现代煤化工技术手册

本书特色

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《现代煤化工技术手册》为一部关于现代煤化工技术和发展的，具有科学性、前瞻性和实用性的大型手册，已延续三版。第三版共分9篇53章，全面介绍了自2011年以来我国现代煤化工在技术创新驱动下，大型工程化示范、重大装备制造、新技术、新产品开发、生产安全、环境保护与“三废”治理、煤炭清洁高效转化多联产技术、系统优化设计、节能减排、降低生产成本等诸多方面取得的一批突破性的成果。第三版在第二版的基础上新增内容36项，这些新技术、新产品开发成果，对我国煤炭清洁高效开发利用、拓展现代煤化工新领域、实施油气替代战略、改善生态环境将起到积极的推动作用。

本手册可供从事煤炭、煤化工领域的科研、设计、生产的工程技术人员使用，也可供高等院校相关专业的师生参考。

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内容简介

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1.第三版新增煤气化技术10项、煤热解技术9项、新技术新产品12项、废水处理零排放技术3项、煤油气碳氢互补多联产1项、固废煤灰中提取稀土元素1项，介绍了具有代表性和潜力优势的新技术发展方向和研发进度以求较全面反映近年现代煤化工技术成果；

2.删减已淘汰的落后技术和产品，如间歇式固定床煤气化技术、型煤及制造技术等；删除《煤的燃烧》和《煤化工仪表与自控》篇，缩编《煤炭储运、洗选与加工》篇80%的内容，以突出现代煤化工技术的介绍；简化各项技术和产品发展沿革、简化物料平衡、热量平衡计算过程，删除计算过程数学模型等，取舍有度，择优而用；

