煤炭深加工技术.docx

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煤炭深加工技术

1煤制天然气

近年来，随着城市化进程的加快，国内对天然气资源的需求日益攀升，加上我国天然气资源先天不足，逐步催生了国内煤制天然气产业的出现。

煤制天然气项目投资高、装置规模大，建设条件苛刻，当前国内仍处于项目建设阶段。

cm工艺技术方而年产5亿方规模的煤制天然气工艺技术包基本成熟，大型化成套装置最为关键部分是煤气化技术。

煤气化工艺依据不同煤种进行选择，且要求煤质稳定。

国外引进的大型煤气化技术（Lurgi}Texaco}Shell}USP）和国内开发的煤气化技术（BUI,、单喷嘴粉煤气化、多喷嘴对置气化、两段干煤粉气化、HT-L,WHU）都是可供选择的气化技术路线。

根据国内装置运行情况来看，目前鲁奇、水煤浆和航天炉气化技术均实现达标达产长周期稳定运行，其它大型化装置气化技术仍存在一些问题，争议较大。

（2）经济性方而全国煤化工设计技术中心主任李大尚表示，煤制天然气项目在煤价为250元/吨的价格下，年满负荷为8000h，其每立方米气的工厂成本为0.98元，转换率最高可达6600。

大唐克旗项目规模为40亿立方米，计划3年投产，自建管线进京，到北京的气价为1.6元/立方米。

需要说明的是，大唐克旗项目采用I,urgi技术路线，总投资257亿元（含输气输水管线）。

可以看出煤制气项目投资巨大，如果企业依靠贷款完成，则加上财务成本的话，其成本己和现有市场价非常接近。

由于我国天然气价格实行双轨制，由国家直接控制天然气价格，还没有实现与石油价格关联，其经济指标变化因素决定于煤炭价格势和天然气价格的上涨力度。

（3）产业方向分析煤制天然气作为最理想的替代资源，未来在我国城市化进程中将得到迅猛发来看，目前鲁奇、水煤浆和航天炉气化技术均实现达标达产长周期稳定运行，其它大型化装置气化技术仍存在一些问题，争议较大。

（2）经济性方而全国煤化工设计技术中心主任李大尚表示，煤制天然气项目在煤价为250元/吨的价格下，年满负荷为8000h，其每立方米气的工厂成本为0.98元，转换率最高可达6600。

大唐克旗项目规模为40亿立方米，计划3年投产，自建管线进京，到北京的气价为1.6元/立方米。

需要说明的是，大唐克旗项目采用I,urgi技术路线，总投资257亿元（含输气输水管线）。

可以看出煤制气项目投资巨大，如果企业依靠贷款完成，则加上财务成本的话，其成本己和现有市场价非常接近。

由于我国天然气价格实行双轨制，由国家直接控制天然气价格，还没有实现与石油价格关联，其经济指标变化因素决定于煤炭价格势和天然气价格的上涨力度。

（3）产业方向分析煤制天然气作为最理想的替代资源，未来在我国城市化进程中将得到迅猛发展，优先在拥有天然气管网输送条件的地区和煤炭资源、水资源充足和生态环境好的地方进行布局。

<4）产业化概况2010年6月，国家发改委发布《关于规范煤制天然气产业发展有关事项的通知》，明确煤制天然气项目由国家发改委统一核准。

截比2011年底，己获国家发改委正式核准项目有四个，分别是大唐国际克什克腾年产40亿方煤制天然气项目、汇能内蒙古鄂尔多斯年产16亿方煤制天然气项目、大唐阜新年产40亿方煤制天然气项目和庆华新疆伊犁年产55亿方煤制天然气项目。

其中新疆庆华一期年产13.75亿方煤制气项目己于2009年7月开工建设，预计2012年实现投料试车。

截至2011年4月份，国内规划及在建项目共计17套，产能714亿方，其中己开工项目10套，总产能441亿方。

2煤制烯烃

乙烯、丙烯作为石化产业最基础的原料，随着国民经济和社会可持续快速发展，未来将保持较高的刚性需求，由于原油价格上涨，传统乙烯成本逐渐推高，使得煤制烯烃这一新型路线得到发展。

