В 1968 г. в ИГИ АН СССР были начаты работы по созданию научных основ и технологии процесса гидрогенизационной перера­ботки угля совместно с нефтепродуктами. В настоящее время раз­работан и подготовлен к опытной проверке процесс ожижения угля

Таблица 80. Материальные балансы гидрогенизации каменного угля Г₆ Грамотеинского разреза и бурого угля Назаровского месторождении в смеси с фракцией арланской нефти

Содержащий 6—7% ОМУ, золы и катализатора.

для производства малосернистого высококачественного моторного топлива, котельного топлива и химических продуктов. Отличитель­ной особенностью разработанного процесса является глубокое ожижение органической массы угля при невысоком давлении во­дорода с небольшими газообразованием и расходом водорода [32]. Это достигнуто в результате сочетания ряда принципов.

1. Применение пастообразователя — донора  водорода   (нефте­продукт [33]), содержащего насыщенные соединения с подвижным атомом водорода. Соединения подобного типа при нагревании в смеси с углем легко дегидрируются с выделением атомарного водо­рода, который способен взаимодействовать с углем и продуктами его деструкции.
2. Создание условий для низкотемпературного активирования водорода при невысоком давлении водорода путем применения вы­сокоактивного катализатора, что стало возможным благодаря раз­работке  методов выделения  катализатора  и  возвращения  его  в цикл.
3. Предотвращение рекомбинации продуктов деструкции угля путем  введения  в реакционную  смесь ингибиторов  радикальной полимеризации, в частности соединений ароматического характера.

Таблица 81. Характеристика жидких продуктов гидрогенизации каменного и бурого углей

Таблица 82. Условия гидроочистки, гидрокрекинга и риформинга угольных дистиллятов

В качестве исходного сырья применяли каменные угли восточ­ных месторождений (Кузбасс) невысокой степени метаморфизма и бурые угли (Назаровского и Ирша-Бородинского месторождения Канско-Ачинского бассейна) с содержанием золы 3—5% и серы 0,3—0,5% (табл. 78). Пастообразователем служили высокосерни­стые нефти типа арланской (фракция > 240°С), менее сернистые нефти Западной Сибири и Татарии, а также смесь остатка (т. кип. выше 320°С) ожижения угля и нефтепродукта. При работе с при­менением собственного пастообразователя количество нефтепро­дукта зависит от заданных условий, но не может быть менее 20—30% (табл. 79).

Гидрогенизацию смеси угля и пастообразователя проводили при 425—430°С, ≈10 МПа и объемной скорости 0,8—1,0 ч-¹ в при­сутствии молибденового (0,2% Мо) и железного (1%Fe³⁺) ката­лизаторов и добавок ингибиторов. Степень превращения угля в этих условиях составляла 85—93%; выход жидких продуктов для каменных углей 82—84%, для бурых 85—88%; расход водорода 2,0—2,5%. Материальный баланс и характеристика продуктов гид­рогенизации каменного и бурого углей представлены в табл. 80 и 81.

Фракция гидрогенизата с т. кип. выше 320 °С содержит менее 1,0% серы и может применяться в качестве малосернистого ко­тельного топлива. Фракцию с т. кип. до 320°С после выделения низших фенолов (54% фенола и крезолов, 10% о-этилбензола, 36% ксиленолов) подвергают гидроочистке, гидрокрекингу и риформингу (табл. 82) с получением высокооктанового автомобильного бензина (октановое число 82—85 по моторному методу и 91—95 по исследовательскому методу; содержание серы 0,01 %).

В качестве примера далее приведен материальный баланс раз­личных стадий гидрогенизационной переработки дистиллята (т. кип., до 320°С), полученного при совместной гидрогенизации каменного угля Г₆ Грамотеинского разреза с арланской нефтью:

В результате гидрогенизационной переработки смеси (50:50) угля и пастообразователя (донор водорода) по разработанной тех­нологии получают высококачественные продукты с таким выходом (% масс):

 Рис. 208. Принципиальная схема гидрогенизации угля и нефти.