3.《现代煤化工技术手册》第三版共9篇53章、270余万字，具科学性、前瞻性和实用性，是业界一部难得的关于现代煤化工技术和发展的参考文献和案头手册。

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目录

**篇绪论**章煤炭在能源中的地位 ／ 2**节世界能源状况及发展趋势 ／ 2一、世界能源储量及消费量 ／ 2二、世界能源发展趋势 ／ 3三、CO2排放量 ／ 3第二节中国能源结构及需求预测 ／ 4一、煤炭在中国能源和经济发展中的重要地位 ／ 4二、中国一次能源生产量及构成 ／ 4三、中国化石能源储量 ／ 4四、中国一次能源消费量及需求量预测 ／ 5第三节煤炭利用现状及存在的问题 ／ 6一、煤炭利用的现状 ／ 6二、煤炭利用存在的问题 ／ 7第二章现代煤化工及洁净煤技术 ／ 8**节洁净煤技术 ／ 8一、可持续发展与环境 ／ 8二、洁净煤技术的重要性 ／ 9三、洁净煤技术包括的领域 ／ 9第二节煤焦化技术 ／ 10一、煤焦化主要产品 ／ 10二、焦炭产量 ／ 10三、技术进展 ／ 11四、煤热解干馏技术 ／ 11五、中低温煤焦油加工 ／ 12第三节煤气化技术 ／ 12一、煤气化的应用及重要性 ／ 12二、煤气化技术现状及发展趋势 ／ 13三、中国煤气化技术开发应用状况 ／ 16第四节煤炭液化技术 ／ 17一、概述 ／ 17二、煤炭直接液化技术 ／ 17三、煤炭间接液化技术 ／ 20四、煤炭液化的综合评价 ／ 23五、煤油共炼技术 ／ 24六、煤炭液化“十三五”规划 ／ 25第三章现代煤化工重点产品 ／ 26**节甲醇制烯烃 ／ 26一、MTO(methanol to olefin)技术 ／ 26二、MTP(methanol to propylene)技术 ／ 28三、中国MTP工业化示范项目 ／ 29第二节煤制乙二醇 ／ 31一、中国乙二醇需求增长很快 ／ 31二、煤基乙二醇技术开发现状 ／ 31第三节煤制天然气 ／ 33一、煤制天然气技术概况 ／ 33二、甲烷化催化剂 ／ 34三、煤制天然气工艺过程 ／ 35四、煤制天然气成本 ／ 35五、煤制天然气建设项目 ／ 35六、科学发展煤制天然气 ／ 36第四节煤基醇醚燃料 ／ 37一、醇醚燃料开发应用现状 ／ 37二、煤基甲醇汽油 ／ 37三、二甲醚燃料 ／ 38第四章现代煤化工发展模式 ／ 41**节南非Sasol F-T合成模式 ／ 41第二节新西兰Methanex模式 ／ 42第三节德国鲁奇公司GTC-MTP模式 ／ 42第四节Shell合成气园(Syngas Park)模式 ／ 43第五节煤炭、化工、冶金多联产模式 ／ 44第六节21世纪能源系统展望 ／ 44第七节榆林煤热解多联产模式 ／ 45第八节延长石油集团煤、油、气碳氢互补模式 ／ 46第九节煤化工产品链 ／ 46第五章现代煤化工技术示范项目简介 ／ 49**节综述 ／ 49一、现代煤化工技术示范取得突破性进展 ／ 49二、“十三五”现代煤化工发展目标 ／ 50三、现代煤化工的重要性 ／ 50四、技术创新积极推进 ／ 50五、“十三五”现代煤化工重大技术创新任务 ／ 52六、建设项目资源利用效率主要指标 ／ 53第二节煤气化技术 ／ 53一、“十二五”期间我国煤气化技术的新进展 ／ 53二、新型煤气化炉投入工业化运行 ／ 54第三节煤液化制油技术 ／ 55第四节煤(甲醇)制烯烃技术 ／ 56第五节煤制乙二醇 ／ 57第六节煤制乙醇 ／ 58一、煤基乙醇生产五种主要技术路线 ／ 58二、合成气制乙醇技术 ／ 58三、乙酸酯化加氢制乙醇技术 ／ 58四、10×104/a乙醇工业化示范项目 ／ 58第七节煤制天然气 ／ 59一、煤制天然气技术 ／ 59二、大型工程化示范项目 ／ 59三、无循环甲烷化工艺技术 ／ 60四、两段式合成气甲烷化技术 ／ 60五、煤制合成天然气国家标准 ／ 60六、“十三五”规划新建5个煤制天然气示范项目 ／ 60第八节煤制芳烃 ／ 60一、煤制芳烃技术开发 ／ 61二、工业化试验成果 ／ 61第九节新型电石乙炔制乙烯 ／ 61一、技术特点 ／ 61二、生产工艺过程 ／ 61三、示范项目 ／ 61第十节煤制聚甲氧基二甲醚技术 ／ 62一、技术发展现状 ／ 62二、物料及动力消耗 ／ 62三、示范项目规划 ／ 62第十一节低阶煤中低温热解技术 ／ 62一、低阶煤热解新技术成果 ／ 63二、存在的主要问题 ／ 63三、“十三五”发展规划 ／ 63第十二节甲醇制丁烯联产丙烯技术 ／ 64一、技术特点 ／ 64二、试验装置考核结果 ／ 64参考文献 ／ 64第二篇煤炭性质及水煤浆制备**章煤的组成和性质 ／ 66**节煤的组成 ／ 66一、煤的工业分析 ／ 66二、煤的元素组成和元素分析 ／ 68三、煤中的硫 ／ 69四、煤中矿物质的特性 ／ 70五、煤质分析中的基准及不同基准间的换算 ／ 74第二节煤的化学性质 ／ 76一、煤的氧化 ／ 76二、煤的加氢 ／ 77三、煤的其他化学性质 ／ 78第三节煤的工艺性质 ／ 78一、煤的发热量 ／ 78二、煤的热解 ／ 79三、煤的黏结性和结焦性 ／ 85四、煤的铝甑低温干馏试验 ／ 90五、褐煤的苯萃取物产率(EB) ／ 90第四节煤炭分类 ／ 90一、中国煤炭分类的完整体系 ／ 90二、国际煤炭分类 ／ 95第五节中国煤炭资源分布和煤质概况 ／ 95一、煤炭资源分布概况 ／ 95二、煤质概况 ／ 96参考文献 ／ 99第二章水煤浆制备 ／ 100**节概况 ／ 100一、水煤浆的物性与用途 ／ 100二、中国水煤浆制备技术的开发 ／ 101三、水煤浆制备技术概要 ／ 101第二节制浆用煤的选择 ／ 102一、用户对煤质的要求 ／ 102二、煤炭成浆性 ／ 102第三节水煤浆的粒度分布 ／ 104一、堆积效率与粒度分布间的关系 ／ 