目前，由煤制合成气再经甲醇生产烯烃的工业化生产技术己取得阶段性进展，但仍不具备大规模推广条件。

cm工艺技术方而煤制烯烃技术开发的核心是甲醇转化烯烃技术（MTO/MTP），国内外此类技术开发和推广应用极为活跃。

目前示范工程虽取得阶段性进展，但是需要优化和完善的内容很多。

比如，MTO/MTP技术不宜采用传统乙烯分离流程，需要优化分离流程，以减少投资和控制能耗。

（2）经济成本方而以神华包头年产60万吨煤制烯烃项目为例，该项目总投资约170亿元，根据己公布消耗数据测算，以煤为源头制取烯烃时，当前市场要求装置保本前提为每吨煤炭价格应不高于500元;当以甲醇为源头制取烯烃时，甲醇生产成本应不高于2000元;若购买甲醇制烯烃，其收益取决于甲醇和烯烃产品的价格差。

（3）产业发展方向目前，煤制烯烃还仅是我国烯烃产业发展的补充，我国发展煤制烯烃产业重在升级和优化，建设大型煤制烯烃项目必须优先考虑区域水资源保障和提高能效水平，同时关注资源和利用效率、优化烯烃分离流程、选好下游产品链等问题，减少污染排放。

今后几年，煤制烯烃仍以示范为主。

展，优先在拥有天然气管网输送条件的地区和煤炭资源、水资源充足和生态环境好的地方进行布局。

<4）产业化概况2010年6月，国家发改委发布《关于规范煤制天然气产业发展有关事项的通知》，明确煤制天然气项目由国家发改委统一核准。

截比2011年底，己获国家发改委正式核准项目有四个，分别是大唐国际克什克腾年产40亿方煤制天然气项目、汇能内蒙古鄂尔多斯年产16亿方煤制天然气项目、大唐阜新年产40亿方煤制天然气项目和庆华新疆伊犁年产55亿方煤制天然气项目。

其中新疆庆华一期年产13.75亿方煤制气项目己于2009年7月开工建设，预计2012年实现投料试车。

截至2011年4月份，国内规划及在建项目共计17套，产能714亿方，其中己开工项目10套，总产能441亿方。

2煤制烯烃

乙烯、丙烯作为石化产业最基础的原料，随着国民经济和社会可持续快速发展，未来将保持较高的刚性需求，由于原油价格上涨，传统乙烯成本逐渐推高，使得煤制烯烃这一新型路线得到发展。

目前，由煤制合成气再经甲醇生产烯烃的工业化生产技术己取得阶段性进展，但仍不具备大规模推广条件。

cm工艺技术方而煤制烯烃技术开发的核心是甲醇转化烯烃技术（MTO/MTP），国内外此类技术开发和推广应用极为活跃。

目前示范工程虽取得阶段性进展，但是需要优化和完善的内容很多。

比如，MTO/MTP技术不宜采用传统乙烯分离流程，需要优化分离流程，以减少投资和控制能耗。

（2）经济成本方而以神华包头年产60万吨煤制烯烃项目为例，该项目总投资约170亿元，根据己公布消耗数据测算，以煤为源头制取烯烃时，当前市场要求装置保本前提为每吨煤炭价格应不高于500元;当以甲醇为源头制取烯烃时，甲醇生产成本应不高于2000元;若购买甲醇制烯烃，其收益取决于甲醇和烯烃产品的价格差。

（3）产业发展方向目前，煤制烯烃还仅是我国烯烃产业发展的补充，我国发展煤制烯烃产业重在升级和优化，建设大型煤制烯烃项目必须优先考虑区域水资源保障和提高能效水平，同时关注资源和利用效率、优化烯烃分离流程、选好下游产品链等问题，减少污染排放。

