abstractDiesel vehicles are many large internal combustion engines and the main force, with power and fuel prices cheaper in China, is the largest oil consumption of products. Along with the people environmental protection consciousness, the enhancement of diesel oil products' quality, therefore our new 2000 diesel GB252-2000, the standard of the sulfur diesel, chroma, sediment, etcA higher article mainly discusses the application of FS hydrogenation - complexation capture process refined oil catalytic cracking diesel oil. Raw material and fushun petrochemical companies from the production of catalytic cracking diesel (d), mix pure preparations for 55% of pure and FS01 complexometric capture. FS method after refining diesel fuel catalytic cracking diesel oil refining of high yield, can reach. Alkaline nitrogen removal rate, reduce tissue rate, total insoluble, reduce to mg / 100 ml. After the catalytic cracking diesel oil refining consists of water-soluble acid-base, Mercaptan from muon g, sulfur is 0-1 drop g. g. g. - 1, speeds, After the refined oil catalytic cracking diesel oil, the chroma of the oxidation stability total insoluble, for mg / 100 ml, satisfy GB252-2000 quality paper designs an annual capacity of 200,000 tons of RFCC diesel hydrotreating process equipment, as well as the principle of selection of equipment, the main technical parameters, calculation and size. Experimental results show that this technique processing costs far less hydrotreating, is the ability to ascend without hydrogenation of the quality of diesel oil refinery effective ways.
Albemarle Catalyst技术（a）STARS技术。STARS技术，Co-Mo型的K-757和Ni-Mo型的K-88是最早采用STARS技术的两个催化剂。KF-757适用于中间馏分油超深度加氢脱硫，中、低压条件下，生产硫含量<50μg/g的ULSD，视原料和操作苛刻度不同，其活性比KF-756高25%-60%。KF-848适用于加氢裂化预处理，其加氢脱氮活性比KF-843高60%；中、高压条件下，其加氢脱硫活性高于KF-757，因而也适于在中、高压装置上生产ULSD。2003年开发了KF-760(KF-757H)催化剂，该催化剂提高了原料适应性，适用于在不同原料中交替操作的装置。与KF-757相比，KF-760提高了加氢脱氮活性，使加氢脱硫活性得到提高。2004年开发出新一代专门为生产硫含量<10μg/gULSD设计的KF-767催化剂，大幅度提高了加氢脱氮和加氢脱硫活性，适合于氢分压 MPa以上的装置。已有1000吨/年的KF-767催化剂用于4套工业装置，其中1套活性比上一周期使用的KF-757几乎高20℃。（b）NEBULA技术。采用Nebula技术催化剂，其活性至少是任何其他加氢处理催化剂活性的3倍。Nebula与常规催化剂的区别在于其活性组分和全新载体的设计，载体不是氧化铝，骨架密度较高。Nebula-1是第一个采用该技术的催化剂，堆积密度比常规催化剂高约50%，具有远高于常规催化剂的加氢脱硫、加氢脱氮和加氢脱芳烃活性，特别适合于中、高压条件下的加氢裂化预处理和超低硫柴油的生产。中试结果显示，脱硫至10μg/g，Nebua-1的活性比K-88高18℃。2003年，推出了新一代的Nebua-20催化剂。继承了Nebua-1在轻油方面的卓越性能，更适合于处理VGO。同时，堆积密度显著降低，而活性没有降低。Nebula催化剂的高活性使原设计生产含硫<500μg/g低硫柴油的中、高压装置不需要增加额外的催化剂体积，即可生产含硫<10μg/g的ULSD。2005年，应用Nebula催化剂的装置中有2/3是用于ULSD生产等的馏分油加氢。 Nebula催化剂价格昂贵，并且其超高的加氢活性导致氢耗很高，在用于中间馏分油加氢处理时，Albemale推荐使用Nebula/STARS复配装填方式。中试及工业结果显示，使用Nebula -20和KF-757或KF-760进行复配时，对于中间馏分油的加氢脱硫活性比单纯的STARS高(15-18)，而氢耗不显著增加。已有2套使用NebulaSTARS复配装填的工业ULSD加氢装置开工，另有4套煤油加氢装置准备应用。Crterion Catalyst & Technology技术CENTINEL系列催化剂是Criteron公司主要的高活性加氢处理催化剂，以CENTINEL专利技术制备，活性大大高于传统催化剂。该技术通过锁定位置的浸渍方法，使金属组分获得更好地分散，因而金属组分可以更充分的被利用，更有利于金属氧化态催化剂向具有活性的硫化态转化。 采用CENTINEL技术催化剂，Co-Mo型的DC-2118、Ni-Mo型的DN-3100、DN-311及DN- 3120等。其中DC-2118和DN-310特别适合于生产ULSD，已经有60多套柴油加氢装置使用CENTINEL催化剂。DC-218为最大程度加氢脱硫设计，适于低压和高空速等苛刻条件下的操作，是柴油馏分超深度加氢脱硫的首选。而当需要进行深度加氢，如生产硫含量25%)的重质原料。ASCENT催化剂适合于中、低压装置，主要用于加工相对较低含量的裂化组分的原料。 CENTINEL GOLD是CENTINEL技术的升级，可进一步提高活性金属负载量和分散度，使催化剂获得100%的II型金属硫化物活性中心，大幅度提高了加氢活性，更容易脱除柴油原料中的多芳环含硫化合物。采用CENTINEL GOLD技术的催化剂有Co-Mo型的DC-2318和Ni-Mo型的DN-3330，其活性都比前一代有较大提高。试验结果表明，对于不同来源的柴油原料，在生产含硫<10μg/g的ULSD时，DC-2318的活性比D-2118高(7-12℃)，而DN-3330的活性比DN-3110高(7-16)℃。使用DC-2318生产ULSD时，比Ni-Mo催化剂减少5%-15%的氢耗，而使用常规方式再生的 DN -3330催化剂活性相当于新鲜DN-310。与CENTINEL GOLD不同，ASCENT技术通过调整载体的物理结构以提高活性组分的分散度，活性中心为I型和II型的混合物，提高了低压下的加氢脱硫活性。ASCENT催化剂具有非常高的机械强度，并且可用常规方法再生。采用ASCENT技术的催化剂是Co-Mo型的DC-2531，该催化剂适合中、低压装置特别是H2供应有限的装置，对于Si、Na和As等有良好的抗中毒能力。试验表明，DC-2531在生产ULSD时，活性远高于传统催化剂，比II型高活性催化剂略高或与之相当。DC-2531催化剂优异的再生性能使其通过常规再生方式可恢复90%以上的活性，在生产含硫< 10μg/gULSD时，活性仅比新鲜催化剂低2℃。Haldor TopsФe技术TopsФe用于馏分油加氢处理催化剂是其TK400和TK500系列，各有Co-Mo、Ni-Mo和Co--Mo-Ni等不同类型的催化剂。