神华煤直接液化示范工程最新进展

2010-09-09张继明舒歌平

中国煤炭 2010年8期

关键词：煤浆神华运转

张继明舒歌平

(中国神华煤制油化工有限公司鄂尔多斯煤制油分公司,内蒙古自治区鄂尔多斯市,017209)

★特别报道 ★

神华煤直接液化示范工程最新进展

张继明舒歌平

(中国神华煤制油化工有限公司鄂尔多斯煤制油分公司,内蒙古自治区鄂尔多斯市,017209)

介绍了世界首套工业规模煤直接液化示范工程的最新运行情况,截止2010年6月30日,示范工程累计投煤运转5次,累计投煤时间达到4182 h,生产成品油和其他化工产品442653 t。各种数据表明,神华煤直接液化示范工程取得圆满成功。

煤直接液化示范工程进展

AbstractIn this paper,new est p rogressof Shenhua direct Coal Liquefaction Demonstration p lant is introduced.Up to June 30,2010,five runsof coal-in have been comp leted to get accumulative total 4182h of coal-in operation and 442,653t of p roduct oil and chemicals.A ll data show that the Shenhua direct coal liquefaction demonstration p lant has got a comp lete success.

Key wordsdirect coal liquefaction,demonstration p lant,p rogress

神华煤直接液化示范工程是我国实施能源安全战略的一项重要工程,是世界首套煤直接液化技术工业规模装置,是我国具有完全自主知识产权的工业化示范工程。示范工程于2005年4月开工建设, 2008年5月全部建成。2008年12月30日,煤直接液化示范项目实现首次投料试车。截止2010年6月30日,示范工程累计投煤运转5次,累计投煤时间达到4182 h,生产成品油和其他化工产品442653 t,各种数据表明神华煤直接液化示范工程取得了圆满成功。

1 神华煤直接液化工艺

神华煤直接液化工艺是在充分消化吸收国外现有煤直接液化工艺技术的基础上,结合国内研究机构20多年的研究成果和国家“863”高效合成煤直接液化催化剂的开发成功,完全依靠自己的技术力量开发的,具有自主知识产权的煤直接液化工艺。该工艺已经在美国、俄罗斯、澳大利亚、乌克兰等国获得专利,是世界首个经过工业规模装置验证的成熟的煤直接液化工艺。

1.1 神华煤直接液化工艺的主要特点

(1)采用超细水合氧化铁 (FeOOH)作为煤液化催化剂。由于该催化剂活性高、添加量少,煤炭转化率高,残渣中催化剂带出的液化油少,增加了蒸馏油产率。

(2)煤浆制备全部采用经过一定条件加氢的供氢性循环溶剂。循环溶剂采用预加氢工艺,溶剂性质稳定、成浆性好,可以制备成含固体浓度45%～55%的高浓度煤浆,而且煤浆流动性好、粘度低;循环溶剂采用预加氢工艺,溶剂供氢性能好,加上高活性液化催化剂,液化反应条件温和;循环溶剂采用预加氢工艺,溶剂具有供氢性能,在煤浆预热和换热过程中,能阻止煤热分解过程中自由基碎片的缩合,防止结焦,延长操作周期,提高热利用率。

(3)油煤浆加氢采用2个强制循环的悬浮床串联反应器。强制循环悬浮床反应器内为全返混流,轴向温度分布均匀,反应温度控制容易,通过进料温度即可控制反应温度,不需要采用反应器侧线急冷氢控制,产品性质稳定。强制循环悬浮床反应器气体滞留系数低、反应器液相利用率高;强制循环悬浮床反应器内液速高,反应器内没有矿物质沉积。

(4)采用减压蒸馏的方法进行沥青和固体物的脱除。减压蒸馏是一种成熟和有效的脱除沥青和固体的分离方法,减压蒸馏的馏出物不含沥青,可为循环溶剂增加供氢性提供合格原料,减压蒸馏的残渣含固体50%～55%;由于使用高活性的液化催化剂,添加量少,残渣中含油量少,产品中柴油馏分多。