今后几年，煤制烯烃仍以示范为主。

（4）产业化概况目前，国内己建成项目三家，分别是神华包头年产50万吨煤制烯烃（DMTO）项目，神华宁煤集团宁夏宁东年产50万吨煤制烯烃（MTP）项目和大唐多伦年产46万吨煤制丙烯（MTP）项目。

其中，神华包头煤制烯烃项目于2010年8月8日投料试车，2011年4月28日产出合格的聚丙烯产品，计划今年7月份进行验收;神华宁东项目和大唐多伦项目于2011年4月正式开车，目前仍在调试阶段。

在建项目三家。

其中中原石化年产20万吨SMTO项目预计2011年9月份建成投产，另一套在鹤壁与河南煤化合作的60万吨SMTO项目己经启动了前期工作;陕西蒲城年产67万吨DMT（}II项目预计2013年建成投产;宁波禾元60万吨烯烃项目己经开工，计划2012年底建成投产。

另外，神华与陶氏合作以及道达尔与中电投合作的两套烯烃项目正在开展前期工作。

3煤制油

与煤制烯烃产业相似，煤制油源于我国石油能源短缺的国情，己经列入国家的战略储备。

目前，煤制油技术受到国内广泛的关注，很多地方都进行了规划。

不同的是，国内煤制油示范项目取得重大成功，间接液化技术己经达到长周期满负荷稳定运行要求，基本具备工业化推广应用的条件，煤直接液化工艺工程化也取得重大突破。

（l）工艺技术方而这里的煤制油主要指煤直接和间接液化。

间接液化技术的核心是费托合成催化剂研制，南非Sasol公司煤间接制油装置己经有20多年的工业运行历史，技术成熟。

我国也开展30年的相关研究，己制得先进高效催化剂，并在潞安和伊泰项目中成功得到工程化验证川。

直接液化关键是要解决两方而问题。

一是设备管道、关键阀门磨损严重，密封困难，尤其是解决减压阀的材质和结构问题。

二是要催化剂方而需要提高一次性加氢液化活性。

目前以神华为代表的国内首套百万吨级煤直接液化关键技术己经通过专家鉴定。

（2）经济成本方而应当指出，煤制油是一个具有规模经济性的大型综合性装置，在保证技术成熟前提下，煤制油的经济规模应在年产百万吨以上。

以神华年产100万吨煤直接液化项目为例，采用大型先进的浆态床反应器和廉价高效的铁催化剂技术，总投资约130亿元。

最新生产数据显示，2011年上半年，生产油品46.7万吨，实现利税8亿元团。

需要提醒的是，这样的项目投资仅财务费用一项，每年支付利息就高达数亿元，如果油价波动较大，其经济效益将很难评价。

（3）产业发展方向煤制油作为国家石油路线的重要补充，应在国家统一规划指导下予以发展，重点考虑在富煤、富水、依托条件好（输油管道、技术力量和后勤保障）的地区，“十二五”期间建设重点仍是抓好煤制油示范项目。

鉴于近期煤制油示范项目取得的阶段性成功，在国家层而上有可能加快推动煤制油的产业化进程。

（4）产业化概况目前国内己建成煤制油工业装置有5套。

采用直接液化技术的只有神华鄂尔多斯年产100万吨煤直接液化装置，己于2008年12月份试车成功，前期存在问题较多，后期经过多次技改，目前己经取得阶段性进展，2011年元月至6月底，装置以平均85%左右负荷运行，累计产出近46.7万吨油品。

