措施,如燃烧前的净化加工技术,主要是洗选、型煤加工和水煤浆技术;燃烧中的净化燃烧技术,主要是流化床燃烧技术和先进燃烧器技术;燃烧后的净化处理技术,主要是消烟除尘和脱硫脱氮技术。   二是煤转化为洁净燃料技术:主要是煤的气化以及液化技术、煤气化联合循环发电技术和燃煤磁流体发电技术。   燃煤产生的二氧化碳是一种非常重要的温室气体,被认为是气候变暖的罪魁祸首。研究人员正在探索解决的方法——就是要将煤转化电能,实现二氧化碳零排放。然而如果要实现这一目标仍然需要解决很多技术问题。需要将煤炭中的硫、铁、石英、硅以及其他一些物质分离出来。近年来,研究人员在这方面取得了许多的进展。例如,现在技术将燃煤排放物脱硫98%已经不是什么难事,问题是即使提取出这些矿物质,燃煤仍然会产生大量的二氧化碳。   ◎零碳排放技术   煤炭的零碳排放技术也叫碳捕获技术,现在有很多研究工作正在进行,可以更好地完善这一技术。为了减少碳的排放,很重要的方法就是捕获碳,然后将它深埋入地下,而不是排放到大气中。2010年3月,丹麦的埃斯比约建成了世界上第一家碳捕获实验工厂。这一工厂的主要目标是帮助欧盟排少10%的二氧化碳,其中30%是减少传统电厂的排放。该厂的研究人员努力研发新的溶剂,以便能够更好的捕获碳,将其转化为固体形式。国际能源机构温室气体项目经理哈丽·奥杜斯说:“这种做法主要是让二氧化碳通过一种液体溶剂,然后将其压缩,再注入地下。这一研究能够帮助提高二氧化碳的捕获率。”他还说,该厂研制的新溶剂和碳捕获技术成本会更加低。现在每立法米二氧化碳的碳汇成本是50~60欧元,而该项目有望将成本低到20~30欧元。   ◎清洁煤技术   在美国,布什总统也宣布了一项总投资为20亿美元的清洁煤技术研发项目,“绿色未来”就是其中之一。该项目计划总投入约为10亿美元,由政府和企业共同合作完成,目标是建成世界上最大的零排放化石燃料工厂。这一计划将会在未来3年内完成。在所有的碳捕获技术中包括一项煤的气化技术。该技术利用蒸气和氧气把煤转化为一种合成气体,其主要成分是氢,然后利用合成气体发电。这种气体的发热量非常高,而且比煤更加清洁,是一种更加高效的能源。它排放的二氧化碳浓度也比直接燃煤产生的二氧化碳高得多,因此比较容易捕获。收集的二氧化碳将被注下深层地下盐池或是不能开采的煤层隙缝中,还可以直接注到油气田的底层,利用压力提升油气水平。因此,这一工程得到了很多方面的支持,被认为是一种可以清洁利用煤的好方法。然而,“绿色未来”项目真正能够实际运用还需要时间。这期间由于煤的价格比较低,而且比油、天然气的存储量大,因此煤的开采和使用量在变绿之前还会大幅上升。据世界能源组织预测,到2020年,全世界煤的使用量还会上升43%。而石油和天然气预计40年和60年后将开采殆尽,而在这一背景下,清洁煤技术的研发就显得非常有意义。   虽然美国是温室气体排放量最大的国家,但它提出将“按照自己的方式解决排放限制问题”,拒绝加入该条约。2003年2月,美国政府宣布将实施一项名为“未来发电”的计划。该计划由美国能源部、私人投资者和国际组织共同投资10亿美元,在5年内完成设计和建造一座煤基零排放电-氢发电厂。这种发电厂的温室气体排放量可以达到“零排放”的水平,即使是排放出了二氧化碳气体,也可以通过技术手段将它“存储”于地下。显然,这是一项面向未来的重要计划。然而,科学家指出:利用现有的技术是否能解决当务之急呢?答案是肯定的。今年,美国最大的燃煤电力公司(AEP)已经选好厂址,计划建造一座新型超净洁发电厂,也就是集成气化综合循环(IGCC)发电厂。人们往往把IGCC看做是“新技术”,但事实上,它是由两种著名的现有实用技术集合而成,而这两种技术都可以用来实现“未来发电”计划的最终目标。   ※洁净煤技术   ◎煤炭能量的转换   在严格控制温度和压力的条件下,将部分燃烧煤变为主要是由一氧化碳和氢气组成的浓缩合成气体,其中的杂质如二氧化硫等都会很容易被除去。第二种技术是“循环”,这种技术已经在天然气发电厂得到广泛的采用,涡轮的驱动力来自于天然气流和废热所产生的气流。最重要的是,相比之下,从气流中捕获二氧化碳比从传统发电厂的烟囱中捕获二氧化碳要容易得多。IGCC发电技术比当今普遍采用的燃煤发电技术先进很多。APE电力部门执行副董事长罗伯特·鲍威尔斯说:“我们已经对这种技术进行了深入的研究。人类从上世纪初已经开始使用煤炭气化技术,这种技术在石油化学工业和石油冶炼工业已经使用了很多年。此外,我们现在就拥有自己的循环燃烧发电厂。因此,上述两种技术都是成熟的和先进的。”除了APE之外,美国国内和其他国家的大型能源公司对煤炭液化技术也非常重视。美国宾夕法尼亚州的一个工业财团正计划建造一个工厂,从南非能源业“巨人”——萨索尔集团引进煤炭液化技术,工厂的设计产量为每天生产5 000桶煤炭液化油。皮博迪能源公司也正在计划在伊利诺斯州建一个工厂,利用煤来生产天然气。除了美国之外,一些能源公司正在计划建造“纯氧燃烧”工厂,主要使用纯净氧气来燃烧煤,更加容易捕获浓缩的二氧化碳。APE预计,拟建的IGCC发电厂总投资将比传统发电厂高15%~20%。但是,一旦联邦政府颁布实施限制二氧化碳排量的有关措施,那么这些投资就可以很快被回收。   由于发电厂一般都在开阔地带,所以有足够的空间去存储发电厂排放出来的二氧化碳,而在这种背景下就可以将这些存储的二氧化碳销售给其他公司,来赚取利润。据估算,IGCC发电厂的收益将比传统的发电厂高出50%,前者的效率也会高于后者,在形成一定规模也将提高。此外,由于捕获得到的二氧化碳可以被注入油田以提高石油产量,它的废弃物的市场前景也将逐步被看好。   IGCC是一种成熟技术,而它带来的益处也是十分显著的,并且可以降低二氧化碳的排放。那么,为什么这种先进的技术不能够被广泛采用呢?霍华德·赫尔州戈是麻省理工学院的化工专家,他负责管理一个被称为“碳捕获专项行动”的工业财团。赫尔州戈认为:“技术本身并不是一个限制性因素,关键的因素是经济方面的激励”,“从技术的角度来看,我们可以很快实现这一目标。但如果政府不采取鼓励性政策,在这方面将不会有太大的作为。”“碳捕获专项行动”不同的选择方案清洁煤技术关键的步骤是捕获煤燃烧后释放的二氧化碳。唯有如此,才有可能阻止温室气体的排放。而妥善处理或利用那些捕获的二氧化碳,则成为科学家、世界各大能源公司长久以来探索的另一个技术课题。将二氧化碳注入地表之下已成为当今增加石油开采量的一种常用方法,但是其主要目的并不是永久性地储藏二氧化碳。因此,亟待解决的一个关键问题是:我们能否把二氧化碳安全地存储在我们想存放的任何地方?   知识窗   兰炭,也称为半焦、焦炭,结构为块状,粒度一般在3毫米以上,颜色为浅黑色,目前,兰炭主要有两种规格:一是土炼兰炭,二是机制兰炭。尽管两种规格的兰炭用的是同一种优质精煤炼制而成,但是由于生产工艺和设备的不同,其成本和质量不大一样。   1.土炼兰炭   20世纪70年代末期,由于受当时的交通、运输、投资资金等因素制约,煤矿将难以销售的块煤在平地堆积,用明火点燃,等烧透后用水熄灭而制成兰炭,尽管生产工艺十分简单、落后,但因为煤质优良,其产品还是为广大用户所认可,并且在电石、铁合金生产中已经成为一种不可替代的优质材料,这种土法冶炼的兰炭我们称为“土炼兰炭”。   一般情况下土炼兰炭固定炭只能保证在82%左右,但因其生产工艺简单,投资较少,生产成本低,所以销售价格也相对低廉。