本發(fā)明涉及一種煤與重質(zhì)油的共處理方法，具體來說，本發(fā)明將煤直接液化過程與重質(zhì)油加氫裂化過程結(jié)合起來，從而實(shí)現(xiàn)煤和重質(zhì)油在同一套裝置中生產(chǎn)清潔油品。
背景技術(shù)：
：2015年，中國(guó)原油加工量達(dá)到了5.22億噸，凈進(jìn)口量為3.34億噸，原油對(duì)外依存度高達(dá)64％，預(yù)計(jì)到2020年原油進(jìn)口量將達(dá)到5億噸，供需矛盾尖銳嚴(yán)重威脅國(guó)家能源安全。而中國(guó)擁有豐富的低變質(zhì)煤炭資源，這些低變質(zhì)煤反應(yīng)活性高，通過煤直接液化技術(shù)可以將煤轉(zhuǎn)化成清潔車用燃料，是有效地緩解我國(guó)石油供需矛盾的重要途徑，目前，除了中國(guó)外，美國(guó)、德國(guó)、日本等都開發(fā)了各自的煤直接液化技術(shù)。但煤直接液化技術(shù)易存在循環(huán)溶劑油短缺的問題，一旦溶劑油出現(xiàn)短缺，則需要從柴油餾分中抽出部分重組分油來保證整個(gè)裝置的穩(wěn)定運(yùn)行，從而降低了產(chǎn)品油的收率，而且循環(huán)溶劑經(jīng)過多次循環(huán)后，易出現(xiàn)輕質(zhì)化現(xiàn)象，溶劑輕質(zhì)化易造成煤粉沉降及其供氫性能下降，從而堵塞管線及反應(yīng)器，影響整個(gè)裝置的穩(wěn)定運(yùn)行。為了改善或消除煤直接液化技術(shù)中溶劑油短缺的問題，提高產(chǎn)品油收率，在煤直接液化的基礎(chǔ)上，研究人員嘗試將煤直接液化需要的循環(huán)溶劑用重質(zhì)油(如重質(zhì)原油、渣油、催化裂化油漿、煤焦油等)替代，全部或部分取消循環(huán)溶劑，并取得了不錯(cuò)的效果。與煤直接液化技術(shù)相比，煤油共煉技術(shù)存在油產(chǎn)率高、氫耗低、氫利用率高等優(yōu)點(diǎn)。而且煤油共煉技術(shù)在使煤液化的同時(shí)，也能使重質(zhì)油輕質(zhì)化，因此，越來越受到研究者的重視。美國(guó)，德國(guó)、加拿大、日本、中國(guó)等相繼開發(fā)了多種煤油共煉技術(shù)。從目前公開的煤油共處理工藝來看，可以將煤油共煉分為兩大類：第一類是單程通過的煤油共煉工藝，該工藝的顯著特點(diǎn)是煤油共處理時(shí)不需要循環(huán)溶劑，其工藝流程如下：FCC油漿與煤制成油煤漿后進(jìn)入反應(yīng)器發(fā)生反應(yīng)，然后通過分離設(shè)備得到粗油(＜500℃餾分)和固體殘?jiān)?，液化粗油全部進(jìn)入固定床進(jìn)行加氫精制與裂化來生產(chǎn)石腦油和柴油。第二類是循環(huán)回?zé)挼拿河凸矡捁に?，該工藝的顯著特點(diǎn)是煤油共處理的過程中仍需要循環(huán)溶劑，其工藝流程如下：渣油、煤及循環(huán)溶劑制成油煤漿后進(jìn)入反應(yīng)器發(fā)生反應(yīng)，然后通過分離設(shè)備得到液化全餾分油(初餾點(diǎn)-520℃餾分)和液化殘?jiān)?，液化生成油再進(jìn)行加氫反應(yīng)，然后通過分離設(shè)備分離成＜350℃餾分和＞350℃餾分，其中＞350℃餾分油作為循環(huán)溶劑，＜350℃餾分油則進(jìn)一步深度加氫生產(chǎn)合格產(chǎn)品油。上述煤油共煉工藝技術(shù)雖然實(shí)現(xiàn)了煤和重質(zhì)油的共同加工，但重質(zhì)油的性質(zhì)對(duì)煤油共處理結(jié)果影響較大：第一，重質(zhì)油的性質(zhì)直接影響配成油煤漿的性質(zhì)。