（a）TK-576BRIM技术。T-576BR技术的进展主要表现在BRM催化剂制备技术及采用此技术开发的新型高活性催 化剂。认为MoS2片层顶部存在着实现通过预加氢途径脱硫或脱氮的活性中心，称为brim sites，该活性中心对脱除带强烈位阻的含杂原子物种非常重要。BRIM技术增加并优化了催化剂的brim中心以提高加氢活性，还通过提高II型活性中心的数量来提高直接脱硫活性，采用该技术的催化剂有用于FCC预处理的Co-Mo型TK-558、Ni-Mo型TK-559和用于ULSD生产的Co-Mo型TK-576。中试结果显示，用于生产ULSD时，以直馏或含50%LCO的混合原料，在()MPa的低压条件下，TK-576的加氢脱硫活性比上一代TK-574高(7 -8)℃，显示出优良的活性稳定性。（b）深度脱硫脱芳两段联合工艺。TopsФe的深度脱硫脱烃两段联合工艺是低压工艺，用于生产超低硫、低芳烃的清洁柴油。其两段可以分别单独使用，也适用于对现有装置进行改造。第一段为脱硫段，采用Ni-Mo催化剂，第二段采用耐硫贵金属催化剂，最终产品几乎无硫，芳烃含量可降低到5%以下。已有5套工业装置采用 深度脱硫、脱芳烃两段工艺生产无硫和低芳清洁柴油。TopsФe目前有三个耐硫贵金属催化剂可用于深度加氢脱芳烃。TK-907是工业应用的标准贵金属催化剂，TK-91是贵金属负载量与TK-907相同的新的高活性催化剂，TK-915是新高活性催化剂，其活性比TK-907高4倍。使用TK-915可以便现有装置充分增加处理能力，或者减少新建装置的反应器体积。Axens技术Axens的高活性加氢处理催化剂是HR400和HR500系列，各有Co-Mo、Ni-Mo和Co-Mo-Ni等不同类型的催化剂。HR400系列于1998年工业化，已应用于150套馏分油加氢装置，大部分用于生产硫含量<350μg/g的低硫柴油，30套以上用于生产硫含量<50μg/g的ULSD，其余用于FCC预处理和中、高压加氢裂化预处理等。新一代HR500系列于2003年面世，该系列催化剂的开发采用了ACETM(Advanced Catalytic Engineering) 技术。Axens认为，高加氢脱硫活性的实现需要一种混合型活性中心，需要Mo原子与助剂原子(Co或者Ni)充分地接近以发挥协同作用。ACE技术充分提高了这种混合中心的数量。 ACE技术通过2条途径提高加氢脱硫活性：（a）混合中心数量的增加直接提高加氢脱硫活性; (b)高活性中心的增加同时也提高了加氢脱氮活性，并促进加氢脱硫活性进一步提高。 HR500系列在其他方面进行了改进: (a)新型氧化铝载体的开发，提高了表面积和孔容，优化孔分布，并根据加氢处理的需要进行酸性调变；（b）提高了金属负载量，比HR400系列催化剂活性高约20%。在用于生产含硫<50μg/g的ULSD时，Co-Mo型催化剂的HR526活性比HR426至少高5℃，而氢耗两者相当。Co-Mo-Ni型的HR568催化剂进一步提高了原料适应性。对于含有10%-20%二次加工柴油的原料，在生产ULSD时，其加氢脱硫活性比HR426催化剂高5℃以上，加氢脱氮活性则比HR426催化剂高15℃以上。以SRGO和LCO混合为原料油，对HR-526和HR-568催化剂的对比试验表明，两者的氢耗差别在5%以内Ni-Mo型的HR538和HR548催化剂用于具有较高处理难度的原料，如高氮及二次加工原料。以含硫15%、15%大于360℃的含25%LCO的混合原料进行对比评价，在产品含硫<10μg/g时活性比HR-448高5℃。在大部分情况下，其加氢脱氮活性比HR-448催化剂高(5～10)℃。法国石油研究院的加氢技术法国石油研究院开发了2种深度脱硫和超深度脱硫新催化剂HR-416和HR-4480HR-416是加有助剂的Mo-Co催化剂，脱硫活性高于其前身HR-316催化剂。HR-448是加有助剂的Mo-Ni催化剂，脱硫和脱氮活性都高于其前身HR-348催化剂。生产超低硫柴油和加工直馏柴油，推荐使用HR-416催化剂。深度脱硫、脱芳、改善稳定性和提高十六烧值，在加工催化裂化柴油或焦化柴油时，建议使用HR-448催化剂。反应器顶部要分级装填一些其他催化剂，以改善物料分布，降低床层压降，延长运转周期。对直馏瓦斯油和轻循环油的脱硫脱芳烃技术进行了较系统的研究，认为直馏分瓦斯油可以采用新一代Mo-Co催化剂进行深度脱硫，使硫含量从3000μg/g降到500μg/g，而单独对轻循环油进行脱硫需要提高氢分压，如果两者混合加氢脱硫，也可以达到硫含量<500μg/g，以芳烃<10% μg/g以硫含量1310，的中东直馏分柴油(217-358)℃为原料，在氢分压和空速条件下，HR-448催化剂加氢后柴油的硫含量<50℃，以芳烃< 10%，该技术有多套装置实现了工业应用。国内常规柴油加氢精制催化剂中国石化抚顺石油化工研究院(FRIPP)针对国产二次加工柴油精制需要开发了柴油加氢精制技术。用FH-98处理中东直馏柴油，在氢分压(～)MPa，空速(～)h-1、氢油体积比(400～500)：1和反应温度(350-360)℃条件下，可生产符合世界燃油规范II类标准的柴油;对焦化和催化混合柴油，在氢分压 MPa、空速 h-1、氢油体积比500:1和反应温度360℃的条件下，可生产世界燃油规范II类标准的柴油。但随着进口原油量的增长，柴油质量要求不断提高，以降低直馆柴油硫含量为目的的加氢技术迅速得到发展;在系统压力、反应温度355℃、空速 h-1和氢油体积比500：1的条件下，用FH-DS催化剂可以将焦化柴油和催化柴油混合原料油的硫含量由μg/g降低至300μg/g ，符合欧II标准硫含量要求的柴油；用FH-UDS催化剂可以生产出硫含量<50μg/g的符合欧IV标准硫含量要求的柴油。改善劣质柴油十六烷值MCI技术FRIPP开发的MCI技术，可较大幅度提高柴油十六烧值，柴油收率较高。该技术采用加氢精制和加氢改质双剂一段串联工艺，精制段使用的催化剂一般为FH-5、FH-SA和FH-98等精制剂，改质段使用的是MCI专用的3963催化剂。MCI技术已在中国石油吉林化学工业公司炼油厂20万吨/年柴油加氢装置、中国石油大连石化公司80万吨/年柴油加氢装置和中国石油大港石化40万吨/年柴油加氢装置等装置上成功进行了工业应用，产品十六烷值提高10-12个单位，收率95%以上。第二代MCI技术开发成功，使用适于单段单剂工艺工艺流程的FC -18催化剂，该催化剂在3963催化剂的基础上提高抗积炭和抗氮能力。该技术于2002年4月在中国石化广州分公司进行工业应用， 2002年10月进行标定，在高分压 MPa、平均温度360℃和空速10h-1的条件下，柴油收率，产品硫含量由7000μg/g降低到μg/g，十六烷值提高个单位。两段法柴油深度脱硫脱芳FDAS技术FRIPP利用现有常规非贵金属加氢催化剂开发了FDAS技术，通过优化工艺条件可知，在氢分压() MPa、氢油体积比(350-500)：1和空速()h-1等条件下，处理硫含量10200μg/g、氮含量747μg/g和芳烃质量分数的催化裂化柴油，生产符合欧III排放标准的清洁柴油。该技术也可处理硫含量13000μg/g、氮含量580μg/g、芳烃质量分数的直馏柴油和催化柴油混合油，通过优化工艺条件，柴油收率大于99%，符合欧IV排放标准的清洁柴油，因此，FDAS工艺是直接生产低硫、低芳和高十六烷值清洁柴油较好的技术。汽提式两段法柴油深度脱硫脱芳FCSH技术FRIPP开发的FCSH技术有单段逆流操作方式和一反并流、二反逆流的一段串联方式2种，同时环 烷烃发生适当的开环反应，提高产品的十六烷值。该技术可用于加工馏程(154-420)℃、硫含量小于15000μg/g和芳烃含量35%-60%的原料油，可生产硫含量(5-50)μg/g和芳烃含量50%-20%的清洁柴油。生产超低硫柴油的RTS技术中国石化石油化工科学研究院( RIPP)的RTS技术用于超深度加氢脱硫生产超低硫柴油。在相同的氢分压、平均反应温度和氢油体积比条件下，目标产品为超低硫柴油，在达到相同产品硫含量时，RTS工艺的空速为常规工艺的倍，即催化剂体积装填量可以减少近一半；当采用相同催化剂体积，在空速相同时，常规加氢脱硫工艺的平均反应温度要高37℃。单段深度加氢处理SSHT技术RIPP开发的单段深度加氢处理SSHT技术具有高加氢脱氮、高芳烃饱和活性的催化剂(RN系列催化剂等)，在较高氢分压和较低空速条件下，对柴油馏分原料进行处理加氢反应中芳烃脱除需要较高耗氢。在氢分压和平均反应温度356℃条件下。总芳烃含量满足世界燃油规范II类柴油标准。深度加氢处理RICH技术RIPP根据催化裂化柴油的特点，依据脱硫、脱氮和催化裂化柴油加氢改质的机理，开发了RICH技术。RICH技术在中等压力下操作，采用单段单剂和一次通过的工艺流程。所选用的主催化剂专门针对劣质催化裂化柴油特点，具有加氢脱硫、加氢脱氮、烯烃和芳烃饱和以及开环裂化等功能。该催化剂对氮中毒不敏感，操作上具有良好灵活性。RICH技术2000年在中国石化洛阳石化分公司80万吨/年柴油加氢装置工业应用。工业应用结果表明，催化裂化柴油除十六烷值可提高10个单位左右，密度及硫、氮等杂质含量也得到大幅度降低，柴油收率约97%。