间接液化装置合计三套，分别是伊泰年产16万吨间接液化煤制油装置、潞安年产16万吨间接液化煤制油装置和神华宁夏年产18万吨间接液化煤制油装置。

间接液化装置均采用中科合成油公司技术，基本实现安全稳定运行和达标达产的目标。

拟建煤间接液化项目四家，分别是神华-宁煤-SAS（）I二合作建设的年产360万吨煤间接液化项目、伊泰鄂尔多斯年产540万吨煤间接液化项目、充矿榆林年产100万吨煤间接液化项目和山西潞安年产540万吨煤间接液化项目，其中《神华宁煤集团煤炭间接液化项目申请报告》于2011年6月15日顺利通过专家评估，其它项目正在前期准备阶段。

4煤制乙二醇

近几年随着我国聚酷产业的迅猛发展，大大提升了国内对其主要原料乙二醇的市场需求，我国乙二醇产品的巨大供需缺口和良好的盈利前景使煤制乙二醇产业成为新型煤化工发展的热点。

cl}工艺技术方而中科院福建物构所经过20多年的不懈努力，成功开发了co气相催化合成草酸酷和草酸酷催化加氢合成乙二醇技术，并先后进行了300吨级和万吨级的合成工艺试验。

2009年12月，国内唯一工业化示范装置—通辽金煤年产20万吨乙二醇项目打通全流程，试运行一周后并产出合格产品。

2011年7月6日，在北京通过科技部组织的专家验收。

根据通辽装置运行情况来看，目前仍存在催化剂的选择性不稳定、飞温、制造成本昂贵及乙二醇产品精制能耗高等关键技术问题。

此外，湖北省化学研究院完成了“煤制气合成聚合级乙二醇新技术”中三项关键催化剂的研究，并通过了小试成果鉴定和年产300吨中试验证。

华谊集团上海焦化公司联合有关的高校和研究机构也进行了煤制乙二醇核心技术的研发，在建年产1500吨中试装置，预计2011年下半年试运行。

安徽淮化与上海浦景化工技术有限公司合作，采用华东理工大学技术在安徽淮化建设了年产1000吨合成气制乙二醇工业试验装置，于2010年12月打通全流程并产出优质聚酷级乙二醇产品。

天津大学等高校和其它工程公司也在进行煤制乙二醇的技术研发工作。

（2）技术经济方而根据中科院物构所的工业化中试数据，按照年产20万吨设计规模计算，以400元/吨煤炭价格为依据，乙二醇完全成本约为4500元/吨，低于75美元每桶的石油路线乙二醇生产成本。

<3）产业发展方向初步预测到2012年，我国乙二醇的供需缺口将达到700万吨，未来市场空间巨大。

年产20万吨及以上合成气制乙二醇被列为2011年国家产业结构调整指导目录的鼓励类项目。

但考虑到在中东乙二醇产品大幅进口的冲击下，投资风险较大，企业应慎重推进。

（4）产业化概况目前，通辽金煤化工年产20万吨煤制乙二醇作为国内第一套工业化示范装置，至今仍未实现高负荷稳定运行。

截比2011年3月份，在建煤制乙二醇项目8个，总产能140万吨，分别是河南永金投资股份管理公司6套年产20万吨煤制乙二醇、鹤壁宝马集团年产20万吨煤制乙二醇和贵州黔希煤化工年产30万吨煤制乙二醇项目。

不完全统计，国内另有近20个煤制乙二醇项目处于计划中，总产能接近400万吨。

5煤制二甲醚

二甲醚由于本身含氧，作为油品添加剂能改善燃烧性能，尤其在替代城市民用燃气和柴油方而使用效果较好。

（1）工艺技术方而主要分一步法和两步法工艺，其中一步法是指由CO和H:

直接合成二甲醚的技术，目前国内尚处于技术前期开发阶段。

两步法是指合成气先合成甲醇再转化成二甲醚的技术，己经非常成熟。

2004年，清华大学在重庆建立了一套年产3000吨的一步法制二甲醚装置，其产品纯度不高于9800，主要用于初级燃料。

目前一步法技术存在的问题较多，相关试验还停留在初级阶段，特别是模拟技术没有得到充分的应用和论证，对于流程优化、产品分离提纯研究很不够。

此外，丹麦托普索公司、Shell公司、Mobile公司等也在进行合成气一步法制二甲醚的技术开发。

（2）经济成本方而和传统的两步法甲醇制二甲醚工艺相比，由于一步法以煤为原料制合成气时，不需调整氢碳比即可满足生产二甲醚的要求，省去了部分变换工序，其成本大幅度下降，在生产上具有更好的应用前景。

