主页、洲际娱乐注册、主页，(19)中华人民共和国国家知识产权局(12)发明专利申请(10)申请公布号 (43)申请公布日 (21)申请号 2.1(22)申请日 2021.12.24(71)申请人 胜帮科技股份有限公司地址 201210 上海市浦东新区中国（上海）自由贸易试验区申江路5709号1幢(72)发明人 尚建选沈和平王庆元黄云任鹏陈树群(74)专利代理机构 北京品源专利代理有限公司 11332代理人 陈小龙(51)Int.Cl.C10G 1/00 (2006.01)C10G 1/02 (2006.01)C10G 1/06 (2006.01)C10B 53/04 (2006.01)C10G 67/02 (2006.01) (54)发明名称一种煤炭热解及加氢制取煤基特种燃料的系统装置及工艺方法(57)摘要本发明提供了一种煤炭热解及加氢制取煤基特种燃料的系统装置及工艺方法，所述系统装置针对当前煤制油气路线存在液态燃料油收率低、产品附加值低的问题，将低阶煤一部分通过快速热解，生产煤焦油，随后另一部分低阶煤与煤焦油原料通过悬浮床加氢实现煤与煤焦油的混合加氢生产清洁燃料油品，悬浮床加氢产生的含固尾油送至低阶煤快速热解装置进一步热解，提高整体煤炭的转化率及清洁油品的收率，随后对得到的170～280℃的轻质2号煤基氢化油进一步加氢异构降凝，生产低凝点的煤基特种燃料，提高了装置产品的附加值。权利要求书2页 说明书8页 附图1页CN 114381294 A2022.04.22CN 114381294 A 1.一种煤炭热解及加氢制取煤基特种燃料的系统装置，其特征在于，所述系统装置包括热解装置、蒸馏装置、第一加氢装置、第二加氢装置、第三加氢装置以及第四加氢装置；所述热解装置与所述蒸馏装置相连；所述蒸馏装置分别独立地与所述第一加氢装置、第二加氢装置以及第三加氢装置相连；所述第一加氢装置、第二加氢装置、第三加氢装置以及第四加氢装置还依次相连；所述第二加氢装置还通过回流管路分别独立地与所述第一加氢装置以及所述热解装置相连。2.根据权利要求1所述的系统装置，其特征在于，所述热解装置设置有煤炭进料口、含固尾油回流口、煤焦油出料口、气体出料口以及固体出料口；优选地，所述热解装置通过所述煤焦油出料口与所述蒸馏装置相连。3.根据权利要求1或2所述的系统装置，其特征在于，所述蒸馏装置包括减压蒸馏装置；优选地，所述蒸馏装置设置有煤焦油进料口、中油出料口、轻油出料口以及重油出料口；优选地，所述蒸馏装置通过所述中油出料口与所述第一加氢装置相连；优选地，所述蒸馏装置通过所述重油出料口与所述第二加氢装置相连；优选地，所述蒸馏装置通过所述轻油出料口与所述第三加氢装置相连。4.根据权利要求1‑3任一项所述的系统装置，其特征在于，所述第一加氢装置设置有中油进料口、氢气进料口、加氢中油回流口以及供氢溶剂出料口；优选地，所述第一加氢装置通过所述供氢溶剂出料口与所述第二加氢装置相连；优选地，所述第二加氢装置设置有氢气进料口、供氢溶剂进料口、重油进料口、煤炭进料口、加氢中油出料口、加氢轻油出料口以及含固尾油出料口；优选地，所述第二加氢装置通过所述加氢轻油出料口与所述第三加氢装置相连；优选地，所述第二加氢装置通过所述加氢中油出料口与所述第一加氢装置的加氢中油回流口相连；优选地，所述第二加氢装置通过所述含固尾油出料口与所述热解装置的含固尾油回流口相连；优选地，所述第三加氢装置设置有轻油进料口、加氢轻油进料口、氢气进料口、1号煤基氢化油出料口、轻质2号煤基氢化油出料口以及重质2号煤基氢化油出料口；优选地，所述第三加氢装置通过所述轻质2号煤基氢化油出料口与所述第四加氢装置相连；优选地，所述第四加氢装置设置有轻质2号煤基氢化油进料口和氢气进料口；优选地，所述第四加氢装置还设置有煤基特种燃料产品出料口。