在單獨(dú)煤直接液化中，一般要求油煤漿的粘度在50-500mPa.s(80℃)，而渣油自身的粘度已經(jīng)很高(參見表1典型數(shù)據(jù))，用這種大粘度的重質(zhì)油配制油煤漿時(shí)，一方面會(huì)大幅度降低油煤漿中煤粉的摻加比例，通常只能將油煤漿中煤粉的含量控制在30％-40％，從而降低了煤液化裝置處理煤的能力，降低了設(shè)備利用率；另一方面會(huì)大幅提高油煤漿的粘度，這種高粘度的油煤漿不利于泵的輸送，而且傳熱及傳質(zhì)效果較差。第二，重質(zhì)油的供氫能力會(huì)直接影響煤的液化效果。在煤油共處理過程中，重質(zhì)油除了自身發(fā)生加氫裂化反應(yīng)外，還需要為煤液化提供和轉(zhuǎn)移活性氫，研究發(fā)現(xiàn)，部分氫化芳烴及環(huán)烷烴有供氫能力，而鏈烷烴不具有供氫能力，因此，為了保證煤油共處理的效果，目前上述煤油共煉工藝所用的石油渣油大都選自芳烴及環(huán)烷烴含量較高的環(huán)烷基原油的渣油、中間-環(huán)烷基原油的渣油及其混合物，而石蠟基原油的渣油則通常被排除在外。實(shí)際上由于石蠟基原油的渣油含有大量的鏈烷烴，若其與煤進(jìn)行共加工，得到的柴油的十六烷值會(huì)更高。如何降低重質(zhì)油的粘度以使反應(yīng)系統(tǒng)最大限度的處理煤和重質(zhì)油，并在保證較高的轉(zhuǎn)化率的同時(shí)擴(kuò)大對(duì)鏈烷烴含量較高的重質(zhì)油的適用范圍，從而提高產(chǎn)品柴油的十六烷值，是本領(lǐng)域技術(shù)人員亟待解決的問題?，F(xiàn)有技術(shù)中，主要通過熱裂化來降低重質(zhì)油的粘度，但熱裂化溫度較高，一般在450-480℃，重質(zhì)油容易出現(xiàn)結(jié)焦現(xiàn)象，使總體油收率降低，而且并未涉及如何提高重質(zhì)油的供氫能力。因此，有必要開發(fā)一種新型的煤油共煉工藝，既能夠?qū)Ω鞣N重質(zhì)油有良好的適應(yīng)性，又能夠保證煤直接液化設(shè)備的利用率，同時(shí)還能夠盡可能多的生產(chǎn)燃料油。技術(shù)實(shí)現(xiàn)要素：本發(fā)明的主要目的在于，提供一種煤油共煉方法及其裝置，所要解決的技術(shù)問題是，降低煤油共煉中對(duì)重質(zhì)油的選擇性、提高煤油共煉過程中煤粉的百分含量等，從而更加適于實(shí)用。本發(fā)明的目的及解決其技術(shù)問題是采用以下技術(shù)方案來實(shí)現(xiàn)的。依據(jù)本發(fā)明提出的一種煤油共煉方法，包括，油漿預(yù)處理：將重質(zhì)油、未加氫循環(huán)溶劑以及第一催化劑混合，制成油漿，將所述的油漿進(jìn)行第一加氫裂解反應(yīng)，得到第一產(chǎn)物，將所述的第一產(chǎn)物分離，得到第一輕質(zhì)餾分油和第一重質(zhì)餾分油；煤油共煉：將所述的第一重質(zhì)餾分油、煤粉、第二催化劑混合，制成油煤漿，將所述的油煤漿進(jìn)行第二加氫裂解反應(yīng)，得到第二產(chǎn)物，將所述的第二產(chǎn)物進(jìn)行分離，得到第二輕質(zhì)餾分油、第二重質(zhì)餾分油和殘?jiān)?；溶劑油循環(huán)：將所述的第二重質(zhì)餾分油作為未加氫循環(huán)溶劑，用于所述的油漿的制備；成品分離：將所述的第一輕質(zhì)餾分油與所述的第二輕質(zhì)餾分油進(jìn)行第三加氫提質(zhì)，得到第三產(chǎn)物，將所述的第三產(chǎn)物分離，得到液體燃料。本發(fā)明的目的及解決其技術(shù)問題還可采用以下技術(shù)措施進(jìn)一步實(shí)現(xiàn)。