传统两步法二甲醚若按照年产20万吨的规模计算，其生产成本约为1.41倍甲醇成本+50元制造费用。

（3）产业发展方向煤制二甲醚主要市场是替代民用燃料和车用燃料。

2010年国家政府工作报告明确提出，要大力发展清洁能源。

随着2011年年底国家层而二甲醚有关技术标准法规的出台，届时将很多程度上带动二甲醚产业的发展。

（4）产业化概况一步法工艺技术仍无工业化先例，目前，国内二甲醚装置普遍采用传统两步法生产工艺。

据中国化工信息中心统计，2008^-2010年，国内二甲醚产能迅速增长，截比2011年3月份全国总产能己超到1000万吨，近三年装置平均开工率也不足3500。

由于存在严重产能过剩，原规划项目几乎全部放缓或取消。

6对现代煤化工项目选择建议

总的来说，我国现代煤化工示范项目己经取得重大进展，但新型煤化工装置规模大，系统复杂，技术密集，且项目投资巨大，短期内不允许大范围铺开，应适度、有序和规范发展。

投资建设新型煤化工项目除考虑项目经济效益、技术水平、市场需求和政策发展方向等风险之外，还应综合衡量煤炭资源、水资源量、生态环境、交通运输和地区经济发展等综合条件，企业应根据自身条件有针对性地选择。

