CN109929569A - 电厂发电耦合生产清洁煤的方法和系统 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及电厂发电与燃煤清洁生产耦合领域，公开了电厂发电耦合生产清洁煤的方法和系统。该方法包括：(1)用来自电厂锅炉的800～1200℃的第一烟道气直接加热原煤进行煤转化，所述煤转化的最终转化温度为500～640℃，转化时间为10～60min，得到第一荒煤气和转化煤；(2)将所述转化煤用来自电厂锅炉的800～1200℃的第二烟道气直接加热进行煤脱杂，所述煤脱杂的最终脱杂温度为650～750℃，脱杂时间为10～60min，得到第二荒煤气和脱杂煤；(3)将第一荒煤气和第二荒煤气以回风的形式返回电厂用于发电；(4)将脱杂煤进行干冷得到清洁煤。可以在保证电厂正常发电生产的同时还将低阶的原煤生产为清洁煤，降低清洁煤生产及后续利用过程中的污染物排放。
Description
技术领域
本发明涉及电厂发电与燃煤清洁生产耦合领域，具体地涉及一种电厂发电耦合生产清洁煤的方法和系统。
背景技术
中国在能源消费结构中，煤的消耗占主要地位。燃煤的火力电厂的发电生产近年来出现经营性亏损，燃煤电厂负荷率整体较低，制约了发电行业的可持续发展。
另外民用散烧燃煤过程产生的烟气排放是造成雾霾的重要原因。为治理日益严峻的大气污染问题，国家相继出台了政策文件，开展行动治理大气环境。与燃煤电厂相比，3亿吨左右的民用散烧煤，煤质较差、污染物控制难度大，被公认为大气污染治理领域难以治愈的“癌症”。因此将散煤清洁化迫在眉睫。
因此，电厂发电生产和散煤清洁化成为当前煤炭和发电企业发展关注的焦点。
CN106382790A公开了一种利用电厂烟气和蒸汽余热的褐煤干燥方法，包括：(1)利用电厂燃煤锅炉直接排除的高温烟气对潮湿物料进行一次干燥处理；所述高温烟气直接与潮湿物料进行均匀接触，得到中间物料；(2)再利用电厂燃煤锅炉直接排除的高温烟气和蒸汽同时对中间物料进行二次干燥处理；所述高温烟气直接与中间物料进行均匀接触，同时中间物料与通有蒸汽的换热管均匀接触进行热交换，得到干燥物料，实现二次干燥处理。该方法仅能实现电厂烟气与煤的干燥的联合，但没有启示如何解决电厂与清洁煤生产联合的问题。
CN102350214A公开了一种燃煤电厂煤粉制备活性焦烟气综合净化工艺，包括：1)煤粉储罐的煤粉被压缩空气携带，由煤粉仓泵送入炭化活化炉，同时从过来抽取部分温度为500-1200℃的烟气作为煤粉炭化热源和活化剂，送入活性焦炭活化炉的底部，与煤粉混合，烟气携带煤粉自下向上运动，同时发生炭化和活化反应，得到粉状活性焦；2)烟气携带活性焦进入分离器实现气固分离，分离出的活性焦经冷却器冷却后经活性焦仓泵II送入活性焦储罐进行储存；分离器分离出的热解气作为再燃燃料，送入锅炉的还原区，将主燃烧区生成的NOx还原成N2，实现NOx的部分脱除；3)从锅炉排出的烟气经过预除尘器处理后进入吸附塔，在吸附塔与由活性焦储罐送入的活性焦充分混合；水泵抽取工艺水箱内的水，由喷嘴喷入吸附塔内，调节烟气的温度，在60-120℃的温度下烟气中的SO2和汞被活性焦吸附；氨气输送风机抽取氨气储罐内的氨气由吸附塔上部的氨气喷嘴喷入氨气，与烟气中的NOx发生氧化还原反应生成N2，实现NOx的脱除；4)净化后的烟气进入布袋分离器进行气固分离，净化后的气体由引风机送入烟囱直接排入大气，分离的活性焦一部分由螺旋给料机送入吸附塔内参与循环，另一部分送入再生炉中进行再生；5)再生后的活性焦经冷却器II冷却后由活性焦仓泵I送入活性焦储罐循环利用；再生过程中得到浓度为20-60％的二氧化硫富集气体，实现二氧化硫的资源化利用；6)活性焦经多次吸附/再生后失去吸附性能，将失去吸附性能的废活性焦送入锅炉燃烧，充分利用活性焦的能量。该方法用于解决电厂烟气的污染物排放，利用烟气将煤炭制取活性焦，再利用活性焦和产生的热解气实现降低烟气的污染物排放。没有涉及并启示如何利用电厂烟气生产清洁煤，以及存在的技术问题。