104二、水煤浆粒度分布的测试方法 ／ 109第四节水煤浆添加剂 ／ 111一、分散剂 ／ 112二、稳定剂 ／ 117三、其他辅助添加剂 ／ 117第五节水煤浆制浆工艺 ／ 118一、制浆工艺主要环节与功能 ／ 118二、干法制浆工艺 ／ 118三、干、湿法联合制浆工艺 ／ 119四、高浓度磨矿制浆工艺 ／ 119五、中浓度磨矿制浆工艺 ／ 120六、高、中浓度磨矿级配制浆工艺之一 ／ 120七、高、中浓度磨矿级配制浆工艺之二 ／ 121八、高、中浓度磨矿级配制浆工艺之三 ／ 121九、结合选煤厂的制浆工艺 ／ 122第六节主要设备 ／ 122一、破碎设备 ／ 122二、磨机选型 ／ 124三、球(棒)磨机运行参数的选择计算 ／ 128四、球(棒)磨机功率与制浆能力计算 ／ 131五、搅拌设备 ／ 133六、泵送设备 ／ 137七、滤浆设备 ／ 138第七节提高水煤浆浓度新技术 ／ 139一、制浆磨煤粒度分布 ／ 139二、磨煤机选择 ／ 139三、水煤浆浓度 ／ 139四、经济效果 ／ 139参考文献 ／ 139第三篇煤炭的气化技术**章煤炭气化的物理化学基础及气化技术分类 ／ 142**节煤炭气化过程中煤的热解及气化反应 ／ 142一、煤炭气化过程中煤的热解 ／ 142二、气化过程中的气化反应 ／ 147第二节气化反应的化学平衡与热效应 ／ 149一、化学反应热效应与平衡常数 ／ 149二、碳与氧间的化学平衡与热效应 ／ 155三、碳与蒸汽间的化学平衡与热效应 ／ 157四、甲烷生成反应的化学平衡与热效应 ／ 158第三节气化反应动力学 ／ 160一、煤炭气化反应的历程 ／ 160二、碳的氧化反应 ／ 161三、水蒸气与碳的反应 ／ 163四、氢气与碳的反应 ／ 164五、气化生产过程的强化措施 ／ 166第四节煤炭气化技术分类 ／ 166一、世界各国主要分类方法 ／ 166二、煤气的热值及计算方法 ／ 168参考文献 ／ 170第二章碎煤固定层加压气化 ／ 171**节加压气化原理与气化过程计算 ／ 171一、加压气化原理 ／ 171二、加压气化的实际过程 ／ 172三、煤种及煤的性质对加压气化的影响 ／ 174四、鲁奇加压气化炉气化过程计算 ／ 178第二节气化过程的物料衡算 ／ 179第三节气化过程的热量衡算 ／ 180第四节加压气化操作条件及主要气化指标 ／ 183一、操作条件分析 ／ 183二、主要气化指标 ／ 187第五节鲁奇加压气化炉炉型构造及工艺流程 ／ 188一、几种炉型介绍 ／ 188二、碎煤加压气化炉在中国的应用及工艺流程 ／ 191第六节碎煤加压气化工艺污水处理 ／ 196一、煤气水中焦油、轻油的回收 ／ 196二、酚和氨的回收 ／ 197三、废水生化处理 ／ 200四、生化处理工程实例 ／ 202第七节BGL煤气化技术 ／ 204一、技术发展沿革 ／ 204二、基本原理、技术特点及专利 ／ 204三、工艺流程说明 ／ 205四、主要设备 ／ 207五、消耗定额 ／ 209六、工程化业绩 ／ 210七、中煤图克BGL气化炉运行数据 ／ 211八、焦炭为原料的BGL气化炉运行指标预测 ／ 212参考文献 ／ 213第三章流化床煤气化 ／ 214**节概述 ／ 214第二节工艺过程特性 ／ 216一、过程特点 ／ 216二、反应特性 ／ 216三、流体力学条件 ／ 217四、床内传热 ／ 220五、对原料的要求 ／ 221第三节高温温克勒(HTW)煤气化技术 ／ 221一、HTW煤气化技术特点 ／ 221二、HTW煤气化中试装置及工业示范装置 ／ 222三、HTW煤气化工艺流程简述 ／ 223四、两种温克勒气化炉技术数据对比 ／ 223五、HTW气化炉物料及能量平衡计算 ／ 224第四节灰熔聚流化床煤气化技术 ／ 225一、概述 ／ 225二、灰熔聚流化床煤气化技术特点 ／ 225三、美国U-gas煤气化技术 ／ 225四、中国ICC灰熔聚流化床煤气化技术 ／ 229五、KRW灰团聚流化床煤气化技术 ／ 233六、灰黏聚流化床多元气化剂煤气化技术 ／ 236七、CAGG灰熔聚流化床粉煤气化技术 ／ 237第五节循环流化床(CFB)煤气化技术 ／ 242一、CFB工艺特点 ／ 242二、德国鲁奇公司CFB煤气化技术 ／ 243第六节恩德炉粉煤气化技术 ／ 245第七节中科循环流化床双床气化技术 ／ 247一、概述 ／ 247二、技术特点 ／ 247三、技术原理 ／ 248四、工艺装置构成 ／ 248五、工艺流程简介 ／ 249六、煤气组成 ／ 250七、小结 ／ 250第八节SGT煤气化技术 ／ 251一、概述 ／ 251二、技术特点 ／ 251三、气化炉结构 ／ 251四、运行技术指标 ／ 252五、工业化应用 ／ 252第九节碳分子气化燃烧新技术 ／ 252一、概述 ／ 252二、碳分子气化燃烧技术科学概念 ／ 253三、碳分子气化燃烧技术市场前景及效益 ／ 253四、应用实例及效益 ／ 254第十节国内外流化床气化装置一览 ／ 255参考文献 ／ 256第四章干法气流床煤的气化 ／ 257**节概述 ／ 257一、气流床气化的特点及分类 ／ 257二、干法气流床气化技术发展概况及前景 ／ 259第二节加压气流床粉煤气化(Shell炉) ／ 261一、概述 ／ 261二、Shell煤气化原理 ／ 262三、原料要求 ／ 262四、工艺流程及主要设备 ／ 264五、工艺及操作特性分析 ／ 266六、工艺技术特性及消耗定额 ／ 270七、环境评价 ／ 271第三节Prenflo煤气化工艺 ／ 272一、Prenflo中试装置 ／ 272二、Prenflo工业示范试验 ／ 274三、Prenflo气化IGCC示范电厂运行概况 ／ 276第四节科林粉煤气化技术(CCG) ／ 277一、技术来源及技术开发背景 ／ 277二、CCG技术介绍 ／ 