5.一种煤炭热解及加氢制取特种油品煤基特种燃料的工艺方法，其特征在于，所述工艺方法采用如权利要求1‑4项所述的系统装置进行，所述工艺方法包括以下步骤：(1)将煤炭进行热解，得到粉焦、煤焦油和煤气；(2)将步骤(1)得到的煤焦油进行减压蒸馏，得到轻油、中油和重油；(3)步骤(2)得到的中油进行第一加氢反应，得到供氢溶剂；(4)将煤炭与步骤(3)得到的供氢溶剂和步骤(2)得到的重油进行第二加氢反应，得到权利要求书1/2 页2CN 114381294 A2 加氢轻油、加氢中油以及含固尾油，所述加氢中油返回到步骤(3)进行循环利用，所述含固尾油返回到步骤(1)进行热解反应；(5)将步骤(4)得到的加氢轻油与步骤(2)得到的轻油进行第三加氢反应，得到1号煤基氢化油、轻质2号煤基氢化油及重质2号煤基氢化油；(6)步骤(5)得到的轻质2号煤基氢化油进行第四加氢反应，得到煤基特种燃料。6.根据权利要求5所述的工艺方法，其特征在于，步骤(1)所述热解的温度为500～650℃；优选地，步骤(1)所述热解的压力为0～0.5MPa。7.根据权利要求5或6所述的工艺方法，其特征在于，步骤(3)所述第一加氢反应的温度为300～400℃；优选地，步骤(3)所述第一加氢反应的压力为10～20MPa；优选地，步骤(3)所述第一加氢反应的体积氢油比为1000～2500；优选地，步骤(3)所述第一加氢反应的空速为0.4～1.0h ‑1 。8.根据权利要求5‑7任一项所述的工艺方法，其特征在于，步骤(4)所述第二加氢反应的温度为400～500℃；优选地，步骤(4)所述第二加氢反应的压力为12～30MPa；优选地，步骤(4)所述第二加氢反应的体积氢油比为300～1200；优选地，步骤(4)所述第二加氢反应的空速为0.2～1.0h ‑1 。优选地，步骤(4)所述第二加氢反应为悬浮床加氢。9.根据权利要求5‑8任一项所述的工艺方法，其特征在于，步骤(5)所述第三加氢反应的温度为250～390℃；优选地，步骤(5)所述第三加氢反应的压力为8～15MPa；优选地，步骤(5)所述第三加氢反应的体积氢油比为1000～2500；优选地，步骤(5)所述第三加氢反应的空速为0.4～1.0h ‑1 ；优选地，步骤(5)所述轻质2号煤基氢化油为170～280℃的馏分。10.根据权利要求5‑9任一项所述的工艺方法，其特征在于，步骤(6)所述第四加氢反应的温度为300～380℃；优选地，步骤(6)所述第四加氢反应的压力为8～15MPa；优选地，步骤(6)所述第四加氢反应的体积氢油比为600～1000；优选地，步骤(6)所述第四加氢反应的空速为0.5～1.5h ‑1 。权利要求书2/2 页3CN 114381294 A3 一种煤炭热解及加氢制取煤基特种燃料的系统装置及工艺方法技术领域[0001]本发明属于煤化工技术领域，具体涉及一种煤炭热解及加氢制取煤基特种燃料的系统装置及工艺方法。背景技术[0002]富油煤是指焦油产率的分级(Tar,d)在7％～12％的煤炭，是一种公认的特殊煤炭资源。通过合理的热解，完全可以将这些富油煤中的煤焦油回收，实现富油煤资源最大化利用，为环保事业的发展贡献重要的力量。