US20170137731A1公开了一种煤增质的方法，通过两次在无氧下加热煤除去煤中含有的水分和副产物，提升煤质，得到增质的煤；同时循环排出的副产物燃烧作为加热煤的热源，节省能量。第一加热大约为400℉(204℃)，第二加热大约1500℉(815.6℃)。该方法仅公开了可以将原煤生产为清洁煤的方法，但是没有涉及如何实现电厂烟气与清洁煤生产的联合，以及该联合过程中遇到的技术问题。
综上所述，现有技术公开的方法没有考虑如何将电厂烟气与清洁煤生产进行联合，需要提供实现平衡电厂发电生产和煤清洁生产的方法。
发明内容
本发明的目的是为了解决如何实现电厂发电与煤清洁生产的联合，并能平衡两者稳定生产的问题，提供了电厂发电耦合生产清洁煤的方法和系统，可以实现利用电厂的热烟气进行清洁煤的生产且同时不影响电厂的发电生产。既可以利用燃煤电厂的烟道气加工劣质煤生产清洁煤，还可以利用清洁煤生产产生的荒煤气返回电厂发电，减少电厂的煤消耗；又可以节省清洁煤生产的热源和产生的荒煤气的净化处理装置的建设，简化工艺，降低民用散煤清洁化项目的建设投资，发挥电厂和清洁煤生产的协同效益。
为了实现上述目的，本发明第一方面提供一种电厂发电耦合生产清洁煤的方法，包括：
(1)用来自电厂锅炉的800～1200℃的第一烟道气直接加热原煤进行煤转化，所述煤转化的最终转化温度为500～640℃，转化时间为10～60min，得到第一荒煤气和转化煤；
(2)将所述转化煤用来自电厂锅炉的800～1200℃的第二烟道气直接加热进行煤脱杂，所述煤脱杂的最终脱杂温度为650～750℃，脱杂时间为10～60min，得到第二荒煤气和脱杂煤；
(3)将第一荒煤气和第二荒煤气以回风的形式返回电厂用于发电；
(4)将脱杂煤进行干冷得到清洁煤。
优选地，所述第一烟道气和第二烟道气的总流量为电厂锅炉产生的烟道气的总流量的1～30体积％，优选为5～20体积％，更优选为5～10体积％。
优选地，所述第一烟道气和第二烟道气之间的体积比为(1～4)：1，优选为(1～2)：1。
优选地，相对于10000Nm3的所述第一烟道气和第二烟道气的总流量，所述原煤的进料量为3000～6000kg，优选为4000～5000kg。
优选地，所述转化时间与脱杂时间之比为(1～2)：1。
优选地，所述回风的温度为300～500℃，优选为350～450℃；所述回风的流量为所述第一烟道气和第二烟道气的总流量的100～130体积％，优选为100～120体积％，更优选为105～120体积％。
本发明第二方面提供一种应用本发明的电厂发电耦合生产清洁煤的方法应用的系统，包括：电厂锅炉1、原煤脱杂单元、干冷装置5和引风装置6；
其中，原煤脱杂单元用于将来自电厂锅炉的烟道气直接与原煤进行接触，去除原煤中的杂质，得到荒煤气和脱杂煤；
干冷装置5用于将脱杂煤通过干冷法进行降温得到清洁煤；
引风装置6连通电厂锅炉1或电厂锅炉的燃烧器2，用于将荒煤气以回风的形式返回电厂进行发电。
优选地，所述原煤脱杂单元包括转化装置3和脱杂装置4，其中，转化装置3连通电厂锅炉1、脱杂装置4和引风装置6；脱杂装置4连通电厂锅炉1的燃烧器2、转化装置3、引风装置6和干冷装置5。
通过上述技术方案，本发明控制来自电厂烟道气，一定的温度和流量比例分别与原煤、转化煤进行直接接触，实现原煤的分段加热。分段操作可以更灵活控制各段的加热操作，有利于更好地生产清洁煤。本发明中原煤和转化煤被高温烟道气加热处理，可以脱除煤中的挥发分、硫化物、汞等杂质，得到的清洁煤可以降低煤燃烧时的污染物排放。清洁煤质量可以达到DB13-2081-2014标准规定的民用散煤的质量标准。