277三、CCG气化炉的应用业绩 ／ 282第五节两段式干煤粉加压气化炉 ／ 282一、开发历程 ／ 282二、技术特点 ／ 283三、工业应用实例 ／ 286第六节航天粉煤加压气化技术 ／ 287一、概述 ／ 287二、主要工艺流程 ／ 287三、关键设备：气化炉及烧嘴 ／ 289四、控制技术 ／ 290五、安全、环保 ／ 290六、示范装置建设及开车情况 ／ 291七、市场推广情况 ／ 292第七节SE-东方炉粉煤气化技术 ／ 293一、技术背景及意义 ／ 293二、技术特点 ／ 293三、技术优势 ／ 294四、SE粉煤气化示范装置运行性能 ／ 295五、技术推广应用 ／ 297第八节西门子GSP煤气化技术 ／ 298一、概述 ／ 298二、气化技术特点及工艺流程 ／ 298三、技术优势 ／ 300四、工程应用案例 ／ 301五、*佳运行案例 ／ 301第九节R-GAS煤气化技术 ／ 302一、概述 ／ 302二、技术特点 ／ 303三、工艺流程 ／ 303四、中试装置运行情况 ／ 304五、工程应用案例 ／ 304第十节TRIG输运床气化技术 ／ 304一、概述 ／ 304二、技术特点 ／ 304三、技术优势 ／ 305四、工艺流程 ／ 306五、煤种适应性 ／ 307六、主要技术参数 ／ 307七、建设及运行案例 ／ 308参考文献 ／ 308第五章湿法气流床加压气化 ／ 310**节国内外水煤浆气化技术开发概况 ／ 311一、美国德士古发展公司水煤浆气化技术开发历程 ／ 311二、联邦德国RCH/RAG工业试验装置 ／ 312三、美国田纳西伊斯曼化学公司气化装置 ／ 312四、美国冷水电站工厂气化装置 ／ 313五、日本宇部合成氨厂气化装置 ／ 314六、联邦德国SAR气化装置 ／ 315七、美国陶氏化学气化装置 ／ 315八、美国Tampa联合循环发电水煤浆气化装置 ／ 316九、中国水煤浆气化技术发展状况 ／ 317十、国内外水煤浆气化装置概况一览 ／ 321第二节水煤浆气化技术煤种的评价 ／ 323一、煤种的实验室评价及原料煤种的选择 ／ 323二、煤种试烧 ／ 329三、气化性能指标 ／ 329第三节水煤浆气化装置工艺流程类型及主要设备介绍 ／ 329一、气化流程类型 ／ 330二、主要设备介绍 ／ 331三、气化炉炉膛温度及表面温度测量 ／ 334第四节煤气化过程的物料热量衡算 ／ 336一、气化反应过程描述 ／ 336二、炉膛气化过程的计算方法 ／ 337三、典型气化装置工艺数据 ／ 339第五节气化炉的耐火材料 ／ 341一、气化炉用耐火材料的要求 ／ 341二、水煤浆气化炉耐火衬里结构及材料 ／ 342三、国内耐火材料的发展及应用 ／ 346四、耐火材料的施工砌筑及养护 ／ 347第六节“清华炉” (晋华炉)煤气化技术 ／ 348一、概述 ／ 348二、气化技术特点 ／ 348三、气化工艺流程 ／ 349四、技术优势 ／ 350五、晋华炉废热锅炉流程72h考核运行数据 ／ 351六、技术特点参数 ／ 351七、工程应用情况 ／ 352第七节GE辐射废锅气化技术 ／ 353一、概述 ／ 353二、整体工艺特点 ／ 354三、技术特点参数 ／ 355四、工程应用案例 ／ 355五、总结 ／ 356第八节E-GAS煤气化技术 ／ 356一、概述 ／ 356二、技术特点 ／ 356三、工艺流程简述 ／ 356四、运行指标 ／ 357五、应用业绩 ／ 358第九节多元料浆新型气化技术 ／ 358一、多元料浆气化技术的开发沿革 ／ 358二、多元料浆气化工艺过程简述 ／ 360三、多元料浆气化关键技术 ／ 362四、多元料浆气化技术特点 ／ 362五、多元料浆气化工艺装置消耗 ／ 363六、多元料浆气化装置产能与置 ／ 364第十节煤与天然气共气化技术 ／ 365一、概述 ／ 365二、煤与天然气共气化技术优势 ／ 365三、技术原理及共气化反应 ／ 366四、工艺技术说明 ／ 366五、核心设备 ／ 368六、开车安全控制方案 ／ 368七、工艺示范装置运行消耗指标 ／ 369八、粗煤气组成 ／ 369参考文献 ／ 369第六章多喷嘴对置式水煤浆气化技术 ／ 371**节技术简介及示范装置 ／ 371一、工艺技术原理 ／ 371二、气化机理模型 ／ 372三、工业示范装置 ／ 372第二节气化炉大型化技术 ／ 374一、气化装置界区 ／ 374二、气化过程简述 ／ 374三、不同规模气化炉运行参数 ／ 376四、大型化气化炉示范项目 ／ 376五、走出国门，成为国际主流气化技术之一 ／ 376六、气化炉重大改进成果 ／ 377第三节技术推广应用情况 ／ 378参考文献 ／ 378第七章地下煤气化 ／ 379**节概述 ／ 379第二节煤炭地下气化的原理及方法 ／ 380一、煤炭地下气化化学反应原理 ／ 380二、煤炭地下气化工艺和方法 ／ 381第三节煤炭地下气化过程管理与控制 ／ 384一、气化炉冷态试验 ／ 384二、气化炉点火 ／ 385三、空气连续气化工艺 ／ 386四、两阶段气化工艺 ／ 386五、富氧水蒸气气化工艺 ／ 387六、辅助气化工艺 ／ 388七、燃空区充填 ／ 389第四节煤炭地下气化工程实例 ／ 389一、徐州马庄煤矿煤炭地下气化工程 ／ 389二、徐州新河二号井煤炭地下气化工程 ／ 390三、唐山刘庄煤矿煤炭地下气化工程 ／ 392四、山东孙村煤矿煤炭地下气化工程 ／ 393五、国内其他工程 ／ 394六、澳大利亚煤地下气化 ／ 395第八章煤制代用天然气 ／ 397**节概述 ／ 397一、煤制天然气(SNG)的意义 ／ 397二、国内外煤制天然气发展概况 ／ 397第二节煤制天然气(SNG)技术 ／ 402一、概述 ／ 402二、甲烷化工艺 ／ 403三、ICI甲烷合成工艺 ／ 406四、丹麦托普索TREMPTM技术 ／ 