阴离子聚丙烯酰胺溶液的粘度主要反映了液体分子之间因流动或相对运动所产生的内摩擦阻力。内摩擦阻力与聚合物的结构、溶剂的性质、溶液的浓度及温度和压力等因素有关，它的数值越大，表明溶液的粘度越大。1、温度。2、分子量。3、水解时间
The diesel oil is many oversize vehicles and diesel locomotive's prime motors fuels, has the power to be big, the low-cost merit, is one of our country consumption biggest petroleum products. Along with the people environmental consciousness's enhancement, is day by day strict to the diesel oil product's quality requirement, for this reason our country has formulated in 2000 newly diesel oil standard GB252-2000, to the vehicle with the diesel oil sulfur content, the chromaticity, the slime and so on raised to leave a higher request. the this article main discussion applies the FS non-hydrogenation - complexing trapping craft purification heavy oil catalytic cracking diesel oil. Raw material (mixes vacuum residuum from the Fushun Petrochemical Company two factory production's heavy oil catalytic cracking diesel oil 55%), the fine preparation is the FS fine preparation and the FS01 complexing trapping agent. After FS law purification, the heavy oil catalytic cracking diesel oil purification diesel oil receives rate is high, may reach . Alkalinity nitrogen removing rate may reach , the existent gum reduction rate may reach , the total insoluble substance reduces to mg/100mL. After the purification, in the catalytic cracking diesel oil does not contain water the soluble acid and alkali; The mercaptan sulfur content by μgg-1 drops to for 0μgg-1; After the purification, the heavy oil catalytic cracking diesel oil's chromaticity , the oxidized stability total insoluble substance is mg/100mL, satisfies country quality specification GB252-2000 the request. this article mainly has designed the annual output is 200,000 ton RFCC diesel oil non-hydrogen refining installment, as well as craft principle, major installation's shaping, size computation and technical parameter explanation. The experimental result indicated: This kind of technology processing cost is lower than the hydrogen refining by far, is the present non-hydrogenation ability refinery promotion diesel oil quality efficient path.
Abstract Many large diesel vehicles and diesel fuel the main driving force, with power, and the advantages of cheap, is the largest of China's consumption of petroleum products. As environmental awareness increased, and on diesel products increasingly stringent quality requirements, for which China has developed new standards for 2000 diesel GB252-2000, for motor vehicle diesel sulfur content, color, sediment and other references Of a higher demand. This paper discusses the application of non-hydrogenation FS - Trap complex RFCC diesel refining process. Fushun Petrochemical Corporation of raw materials from the production of heavy oil catalytic cracking plant diesel (55%-doped vacuum residue), Jing Jing FS preparation for FS01 complexing agents and trapping agent. FS Act refined diesel RFCC higher yield of diesel oil, up to . Basic nitrogen removal rate of percent, the actual rate of glial lower, the total insoluble reduced to mg/100mL. After the catalytic cracking of refined diesel fuel does not contain water-soluble acid-base; mercaptan sulfur content by μg • g-1 down to 0μg • g-1; refined diesel colority RFCC , oxidative stability for the total insoluble mg/100mL, to meet national quality standards GB252-2000 requirements. In this paper, the design of the production capacity of 200,000 tons of non-RFCC diesel hydrotreating unit, as well as the process principle, major equipment selection, size of the calculation and description of technical parameters. The experimental results show that: the technology is most cost far less than the hydrogenation is the hydrogenation capacity of non-diesel refinery to upgrade the quality of an effective way.打字好辛苦。。。。。