優(yōu)選的，前述的一種煤油共煉方法，其中所述的重質(zhì)油為煤焦油、原油和/或經(jīng)過加工處理后的低附加值產(chǎn)品油。優(yōu)選的，前述的一種煤油共煉方法，其中所述的煤焦油包括中低溫煤焦油及其加工后的重餾分油、高溫煤焦油及其加工后的重餾分油；所述的原油為高金屬含量、高瀝青質(zhì)含量的低品質(zhì)石油或重油；所述石油煉制低附加值產(chǎn)品油為乙烯裂解焦油、催化裂化裝置中的澄清油、外甩油漿、重質(zhì)循環(huán)油及其抽出芳烴等，與煤共煉時(shí)可以是上述重質(zhì)油中的一種或兩種以上的組合。優(yōu)選的，前述的一種煤油共煉方法，其中所述的所述第一催化劑的金屬活性組分為Fe、Ni、Co、Mo、Ti、W中的一種或兩種以上的組合；所述第一催化劑的活性組分的質(zhì)量為重質(zhì)油的0.002-2％；所述的未加氫循環(huán)溶劑與重質(zhì)油的質(zhì)量之比為0∶1-6∶4。優(yōu)選的，前述的一種煤油共煉方法，其中所述第二催化劑的金屬活性組分為Fe、Ni、Co、Mo、Ti、W中的一種或兩種以上的組合；所述的第二催化劑的活性組分的質(zhì)量為煤粉的0.002-1％。優(yōu)選的，前述的一種煤油共煉方法，其中所述的第一加氫裂解反應(yīng)的反應(yīng)溫度為370-420℃，氫分壓為12-20MPa，氣液比為600-1200，空速為0.5-1.0h-1。優(yōu)選的，前述的一種煤油共煉方法，其中所述的第二加氫裂解反應(yīng)的反應(yīng)溫度為430-470℃，氫分壓為15-22MPa，氣液比為800-1500，空速為0.3-0.8h-1。優(yōu)選的，前述的一種煤油共煉方法，其中所述的第三加氫裂化反應(yīng)的反應(yīng)溫度為320-420℃。氫分壓為10-20MPa，空速為0.5-4.0h-1。優(yōu)選的，前述的一種煤油共煉方法，其中，采用高溫分離器和低溫分離器將所述的第一產(chǎn)物進(jìn)行分離，所述的高溫分離器的分離溫度為250-370℃，所述的低溫分離器的分離溫度為室溫。優(yōu)選的，前述的一種煤油共煉方法，其中所述的第一輕質(zhì)餾分油的終餾點(diǎn)不超過350℃，所述的第一重質(zhì)餾分油的初餾點(diǎn)大于350℃。優(yōu)選的，前述的一種煤油共煉方法，其中所述的第一輕質(zhì)餾分油的終餾點(diǎn)不超過250℃，所述的第一重質(zhì)餾分油的初餾點(diǎn)大于250℃。優(yōu)選的，前述的一種煤油共煉方法，其中，采用高溫分離器、低溫分離器、常壓蒸餾塔和減壓蒸餾塔將所述的第二產(chǎn)物進(jìn)行分離，所述的第二輕質(zhì)餾分油的餾程為：初餾點(diǎn)-350℃，所述的第二重質(zhì)餾分油的餾程為：350-520℃，所述的殘?jiān)酿s點(diǎn)大于520℃。優(yōu)選的，前述的一種煤油共煉方法，其中所述油煤漿中煤粉的質(zhì)量百分含量為40-50％，所述的煤粉的粒徑小于0.3mm，水分含量小于4.0％。本發(fā)明的目的及解決其技術(shù)問題還采用以下的技術(shù)方案來實(shí)現(xiàn)。依據(jù)本發(fā)明提出的一種煤油共煉裝置，根據(jù)上述的煤油共煉方法，所述的煤油共煉裝置包括油漿預(yù)處理裝置、煤油共煉裝置、溶劑油循環(huán)裝置和油品提質(zhì)加工裝置，其中，油漿預(yù)處理裝置包括，油漿罐，預(yù)熱器，反應(yīng)器，分離器；煤油共煉裝置包括，油煤漿罐，氫氣預(yù)熱器，油煤漿預(yù)熱器，漿態(tài)床反應(yīng)器，分離器，蒸餾塔；油品提質(zhì)加工裝置包括，固定床反應(yīng)器，分離器，蒸餾塔，上述煤油共煉裝置的連接順序依次為油漿預(yù)處理裝置、煤油共煉裝置和油品提質(zhì)加工裝置；所述的溶劑油循環(huán)管道的兩端分別連接油漿罐和煤油共煉裝置中的蒸餾塔。