(5)循环溶剂和煤液化油品采用强制循环悬浮床加氢反应器进行加氢。由于强制循环悬浮床加氢反应器采用上流式,催化剂可以定期更新,加氢后的供氢性溶剂供氢性能好,产品性质稳定,操作周期可以无限延长,还避免了固定床反应由于催化剂积炭压差增大的风险。

1.2 神华煤直接液化工艺的先进性

神华煤直接液化工艺与目前国内外现有工艺相比在以下几方面具有明显的先进性。

(1)单系列处理量大。神华煤直接液化工艺由于采用高效煤液化催化剂、全部供氢性循环溶剂以及强制循环的悬浮床反应器,单系列处理液化煤量为6000 t/d干煤。而国外采用鼓泡床反应器的煤直接液化工艺,单系列最大处理液化煤量为2500～3000 t/d干煤。

(2)油收率高。神华煤直接液化工艺由于采用高活性的液化催化剂,添加量少,蒸馏油收率高于相同条件下的国外煤直接液化工艺。

(3)稳定性好。神华煤直接液化工艺采用经过加氢的供氢性循环溶剂,溶剂性质稳定、煤浆性质好,工艺的稳定性好。同时,该工艺采用 T-star工艺进行循环溶剂加氢,使得神华煤直接液化工艺的整体稳定性大大优于国外煤直接液化工艺。

2 神华煤直接液化示范工程概况

神华煤直接液化示范工程按功能可以分为公用工程单元装置、辅助工程单元装置和主要生产单元装置。

2.1 工艺流程

神华煤直接液化项目全部流程包括自备热电厂,备煤、催化剂制备、煤直接液化、加氢稳定(溶剂加氢)、加氢改质、轻烃回收、含硫污水汽提、脱硫、硫磺回收、酚回收、油渣成型、两套煤制氢和两套空分等装置。全厂总流程见图1。

图1 神华百万吨级煤直接液化工厂示意图

经洗选后的精煤从厂外经带式输送机输送进入备煤装置加工成煤液化装置所需的干煤粉;部分精煤在催化剂制备单元经与催化剂混合,制备成含有催化剂的干煤粉也送至煤液化装置;煤粉、催化剂以及供氢溶剂,在高温、高压、临氢的条件和催化剂的作用下发生加氢反应生成煤液化油,并送至加氢稳定装置,未反应煤、煤中无机物和部分重质油组成的液化残渣经成型后作为供自备电厂的燃料。煤液化油在加氢稳定 (溶剂加氢)装置的主要目的是生产满足煤直接液化要求的供氢溶剂,同时脱除部分硫、氮、氧等杂质从而达到预精制的目的。石脑油、柴油馏分送至加氢改质装置进一步提高油品质量;溶剂返回煤液化和备煤装置循环作为供氢溶剂使用。

各加氢装置产生的含硫富气均经轻烃回收装置,回收气体中的液化气、轻烃,干气经脱硫装置处理后回收氢气。同时,加氢稳定产物分馏切割出的石脑油至轻烃回收装置做吸收剂,解吸石脑油进一步到加氢改质装置处理。

各装置产生的酸性水均需在含硫污水汽提装置中处理后回收硫化氢。净化水去生化处理、复用。对于煤直接液化装置产生的含酚酸性水设置单独系列处理,经脱除硫化氢和氨后,送至酚回收装置回收其中的粗酚,污水经生化处理后回用。

煤液化、煤制氢、轻烃回收及脱硫和含硫污水汽提等装置脱出的硫化氢经硫磺回收装置制取硫磺,供煤直接液化装置使用,不足的硫磺部分外购。

各加氢装置所需的氢气,由煤制氢装置生产并提供。

2.2 工艺装备

神华煤直接液化项目的核心装置为煤液化催化剂制备和煤液化装置,均采用具有自主知识产权的中国工艺,均为第一次工业化生产。

2.2.1 煤液化催化剂制备装置

煤直接液化高效催化剂是神华集团和煤炭科学研究总院承担的国家“十五”规划期间“863”计划课题的一项成果,该工艺经过了煤科院中试和上海PDU连续生产装置的长周期运转验证。该催化剂用部分液化原料煤作为载体,超细水合氧化铁为活性组分。由于该液化催化剂活性高、添加量少,煤液化转化率高,残渣中由于催化剂带出的液化油少,增加了蒸馏油产率。