但是因为其浪费资源,污染环境,在本世纪初开始逐渐停止生产。   2.机制兰炭   20世纪九十年代,减少污染、治理环境、节能降耗已经成为人们的共识,国家在这方面专门出台了一系列法律、法规,因此采用机械化炉窑生产工艺生产兰炭已被各地政府提到议事日程上来,并且已经为大多数生产者所接受并已逐渐形成规模。   由于采用了先进的干馏配烧工艺,固定炭比土炼兰炭提高了5~10个百分点,灰分和挥发份降低了3~5个百分点,由于炉内装有可控的测温设备,所以温度比较稳定,用回收的煤气二次发火燃烧烘干所生产的兰炭,使水分降低,而且机械强度也较土炼兰炭有了明显的提高。由于用机械操作替代了人工操作,这样的兰炭我们称之为“机制兰炭”。   3.固定碳>82%,挥发份<4%,灰分<6%,硫<0.3%,水分<10%,比电阻>3500兆欧,粒度:15~25毫米、最大不超过30毫米。   4.兰炭因为可代替焦炭(冶金焦)而广泛用于化工、冶炼、造气等行业,在生产金属硅、铁合金、硅铁、硅锰、化肥、电石等高耗能产品过程中优于焦炭。   1.你知道什么是洁净煤炭发电技术吗?   2.大量地使用煤炭给环境带来了什么影响?   3.温室效应跟煤炭的使用有关系吗?   煤炭怎样变成气   ※煤炭变成气体1煤成气是沉积中的高等植物以及其细碎屑,在形成煤和暗色泥岩过程中产生的气体,也有称为煤型气或煤系气。   一般情况下,天然气主要包括煤成气和油型气。油型气是由地史上生活在海洋和湖泊中而后被埋藏沉积物里的轮藻、介形虫等微体生物,以及藻类等低等植物,在形成碳酸盐岩或泥页岩中而产生的气体。煤成气和油型气原始母质的结构是完全不相同的,结构的不同导致了产物的差异。油型气的原始母质,俗称腐泥型或偏腐泥型有机质,是由较多长链结构和少量环状结构的化合物组成,它的热降解产物主要是液态的石油,同时伴有以甲烷为主体还含有大量乙烷、丙烷重烃气组分的油型气,由于油型气往往与石油伴生,所以在成油过程中一直兼带着油型气。煤成气的原始母质,俗称腐殖型有机质,是以缩合的环状结构为主的化合物,带有比较短的侧链,其热降解产物以天然气为主(以甲烷占优势,并伴有相当量乙烷、丙烷和丁烷),并且有少量凝析油或轻质油。尽管在煤矿中早已发现残留在煤层中的煤层瓦斯气,但是由于受传统的石油地质学概念和煤层具有强吸附性、气体难以运移等观念的束缚,煤成气在相当长时间内并没有得到充分的重视。   煤系有机质既能生气也能生油,各煤岩组分在成烃作用中贡献不同。   有机显微组分中三类主要部分是镜质组、丝质组和稳定组。镜质组通常是气源岩中最主要的显微组分之一,它属于高等植物木质纤维组织凝胶化作用的产物,主要是由腐殖物质的腐殖酸部分形成的组分。丝质组是不具有化学活动性的富碳贫氢组分,属于高等植物木质纤维组织碳化作用的产物。稳定组是由高等植物中较富含氢的组织器官及植物组织分泌物所形成,如孢子体、树脂体、角质体、木栓质体等。孢子体起源于高等植物孢子和花粉的外壳层;树脂体来源于高等植物的树脂、蜡质、树胶、香脂和油脂等分泌物;角质体来源于陆生高等植物表皮保护组织角质层;木栓质体来源于高等植物木栓化组织细胞。镜质组和丝质组以成气为主,稳定组以成油为主。煤成气主要产自镜质组。稳定组含量相对较高的煤可形成相当量的凝析油气或轻质油。煤系有机质的演化也不同于经典的有机质演化规律:在没有成熟阶段,以树脂体成烃为主,生成以甲烷占优势的天然气,还有凝析油或轻质油;在成熟阶段,稳定组、镜质组分别逐次成烃,主要生成以甲烷为主并有相当多重烃气的天然气,在本阶段的初期也产出凝析油和轻质油。   煤或煤系中的树脂体在形成煤成油中有着十分重要的作用。随着煤成油理论的不断发展,许多学者认为树脂体不仅具有较高的生烃能力,而且成烃转化作用发生在煤化作用低级阶段,并以形成凝析油和轻质油为特征。