本發(fā)明的目的及解決其技術(shù)問題還可采用以下技術(shù)措施進(jìn)一步實(shí)現(xiàn)。優(yōu)選的，前述的一種煤油共煉裝置，其中所述油漿預(yù)處理裝置中的分離器為一個(gè)或兩個(gè)以上的高溫分離器，和，一個(gè)或兩個(gè)以上的低溫分離器；所述油漿預(yù)處理裝置中的反應(yīng)器為漿態(tài)床或鼓泡床反應(yīng)器，反應(yīng)器的數(shù)量為1個(gè)或2個(gè)；優(yōu)選的，前述的一種煤油共煉裝置，其中所述煤油共煉裝置中的分離器為高溫分離器和低溫分離器；所述的煤油共煉裝置中的反應(yīng)器為兩個(gè)或兩個(gè)以上的上流式漿態(tài)床反應(yīng)器。優(yōu)選的，前述的一種煤油共煉裝置，其中所述煤油共煉裝置中的蒸餾塔依次為常壓蒸餾塔、減壓蒸餾塔，所述的常壓蒸餾塔與所述的固定床反應(yīng)器相連接，所述的減壓蒸餾塔與所述的溶劑油循環(huán)管道相連接。借由上述技術(shù)方案，本發(fā)明一種煤油共煉方法及其裝置至少具有下列優(yōu)點(diǎn)：1、本發(fā)明提供的煤油共煉方法，將其中的重質(zhì)油先進(jìn)行預(yù)加氫處理，大幅度降低了重質(zhì)油的粘度，因此，在后續(xù)的煤油共煉階段，可以提供油煤漿中煤粉的質(zhì)量百分含量，并且有利于保護(hù)煤油共處理裝置。本發(fā)明油煤漿中煤粉的質(zhì)量百分含量大于40％。2、本發(fā)明重質(zhì)油與未加氫循環(huán)溶劑通過預(yù)加氫，使體系中的芳烴變?yōu)椴糠謿浠紵N，提高了供氫能力，并將產(chǎn)物中含鏈烷烴較高的輕質(zhì)油分離，僅用富含芳烴較多重質(zhì)餾分油作為配制油煤漿的溶劑油，進(jìn)一步提高了其供氫能力。3、本發(fā)明配置的油煤漿的溶劑油的沸點(diǎn)高于350℃，改善了溶劑油、油煤漿的高溫性能，同時(shí)也避免了液化生成的輕質(zhì)餾分油的二次裂化，并且有利于對(duì)煤油共煉裝置的保護(hù)。因?yàn)樵诹鸦^程中，除獲得低分子量烯烴外，還有因聚合、縮合等副反應(yīng)，而生成比原料分子量更大的產(chǎn)物，如焦油等，焦油的產(chǎn)生容易造成煉油裝置的堵塞。上述說明僅是本發(fā)明技術(shù)方案的概述，為了能夠更清楚了解本發(fā)明的技術(shù)手段，并可依照說明書的內(nèi)容予以實(shí)施，以下以本發(fā)明的較佳實(shí)施例并配合附圖詳細(xì)說明如后。附圖說明圖1是本發(fā)明中煤油共煉裝置示意圖。1為油漿罐，2為預(yù)熱器，3為反應(yīng)器，4為高溫分離器，5為低溫分離器，6為油煤漿罐，7為氫氣預(yù)熱器，8為油煤漿預(yù)熱器，9為漿態(tài)床反應(yīng)器，10為高溫分離器，11為低溫分離器，12為常壓蒸餾塔，13為減壓蒸餾塔，14為固定床反應(yīng)器，15為分離器，16為蒸餾塔。具體實(shí)施方式為更進(jìn)一步闡述本發(fā)明為達(dá)成預(yù)定發(fā)明目的所采取的技術(shù)手段及功效，以下結(jié)合附圖及較佳實(shí)施例，對(duì)依據(jù)本發(fā)明提出的一種煤油共煉方法及其裝置，其具體實(shí)施方式、結(jié)構(gòu)、特征及其功效，詳細(xì)說明如后。在下述說明中，不同的“一實(shí)施例”或“實(shí)施例”指的不一定是同一實(shí)施例。此外，一或多個(gè)實(shí)施例中的特定特征、結(jié)構(gòu)或特點(diǎn)可由任何合適形式組合。