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Albemarle Catalyst技术（a）STARS技术。STARS技术，Co-Mo型的K-757和Ni-Mo型的K-88是最早采用STARS技术的两个催化剂。KF-757适用于中间馏分油超深度加氢脱硫，中、低压条件下，生产硫含量<50μg/g的ULSD，视原料和操作苛刻度不同，其活性比KF-756高25%-60%。KF-848适用于加氢裂化预处理，其加氢脱氮活性比KF-843高60%；中、高压条件下，其加氢脱硫活性高于KF-757，因而也适于在中、高压装置上生产ULSD。2003年开发了KF-760(KF-757H)催化剂，该催化剂提高了原料适应性，适用于在不同原料中交替操作的装置。与KF-757相比，KF-760提高了加氢脱氮活性，使加氢脱硫活性得到提高。2004年开发出新一代专门为生产硫含量<10μg/gULSD设计的KF-767催化剂，大幅度提高了加氢脱氮和加氢脱硫活性，适合于氢分压 MPa以上的装置。已有1000吨/年的KF-767催化剂用于4套工业装置，其中1套活性比上一周期使用的KF-757几乎高20℃。（b）NEBULA技术。采用Nebula技术催化剂，其活性至少是任何其他加氢处理催化剂活性的3倍。Nebula与常规催化剂的区别在于其活性组分和全新载体的设计，载体不是氧化铝，骨架密度较高。Nebula-1是第一个采用该技术的催化剂，堆积密度比常规催化剂高约50%，具有远高于常规催化剂的加氢脱硫、加氢脱氮和加氢脱芳烃活性，特别适合于中、高压条件下的加氢裂化预处理和超低硫柴油的生产。中试结果显示，脱硫至10μg/g，Nebua-1的活性比K-88高18℃。2003年，推出了新一代的Nebua-20催化剂。继承了Nebua-1在轻油方面的卓越性能，更适合于处理VGO。同时，堆积密度显著降低，而活性没有降低。Nebula催化剂的高活性使原设计生产含硫<500μg/g低硫柴油的中、高压装置不需要增加额外的催化剂体积，即可生产含硫<10μg/g的ULSD。2005年，应用Nebula催化剂的装置中有2/3是用于ULSD生产等的馏分油加氢。 Nebula催化剂价格昂贵，并且其超高的加氢活性导致氢耗很高，在用于中间馏分油加氢处理时，Albemale推荐使用Nebula/STARS复配装填方式。中试及工业结果显示，使用Nebula -20和KF-757或KF-760进行复配时，对于中间馏分油的加氢脱硫活性比单纯的STARS高(15-18)，而氢耗不显著增加。已有2套使用NebulaSTARS复配装填的工业ULSD加氢装置开工，另有4套煤油加氢装置准备应用。Crterion Catalyst & Technology技术CENTINEL系列催化剂是Criteron公司主要的高活性加氢处理催化剂，以CENTINEL专利技术制备，活性大大高于传统催化剂。该技术通过锁定位置的浸渍方法，使金属组分获得更好地分散，因而金属组分可以更充分的被利用，更有利于金属氧化态催化剂向具有活性的硫化态转化。 采用CENTINEL技术催化剂，Co-Mo型的DC-2118、Ni-Mo型的DN-3100、DN-311及DN- 3120等。其中DC-2118和DN-310特别适合于生产ULSD，已经有60多套柴油加氢装置使用CENTINEL催化剂。DC-218为最大程度加氢脱硫设计，适于低压和高空速等苛刻条件下的操作，是柴油馏分超深度加氢脱硫的首选。而当需要进行深度加氢，如生产硫含量25%)的重质原料。ASCENT催化剂适合于中、低压装置，主要用于加工相对较低含量的裂化组分的原料。 CENTINEL GOLD是CENTINEL技术的升级，可进一步提高活性金属负载量和分散度，使催化剂获得100%的II型金属硫化物活性中心，大幅度提高了加氢活性，更容易脱除柴油原料中的多芳环含硫化合物。采用CENTINEL GOLD技术的催化剂有Co-Mo型的DC-2318和Ni-Mo型的DN-3330，其活性都比前一代有较大提高。试验结果表明，对于不同来源的柴油原料，在生产含硫<10μg/g的ULSD时，DC-2318的活性比D-2118高(7-12℃)，而DN-3330的活性比DN-3110高(7-16)℃。使用DC-2318生产ULSD时，比Ni-Mo催化剂减少5%-15%的氢耗，而使用常规方式再生的 DN -3330催化剂活性相当于新鲜DN-310。与CENTINEL GOLD不同，ASCENT技术通过调整载体的物理结构以提高活性组分的分散度，活性中心为I型和II型的混合物，提高了低压下的加氢脱硫活性。ASCENT催化剂具有非常高的机械强度，并且可用常规方法再生。采用ASCENT技术的催化剂是Co-Mo型的DC-2531，该催化剂适合中、低压装置特别是H2供应有限的装置，对于Si、Na和As等有良好的抗中毒能力。试验表明，DC-2531在生产ULSD时，活性远高于传统催化剂，比II型高活性催化剂略高或与之相当。DC-2531催化剂优异的再生性能使其通过常规再生方式可恢复90%以上的活性，在生产含硫< 10μg/gULSD时，活性仅比新鲜催化剂低2℃。Haldor TopsФe技术TopsФe用于馏分油加氢处理催化剂是其TK400和TK500系列，各有Co-Mo、Ni-Mo和Co--Mo-Ni等不同类型的催化剂。（a）TK-576BRIM技术。T-576BR技术的进展主要表现在BRM催化剂制备技术及采用此技术开发的新型高活性催 化剂。认为MoS2片层顶部存在着实现通过预加氢途径脱硫或脱氮的活性中心，称为brim sites，该活性中心对脱除带强烈位阻的含杂原子物种非常重要。BRIM技术增加并优化了催化剂的brim中心以提高加氢活性，还通过提高II型活性中心的数量来提高直接脱硫活性，采用该技术的催化剂有用于FCC预处理的Co-Mo型TK-558、Ni-Mo型TK-559和用于ULSD生产的Co-Mo型TK-576。中试结果显示，用于生产ULSD时，以直馏或含50%LCO的混合原料，在()MPa的低压条件下，TK-576的加氢脱硫活性比上一代TK-574高(7 -8)℃，显示出优良的活性稳定性。（b）深度脱硫脱芳两段联合工艺。TopsФe的深度脱硫脱烃两段联合工艺是低压工艺，用于生产超低硫、低芳烃的清洁柴油。其两段可以分别单独使用，也适用于对现有装置进行改造。第一段为脱硫段，采用Ni-Mo催化剂，第二段采用耐硫贵金属催化剂，最终产品几乎无硫，芳烃含量可降低到5%以下。已有5套工业装置采用 深度脱硫、脱芳烃两段工艺生产无硫和低芳清洁柴油。TopsФe目前有三个耐硫贵金属催化剂可用于深度加氢脱芳烃。TK-907是工业应用的标准贵金属催化剂，TK-91是贵金属负载量与TK-907相同的新的高活性催化剂，TK-915是新高活性催化剂，其活性比TK-907高4倍。使用TK-915可以便现有装置充分增加处理能力，或者减少新建装置的反应器体积。Axens技术Axens的高活性加氢处理催化剂是HR400和HR500系列，各有Co-Mo、Ni-Mo和Co-Mo-Ni等不同类型的催化剂。HR400系列于1998年工业化，已应用于150套馏分油加氢装置，大部分用于生产硫含量<350μg/g的低硫柴油，30套以上用于生产硫含量<50μg/g的ULSD，其余用于FCC预处理和中、高压加氢裂化预处理等。新一代HR500系列于2003年面世，该系列催化剂的开发采用了ACETM(Advanced Catalytic Engineering) 技术。Axens认为，高加氢脱硫活性的实现需要一种混合型活性中心，需要Mo原子与助剂原子(Co或者Ni)充分地接近以发挥协同作用。ACE技术充分提高了这种混合中心的数量。 ACE技术通过2条途径提高加氢脱硫活性：（a）混合中心数量的增加直接提高加氢脱硫活性; (b)高活性中心的增加同时也提高了加氢脱氮活性，并促进加氢脱硫活性进一步提高。 HR500系列在其他方面进行了改进: (a)新型氧化铝载体的开发，提高了表面积和孔容，优化孔分布，并根据加氢处理的需要进行酸性调变；（b）提高了金属负载量，比HR400系列催化剂活性高约20%。在用于生产含硫<50μg/g的ULSD时，Co-Mo型催化剂的HR526活性比HR426至少高5℃，而氢耗两者相当。Co-Mo-Ni型的HR568催化剂进一步提高了原料适应性。对于含有10%-20%二次加工柴油的原料，在生产ULSD时，其加氢脱硫活性比HR426催化剂高5℃以上，加氢脱氮活性则比HR426催化剂高15℃以上。