（1）煤制天然气技术成熟，是最理想的替代燃料，适宜在有自己的煤炭资源，距离天然气管网近的地区建设。

应优先考虑建设，并密切关注产品的销售渠道和价格前景。

（2）煤制烯烃煤制甲醇技术成熟，国产MTP及DMTO技术相对成熟，在煤价低于300元/t的地区建设经济效益较好。

也可考虑在靠近东南沿海港口优势地区进口中东地区过剩甲醇建设烯烃生产装置，但规模不宜太大。

若国内甲醇燃料逐步替代汽油后，将有更多的石油可以生产烯烃，煤制烯烃需求届时会大大降低。

甲醇价格变动幅度较大，应谨}h}选择。

（3）煤制油煤制油工艺是一个相对成熟的工艺，但工业化经验不足，技术门槛要求高，还而临水资源需求和环保压力方而挑战。

近期，煤制油示范装置实现长周期稳定运行，成本得到确认，为未来的百万吨级煤制油商业化装置打下良好的基础。

但是应该清醒地意识到，煤制油技术作为国家战略储备，不会大范围铺开，尤其是甲醇汽油一旦推广开来，将对其产生重大影响。

（4）煤制乙二醇技术相对成熟，工业大型化有较大风险。

尽管国内需求缺口很大，但国际市场己达供需平衡。

虽然近期国内煤制乙二醇技术取得很大进步，考虑中东地区大量的乙二醇过剩产能，国内乙二醇项目仍应慎重推进。

（5）煤制二甲醚一步法制二甲醚技术仅仅起步，还处于小试阶段，传统两步法制二甲醚技术成熟。

考虑到二甲醚替代燃料将是一个新的潜在发展突破点，应给以适当关注。

煤炭深加工技术

陕北地区煤炭资源丰富，是国家级能源化工基地。

其煤种主要为低变质的侏罗纪弱粘或不粘煤，具有煤

质好、低灰、低硫、低磷、高挥发分的特点，是优质低温

干馏、工业气化、液化和动力用煤。

如何有效地利用这

些资源，是一个需要高度关注的问题。

利用这种非炼

焦煤低温干馏生产兰炭，可以有效回收利用其中的焦

油，并产出兰炭和煤气，有利于资源的综合利用，提高

低变质煤的附加值，是地方目前最大的煤转化工业，仅

榆林市产能已达o.is}0.2亿t/a，是地方经济的一大

支柱产业。

兰炭生产技术的发展

兰炭的生产属低温干馏。

在陕北煤炭开发初期，

曾采用堆烧、改良焦生产用简易窑炉进行兰炭生产。

进人20世纪90年代后，以三江公司开发的SJ低温干

馏方炉为代表的直立内热干馏炉开发成功，以块煤为

原料进行中低温热解。

经生产实践检验证明是一种适

合当地煤种的低温干馏装置，具有设备投资少，工艺简

单易控，焦油回收较高的特点，因而得到了快速的推广

和应用。

基本工艺如图1所示[’一2〕。

早期的兰炭生产企业由于规模小，技术装备水

平低，存在煤气直接排空、废水排放量大、粉尘污染

大、技术经济指标差等问题。

这直接影响到该行业

陕北地区煤炭资源丰富，是国家级能源化工基地。

其煤种主要为低变质的侏罗纪弱粘或不粘煤，具有煤

质好、低灰、低硫、低磷、高挥发分的特点，是优质低温

干馏、工业气化、液化和动力用煤。

如何有效地利用这

些资源，是一个需要高度关注的问题。

利用这种非炼

焦煤低温干馏生产兰炭，可以有效回收利用其中的焦

油，并产出兰炭和煤气，有利于资源的综合利用，提高

低变质煤的附加值，是地方目前最大的煤转化工业，仅

榆林市产能已达o.is}0.2亿t/a，是地方经济的一大

支柱产业。

兰炭生产技术的发展

兰炭的生产属低温干馏。

在陕北煤炭开发初期，

曾采用堆烧、改良焦生产用简易窑炉进行兰炭生产。

进人20世纪90年代后，以三江公司开发的SJ低温干

馏方炉为代表的直立内热干馏炉开发成功，以块煤为

原料进行中低温热解。

经生产实践检验证明是一种适

合当地煤种的低温干馏装置，具有设备投资少，工艺简

单易控，焦油回收较高的特点，因而得到了快速的推广

和应用。

基本工艺如图1所示[’一2〕。

早期的兰炭生产企业由于规模小，技术装备水

平低，存在煤气直接排空、废水排放量大、粉尘污染

大、技术经济指标差等问题。

这直接影响到该行业

的发展，曾被国家环保等部门列为强令关停的“五

小”企业。

这个阶段的技术可被列为“第一代规模

化兰炭生产技术”。

为了从根本上解决榆林煤低温干馏环境污染

问题，必须从规模经济、资源综合利用及环境保护

与可持续发展出发，开发先进工艺及设备，努力延

伸焦化产业链，发展循环经济，增强市场竞争力，提

高综合经济效益，走可持续发展的道路。

低温干馏

企业和科研院所协力攻关，主要从如下几个方面开

展了研究}’〕:

（1）兰炭炉大型化研究:

研制了符合国家相关

产业要求的大型清洁兰炭生产新工艺新装备。

（2）新型兰炭炉及加料、布料技术:

适合兰炭炉

大型化、高效化要求，气流、温度分布更加合理。

通

过新型加料、布料装置，可解决大型兰炭炉的原煤

分布、炉顶密封等问题，真正实现兰炭炉的封闭运

行，减少粉尘污染和煤气泄漏。

（3）大型兰炭炉测控技术研究，形成适合大型

兰炭炉的成套测控技术，实现在线自动控制，大幅

度提高操作与控制水平。

（4）高效煤焦油捕收技术:

将焦油回收率提高

巧%左右，满足焦油回收、发电等后续利用要求。

（5）煤气净化及综合利用适用技术:

实现煤气

净化、金属镁、石灰锻烧、发电等技术集成的适用化

研究。

经过研究，开发了符合国家产业政策的、单体设

备年产兰炭30万t以上的大型清洁兰炭生产新工艺

新装备，改变了过去规模小、能耗高、效益低、环境污

染严重等问题，实现了大型化、规模化生产，大大提高

榆林煤低温于馏的技术装备水平，实现了大型化、自

动化、高效化，使兰炭生产真正得到了各相关部门的

认可，可被列为“第二代兰炭生产技术”。

2兰炭生产新技术开发

兰炭生产虽然近年来取得了很大进步，但还有

一些技术问题有待进一步研究解决。

目前尚存在3

个方面的问题:

一是目前低温干馏仍主要采用炉内

空气和煤气燃烧加热的方式，燃烧废气混人了煤气

中，既降低了煤气的热值，增大了净化系统的处理

压力，而且不利于综合利用;二是采用水盆浸泡熄焦

的方式，水和热耗量大，且产品水分含量高，废水处理

难度大;三是粉煤和兰炭碎屑仍未合理利用。

这些仍

然是大型清洁兰炭生产新工艺迫切需要解决的问题，

这些问题的解决将使现行的兰炭生产技术得到全面

提升，可被称为“第三代兰炭生产技术”。

2.1低温富氧干馏技术

提高低热值煤气循环利用效率主要有2个方

面:

一是与高效率的低热值煤气消耗部门（如金属

镁生产）有效对接;二是改进现有干馏工艺，提高煤

气质量，为化工产品方向的应用奠定基础。

随着制氧技术的不断发展，富氧技术这些年在

冶金、化工领域获得了大量应用。

富氧干馏就是利

用先进的制氧技术，以氧气替代空气，改变现行低

温干馏采用空气助燃带来的煤气热值低，产出量大

及后续的综合利用问题[4J。

研究表明:

（1）采用富氧干馏相关技术后，可在不改变现

行低温干馏炉结构的情况下，用富氧甚至全氧代替

空气，炉况稳定、可调、易控。

（2）通过富氧干馏，可大幅度提高煤气有效成

分，降低氮含量，提高煤气热值。

煤气中的氮含量

可由原来的50.1%降低到5.85%左右，热值可由原

来的6.79MJ/m，提高到14.21MJ/m3，是空气助燃

干馏的2倍以上。

（3）富氧干馏煤气可为过程煤气的综合利用，

尤其是作为下游化工产品等的高效利用奠定基础。

（4）煤气放散量大大降低，减少约3/40

富氧干馏是在现有的空气助燃低温干馏炉上

进行的，过程稳定、可调，证明了富氧干馏成套技术

对现行工艺及设备的适用性。

富氧干馏成套技术

基本具备工业化应用的条件。

低温富氧干馏生产

工艺如图2所示。

净煤气

富余净煤气

图2低温富氧干馏生产工艺流程示意

2.2低温干馏干熄焦技术

干法熄焦（CDQ）简称干熄焦，是相对于湿熄焦

而言，采用惰性气体熄灭赤热焦炭的一种熄焦方

法，是一项被较广泛应用的节能技术〔’〕。

干熄焦技

术是利用冷的惰性气体，在干熄炉中与赤热红焦换

热从而冷却红焦，吸收了红焦热量的惰性气体将热

量传给干熄焦锅炉产生蒸汽，被冷却的惰性气体再

由循环风机鼓人干熄炉冷却红焦。

干法熄焦有利

于提高焦炭质量，特别是在提高焦炭强度和降低水

分方面，效果更加明显。

干熄法提高了焦炭成熟

度，减少了微裂纹的产生，改善了内部结构，抗碎强

度MQ。

提高6%左右，耐磨强度鱿。

降低14%左右，

焦炭水分降低5%左右。

偷林的兰炭生产目前的主体工艺采用水盆浸

泡熄焦。

根据相关的测算，生产兰炭水耗为

192k群t，成品兰炭水的质量分数取20%（抽样统计