此外本发明的方法产生的荒煤气不仅返回电厂仍然用于电厂发电生产，实现了保证电厂正常发电生产，而且本发明提供的方法可以保证产生的荒煤气富含还原性气体，也有利于返回电厂促进降低电厂烟气中氮氧化物的生成。本发明提供的荒煤气具有300～500℃的温度，返回电厂锅炉或燃烧器还可以起到平稳炉温，降低污染物排放的作用。
再有本发明的方法可以利用电厂烟气余热和电厂现有的烟气处理装置，可以简化清洁煤生产工艺，降低了清洁煤生产系统的热源和尾气处理的投资。
附图说明
图1为本发明提供的电厂发电耦合生产清洁煤的一种方法和系统的流程示意图；
图2为本发明提供的电厂发电耦合生产清洁煤的另一种方法和系统的流程示意图
附图标记说明
1、电厂锅炉 2、电厂锅炉的燃烧器 3、转化装置
4、脱杂装置 5、干冷装置 6、引风装置
具体实施方式
在本文中所披露的范围的端点和任何值都不限于该精确的范围或值，这些范围或值应当理解为包含接近这些范围或值的值。对于数值范围来说，各个范围的端点值之间、各个范围的端点值和单独的点值之间，以及单独的点值之间可以彼此组合而得到一个或多个新的数值范围，这些数值范围应被视为在本文中具体公开。
本发明第一方面提供一种电厂发电耦合生产清洁煤的方法，如图1所示，包括：
(1)用来自电厂锅炉的800～1200℃的第一烟道气直接加热原煤进行煤转化，所述煤转化的最终转化温度为500～640℃，转化时间为10～60min，得到第一荒煤气和转化煤；
(2)将所述转化煤用来自电厂锅炉的800～1200℃的第二烟道气直接加热进行煤脱杂，所述煤脱杂的最终脱杂温度为650～750℃，脱杂时间为10～60min，得到第二荒煤气和脱杂煤；
(3)将第一荒煤气和第二荒煤气以回风的形式返回电厂用于发电；
(4)将脱杂煤进行干冷得到清洁煤。
优选地，所述最终转化温度为500～600℃，所述转化时间为30～45min。
优选地，所述最终脱杂温度为650～700℃，脱杂时间为30～45min。
本发明中，利用来自电厂的热烟道气进行清洁煤生产，同时不影响电厂的发电生产。步骤(1)中进行所述煤转化只要能够实现所述第一烟道气与所述原煤进行直接接触即可，可以在回转窑、流化床、塔式移动床、耙式移动床、气流床中进行，所述原煤和所述第一烟道气可以是逆流或并流的方式操作，实现原煤中的水分、挥发组分等轻物质的去除。优选地，所述第一烟道气和第二烟道气的温度为900～1000℃。
本发明中，所述第一烟道气和第二烟道气来自电厂锅炉生产的热烟道气，可以用于发电生产。本发明中使用该热烟道气可以作为清洁煤生产的热源。可以根据电厂产生热烟道气的流量以及需要生产清洁煤的量，按照一定比例引出热烟道气。优选地，所述第一烟道气和第二烟道气的总流量为电厂锅炉产生的烟道气的总流量的1～30体积％，优选为5～20体积％，更优选为5～10体积％。按此限定，本发明提供的方法可以满足清洁煤的生产，且步骤(3)所述回风返回电厂锅炉可以继续提供电厂的发电生产，不影响发电生产。
本发明中，所述第一烟道气和第二烟道气分别用于步骤(1)和步骤(2)，分别用于处理所述原煤和所述转化煤。所述第一烟道气和第二烟道气的各自用量满足所述煤转化和所述煤脱杂的条件，并保证最终步骤(3)所述回风返回电厂锅炉可以继续提供电厂的发电生产，不影响发电生产。优选地，所述第一烟道气和第二烟道气之间的体积比为(1～4)：1，优选为(1～2)：1。在此限定下，本发明提供的方法可以实现电厂发电生产的同时生产清洁煤。