本發(fā)明提供一種煤油共煉方法。本發(fā)明提供的煤油共煉方法包括，油漿預(yù)處理：將重質(zhì)油、未加氫循環(huán)溶劑以及第一催化劑混合，制成油漿，將所述的油漿進(jìn)行第一加氫裂解反應(yīng)，得到第一產(chǎn)物，將所述的第一產(chǎn)物分離，得到第一輕質(zhì)餾分油和第一重質(zhì)餾分油；煤油共煉：將所述的第一重質(zhì)餾分油、煤粉、第二催化劑混合，制成油煤漿，將所述的油煤漿進(jìn)行第二加氫裂解反應(yīng)，得到第二產(chǎn)物，將所述的第二產(chǎn)物進(jìn)行分離，得到第二輕質(zhì)餾分油、第二重質(zhì)餾分油和殘?jiān)蝗軇┯脱h(huán)：將所述的第二重質(zhì)餾分油作為未加氫循環(huán)溶劑，用于所述的油漿的制備；成品分離：將所述的第一輕質(zhì)餾分油與所述的第二輕質(zhì)餾分油進(jìn)行第三加氫裂化反應(yīng)，得到第三產(chǎn)物，將所述的第三產(chǎn)物分離，得到液體燃料。在煤油共處理過程中，若直接將煤粉與重質(zhì)油混合處理，需要將油煤漿中的煤粉的質(zhì)量百分含量控制在30-40％，因?yàn)?，重質(zhì)油的粘度較高，不利于加入過多的煤粉，由于重質(zhì)油粘度的限制，降低了煤油共處理設(shè)備的利用率。現(xiàn)有技術(shù)中，采用熱裂化方法來降低重質(zhì)油的粘度，但是，熱裂化過程是吸熱過程，所需溫度較高，重質(zhì)油易出現(xiàn)結(jié)焦現(xiàn)象。本發(fā)明采用加氫裂化方法來降低重質(zhì)油的粘度，并將裂化過程中產(chǎn)生的鏈烷烴及時(shí)分離出來，即進(jìn)入后續(xù)煤油共煉過程中的油組分中主要為供氫能力較強(qiáng)的芳烴和環(huán)烷烴，提高了油煤漿中油組分的供氫能力。本發(fā)明得到的液體燃料為石腦油、航空煤油及柴油等。進(jìn)一步的，本發(fā)明所述的重質(zhì)油為煤焦油、原油和/或經(jīng)過加工處理后的低附加值產(chǎn)品油。其中所述的煤焦油包括中低溫煤焦油及其加工后的重餾分油、高溫煤焦油及其加工后的重餾分油；所述的原油為高金屬含量、高瀝青質(zhì)含量的低品質(zhì)石油或重油；所述石油煉制低附加值產(chǎn)品油為乙烯裂解焦油、催化裂化裝置中的澄清油、外甩油漿、重質(zhì)循環(huán)油及其抽出芳烴等，與煤共煉時(shí)可以是上述重質(zhì)油中的一種或兩種以上的組合。采用本發(fā)明提供的煤油共煉方法，其重質(zhì)油可以為含鏈烷烴較多的原油或低附加值產(chǎn)品油，例如石蠟基原油，在提高本發(fā)明煤油共煉裝置的利用率的前提下，得到了十六烷值更高的成品油。另外，本發(fā)明的重質(zhì)油選用粘度較大(如煤焦油)、高金屬含量的原油等低品質(zhì)油作為油組分，這些低品質(zhì)油經(jīng)本發(fā)明煤油共煉方法處理后，得到優(yōu)質(zhì)的成品油，因此，本發(fā)明也是一個(gè)將低品質(zhì)油優(yōu)質(zhì)化的處理過程。進(jìn)一步的，本發(fā)明所述的第一輕質(zhì)餾分油的終餾點(diǎn)不超過250℃，所述的第一重質(zhì)餾分油的初餾點(diǎn)大于250℃。本發(fā)明是一個(gè)煤油共煉方法，其中，分離得到的重質(zhì)油經(jīng)循環(huán)管道，再經(jīng)加氫處理后，作為本發(fā)明中煤組分的溶劑油，因此，需要得到足夠量的溶劑油才能保證煤組分的處理速率(因?yàn)槊河凸矡捴校瑢?duì)煤組分和油組分的比例有要求)?，F(xiàn)有技術(shù)中，將350℃以下的餾分作為輕質(zhì)油。