407五、美国巨点能源公司蓝气(BluegasTM)技术 ／ 409第三节催化剂 ／ 410一、甲烷合成催化剂概况 ／ 410二、耐热性合成甲烷催化剂 ／ 413三、耐硫性甲烷化催化剂 ／ 415第四节煤制天然气技术示范 ／ 415一、甲烷化工艺的发展 ／ 415二、甲烷合成原料气的生产 ／ 416三、合成甲烷 ／ 419四、甲烷合成催化剂 ／ 420五、合成天然气脱水 ／ 421六、天然气压缩 ／ 421七、合成甲烷工艺流程 ／ 422八、合成天然气关键设备 ／ 423九、产品产量、组成及副产品量 ／ 425十、原材料气消耗量及组成 ／ 426十一、公用物料消耗定额 ／ 426十二、合成天然气能效 ／ 426十三、三废排放 ／ 427十四、示范项目 ／ 427第五节合成气无循环甲烷化技术(NRMT) ／ 428一、概述 ／ 428二、工艺原理 ／ 428三、原料气要求 ／ 428四、工艺流程 ／ 428五、产品规格 ／ 430六、技术特点 ／ 430七、技术研发 ／ 430参考文献 ／ 433第四篇煤炭的热解与焦化**章概述 ／ 436**节低阶煤中低温热解特性及优势 ／ 436一、低阶煤结构 ／ 436二、低阶煤性质 ／ 436三、煤热解过程概述 ／ 437四、煤热解过程中的化学反应 ／ 438五、低阶煤分布 ／ 440六、低阶煤中低温热解的优势 ／ 440第二节低阶煤中低温热解技术沿革及研发进展 ／ 441一、技术沿革 ／ 441二、技术分类及发展现状 ／ 444三、研发方向 ／ 455第三节低阶煤中低温热解分质利用产业发展前景 ／ 455一、低阶煤储量及分布 ／ 455二、分质利用优势 ／ 455三、技术工业化示范状况 ／ 456四、分质利用产业链及示范项目 ／ 457五、低阶煤分质利用产业发展前景 ／ 459
参考文献 ／ 459第二章低阶煤热解技术及项目示范 ／ 460**节煤热解动力学 ／ 460一、煤热解的物理化学过程 ／ 460二、煤的热解动力学 ／ 461第二节固体热载体煤热解技术 ／ 461一、工艺流程 ／ 461二、产品方案 ／ 462三、产品分析数据 ／ 463四、主要设备 ／ 463五、原煤及动力消耗 ／ 463六、能耗及热能效率 ／ 463第三节固体热载体煤快速热解技术(SM-SP) ／ 464一、概述 ／ 464二、技术特点 ／ 464三、工艺流程简述 ／ 465四、运行考核数据 ／ 465五、原料煤及产品分析数据 ／ 465六、SM-SP 120×104t/a示范项目建议书 ／ 466第四节低阶粉煤回转热解制取无烟煤技术 ／ 466一、概述 ／ 466二、技术特点 ／ 467三、工艺流程 ／ 467四、考核标定结果 ／ 467五、应用前景 ／ 468第五节GF低阶煤热解技术 ／ 468一、技术研发过程 ／ 468二、基本原理、技术特点 ／ 468三、工艺流程简述 ／ 469四、产品产量及规格 ／ 470五、主要设备 ／ 473六、GF国富炉的操作条件 ／ 474七、消耗定额及能耗 ／ 474八、工程应用案例 ／ 475第六节煤气化热解一体化技术(CGPS) ／ 477一、概述 ／ 477二、技术特点 ／ 477三、装置运行数据 ／ 477四、考核结果 ／ 478五、工程方案 ／ 478第七节低阶煤旋转床热解技术 ／ 478一、概述 ／ 478二、技术特点 ／ 478三、建设规模及产品方案 ／ 479四、工艺流程及产品分析 ／ 479五、装置运行情况 ／ 480六、考核标定结果 ／ 480第八节固体热载体粉煤低温快速热解技术 ／ 480一、概述 ／ 480二、技术特点 ／ 480三、工艺原理 ／ 481四、工艺流程简述 ／ 481五、考核标定结果 ／ 482第九节粉煤热解-气化一体化技术(CCSI) ／ 483一、概述 ／ 483二、技术特点 ／ 483三、工艺流程 ／ 483四、考核标定结果 ／ 484五、物料及动力消耗 ／ 484六、示范项目 ／ 485第十节真空微波煤热解技术 ／ 485一、概述 ／ 485二、试验装置 ／ 485三、技术特点 ／ 485四、煤热解(中试)运行数据 ／ 485五、工程应用案例 ／ 486第十一节蓄热式下行床低阶煤快速热解技术 ／ 486一、概述 ／ 486二、中试装置规模及工艺过程 ／ 486三、72h标定考核条件及结果 ／ 487四、标定考核结论 ／ 487第十二节外热式回转炉粉煤热解技术 ／ 488一、技术研发历程 ／ 488二、技术特点 ／ 488三、装置组成 ／ 488四、工艺流程及核心设备 ／ 488五、150万吨/年装置运行指标 ／ 489六、500万吨/年煤热解投资估算及经济分析 ／ 491第三章低温煤焦油加工技术 ／ 492**节概述 ／ 492第二节低温煤焦油加氢技术原理及特点 ／ 492一、煤焦油加氢改质过程的主要化学反应 ／ 492二、低温煤焦油加氢改质技术特点 ／ 494三、低温煤焦油加氢改质催化剂体系 ／ 495第三节煤焦油加氢工艺技术路线 ／ 495一、中低温煤焦油加氢技术路线 ／ 495二、中低温煤焦油加氢工艺流程及说明 ／ 496第四节中低温煤焦油加氢产品方案 ／ 498一、产品分布 ／ 498二、产品性质 ／ 498第五节中低温煤焦油加氢反应的主要设备及操作条件 ／ 500一、主要设备及说明 ／ 500二、操作条件 ／ 501三、开发过程 ／ 502第六节原材料、动力消耗定额 ／ 502一、原材料 ／ 502二、动力消耗 ／ 503第四章低温煤焦油加工示范项目 ／ 504**节天元化工50×104t/a焦油加工示范项目 ／ 504一、概述 ／ 504二、工艺生产装置单元组成 ／ 504三、生产工艺过程 ／ 504四、产品方案 ／ 505五、运行指标 ／ 505六、投资及经济效益 ／ 506七、“十三五”发展规划 ／ 506第二节富油能源科技公司12×104t/a焦油加工示范项目(FPG) ／ 