以SRGO和LCO混合为原料油，对HR-526和HR-568催化剂的对比试验表明，两者的氢耗差别在5%以内Ni-Mo型的HR538和HR548催化剂用于具有较高处理难度的原料，如高氮及二次加工原料。以含硫15%、15%大于360℃的含25%LCO的混合原料进行对比评价，在产品含硫<10μg/g时活性比HR-448高5℃。在大部分情况下，其加氢脱氮活性比HR-448催化剂高(5～10)℃。法国石油研究院的加氢技术法国石油研究院开发了2种深度脱硫和超深度脱硫新催化剂HR-416和HR-4480HR-416是加有助剂的Mo-Co催化剂，脱硫活性高于其前身HR-316催化剂。HR-448是加有助剂的Mo-Ni催化剂，脱硫和脱氮活性都高于其前身HR-348催化剂。生产超低硫柴油和加工直馏柴油，推荐使用HR-416催化剂。深度脱硫、脱芳、改善稳定性和提高十六烧值，在加工催化裂化柴油或焦化柴油时，建议使用HR-448催化剂。反应器顶部要分级装填一些其他催化剂，以改善物料分布，降低床层压降，延长运转周期。对直馏瓦斯油和轻循环油的脱硫脱芳烃技术进行了较系统的研究，认为直馏分瓦斯油可以采用新一代Mo-Co催化剂进行深度脱硫，使硫含量从3000μg/g降到500μg/g，而单独对轻循环油进行脱硫需要提高氢分压，如果两者混合加氢脱硫，也可以达到硫含量<500μg/g，以芳烃<10% μg/g以硫含量1310，的中东直馏分柴油(217-358)℃为原料，在氢分压和空速条件下，HR-448催化剂加氢后柴油的硫含量<50℃，以芳烃< 10%，该技术有多套装置实现了工业应用。国内常规柴油加氢精制催化剂中国石化抚顺石油化工研究院(FRIPP)针对国产二次加工柴油精制需要开发了柴油加氢精制技术。用FH-98处理中东直馏柴油，在氢分压(～)MPa，空速(～)h-1、氢油体积比(400～500)：1和反应温度(350-360)℃条件下，可生产符合世界燃油规范II类标准的柴油;对焦化和催化混合柴油，在氢分压 MPa、空速 h-1、氢油体积比500:1和反应温度360℃的条件下，可生产世界燃油规范II类标准的柴油。但随着进口原油量的增长，柴油质量要求不断提高，以降低直馆柴油硫含量为目的的加氢技术迅速得到发展;在系统压力、反应温度355℃、空速 h-1和氢油体积比500：1的条件下，用FH-DS催化剂可以将焦化柴油和催化柴油混合原料油的硫含量由μg/g降低至300μg/g ，符合欧II标准硫含量要求的柴油；用FH-UDS催化剂可以生产出硫含量<50μg/g的符合欧IV标准硫含量要求的柴油。改善劣质柴油十六烷值MCI技术FRIPP开发的MCI技术，可较大幅度提高柴油十六烧值，柴油收率较高。该技术采用加氢精制和加氢改质双剂一段串联工艺，精制段使用的催化剂一般为FH-5、FH-SA和FH-98等精制剂，改质段使用的是MCI专用的3963催化剂。MCI技术已在中国石油吉林化学工业公司炼油厂20万吨/年柴油加氢装置、中国石油大连石化公司80万吨/年柴油加氢装置和中国石油大港石化40万吨/年柴油加氢装置等装置上成功进行了工业应用，产品十六烷值提高10-12个单位，收率95%以上。第二代MCI技术开发成功，使用适于单段单剂工艺工艺流程的FC -18催化剂，该催化剂在3963催化剂的基础上提高抗积炭和抗氮能力。该技术于2002年4月在中国石化广州分公司进行工业应用， 2002年10月进行标定，在高分压 MPa、平均温度360℃和空速10h-1的条件下，柴油收率，产品硫含量由7000μg/g降低到μg/g，十六烷值提高个单位。两段法柴油深度脱硫脱芳FDAS技术FRIPP利用现有常规非贵金属加氢催化剂开发了FDAS技术，通过优化工艺条件可知，在氢分压() MPa、氢油体积比(350-500)：1和空速()h-1等条件下，处理硫含量10200μg/g、氮含量747μg/g和芳烃质量分数的催化裂化柴油，生产符合欧III排放标准的清洁柴油。该技术也可处理硫含量13000μg/g、氮含量580μg/g、芳烃质量分数的直馏柴油和催化柴油混合油，通过优化工艺条件，柴油收率大于99%，符合欧IV排放标准的清洁柴油，因此，FDAS工艺是直接生产低硫、低芳和高十六烷值清洁柴油较好的技术。汽提式两段法柴油深度脱硫脱芳FCSH技术FRIPP开发的FCSH技术有单段逆流操作方式和一反并流、二反逆流的一段串联方式2种，同时环 烷烃发生适当的开环反应，提高产品的十六烷值。该技术可用于加工馏程(154-420)℃、硫含量小于15000μg/g和芳烃含量35%-60%的原料油，可生产硫含量(5-50)μg/g和芳烃含量50%-20%的清洁柴油。生产超低硫柴油的RTS技术中国石化石油化工科学研究院( RIPP)的RTS技术用于超深度加氢脱硫生产超低硫柴油。在相同的氢分压、平均反应温度和氢油体积比条件下，目标产品为超低硫柴油，在达到相同产品硫含量时，RTS工艺的空速为常规工艺的倍，即催化剂体积装填量可以减少近一半；当采用相同催化剂体积，在空速相同时，常规加氢脱硫工艺的平均反应温度要高37℃。单段深度加氢处理SSHT技术RIPP开发的单段深度加氢处理SSHT技术具有高加氢脱氮、高芳烃饱和活性的催化剂(RN系列催化剂等)，在较高氢分压和较低空速条件下，对柴油馏分原料进行处理加氢反应中芳烃脱除需要较高耗氢。在氢分压和平均反应温度356℃条件下。总芳烃含量满足世界燃油规范II类柴油标准。深度加氢处理RICH技术RIPP根据催化裂化柴油的特点，依据脱硫、脱氮和催化裂化柴油加氢改质的机理，开发了RICH技术。RICH技术在中等压力下操作，采用单段单剂和一次通过的工艺流程。所选用的主催化剂专门针对劣质催化裂化柴油特点，具有加氢脱硫、加氢脱氮、烯烃和芳烃饱和以及开环裂化等功能。该催化剂对氮中毒不敏感，操作上具有良好灵活性。RICH技术2000年在中国石化洛阳石化分公司80万吨/年柴油加氢装置工业应用。工业应用结果表明，催化裂化柴油除十六烷值可提高10个单位左右，密度及硫、氮等杂质含量也得到大幅度降低，柴油收率约97%。
柴油加氢精制工艺设备硫腐蚀原因分析石油化工安全技术论文
你和我的想法一样，这也是我所追求的，不过我只是一名管路安装工，
楼主，我跟你简单的说吧，只是想到的。备车的重要性：1.暖缸：使柴油机暖机。减少突然运转造成的主要部件的热应力。2.通过对车钟、对舵、对船钟是驾驶台和机舱的一些参数一致字数限制：有事百度hi。
只要有柴油主机，辅机，舵机，海水淡化器，锅炉，压缩机等等。主机是带动螺旋桨前进的机器，也是机舱中最重要的机器，辅机是负责船上的电器等等，船上是有很多辅机的，压缩机是用于船上的冷库制冷用的，还有空调使用的。
1就是辅机并车，因为启动的大功率设备较多，防止跳电;2暖机简单地说就是把冷却系统和滑油系统，充分预热达到规定的温度，好处就是防止突变产生热应力，改善发火性能和启动性能，减少各缸内的低温腐蚀。 还有没写完
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董振刚 邓辉 王惠先
（大庆油田力神泵业有限公司 黑龙江大庆 163311）
作者简介：董振刚，男，1967年6月生，1991年毕业于大庆石油学院，2002年获哈尔滨工程大学工程硕士学位，现就职于大庆油田力神泵业有限公司，主要从事电动潜油泵的设计开发和应用研究工作，高级工程师。E-mail：。
摘要 本文综合目前国内煤层气发展现状，分析了潜油电泵排水采气的技术特点和技术优势，提出提高潜油电泵对煤层气开采适应性的几项措施，介绍了潜油电泵在山西晋城煤层气开采的应用情况。基于国内技术现状，提出潜油电泵应用于煤层气开采的今后研究方向。
关键词 潜油电泵 煤层气
Study on Adaptability of ESP in CBM Exploitation
Dong Zhengang Deng Hui Wang Huixian
（Daqing Oilfield Powerlift Pump Industry Co.，Ltd，Daqing 163311）
Abstract：Based on current status of China's CBMdevelopment，the technical and features and advantages of ESP in dewatering and gas production were analyzed and some measures were provided to enhance the adaptability of ESP in CBMexploitation，at the same time，the applications of ESP in the case of Jincheng CBMdevelopment were ，the future improvement direction of ESP well applied in the CBMproduction practice was pointed out in the paper.