2.2.2 煤直接液化装置

煤直接液化核心装置,经过干燥和粉碎的煤粉在煤浆制备单元通过添加供氢溶剂及催化剂煤粉制成油煤浆,油煤浆升压后与氢气混合在油煤浆预热炉加热后进入2个串连的结构相同的反应器,反应器采用类似于美国氢油 (H-Oil)装置底部带有强制循环泵的悬浮床反应器,出反应器物料经高压分离系统和中压分离系统后,气体循环,含固液体物料经常压蒸馏塔回收部分轻质油后,进入减压蒸馏塔回收全部油品,未反应煤和无机物等通过减压塔底进入残渣成型机成型。常、减压塔回收的油品进入溶剂加氢单元,溶剂加氢单元的主要目的是提高溶剂的供氢性。

神华煤直接液化示范工程为单条生产线,规模为处理洗精煤 (干基)6000 t/d,生产成品油108万t/a。其处理能力是目前美国、德国、日本百吨级工业性试验装置的30倍以上。

3 神华煤直接液化示范工程试车情况

3.1 试车及油品情况

2008年12月30日14时46分,神华煤直接液化百万吨级示范工程在达到设定的试车条件下,开始首次投煤试车。试车在1/3负荷下开始,至17时30分负荷增加至2/3,经过6 h的运转,煤的转化率明显增加,20时 46分反应温度升至415℃;23时18分煤浆流量达到420 t/h,装置达到了设定的负荷运转。2008年12月31日凌晨4时30分,第一反应器出口达到了设定的455℃,并于7时整液化残渣在成型机顺利成型。12月31日下午14时30分,全厂生产流程打通,生产出合格的石脑油和柴油等目标产品。

示范装置自2008年12月31日打通全部流程后,连续稳定运转至2009年1月12日凌晨5时38分结束,连续稳定运转13 d,连续投煤303 h,说明神华煤直接液化百万吨级示范工程第一次投煤试运转成功。但第一次投煤试运转也暴露了设计上的一些不足,主要存在以下问题:减压塔热量不足;煤粉计量输送系统不能线性控制;催化剂压滤机负荷不能满足要求。

针对这些问题,2009年1～8月对装置实施了较大的技术改造,并于2009年8月31日开始改造后的首次试生产。2009年8月31日至2010年6月30日10个月间,累计进行4次投煤,虽然每次运转还暴露出设计、设备以及施工上的一些问题,但随着每次改造消缺,运转情况越来越好。各种数据表明,神华煤直接液化示范工程取得了圆满成功。

2009年8月31日至2010年6月30日10个月间,累计投煤3865 h,单次连续投煤最长时间为1501 h,开工率达到62.6%。5次全部投煤时间4182 h。2010年7月15日开始正在进行第6次运转,目前装置运转稳定。在这10个月内,煤直接液化装置的负荷率最大达到设计的80%;煤的转化率达到设计的91%,产品收率达到57%(设计值为61%)。残渣固体含量接近设计的50%。

第一次工业放大的“863”催化剂生产单元经过改造完善后,其生产能力和操作条件完全达到了设计要求,验证了具有完全自主知识产权的煤直接液化高效催化剂 (863催化剂)在工业放大后的高活性,在添加量小 (Fe/干煤为1.00%)的条件下,神华煤的转化率达到90.94%,与设计基础数据完全吻合。

示范项目开车以来,生产各类油品和化学品442653 t,其中成品油278392 t,消耗原煤 (含气化、自备电厂)132万t,折合干基煤112万t。截至2010年6月30日,累计运转2702 h,累计生产柴油113454 t,石脑油56779 t,液化气20997 t,加上酚等其他化工产品,生产液体产品近20万t,销售额超过10亿元。目前,产品销售市场良好,柴油、石脑油、液化气等产品和副产品销售顺畅,客户反映良好。

神华煤直接液化示范工程的核心设备——两台世界最大的加氢反应器在运转过程中操作平稳,轴向径向温度分布均匀,完全达到了设计要求。投煤运转期间的反应器内部轴向、径向温度分布数据表明:反应器直径为4.8 m时,通过分配盘进入反应器的物料没有发生偏流现象。由于反应器内部的轴向温度、反应温度和径向反应温度非常均匀,使煤加氢液化反应过程处于最佳状态,有利于加氢反应进行。