506一、概述 ／ 506二、产品方案 ／ 506三、工艺过程及技术创新 ／ 507四、运行情况及消耗定额 ／ 507五、总投资及经济效益 ／ 508第三节MCT超级悬浮床加氢技术示范项目 ／ 508一、MCT超级悬浮床加氢工艺流程和原理 ／ 508二、影响悬浮床反应的主要因素 ／ 509三、MCT悬浮床加氢工艺技术参数 ／ 511四、悬浮床加工原料及产品性质 ／ 513五、MCT悬浮床加氢技术关键设备(悬浮床冷壁反应器) ／ 517六、MCT悬浮床加氢工业示范装置能耗和技术经济指标 ／ 518七、结论 ／ 519第五章循环流化床煤热电气焦油多联产技术 ／ 521**节概述 ／ 521第二节浙江大学循环流化床热电气焦油多联产技术 ／ 523一、多联产技术基本工艺流程 ／ 523二、循环流化床热电气焦油多联产技术 ／ 523第三节12MW烟煤循环流化床热电气焦油多联产示范装置 ／ 525一、设计燃料及设计参数 ／ 525二、12MW循环流化床煤热电气焦油多联产示范装置系统说明 ／ 526三、主要系统和设备 ／ 528四、12MW热电气焦油多联产示范装置的运行特性 ／ 530第四节陕西煤业化工集团煤热解多联产项目 ／ 534一、概述 ／ 534二、神木清水园区煤油气化多联产示范项目 ／ 535参考文献 ／ 536第五篇煤炭直接液化**章煤直接液化的基本原理 ／ 539**节煤的分子结构与适宜直接液化的煤种 ／ 539一、煤的大分子结构模型 ／ 539二、适宜直接液化的煤种 ／ 541三、煤种液化特性评价试验 ／ 542第二节煤的直接液化反应机理和反应模型 ／ 545一、反应机理 ／ 545二、反应模型 ／ 546第三节煤直接液化循环溶剂的作用和特点 ／ 546一、煤炭加氢液化过程中溶剂的作用 ／ 546二、循环溶剂的选择 ／ 546第四节煤直接液化催化剂 ／ 547一、廉价可弃性催化剂 ／ 548二、高价可再生催化剂(Mo、Ni-Mo等) ／ 549三、助催化剂 ／ 549四、超细高分散铁系催化剂 ／ 549第五节煤的溶剂抽提 ／ 550参考文献 ／ 551第二章煤炭直接液化工艺 ／ 552**节基本工艺过程 ／ 552第二节煤直接液化单段工艺 ／ 553一、溶剂精炼煤法(SRC-Ⅰ和SRC-Ⅱ工艺) ／ 553二、埃克森供氢溶剂法(EDS工艺) ／ 557三、氢煤法(H-Coal工艺) ／ 559四、IGOR 工艺 ／ 562五、NEDOL工艺 ／ 564六、熔融氯化锌催化液化工艺 ／ 568七、苏联低压液化工艺 ／ 569第三节煤直接液化两段工艺 ／ 571一、催化两段液化工艺(CTSL工艺) ／ 571二、HTI工艺 ／ 572三、Kerr-McGee工艺 ／ 574四、褐煤液化工艺(BCL) ／ 576五、Pyrosol工艺 ／ 579六、液体溶剂萃取工艺(LSE) ／ 581第四节煤油共处理 ／ 582一、日本通产省的MarkⅠ和MarkⅡ共处理工艺 ／ 583二、Cherry-P工艺 ／ 583三、溶剂分离工艺 ／ 583四、Mobil共处理工艺 ／ 583五、Pyrosol共处理工艺 ／ 584六、Chevron共处理工艺 ／ 584七、Lummus Crest共处理工艺 ／ 584八、Alberta Research Council共处理工艺 ／ 584九、CANMET共处理工艺 ／ 585十、Rheinbraun共处理工艺 ／ 585十一、TUC共处理工艺 ／ 585十二、UOP煤浆-催化共处理工艺 ／ 585十三、HRI共处理工艺 ／ 586参考文献 ／ 586第三章液化油提质加工 ／ 588**节煤液化粗油的性质 ／ 589第二节液化粗油提质加工研究 ／ 592一、煤液化石脑油馏分的加工 ／ 592二、煤液化中油的加工 ／ 592三、煤液化重油的加工 ／ 595第三节液化粗油提质加工工艺 ／ 597一、日本的液化粗油提质加工工艺 ／ 597二、中国的液化粗油提质加工工艺 ／ 599第四节煤液化残渣的利用 ／ 601参考文献 ／ 602第四章煤直接液化主要设备 ／ 603**节高压煤浆泵 ／ 603第二节煤浆预热器 ／ 603第三节反应器 ／ 604一、反应器概述 ／ 604二、反应器的模拟 ／ 605三、反应器的工程放大 ／ 606第四节减压阀 ／ 607参考文献 ／ 608第五章中国煤直接液化的研究与开发 ／ 609**节适合加氢液化煤种的筛选与评价 ／ 609第二节催化剂的筛选与开发 ／ 611第三节煤液化油的提质加工 ／ 614一、煤液化油的加氢精制 ／ 614二、精制液化油的重整与催化裂化 ／ 616第四节煤油共炼 ／ 617第五节煤、油共炼(y-cco)工业示范项目 ／ 619一、概述 ／ 619二、技术创新点 ／ 619三、工艺流程 ／ 620四、项目建设规模及总投资 ／ 620五、生产装置组成 ／ 621六、原料及油品分析 ／ 621七、考核标定结果(72h平均值) ／ 622八、应用范围及发展前景 ／ 623第六节煤直接液化示范厂可行性研究 ／ 623第六章神华集团煤直接液化示范项目 ／ 624**节技术原理及特点 ／ 624一、采用人工合成高效液化催化剂 ／ 624二、溶剂全部采用预加氢的供氢性溶剂 ／ 625三、反应器采用内循环悬浮床 ／ 626四、固液分离采用减压蒸馏 ／ 626五、溶剂加氢采用强制循环悬浮床反应器 ／ 626六、神华煤直接液化工艺的先进性 ／ 627第二节工艺流程及说明 ／ 627第三节主要设备及说明 ／ 629一、强制循环悬浮床反应器 ／ 629二、煤制氢设备 ／ 630三、空分装置 ／ 630第四节开发过程 ／ 631一、BSU装置和运行 ／ 631二、工艺包及基础设计 ／ 632三、工艺技术成果鉴定 ／ 632四、工艺试验装置 ／ 632第五节工业示范项目建设规模及原材料、动力消耗 ／ 633一、建设规模 ／ 633二、原材料、动力消耗定额 ／ 633第六节三废处理方法 ／ 633一、酸性水处理方案 ／ 633二、油灰渣处理方案 ／ 634第七节工业示范项目运行情况 ／ 635一、示范项目建设 ／ 635二、产品方案 ／ 635三、装置运行情况 ／ 635四、消耗指标(以1t油品计) ／ 635五、投资及效益 ／ 636第六篇煤炭间接液化**章概述 ／ 638**节发展历史 ／ 638一、F-T合成 ／ 638二、F-T合成的历史 ／ 638第二节经典F-T合成的特点 ／ 640一、F-T合成产品的分布与组成 ／ 640二、F-T合成反应的热力学特征 ／ 641第三节煤间接液化研究进展 ／ 641一、新型钴催化剂开发研究 ／ 641二、F-T合成新工艺开发 ／ 642三、国内F-T合成研究现状 ／ 642第四节煤间接液化的发展前景 ／ 643一、世界能源结构与特点 ／ 643二、车用燃料的发展趋势与供需情况 ／ 643第二章CO加H2合成液体燃料 ／ 644**节煤间接液化的基本原理 ／ 644一、化学反应过程 ／ 644二、化学反应热力学 ／ 646三、F-T合成反应机理 ／ 649四、F-T合成产物分布特征 ／ 654第二节F-T合成催化剂 ／ 665一、F-T合成催化剂概述 ／ 665二、F-T合成催化剂 ／ 668第三节F-T合成反应器 ／ 673一、F-T合成反应器概述 ／ 673二、F-T合成反应器 ／ 673第四节煤间接液化F-T合成工艺技术与参数 ／ 678一、煤间接液化合成油工艺 ／ 678二、煤间接液化合成工艺参数 ／ 685第五节煤基合成油工艺软件的开发 ／ 688参考文献 ／ 689第三章中国煤基合成油工业技术开发进展 ／ 690**节伊泰煤制油示范项目合成油技术 ／ 690一、合成油工艺技术 ／ 691二、主要技术经济指标 ／ 695三、公用工程 ／ 697四、环境保护 ／ 700五、投资估算 ／ 701六、运行指标 ／ 701第二节兖矿能源科技公司煤间接液化技术 ／ 701一、技术开发过程 ／ 701二、费托合成原理及技术特点 ／ 703三、中试及工业试验结果 ／ 705四、应用前景 ／ 711五、兖矿榆林400×104t/a煤制油示范项目 ／ 714第三节陕西金巢投资公司煤制油技术 ／ 716一、实验室和工业装置试验工作 ／ 716二、金巢合成气制高纯蜡及清洁燃料油技术特点 ／ 716三、实验室研究工作 ／ 717四、工业试验 ／ 721五、三废处理 ／ 734六、工业示范装置考核测试 ／ 735七、工业示范装置试验结论 ／ 736八、总结 ／ 737参考文献 ／ 737第四章合成气费托合成蜡技术 ／ 738**节技术发展沿革 ／ 738第二节费托合成蜡的基本原理、技术特点及专利 ／ 738第三节工艺流程说明、产品规格、工艺流程框图 ／ 740一、工艺流程简述 ／ 740二、合成工段 ／ 740三、轻质烃精分 ／ 741四、重质烃精分 ／ 742五、合成蜡产品规格 ／ 743第四节主要设备和操作条件 ／ 745一、主要设备 ／ 745二、操作条件 ／ 745第五节消耗定额 ／ 746第六节综合能耗 ／ 746第七节工程化业绩 ／ 747第八节山西煤化所10×104t/a费托蜡技术方案 ／ 747一、建设规模 ／ 747二、产品方案 ／ 747三、技术选择 ／ 747四、原料及动力消耗 ／ 747五、项目总投资估算 ／ 748六、初步经济评价 ／ 748第五章神华宁煤400万吨/年煤间接液化示范项目 ／ 749**节示范项目概况 ／ 749一、技术来源及装置建设规模 ／ 749二、示范项目综合指标 ／ 750第二节生产工艺过程 ／ 750一、煤制合成气(CO H2) ／ 750二、费托合成油 ／ 750三、400万吨煤制油工艺流程 ／ 752四、工艺优化 ／ 752第三节示范项目装置组成 ／ 752一、工艺生产装置组成 ／ 752二、主要设备规格表 ／ 752三、公用工程 ／ 754第四节 72h考核标定结果 ／ 754一、标定过程 ／ 754二、考核标定结果 ／ 754三、三废处理 ／ 755第五节科技成果鉴定 ／ 756第七篇煤转化后加工产品**章电石及乙炔 ／ 758**节电石生产 ／ 758一、电石的性质、用途及质量标准 ／ 758二、反应原理及生产流程 ／ 760三、电石生产技术 ／ 762四、国外电石生产技术简况 ／ 770第二节电石-乙炔 ／ 771一、乙炔性质及用途 ／ 771二、电石生产乙炔 ／ 773第三节电石乙炔法制乙烯新工艺 ／ 774一、电石乙炔法技术概述 ／ 774二、工艺技术原理 ／ 775三、工艺流程 ／ 775四、关键技术 ／ 776五、示范项目 ／ 776六、乙炔加氢制乙烯 ／ 777七、在建和运行工程 ／ 779第四节电石的下游产品 ／ 779一、石灰氮 ／ 779二、双氰胺 ／ 780第二章甲醇及下游产品 ／ 782**节甲醇生产 ／ 782一、甲醇的物理及化学性质 ／ 782二、甲醇合成对原料气的要求 ／ 785三、合成甲醇催化剂 ／ 786四、甲醇合成反应原理 ／ 787五、合成甲醇的工业方法 ／ 792六、甲醇合成的工艺技术进展 ／ 800七、甲醇生产特大型化技术 ／ 802第二节甲醇的下游产品 ／ 802一、甲醛及下游产品 ／ 802二、酚醛树脂 ／ 807三、聚甲醛 ／ 809四、季戊四醇 ／ 812五、乌洛托品(六亚甲基四胺) ／ 813第三节醋酸及下游产品 ／ 814一、醋酸生产 ／ 814二、醋酐生产 ／ 818三、醋酸乙烯 ／ 820第四节甲醇单细胞蛋白 ／ 822一、甲醇单细胞蛋白用途 ／ 822二、甲醇蛋白的生产方法 ／ 823三、主要原料和动力消耗 ／ 824第五节甲基叔丁基醚 ／ 825一、用途 ／ 825二、生产工艺方法 ／ 