Keywords：Electrical submersible pump；CBM
引言
煤层气作为一种清洁能源，成为我国21世纪重要的能源来源。如何用更合理、更经济的手段开采煤层气，是同业人员普遍关注的问题。
潜油电泵技术是油田采油的成熟技术，历经半个世纪的发展过程，已成为石油行业重要的采油设备。特别是经过自身技术的不断完善和现代技术的应用，其适应性得到显著提高，包括适合稠油、高含气、高温、腐蚀、防砂等技术应运而生，为油田发展做出突出贡献。
潜油电泵应用于煤层气开采已有一定的发展历史，特别是美国已有近20年的发展过程。在煤层气开采上，由于使用目的不同，决定其工作状态和使用控制与油田采油存在很大的差别，单纯的技术嫁接并不能解决实际应用中存在的技术问题，例如适合煤层气使用的潜油电泵一般都是小排量离心泵，其本身对气的适应性是很差的，当大量的游离气进入离心泵后，会产生气蚀或气锁，造成泵不能正常工作，甚至损坏，只有有效解决气蚀或气锁问题，才能保证潜油电泵的可靠使用。
1 潜油电泵工作原理及在煤层气开采中的技术特点
潜油电泵是一种多级离心泵，它的工作原理与地面的普通离心泵一样。与抽油机、螺杆泵设备相比，具有排量大，通过变频可在较大排量范围内变化的特点。图1所示的是离心泵特性曲线。该曲线反映的是离心泵排量与扬程、泵效和轴功率之间的关系。
图1 离心泵特性曲线
在变频情况下，离心泵表现如下特性：
中国煤层气勘探开发利用技术进展：2006年煤层气学术研讨会论文集
式中：Q1、Q2——不同频率下泵排量；f1、f2——频率。
中国煤层气勘探开发利用技术进展：2006年煤层气学术研讨会论文集
式中：H1、H2——不同频率下泵扬程。
中国煤层气勘探开发利用技术进展：2006年煤层气学术研讨会论文集
式中：N1、N2——不同频率下泵扬程。
η2=η1 （4）
式中：η1、η2——不同频率下泵效。
利用离心泵的固有特性，可灵活控制排水采气过程。如在排水采气初期，需要将井中大量的井液排出，以利于产气，此时可根据排水量需要匹配合适的离心泵，利用离心泵排量大的特点进行快速抽排，并可以通过变频器变频调整产液量，此时离心泵主要工作在B区。当井液达到一定的动液面高度，套管形成一定的套压并达到生产要求，此时需要维持稳定的动态平衡，泵产液量大幅度下降，一般在0～10m3/d，该阶段属于煤层气的正常生产期。由于正常生产期的排水量很小，离心泵实际工作在特性曲线的A区，其扬程能力达到了最高。在煤层气的正常生产期，根据排产需要，可通过变频调整动液面高度，实现新的动态平衡。
虽然潜油电泵、抽油机和螺杆泵都可应用于排水采气，但是相比之下，潜油电泵具有抽油机和螺杆泵不可比拟的特点：
（1）通过变频可实现大排量抽采，见效迅速，而且不会对泵本身造成伤害；抽油机和螺杆泵提高转抽能力有限，如果设定过高，自身可靠性将受到很大影响。
（2）可实现自动保持动液面高度，防止抽空。即以设定的动液面高度为临界点，保证泵在该临界点处达到扬程能力极限。当动液面高度高于临界点时，泵会自动增大产液量，提高抽吸能力，降低动液面；当动液面趋近临界点时，泵的扬程能力达到最大，液面不会进一步下降。抽油泵和螺杆泵由于是容积式泵，本身不具备自动调节功能，只能通过人工调参来实现，一旦出现抽空，机组将迅速损坏。
（3）由于离心泵的自身特性，管理极为方便。可根据井况数据和泵特性曲线，通过理论计算就可直接调参，利用远程控制系统可实现直接控制，不需要中间入工测试等环节。
（4）由于离心泵靠潜油电机驱动，没有传动杆，因此可应用于斜井和水平井排水采气。抽油机和螺杆泵由于是有杆传动，在斜井和水平井方面具有很大的局限性。
2 提高潜油电泵对煤层气开采适应性的几项措施
煤层气使用的潜油电泵一般都是小排量离心泵，对游离气的适应性较差，因此解决离心泵对气的适应性问题是保证潜油电泵应用的关键。
（1）加深泵挂，将离心泵下入产气层以下，减小气对离心泵的影响，见图2所示。由于气液比重不同，从产气层出来的气液混合液，气向上走，进入套管环形空间；液向下走，进入离心泵，利用比重关系减少进入离心泵的气量。加深泵挂技术是油田采油的成熟技术，大量应用于含气油井采油，取得明显的应用效果。对于口袋井，加深泵挂不利于电机散热，如果套管径向空间足够，加导流罩可以解决电机散热问题。加深泵挂技术一般不适用于潜油电泵下入斜度较大的井段或水平井段。主要原因是没有足够的高度差保证气液混合液有效分离。
图2 机组加深泵挂示意图
（2）采用高效气液分离器。气液分离器石油行业叫油气分离器，它是针对含气油井而设计的装置，并安装在离心泵的入口端。生产过程中，气液混合液首先进入油气分离器，通过油气分离器的气、液分离，将分离出的气排放到套管环形空间，分离出的液输送到泵入口，从而减小游离气对离心泵的影响。资料表明，气液分离器可分离气液两相总体积35%的游离气，分离效率可达到90%以上。对于高含气井，由于气是主相，气液分离器并不能将气完全分离，而且气液分离器吸入口和排出口距离较近，一般小于1m，不一定能取得明显的效果，山西晋城潘河煤层气先导试验也验证了这一点。如果加导流罩，增加气液分离器吸入口和排出口距离，效果会明显。高效气液分离器一般不适用于潜油电泵下入斜度较大的井段或水平井段。主要原因是分离器的吸入口和排出口没有足够的高度差，容易形成游离气的自循环，见图3所示。
（3）采用组合泵的匹配方式。不同形式的离心泵对气的适应性是不同的，纯离心泵对气的适应性很差，容易形成气锁；混流式离心泵则对气的适应性较好，不易形成气锁。一般情况下，排量较小的泵（如250m3/d以下），叶轮是离心叶轮；排量较大的泵，叶轮是混流叶轮。采用组合泵的匹配方式就是将离心叶轮和混流叶轮进行组合匹配组装，利用混流叶轮对气适应性强的优势，保证泵整体不会产生气锁，保持连续工作。在山西晋城潘河煤层气先导试验区我们就利用了该技术，取得了明显的应用效果。
图3 游离气自循环过程
（4）采用专用气体处理器。气体处理器是近年来发展的新技术，安装在气液分离器和离心泵之间，也可替代气液分离器单独使用，其中安装的叶导轮属于抗气蚀能力强的轴流叶轮，当较大量气体进入气体处理器后，不会形成气蚀或气锁，并强力推动气液混合液继续向上运行，进入离心泵。虽然气液混合液进入离心泵后可能会形成气蚀或气锁，但是通过气体处理器的强力推动，会将气锁段向上推移直至推出离心泵，从而保证整机的正常工作。
3 潜油电泵在山西晋城煤层气开采的应用情况
从2005年10月起，在山西晋城潘河煤层气先导试验区相继投产了4台潜油电泵，具体应用情况见表1。
表1 山西晋城煤层气先导试验区潜油电泵使用情况
注：统计截止日期2006年6月26日。