通过人工热压模拟实验发现,岩样的荧光消失发生在350摄氏度以下,而树脂煤的荧光消失则发生在250摄氏度。这表明,树脂体在不太高的热力条件下,就发生了非常强烈的变化,从而支持了树脂体能早期生油的观点。在澳大利亚吉普斯兰盆地及加拿大斯科舍和温弗特—马更些盆地都已经发现了以树脂体为主要油源的油田。在我国吐鲁番盆地,近年来发现了以木栓体为主形成的煤成油田。   煤成气地球化学及其鉴别标志   煤成气主要由烷烃气(甲烷、乙烷、丙烷和丁烷)、氮、二氧化碳及稀有气体氦和氩等组成的。其中烷烃气占绝大部分,经济效益也主要来自烷烃气。一般把气中甲烷含量超过95%,乙烷、丙烷和丁烷含量少于5%的称为干气,而把前者含量小于95%,后者含量超过5%的称为湿气。地史上埋藏的植物遗体的有机质形成煤成气,与人的成长一样可分不同阶段,不同阶段各不相同。通常用成熟度(R0)来表达煤成气形成的阶段。所谓成熟度是指在地层中的镜质组(镜质体)随着地温的增加而变化的程度。R0小于05%是属未成熟阶段,此阶段主要是由生物化学作用使植物的有机质形成煤型生物气,这种气是以甲烷为主的干气;R0在大于0.5%至2.0%阶段是热解阶段,形成煤成气以湿气为主,本阶段的前期形成相当数量的煤成油(以凝析油和轻质油为主);R0大于2%,由热裂解作用形成的煤成气为干气,没有煤成油。   在油气地质学中,鉴别油气不同来源的方法就是稳定同位素,通过进行油气源对比,研究油气运移方向,确定勘探目的层。目前在油气地质学中应用最广、研究最好的是碳(C)同位素。碳有两个稳定同位素(12C和13C),常以其丰度比值(13C/12C)来研究油气的性质、来源和形成环境,并以б13C值,来表示丰度比值。表示或论述某气组分的δ13C值,可在C右下角标出它的分子式,例如甲烷的б13C值,可缩写为б13CCH4,乙烷、丙烷和丁烷类推。由于甲、乙、丙、丁烷分子中分别有1,2,3,4个碳分子,为了更加简便,它们的б13C值也可写为б13C1,б13C2,б13C3,б13C4。   作为煤成气的母质高等植物的碳同位素,和作为油型气的母质微体古生物与藻类的碳同位素是不同的,它形成的气继承了母质的同位素特征。因此,б13C值成为鉴别煤成气,追踪气源,进行气源对比的有力的手段和依据。煤成油也同样继承了其母质的碳同位素特征。因此,可把煤成气固相母质(沥青、干酪根)及其液相(煤成油)和气相产物碳同位素系列作为鉴别标志。同样,还有许多煤成气的地球化学参数,也可作为鉴别指标。   煤的排烃能力   从原理上讲,煤的排烃能力主要决定于两个方面:一是它自身允许烃类流动的难易性,这一点取决于煤层自身的性质和流体的性质以及二者相互作用的性质;二是煤层的生烃量与其容纳能力的相对大小。从煤层自身性质来说,由于煤的表面积大而它的孔隙直径小,所以吸附能力较强。长期以来,传统的石油地质学观念片面地认为,含煤地层虽然能形成气体,但由于煤的强吸附性,气体很难运移出来而主要留存在成气母体中。20世纪40年代,德国学者首先提出含煤地层形成的煤成气,除残存在源岩中外,还可运移出源岩聚集成煤成气田(藏)。80年代,曾有学者研究表明,煤的这种吸附作用主要表现在对可溶重质组成(以多环和芳香化合物为主)的吸附上,而对于非极性的饱和烃的运移并无明显的影响(Hors-field,1988)。此外,煤中微裂缝发育和成气过程中一些类型气孔的形成有助于烃类的排出。从煤的生成量和容纳能力来看,煤中有机质的丰度高,生成产物的数量大,也就是煤成气的生成量远大于其容纳能力,并且煤层生成的烃量大,使排驱的动力也大,所以煤中所生成的烃类可以远移出来并在有利的地质条件下聚集成藏,这是一种客观的地质地球化学现象。   ◎煤干馏过程   当煤料的温度高于100℃的时候,煤中的水分蒸发出来;温度升高到200℃以上的时候,煤中结晶水释出;高达350℃以上的时候,黏结性煤开始软化,并进一步形成黏稠的胶质体(泥煤、褐煤等不发生此现象);直到400℃~500℃大部分煤气和焦油析出,称一次热分解产物;在450℃~550℃,热分解继续进行,残留物逐渐变稠并固化形成半焦;高于550℃,半焦继续分解,析出余下的挥发物(主要成分是氢气),半焦失重同时进行收缩,形成裂纹;温度高于800℃的时候,半焦体积缩小变硬形成多孔焦炭。当干馏在室式干馏炉内进行时,一次热分解产物与赤热焦炭及高温炉壁相接触,发生二次热分解,形成二次热分解产物(焦炉煤气和其他炼焦化学产品)。   煤干馏的产物包括煤炭、煤焦油和煤气,煤干馏产物的产率和组成取决于原料煤质、炉结构和加工条件(主要是温度和时间),随着干馏终温的不同,煤干馏产品也不相同。低温干馏固体产物为结构疏松的黑色半焦,煤气产率比较低,焦油产率比较高;高温干馏固体产物则是结构致密的银灰色焦炭,煤气产率高而焦油产率低。中温干馏产物的收率,则介于低温干馏和高温干馏之间。煤干馏过程中生成的煤气主要成分是氢气和甲烷,可作为燃料或化工原料。高温干馏主要用于生产冶金焦炭,所得的焦油为芳香烃、杂环化合物的混合物,是工业上获得芳香烃的重要来源;低温干馏煤焦油比高温焦油含有较多烷烃,是人造石油重要来源之一。   ◎中国的煤化工产业的发展   2008年,中国的煤化工产业继续有序地发展,煤化工产业发展政策逐步完善,煤基甲醇和煤基二甲醚的试点应用取得可喜的进展,产能得到进一步释放,新型煤化工产品逐渐走向市场,并逐渐被市场接受。随着金融危机影响的加剧,中国煤化工产业面临着巨大的成本压力,行业发展十分缓慢。由于国家政策总体上仍支持煤化工发展,节能减排已是大势所趋,因此中国煤化工产业虽短期受困但是前景仍十分可观。   新型煤化工以生产洁净能源和可替代石油化工的产品为主,如汽油、柴油、航空煤油、液化石油气、聚丙烯原料、乙烯原料、替代燃料(甲醇、二甲醚)等,它与能源、化工技术结合,可形成煤炭——能源化工一体化的新兴产业。煤炭能源化工产业将在中国能源的可持续利用中扮演非常重要的角色,是今后20年的重要发展方向,这对于中国减轻燃煤造成的环境污染、降低中国对进口石油的依赖都有着重大意义。可以说,煤化工行业在中国面临着新的市场需求和发展机遇。   煤化工的重要过程之一是煤在隔绝空气条件下加热、分解,生成焦炭(或半焦)、煤焦油、粗苯、煤气等产物的过程。按加热终温的不同,可分为三种:900℃~1 100℃为高温干馏,即焦化;700℃~900℃为中温干馏;500℃~600℃为低温干馏(见煤低温干馏)。   知识窗·煤焦油沥青防腐漆的特点·   单一的煤焦油沥青防腐漆耐水性优良、价格低廉、可以厚膜涂装,与没有充分除锈的钢铁表面易于浸润,长期暴晒之后,含有的挥发分会逸出而龟裂。热固性树脂改性的煤焦油涂料具有优异的附着力,可以配成较宽硬度和柔韧性范围的涂料,干膜厚度可达0.2-1.3mm,同时具有非常好的耐磨损性和抗冲击性。聚合物改性的煤焦油涂料需要专用的面漆,目的是为了防止分层和克服一些其他涂膜的缺陷。加入颜料,如铁红,可制备成深红色。但其他改进颜色方法都还不是特别成功。在这种涂料中,常加入铝粉颜料。煤焦油涂料若采用一道涂覆工艺是难以避免针孔和缺陷,因此,一般需要采用多道施工。未经树脂改性的煤焦油涂料不能用于户外,因为阳光会使面层硬化、开裂、收缩。   1.煤炭的气体对人们有哪些伤害?   2.煤炭烧出来的气体给环境带来了什么样的危害?   3.古代的时候是怎样利用煤炭技术的?

上一页