[0003]现代煤化工中煤炭制油的工艺路线)煤直接液化，即将煤置于高温高压下，使其与氢气发生反应，达到降解和加氢，最终转化为液体燃料的过程；[0005]2)煤间接液化，即先通过煤气化技术，将煤气化生成合成气，再以合成气为原料通过费托反应转化为液体燃料；[0006]3)煤炭分质利用路线，即以热解技术为龙头，生产煤焦油，然后采用煤焦油加氢技术生产清洁燃料油。[0007]目前，许多企业已开展了大量煤炭高效转化制油气燃料的研究，但大多停留在如何将煤变成燃料油的阶段，对于如何提高煤炭转化效率、提高燃料油品收率以及延伸煤基燃料油产业链下游、生产煤基特种燃料的技术难题研究尚少。[0008]CN103468285A提供了一种粉煤热解中低温煤焦油制取燃料油的方法，通过粉煤热解产生中低温煤焦油并将煤焦油加氢反应后进一步分馏得到石脑油、柴油等燃料油，但是由于粉煤完全通过热解生产中低温煤焦油，焦油收率较低，副产大量粉焦，且中低温煤焦油加氢最终制备的燃料油数量较小，煤制油品的整体收率较低。[0009]CN110423627A提供了一种碳物料气固热载体双循环的热解装置及方法，将碳物料的热解产物充分利用，热解粉焦烧炭处理后与煤气共同作为载体进行循化，提高热解产品的收率及品质，并通过原料及粉焦粒径的选择，提高产物的分离效率，降低热解油品中的含尘量，煤焦油收率可达17％，但是煤焦油品质相对较差，产业链未进一步延伸。[0010]CN1587351A公开了一种煤炭直接液化方法，采用高活性液化催化剂、供氢性循环溶剂、强制循环悬浮床反应器、减压蒸馏分离沥青和固体，强制循环悬浮床加氢反应器，能长期稳定运转，反应器利用率高，防止矿物质沉积，反应条件缓和，最大限度地提高液体收率，并同时为液化产品进一步加工提供优质原料。但是实际运行过程中，煤液化的转化深度不够，同时煤液化油加氢稳定无法生产足够的溶剂给煤液化原料煤进行油煤浆的配制，往往需要采购大量的焦油原料作为加氢稳定的原料，同时煤液化产生的有机残渣(占原料煤的25～30％)中仍有80～85％的未转化煤及煤液化油，其作为危废无法有效利用；此外，该发明方法的主要产品仍然为普通的汽柴油，煤焦油的特性未充分发挥，产品附加值相对较低。说明书1/8 页4CN 114381294 A4 [0011]CN106635160A提供了一种煤和煤焦油混合加氢系统及工艺，通过煤焦油生产供氢溶剂，并与煤混合形成油煤浆，在高温高压下反应，能够显著提高加氢深度，增加液化油产率，并能够有效避免壁相生焦，降低生焦总量，减少气相产率。以上工艺或方法，虽然能够大量转化原料煤，但是仍会产生20～30％含固尾油，并且该含固尾中通常还会含有30～40％未转化煤炭及40～50％重质煤焦油，二者均未能得到进一步利用。[0012]综上所述，进一步延伸煤炭分质利用的产业链，提高煤炭转化效率，最大化生产液态油品燃料，尤其是高附加值的煤基特种燃料的系统装置和工艺方法成为当前亟待解决的问题。发明内容[0013]针对现有技术存在的问题，本发明的目的在于提供一种煤炭热解及加氢制取煤基特种燃料的系统装置及工艺方法，所述系统装置及工艺方法通过煤炭热解以及煤与煤焦油混合加氢的工艺流程，有效提高了整体煤炭的转化率以及清洁油品的产率，同时可最大化生产高附加值的煤基特种燃料；所述工艺方法最大化实现了煤及煤焦油的利用，具有较高的经济效益。