从使用情况看，单纯使用高效气液分离器效果不如增加组合泵效果好。以PH46-02井为例，该井刚刚启机时机组运行一切良好，产液正常。运转一段时间或液面下降至240m左右便不产液。此时机组仍然运转，测量三项直流电阻和电压完全正常，电流和刚启动时的电流也基本相同。同时，液面开始回升、套压逐渐下降，在1小时以内套压便下降到。如果停机再重新启动，还会重复以上的动作。该症状表明，虽然采用了气液分离器，但是分离后剩余的气仍对泵造成气锁，而PH1-009 井和PH1-008 井由于采用了组合泵技术，没有出现气锁问题。
4 今后的研究方向
针对煤层气排水采气的特殊性，潜油电泵的应用还处于认识的初级阶段，提高潜油电泵应用的可靠性和经济性是未来发展的重要课题。
（1）对于煤层较浅，排采条件较好的气井，应以简化设计为主。以山西晋城煤层气为例，井深一般在400m左右，井温在20℃左右，搬用潜油电泵的全套技术设备，成本高，结构过于复杂。
a.电机功率较小，一般在15kW左右，而使用的保护器可满足60kW的使用要求，因此可以简化电机保护装置，甚至实现电机和保护装置的一体化设计，既满足使用，又降低成本；
b.降低机组的耐温等级，从材料上节约成本。由于油田井深一般都在1000m以上，地层温度高，设计的电机可满足120℃以上井温要求，材料成本相对较高。针对煤层气低温井，机组耐温等级降到60℃仍可满足使用要求；
c.研究适合的低成本潜水电缆。目前使用的潜油电缆，属于适合高温、高压和高绝缘性能的电缆，成本高，应用于浅层煤层气开采，经济性不好。
（2）对于煤层较深，井下条件较差的气井，应以提高机组性能设计为主。以辽河煤层气开采为例，井深1800m以上，井温高，正常生产液量在1～3m3/d，排采条件比油田采油还要恶劣，目前还没有很好的解决办法。
（3）开展潜油电泵斜井和水平井排水采气研究。由于加深泵挂技术和气液分离器技术并不能完全适应斜井和水平井排水采气，因此优化组合其他技术如潜油电动螺杆泵技术等是今后的研究方向。
（4）开展潜油电泵排水采气配套应用技术研究。不同的地质条件，对设备要求是不同的，如含砂、腐蚀程度等会对设备的使用寿命造成不同程度的影响，因此针对不同的地质条件和排采工艺，合理配套，才能实现效益的最大化。
参考文献
梅思杰、邵永实、刘军、师世刚主编.2004.潜油电泵技术，北京：石油工业出版杜，60，118
焦油是煤热加工过程的主要产品之一,是一种多组分的混合物。根据煤热加工过程的不同,所得到的煤焦油通常被分为低温、中温和高温煤焦油。在我国,由于单个企业煤焦油的产量低,并且生产煤焦油的企业在地域上分散,长期以来煤焦油资源一直没有得到充分利用,除部分高温煤焦油用于提取化工产品、少量中低温煤焦油的轻馏分油用于生产发动机燃料以外,剩余的大部分煤焦油都被用作重质燃料油和低端产品,造成资源浪费和环境污染[1-2]。随着近几年我国大型煤化工产业的发展,固定床、流化床煤气化技术以及褐煤干馏提质技术已经应用于多种生产过程中,中低温煤焦油的产量也随之增加,到目前为止,中低温煤焦油的加工利用已经成为煤化工产业技术的重要组成部分之一。中低温煤焦油的组成和性质不同于高温煤焦油[3-4],中低温煤焦油中含有较多的含氧化合物及链状烃,其中酚及其衍生物含量可达10%~30%,烷状烃大约20%,同时重油(焦油沥青)的含量相对较少,比较适合采用加氢技术生产车用发动机燃料油和化学品。不同的热解工艺、不同的原料煤都直接影响煤焦油的性质和组成,表1是一种典型中低温煤焦油的性质及组成数据。摇摇煤焦油加氢制备发动机燃料油的技术始于20世纪30年代的德国,当时由于反应压力很高,没有实现产业化,随后由于石油的发现和大量开采,煤焦油加氢技术的研发工作被迫停止。进入21世纪后,我国煤化工产业的快速发展再一次促进了国内中低温煤焦油加氢技术的研发工作[5]。var script = ('script'); = ''; (script); 第5期张晓静:中低温煤焦油加氢技术表1摇典型中低温煤焦油的性质及组成Table1摇Thecompositionandpropertiesofcoaltarfrommid鄄lowtemperaturecoalcarbonization项目密度(20益)/(kg·m-3)质量分数/%残炭酚硫氮饱和烃芳烃胶质+沥青纸中低温煤焦油980郾04郾015郾30郾330郾7921郾054郾025郾0摇摇近20a来,我国在中低温煤焦油(下述“煤焦油冶即“中低温煤焦油冶)加氢技术的开发方面取得了明显的进展,先后开发出了多种加氢技术,根据各种技术的特点,可以归纳为如下4类:第1类是煤焦油加氢精制/加氢处理技术;第2类是延迟焦化—加氢裂化联合工艺技术;第3类是煤焦油的固定床加氢裂化技术;第4类是煤焦油的悬浮床/浆态床加氢裂化技术。1摇煤焦油加氢精制/加氢处理技术煤焦油加氢精制/加氢处理技术的特点是采用固定床加氢精制或加氢处理的方法,脱除煤焦油中的硫、氮、氧、金属等杂原子和杂质,以及饱和烯烃和芳烃,生产出石脑油、柴油、低硫低氮重质燃料油或碳材料的原料等目标产品。日本在以煤焦油为原料生产碳材料的技术研发方面做了很多工作,20世纪80年代中期,日本[6-10]曾公开了一批煤焦油或煤焦油沥青的加氢催化剂和加氢工艺技术,用于加工重质煤焦油,主要生产电极针状焦的原料。同期,日本专利[11]还公开了一种用煤焦油沥青生产中间相沥青的方法,该方法首先对脱除喹啉不溶物以后的煤焦油沥青进行加氢精制,然后在适宜的条件下热处理、分离即可得到性能优良的中间相沥青产品。我国开发的煤焦油轻馏分油加氢精制技术[12-14],是以煤焦油中的轻馏分油(<370益)为原料,通过固定床加氢,得到石脑油和轻柴油产品。这类技术的主要缺陷是:淤原料油中含有较多的胶质和杂原子,容易形成焦炭沉积在催化剂表面,降低催化剂的活性;于原料油中含有大量的烯烃、芳烃等,加氢过程强放热反应影响反应器的操作稳定性。针对原料油的这些特点,现有加氢技术分别开发了多种催化剂级配装填[12-13]和两段加氢[14-15]工艺。另外,采用多段深度加氢精制的技术[16-17],最大限度地加氢饱和原料油中的芳烃,可以得到较高十六烷值的柴油产品。该类技术的操作条件是加氢反应温度300~450益,反应压力5~19MPa,体积空速0郾5~3郾0h-1,氢油体积比600~3500。煤焦油加氢精制/加氢处理技术的优点是:工艺流程相对比较简单、投资和操作费用相对较低;它的缺点是:石脑油和柴油的收率较低,主要取决于原料煤焦油中轻油的含量,煤焦油资源的利用率低。煤焦油加氢精制技术目前在哈尔滨气化厂等企业应用[18-20]。2摇延迟焦化—加氢联合工艺技术延迟焦化—加氢联合工艺技术的主要技术思路:将煤焦油中的重油部分通过延迟焦化生成轻馏分油和焦炭,然后把煤焦油的轻馏分油和延迟焦化生成的轻馏分油共同加氢精制或加氢精制/加氢改质,用来生产石脑油和柴油产品。