而本發(fā)明不能一味的采用這個(gè)溫度的節(jié)點(diǎn)，因?yàn)?，?dāng)分離出來的輕質(zhì)油較多，而重質(zhì)油較少的情況下，得到的溶劑油量減少，進(jìn)而影響煤組分的處理速率。因此，當(dāng)分離出來的輕質(zhì)油較多，而重質(zhì)油較少的情況下，本發(fā)明將第一輕質(zhì)油的終餾點(diǎn)調(diào)低至250℃，來得到更多的重質(zhì)油，以保證煤組分的處理速率。本發(fā)明提供一種煤油共煉裝置。所述的煤油共煉裝置包括油漿預(yù)處理裝置、煤油共煉裝置、溶劑油循環(huán)裝置和油品提質(zhì)加工裝置，其中，油漿預(yù)處理裝置包括，油漿罐，預(yù)熱器，反應(yīng)器，分離器；煤油共煉裝置包括，油煤漿罐，氫氣預(yù)熱器，油煤漿預(yù)熱器，漿態(tài)床反應(yīng)器，分離器，蒸餾塔；油品提質(zhì)加工裝置包括，固定床反應(yīng)器，分離器，蒸餾塔，上述煤油共煉裝置的連接順序依次為油漿預(yù)處理裝置、煤油共煉裝置和油品提質(zhì)加工裝置，所述的溶劑油循環(huán)管道的兩端分別連接油漿罐和煤油共煉裝置中的蒸餾塔。如前述，本發(fā)明先將重質(zhì)油進(jìn)行加氫預(yù)處理后，再進(jìn)行后續(xù)的煤油共煉過程。本發(fā)明的煤油共煉裝置包括油漿預(yù)處理裝置。并且，采用后續(xù)得到的餾程為350-520℃的重質(zhì)油組分作為未加氫循環(huán)溶劑，提供了溶劑油和后續(xù)油煤漿的高溫性能，也避免了液化生成的輕質(zhì)餾分油的二次裂化。實(shí)施例1本實(shí)施例提供了一種煤油共煉裝置及其共煉方法。本實(shí)施例中的油組分為減壓渣油，其性質(zhì)見表1；本實(shí)施例中的煤組分為新疆地區(qū)的低價(jià)煙煤，其性質(zhì)見表2。煙煤預(yù)處理：煤進(jìn)行破碎至200目以下，然后對(duì)其干燥使其水分降至＜1％。油漿預(yù)處理：首先對(duì)減壓渣油進(jìn)行單獨(dú)高壓釜加氫，減壓渣油加入量為45g，F(xiàn)e系催化劑的加入量為0.7％，在氫初壓7Mpa，反應(yīng)溫度420℃下進(jìn)行加氫反應(yīng)，反應(yīng)時(shí)間1h，得到43.2g液相產(chǎn)物，對(duì)液相產(chǎn)物進(jìn)行蒸餾切割，得到＞350℃餾分產(chǎn)物37.3g。煤油共煉：將＞350℃餾分產(chǎn)物與煤粉配成40％的油煤漿，F(xiàn)e系催化劑的添加量為0.5％，在氫初壓10MPa，反應(yīng)溫度450℃下反應(yīng)2h，轉(zhuǎn)化率為96.2％，萃取油收率為83.64％。對(duì)比例1：將減壓渣油與煤直接配制成煤粉含量為40％的油煤漿，添加1％Fe系催化劑，在相同的反應(yīng)條件下進(jìn)行共處理反應(yīng)，結(jié)果反應(yīng)產(chǎn)物固液分離嚴(yán)重，固體產(chǎn)物縮成球狀。實(shí)施例2本實(shí)施例提供了一種煤油共煉裝置及其共煉方法。本實(shí)施例提供的煤油共煉裝置如圖1所示。本實(shí)施例中的油組分為減壓渣油，其性質(zhì)見表1；本實(shí)施例中的煤組分為新疆地區(qū)的低價(jià)煙煤，其性質(zhì)見表2。將煤通過破碎機(jī)破碎至3mm以下，然后對(duì)其干燥使其水分降至＜3％以下，再用球磨機(jī)將其磨至100目以下備用。重質(zhì)油預(yù)處理過程中，反應(yīng)溫度為410℃，反應(yīng)壓力為16MPa，氣液比為1000，常壓渣油進(jìn)料量為8kg/h，催化劑添加量為1％，通過加氫處理后得到輕質(zhì)餾分油為2.8kg/h，重質(zhì)餾分油為5.6kg/h。