Технологическая схема гидрогенизационной переработки угля включает следующие стадии:

1. подготовка сырья;
2. жидкофазная  гидрогенизация,  ректификация  жидких  продуктов,  выделение  фенолов,  переработка шлама  с регенерацией молибденового катализатора;
3. переработка жидких продуктов путем гидроочистки, гидрокрекинга и риформинга;
4. производство водорода.

На основании исследования жидкофазной гидрогенизации угля, гидроочистки частично обесфеноленного дистиллята (т. кип. до 320°С), риформинга гидроочищенного бензина (т. кип. до 180°С), гидрокрекинга гидроочищенной фракции 180—320°С и переработ­ки шлама составлена принципиальная схема переработки угля в котельное и моторное топливо, в химические продукты (рис. 208).

Жидкофазной гидрогенизации подвергают уголь, измельченный до частиц <50 мкм, смеси с пастообразователем в присутствии катализатора, нанесенного на уголь. В угле-масляную пасту добав­ляют 2—5% ингибитора радикальной полимеризации, предотвра­щающего протекание вторичных реакций при нагревании сырья.

Жидкофазную гидрогенизацию пасты осуществляют при 425— 430 °С, ≈10 МПа, объемной скорости подачи сырья 0,8—1,0 ч-¹ и соотношении 2000 л водородсодержащего газа на 1 кг сырья. Про­дукты реакции охлаждают, разделяют, дросселируют и направляют на переработку. Шлам, содержащий высококипящие продукты и твердые частицы (зола, катализатор, непревращенная органиче­ская масса угля), фильтруют на фильтр-прессах до остаточного со­держания твердых частиц 25—30%. Остаток после фильтрования смешивают со сточными водами процесса и в виде водной угле-масляной суспензии сжигают в котельных установках, снабженных циклонной камерой горения с жидким шлакоудалением. В про­цессе сжигания выделяется тепло и получаются обогащенные мо­либденом золовые концентраты, из которых регенерируют молиб­деновый катализатор.

Жидкофазный гидрогенизат (т. кип. до 320°С) после отделения воды смешивают с фильтратом и затем подвергают дистилляции на фракции до 240°С, 240—320°С и >320°С. Фракция >320°С является котельным топливом. Из фракции до 240°С выделяют фе­нолы, обрабатывая ее 10%-ным раствором щелочи. Выделенные фенолы подвергают гидроочистке и ректификации для получения чистых фенола, о-крезола, дикрезолов, смеси ксиленолов. Ней­тральную фракцию до 240°С смешивают с фракцией 240—320°С.

Суммарную фракцию с т. кип. до 320°С (жидкофазный гидро­генизат) обычно подвергают гидроочистке в присутствии промыш­ленного алюмо-кобальт-молибденового катализатора. Гидроочищенный продукт дистиллируют на фракцию до 180°С (бензин) и остаток выше 180°С. Бензин подвергают риформингу для получе­ния высокооктанового бензина в стандартных условиях.

Гидроочищенную фракцию 180—320°С можно применять в ка­честве дизельного топлива или сырья для получения керосина или бензина. Газообразные углеводороды (C₁—С₄) можно направлять на конверсию для производства водорода, выход которого доста­точен для обеспечения всех стадий процесса.

Необходимо отметить, что технология получения жидких топлив из угля значительно более сложная и капиталоемкая по срав­нению с переработкой нефти. Так, по расчетам, капитальные за­траты на строительство углеперерабатывающего завода в зависи­мости от его схемы в 3—5 раз выше капитальных затрат на строи­тельство нефтеперерабатывающего завода, аналогичного ему по производительности и структуре выпускаемой продукции. Поэтому получать жидкие продукты топливного и химического назначения из угля экономически целесообразно только при наличии относи­тельно дешевых углей, при высоких затратах на добычу нефти или при высоких ценах на нее. Расчеты показывают, что в перспективе приведенные затраты на производство синтетических жидких топлив из канско-ачинских углей будут на 20—30% ниже соответ­ствующих затрат при переработке нефти, добываемой на наименее богатых месторождениях Западной Сибири.