826第六节甲醇制聚甲氧基二甲醚 ／ 828一、聚甲氧基二甲醚的优势及市场前景 ／ 828二、清华大学-山东玉皇甲醇制聚甲氧基二甲醚技术 ／ 828三、一期工程初步经济评价 ／ 830第三章甲醇制低碳烯烃 ／ 831**节序言 ／ 831一、煤化工技术日趋成熟，并实现大型化 ／ 831二、我国烯烃市场前景看好 ／ 831第二节国外甲醇制低碳烯烃 ／ 832一、UOP/Hydro的MTO技术与烯烃裂解的联合技术 ／ 832二、Exxon Mobil公司的MTO技术 ／ 835三、德国Lurgi公司MTP工艺技术 ／ 835第三节大连化物所DMTO技术开发历程 ／ 836一、固定床DMTO技术的研究与开发 ／ 836二、流化床MTO技术的研究与开发 ／ 837三、DO123催化剂的性能及特点 ／ 841四、与国外同期结果的对比 ／ 843第四节甲醇制低碳烯烃(DMTO)工艺技术特点 ／ 844一、甲醇转化为烯烃的反应特征 ／ 844二、甲醇制低碳烯烃(DMTO)工艺技术特点 ／ 845第五节工业化生产的催化剂理化性质 ／ 846第六节甲醇制低碳烯烃(DMTO)试验装置设计基础 ／ 847一、DMTO工艺条件 ／ 847二、DMTO物料平衡 ／ 848三、其他 ／ 848四、推荐进行DMTO工艺工业性试验的主要方案 ／ 849第七节工业试验装置 ／ 850一、工业试验装置概况 ／ 850二、主要工艺流程简述 ／ 850三、DMTO工艺工程技术开发的要点 ／ 852四、工业化试验装置水平 ／ 853五、建设大型化DMTO装置应该重点关注的问题 ／ 855六、结论 ／ 855第八节第二代技术(DMTO-Ⅱ)工业试验结果 ／ 855一、DMTO-Ⅱ技术特征 ／ 855二、DMTO-Ⅱ工业试验的目的 ／ 856三、DMTO-Ⅱ装置工艺流程简图 ／ 856四、DMTO-Ⅱ工业试验结果 ／ 857五、DMTO-Ⅱ与MTO/OCP技术比较 ／ 858六、小结 ／ 858第九节其他制低碳烯烃技术 ／ 859一、甲烷氧化偶联制低碳烯烃技术 ／ 859二、甲烷氯化法制低碳烯烃技术 ／ 864三、合成气制低碳烯烃技术 ／ 865四、合成气经乙醇制乙烯技术 ／ 866参考文献 ／ 866第四章煤(甲醇)制烯烃工程示范 ／ 867**节 国内甲醇制烯烃技术工业化发展 ／ 867一、中科院大连化物所的DMTO、DMTO-Ⅱ技术 ／ 867二、中石化SMTO/SMTP技术 ／ 868三、清华大学FMTP技术 ／ 869四、MTO烯烃分离技术 ／ 869第二节 DMTO-Ⅱ工程化关键技术及工艺方案 ／ 869一、工程化基本要点 ／ 869二、基本流程 ／ 870三、烯烃分离流程 ／ 873第三节 DMTO原料、产品、催化剂及助剂 ／ 881一、DMTO装置的原料 ／ 881二、DMTO催化剂和惰性剂 ／ 882三、产品规格 ／ 883第四节煤(甲醇)制烯烃工业装置 ／ 885第五节消耗定额和综合能耗 ／ 886一、消耗定额 ／ 886二、综合能耗 ／ 887三、DMTO-Ⅰ示范项目运行考核数据 ／ 887第六节DMTO-Ⅱ示范项目运行情况 ／ 888一、DMTO-Ⅱ技术简介 ／ 888二、产品方案及规模 ／ 888三、主要生产装置构成 ／ 889四、主要设备 ／ 889五、主要原料、燃料消耗 ／ 890六、占地面积、定员 ／ 890七、投资概算 ／ 890八、运行情况 ／ 890第五章煤(甲醇)制丙烯(MTP)技术及示范项目 ／ 891**节MTP技术现状 ／ 891一、 Lurgi MTP技术 ／ 891二、清华大学FMTP技术 ／ 892三、上海石化院SMTP技术 ／ 892第二节MTP技术特点 ／ 893一、反应历程 ／ 893二、影响因素 ／ 893三、工艺特点 ／ 898四、工业装置流程 ／ 899第三节生产规模及产品构成 ／ 904
一、产品构成 ／ 904二、产品规格 ／ 904第四节MTP技术的优点与不足 ／ 906一、技术优势 ／ 906二、MTP工艺首次工业化存在的缺点 ／ 907第五节MTP技术工业应用 ／ 907一、工业化MTP装置 ／ 907二、催化剂组成与性能 ／ 907三、产品分布 ／ 908四、产品性质 ／ 909五、操作难点 ／ 910参考文献 ／ 911第六章煤(甲醇)制芳烃(MTA)技术 ／ 912**节概述 ／ 912一、我国芳烃产量、消费量 ／ 912二、MTA技术开发 ／ 912第二节FMTA工业试验 ／ 913一、FMTA技术特点 ／ 913二、工艺过程示意图 ／ 913三、FMTA与石油制芳烃产品收率比较 ／ 914四、物料平衡 ／ 914五、72h考核数据 ／ 914第三节FMTA大型工业化方案 ／ 914一、工艺包编制 ／ 914二、产品方案及规模 ／ 915三、动力及物料消耗 ／ 915四、综合指标(一期工程) ／ 915第四节山西煤化所甲醇制芳烃技术(MTA) ／ 915一、中科院山西煤化所MTA技术 ／ 915二、MTA工业示范 ／ 916第七章煤制乙醇技术及示范项目 ／ 917**节概述 ／ 917一、乙醇的用途 ／ 917二、世界乙醇产量 ／ 917第二节乙醇生产技术 ／ 917一、传统发酵技术 ／ 917二、合成气发酵技术 ／ 918三、乙烯水合技术 ／ 918四、合成气合成技术 ／ 918五、醋酸加氢制乙醇技术 ／ 918第三节兴化10×104t/a工业示范装置 ／ 919一、技术特点 ／ 919二、工艺过程 ／ 919字数限制，仅显示部分目录。

封面

书名:现代煤化工技术手册

作者:贺永德主编

页数:1410页

定价:¥498.0

出版社:化学工业出版社

出版日期:2020-02-01

ISBN:9787122347206

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