將重質(zhì)餾分油與煤粉配制成煤粉濃度40％的油煤漿，油煤漿的進(jìn)料量為8kg/h，在反應(yīng)溫度450℃，反應(yīng)壓力19MPa，氣液比1500條件下進(jìn)行共處理反應(yīng)，反應(yīng)后輕質(zhì)餾分油總收率為67.57％。對(duì)比例2：本對(duì)比例中，常壓渣油與煤粉及循環(huán)溶劑按1∶1.2∶0.8的比例配制成油煤漿，煤油共煉的反應(yīng)條件：反應(yīng)溫度450℃，反應(yīng)壓力19MPa，氣液比1500條件下進(jìn)行共處理反應(yīng)。其他的，本對(duì)比例的原料和處理方法與實(shí)施例2相同。本對(duì)比例反應(yīng)后輕質(zhì)餾分油的收率為62.94％。表1重質(zhì)油原料性質(zhì)表2新疆某低階煙煤的性質(zhì)表3煤油共處理連續(xù)實(shí)驗(yàn)條件及結(jié)果煤油共煉實(shí)施例2對(duì)比例2溫度，℃450450壓力，MPa1919停留時(shí)間，h22氫油比，V/V15001500油煤漿粘度，mPa.s356.2520.8輕質(zhì)餾分油產(chǎn)率，％67.5762.94水產(chǎn)率，％11.116.85氣產(chǎn)率，％7.928.84有機(jī)殘?jiān)a(chǎn)率，％17.524.52合計(jì)，％104.1103.15從表3中我們可以看出，實(shí)施例2的油煤漿的粘度為356.2mPa.s，極大的小于對(duì)比例2油煤漿的粘度；另外，本發(fā)明實(shí)施例2得到的輕質(zhì)餾分油產(chǎn)率為67.57％，大于對(duì)比例2的輕質(zhì)餾分油產(chǎn)率。參照本發(fā)明權(quán)利要求書和說明書中指出的其他原料和反應(yīng)條件，例如，其他重質(zhì)油組分、其他催化劑組分、其他加氫裂解反應(yīng)條件、各組分的質(zhì)量百分含量等，均得到收率大于65％的輕質(zhì)餾分油。本發(fā)明中所述的數(shù)值范圍包括此范圍內(nèi)所有的數(shù)值，并且包括此范圍內(nèi)任意兩個(gè)數(shù)值組成的范圍值。例如，“所述的第一加氫裂解反應(yīng)的反應(yīng)溫度為370-420℃”，此數(shù)值范圍包括370-420之間所有的數(shù)值，并且包括此范圍內(nèi)任意兩個(gè)數(shù)值(例如：380、400)組成的范圍值(380-400)；本發(fā)明所有實(shí)施例中出現(xiàn)的同一指標(biāo)的不同數(shù)值，可以任意組合，組成范圍值。本發(fā)明權(quán)利要求書和發(fā)明書中出現(xiàn)的技術(shù)方案可以進(jìn)行任意組合，組合得到的技術(shù)方案，也在本發(fā)明的保護(hù)范圍之內(nèi)。以上所述，僅是本發(fā)明的較佳實(shí)施例而已，并非對(duì)本發(fā)明作任何形式上的限制，雖然本發(fā)明已以較佳實(shí)施例揭露如上，然而并非用以限定本發(fā)明，任何熟悉本專業(yè)的技術(shù)人員，在不脫離本發(fā)明技術(shù)方案范圍內(nèi)，當(dāng)可利用上述揭示的技術(shù)內(nèi)容作出些許更動(dòng)或修飾為等同變化的等效實(shí)施例，但凡是未脫離本發(fā)明技術(shù)方案的內(nèi)容，依據(jù)本發(fā)明的技術(shù)實(shí)質(zhì)對(duì)以上實(shí)施例所作的任何簡(jiǎn)單修改、等同變化與修飾，均仍屬于本發(fā)明技術(shù)方案的范圍內(nèi)。當(dāng)前第1頁1 2 3