这次示范成功使神华煤直接液化项目成为全世界第一个经历从试验室小试 (BSU)、工艺验证装置 (PDU),直至百万吨级工业规模示范装置验证的成熟的煤直接液化工艺,中国也随之成为世界上唯一掌握百万吨级煤直接液化技术的国家。

3.2 存在的不足

虽然神华煤直接液化百万吨级示范工程取得了圆满成功,但离“安、稳、长、满、优”的理想差距还有一定距离,存在的主要问题有以下3项。

3.2.1 氢气供给能力不足是目前制约煤直接液化不能高负荷运转的主要因素之一

两套壳牌煤制氢装置通过配煤和优化生产操作,能够实现连续运行60 d以上,达到90%生产负荷的成绩,但还不能达到设计的运转周期和负荷(国内已开车的壳牌煤气化装置情形类似)。目前煤制氢装置能够达到的运行负荷和开车周期只有2套煤制氢和1套天然气制氢装置同时运转,才能满足工厂100%负荷,如果有1套煤制氢装置故障停车,则供氢能力只能满足煤液化装置70%的负荷。

为此,拟增加保安滤芯等技术措施,使煤制氢运转周期有较大程度延长,同时要进一步优化操作,稳定煤制氢装置较高的生产负荷。

3.2.2 煤液化装置中油煤浆加热炉能力不足

对于油煤浆加热炉能力不足,解决办法一是通过优化操作来减少煤浆加热炉的负荷,具体措施是提高循环溶剂的供氢性,降低加热炉出口温度要求,减少油煤浆加热炉热负荷,以及在保证油煤浆质量的前提下尽量提高煤浆浓度,增加单位时间处理量,间接减少对加热炉能力的要求。二是通过改造提高配置煤浆的溶剂油温度,进而提高入炉油煤浆温度,减少对油煤浆加热炉的能力需求。

3.2.3 产品轻质化和溶剂油不平衡

根据生产数据分析,煤转化率达到90%设计水平。目前产品轻质化、溶剂油不平衡和油品收率低,主要有以下原因。

(1)由于目前没有满负荷运转,反应停留时间比设计的时间长,造成产品轻质化,柴油产量下降等问题,液化气、石脑油和干气产量增加。

(2)减压塔塔底物料原设计固体含量为50%,目前操作最好时达到48%,但大部分时间在45%左右,苛刻条件下操作减压加热炉结焦倾向明显。由于更多的重质油余留在油渣中,造成产品轻质化和溶剂油不平衡,导致油收率降低。

4 示范项目经济测算

根据示范项目的实际运行情况,对示范项目(先期项目为1条线,一期项目为3条线)进行了经济测算。项目产品的价格采用中国石化集团公司经济技术研究院拟推出的“效益测算价格 (2010版)”(即布伦特原油80美元/桶价格体系),同时也采用中国石化集团公司经济技术研究院曾推出的“效益测算价格 (2006版)” (即布伦特原油50美元/桶价格体系)进行了测算。项目原料的价格以企业在不同原油价格基准下的实际水平为基础计取。

从先期项目来看,按105万t/a液体产品量计算,项目产品总成本为3058元/t,折合每桶原油为47.85美元。

从一期项目整体来看,按315万t/a液体产品量计算,项目产品总成本为3040元/t,折合每桶原油为47.56美元。

采用布伦特原油80美元/桶价格体系的评价结果表明,先期项目投资所得税后内部收益率为12.49%,一期项目投资所得税后内部收益率为14.58%,后期增量项目投资所得税后内部收益率为16.49%,均好于行业基准值10%;而后期增量资本金内部收益率在财务杠杆的作用下,可达到19.21%。

采用布伦特原油50美元/桶价格体系的评价结果表明,先期项目投资所得税后内部收益率为10.75%,一期项目投资所得税后内部收益率为12.34%,后期增量项目投资所得税后内部收益率为13.75%,均好于行业基准值10%;而后期增量资本金内部收益率在财务杠杆的作用下,可达到15.76%。