[0014]为达此目的，本发明采用以下技术方案：[0015]第一方面，本发明提供了一种煤炭热解及加氢制取煤基特种燃料的系统装置，所述系统装置包括热解装置、蒸馏装置、第一加氢装置、第二加氢装置、第三加氢装置以及第四加氢装置；[0016]所述热解装置与所述蒸馏装置相连；[0017]所述蒸馏装置分别独立地与所述第一加氢装置、第二加氢装置以及第三加氢装置相连；[0018]所述第一加氢装置、第二加氢装置、第三加氢装置以及第四加氢装置还依次相连；[0019]所述第二加氢装置还通过回流管路分别独立地与所述第一加氢装置以及所述热解装置相连。[0020]本发明中，所述系统装置针对当前煤制油气路线存在液态燃料油收率低、产品附加值低的问题，提供了一种煤炭热解及加氢制取煤基特种燃料的装置及工艺方法，将低阶煤一部分通过快速热解，生产煤焦油，随后另一部分低阶煤与煤焦油原料通过悬浮床加氢实现煤与煤焦油的混合加氢生产清洁燃料油品，悬浮床加氢产生的含固尾油送至低阶煤快速热解装置进一步热解，提高整体煤炭的转化率及清洁油品的收率，随后对170～280℃的轻质2号煤基氢化油进一步加氢异构降凝，生产低凝点的煤基特种燃料，提高了装置产品的附加值。[0021]以下作为本发明优选的技术方案，但不作为本发明提供的技术方案的限制，通过以下技术方案，可以更好地达到和实现本发明的技术目的和有益效果。[0022]作为本发明优选的技术方案，所述热解装置设置有煤炭进料口、含固尾油回流口、煤焦油出料口、气体出料口以及固体出料口。[0023]优选地，所述热解装置通过所述煤焦油出料口与所述蒸馏装置相连。[0024]作为本发明优选的技术方案，所述蒸馏装置包括减压蒸馏装置。[0025]优选地，所述蒸馏装置设置有煤焦油进料口、中油出料口、轻油出料口以及重油出说明书2/8 页5CN 114381294 A5 料口。[0026]优选地，所述蒸馏装置通过所述中油出料口与所述第一加氢装置相连。[0027]优选地，所述蒸馏装置通过所述重油出料口与所述第二加氢装置相连。[0028]优选地，所述蒸馏装置通过所述轻油出料口与所述第三加氢装置相连。[0029]作为本发明优选的技术方案，所述第一加氢装置设置有中油进料口、氢气进料口、加氢中油回流口以及供氢溶剂出料口。[0030]优选地，所述第一加氢装置通过所述供氢溶剂出料口与所述第二加氢装置相连。[0031]优选地，所述第二加氢装置设置有氢气进料口、供氢溶剂进料口、重油进料口、煤炭进料口、加氢中油出料口、加氢轻油出料口以及含固尾油出料口。[0032]优选地，所述第二加氢装置通过所述加氢轻油出料口与所述第三加氢装置相连。[0033]优选地，所述第二加氢装置通过所述加氢中油出料口与所述第一加氢装置的加氢中油回流口相连。[0034]优选地，所述第二加氢装置通过所述含固尾油出料口与所述热解装置的含固尾油回流口相连。[0035]优选地，所述第三加氢装置设置有轻油进料口、加氢轻油进料口、氢气进料口、1号煤基氢化油出料口、轻质2号煤基氢化油出料口以及重质2号煤基氢化油出料口。[0036]优选地，所述第三加氢装置通过所述轻质2号煤基氢化油出料口与所述第四加氢装置相连。[0037]优选地，所述第四加氢装置设置有轻质2号煤基氢化油进料口和氢气进料口。[0038]优选地，所述第四加氢装置还设置有煤基特种燃料出料口。[0039]本发明中，所述系统装置通过多种回流支路的设计，实现了物料的最大化利用，同时还控制了最终的产品种类与分布。[0040]第二方面，本发明提供了一种煤炭热解及加氢制取煤...