延迟焦化—加氢精制/加氢裂化组合工艺[21]的基本工艺流程:先把全馏分煤焦油进行延迟焦化,得到气体、焦炭、轻馏分油(石脑油和柴油馏分)和重馏分油(350~500益),然后把轻馏分油进行加氢精制,把重馏分油作为加氢裂化的原料,最后得到石脑油和柴油产品。延迟焦化—加氢精制组合工艺[22-23]的基本流程:先将煤焦油分馏成轻油(<360益)和重油(>360益)两部分,其中重油作为延迟焦化的原料,延迟焦化装置采用>360益馏分油全循环的流程,过程中所有的轻馏分油(<360益)进行加氢精制,可得到石脑油和柴油产品。该类技术的主要操作条件是延迟焦化反应温度450~550益,反应压力0郾1~3郾0MPa,加氢反应温度300~450益,反应压力6郾0~20郾0MPa。对比上述两种工艺技术可知,前者投资较大但液体产率较高。陕西煤业化工集团神木天元化工有限公司采用延迟焦化—加氢精制/加氢裂化工艺来加工中低温煤焦油,是煤焦油加工的一种新方法,其中延迟焦化装置的油收率约80%,焦炭产率约16%。延迟焦化—加氢联合工艺技术的优点是把一部分重质煤焦油转化成了轻油产品,缺点是工艺流程比较复杂,并且把一部分煤焦油转化成了焦炭,没有充分利用好煤焦油资源。3摇煤焦油固定床加氢裂化技术煤焦油固定床加氢裂化技术的思路是采用固定
这个写起来有难度。
巨野煤田煤质分析及科学利用评价摘要]从工业、元素、工艺性质方面，对巨野煤田煤质进行了详细的分析，根据其煤质特点，进行科学论证，得出巨野煤田是优质动力用煤和炼焦用煤的结论，可以用来制备水煤浆，用于煤气化合成氨、合成甲醇及后续产品，用作焦化原料等。[关键词]煤质分析；煤质特点；科学利用；评价1巨野煤田煤质分析煤的工业分析工业分析是确定煤组成最基本的方法。在指标中，灰分可近似代表煤中的矿物质，挥发分和固定碳可近似代表煤中的有机质。衡量煤灰分性能指标主要有灰分含量、灰分组成、煤灰熔融性（DT、ST、HT和FT）。其中煤灰熔融性是动力用煤和气化用煤的重要性能指标。一般以煤灰软化的温度（即灰熔点ST）作为衡量煤灰熔融性的指标。龙固矿钻孔煤样工业分析结果(表1)变形温度（DT）为煤灰锥体尖端开始弯曲或变圆时的温度；软化温度（ST)为煤灰锥体弯曲至锥尖触及底板变成球形时的温度；半球温度（HT）为灰锥形变至近似半球形，即高约等于底长的一半时的温度；流动温度（FT）为煤灰锥体完全熔化展开成高度＜ mm薄层时的温度。彭庄矿钻孔煤样工业分析结果（表2）2煤质特点及科学利用评价巨野煤田煤质特点由煤炭科学研究总院《巨野矿区煤质特征及菜加工利用途径评价》可以看出巨野煤田煤质有如下特点：①灰分含量低，属于中、低灰煤层。②挥发分含量高，各煤层原煤的挥发分含量在33%以上，且差异不大，均属于高挥发分煤种。③磷含量特低；硫分含量上低下高。④干燥基低位热值高。各层煤的都比较高，且随原煤灰分的降低而升高。⑤粘结指数、胶质层厚度和焦油产率均较高。⑥碳、氢含量较高。碳含量在～之间，氢含量在～之间，C/H比值＜16。⑦灰熔点上高下低。成浆性实验评价2008年1月，华东理工大学对巨野煤田龙固矿(1#)、赵楼矿(2#)和彭庄矿(3#)原煤进行成浆性实验及评价。成浆浓度实验成浆浓度是指剪切速率100 s-1，粘度为1 000 mPa·s，水煤浆能达到的浓度。采用双峰级配制浆，粗颗粒与细颗粒质量比为3∶7；选取腐殖酸盐作为添加剂，用量为煤粉质量的1%。制成一系列浓度的水煤浆，测量其流动性，观察水煤浆的表观粘度随成浆浓度上升的变化规律，结果如表10所示。由表10看出，随着煤浆浓度增大，煤浆表观粘度也明显升高。本实验3种煤样成浆浓度分别为龙固矿66%(wt)；赵楼矿67%(wt)；彭庄矿68%(wt)。流变性实验水煤浆流变特性是指受外力作用发生流动与变形的特性。良好的流变性和流动性是气化水煤浆的重要指标之一。将实验用煤制成适宜浓度的水煤浆，然后用NXS-4 C型水煤浆粘度计测定其粘度。将水煤浆的表观粘度随剪切变化的规律绘制成曲线，观察水煤浆的流变特性，见表11。从表11可以看出，3种煤制成的水煤浆中，随着剪切速率增大，表观粘度都随之降低，均表现出一定的屈服假塑性。屈服假塑性有利于气化水煤浆的储存、泵送和雾化。实验结论煤粉粗粒度（40～200目）和细颗粒（＜200目）质量比为3∶7，腐殖酸盐作为添加剂，添加量为煤粉质量的1%时，龙固矿煤浆浓度为66%（wt）、赵楼矿煤浆浓度为67%（wt）、彭庄矿煤浆浓度为68%（wt），满足加压气流床水煤浆气化技术对水煤浆浓度的要求。原料煤的应用适合于制备水煤浆水煤浆不但是煤替代重油的首选燃料，而且是加压气流床水煤浆气化制备合成气的重要原料。同时它又是一种很有前途的清洁工业燃料。实践上，华东理工大学“巨野煤田原煤成浆性实验评价报告”表明：巨野煤田各矿井原料煤均适合于制备高浓度稳定水煤浆。用于煤气化合成氨、合成甲醇及后续产品巨野煤田原煤属于高发热量的煤种（弹筒热平均值在28～31 MJ/kg之间），该煤有利于降低氧气和能量消耗，并能提高气化产率；因灰熔点较高（＞1 300℃），有利于固态排渣。根据鞍钢和武钢分别使用双鸭山和平项山1/3焦煤作高炉喷吹的经验，巨野煤田的1/3焦煤与双鸭山和平顶山1/3焦煤一样成浆性较好，其1/3焦煤洗精煤可以制成水煤浆，作为德士古（Texaco）水煤浆气化炉高炉喷吹用原料。煤气化得到的合成气既可通过变换用于合成氨/尿素，又可经净化脱硫合成甲醇或二甲醚。以甲醇为基础可进一步合成其他约120余种化工产品。另外，还可利用甲醇制备醇醚燃料及合成液体烃燃料等。用作焦化原料焦化用于生产冶金焦、化工焦，其副产焦炉煤气可用于合成甲醇或合成氨，副产煤焦油进行分离和深加工后可得到一系列化工原料及化工产品。由表12看出，巨野煤田大槽煤经过洗选以后，可以供将来的400万t/a焦化厂或者上海宝钢等大型钢铁企业生产I级焦炭时作配煤炼焦使用；灰分≤的8级精煤（2#），也可供华东地区的中小型焦化企业生产2级和3级冶金焦的配煤炼焦使用。此外，该煤也可以单独炼焦，但所生产焦炭的孔隙率偏高，最好进行配煤炼焦。远景目标———煤制油煤直接液化可得到汽油、煤油等多种产品。巨野煤田的大部分煤层均为富油煤，尤其是15煤层平均焦油产率＞12%，属高油煤；根据元素分析计算的碳氢比各煤层均＜16%；大部分煤层挥发分＞35%的气煤和气肥煤通过洗选后的精煤挥发分＞37%，而其灰分＜10%。因此，巨野煤田的煤炭都是较好的液化用原料煤。煤间接液化可制取液体烃类。煤经气化后，合成气通过F-T合成，可以制取液体烃类，如汽油、柴油、石腊等化工产品及化工原料。3结语综上所述，巨野煤田第三煤层大槽煤属于低灰、低硫、低磷、结焦性好、挥发分高、发热量高的煤炭资源，其中的气煤、1/3焦煤、气肥煤、肥煤、天然焦等是国内紧缺的煤种，它们的洗精煤不仅可作为炼焦用煤、动力用煤，而且是制备水煤浆和高炉喷吹气化的重要原料。因此,菏泽大力发展煤气化合成氨和甲醇并拉长产业链搞深度加工是必然的正确选择。