本发明中，步骤(2)中仍然通过直接加热的方式，在所述煤脱杂的条件下可以实现脱除所述转化煤中含有的汞等杂质，使所述转化煤更清洁。步骤(2)中进行所述煤脱杂只要能够实现所述第二烟道气与所述转化煤进行直接接触即可，可以在回转窑、流化床、塔式移动床、耙式移动床、气流床中进行，所述转化煤和所述第二烟道气可以是逆流或并流的方式操作。
本发明中，优选地，相对于10000Nm3的所述第一烟道气和第二烟道气的总流量，所述原煤的进料量为3000～6000kg，优选为4000～5000kg。可以保证既完成原煤生产为清洁煤，又保证所述回风返回电厂仍可以继续提供电厂的发电生产。
本发明中，优选地，所述转化时间与脱杂时间之比为(1～2)：1。可以保证清洁煤的生产，同时返回电厂的所述回风可以继续用于电厂的发电生产。
本发明一种具体实施方式，如图1所示，步骤(3)中将第一荒煤气和第二荒煤气汇合为回风经过引风装置返回电厂锅炉的燃烧器。
本发明另一种具体实施方式，如图2所示，步骤(3)中将第一荒煤气经过一个引风装置返回电厂锅炉，将第二荒煤气经过另一个引风装置返回电厂锅炉的燃烧器，即第一荒煤气和第二荒煤气各自分别返回电厂用于发电。
本发明中，优选地，所述回风的温度为300～500℃，优选为350～450℃；所述回风的流量为所述第一烟道气和第二烟道气的总流量的100～130体积％，优选为100～120体积％，更优选为105～120体积％。如图1所示的实施方式时，上述回风的条件为第一荒煤气和第二荒煤气汇合成的回风的条件。如图2所示的实施方式时，第一荒煤气和第二荒煤气各自作为回风的温度在上述范围内，回风的流量以第一荒煤气和第二荒煤气的总流量计。
本发明中，所述脱杂煤是指本发明提供的方法中，原煤经干燥和脱杂处理被除去杂质后得到的未经冷却的煤。
本发明中，所述原煤可以没有特别的限定。优选地，所述原煤为粒度1～100mm的褐煤、长焰煤和不粘煤中的至少一种。
本发明中，得到的清洁煤的质量符合DB13-2081-2014标准。
本发明第二方面提供一种应用本发明的电厂发电耦合生产清洁煤的方法应用的系统，包括：电厂锅炉1、原煤脱杂单元、干冷装置5和至少一个引风装置6；
其中，原煤脱杂单元用于将来自电厂锅炉的烟道气直接与原煤进行接触，去除原煤中的杂质，得到荒煤气和脱杂煤；
干冷装置5用于将脱杂煤通过干冷法进行降温得到清洁煤；
引风装置6连通电厂锅炉1或电厂锅炉的燃烧器2，用于将荒煤气以回风的形式返回电厂进行发电。
本发明中，优选地，所述原煤脱杂单元包括转化装置3和脱杂装置4，其中，转化装置3连通电厂锅炉1、脱杂装置4和引风装置6；脱杂装置4连通电厂锅炉1的燃烧器2、转化装置3、引风装置6和干冷装置5。
本发明中，转化装置3可以选自回转窑、流化床、塔式移动床、耙式移动床或气流床。
本发明中，脱杂装置4可以选自转窑、流化床、塔式移动床、耙式移动床或气流床。
本发明中，干冷装置5可以使用已有的干熄方法的设备。
本发明的系统的一种具体实施方式如图1所示，引风装置6将来自转化装置3的第一荒煤气和来自脱杂装置4的第二荒煤气汇合后返回电厂锅炉1的燃烧器2。
本发明的系统的另一种具体实施方式如图2所示，引风装置6的数量为2，可以分别用于将来自转化装置3的第一荒煤气返回电厂锅炉1，将来自脱杂装置4的第二荒煤气返回电厂锅炉的燃烧器2。
以下将通过实施例对本发明进行详细描述。
实施例和对比例得到的清洁煤按照DB13-2081-2014标准测定含硫量、灰分含硫和挥发分含量。
DB13-2081-2014标准中的规定清洁煤的全硫含量＜0.4重量％，灰分含量＜16重量％和挥发分含量＜10重量％。
实施例1
(1)将5000Nm3/h的第一烟道气(900℃)与4500kg的原煤(褐煤，粒径为20mm)在回转窑中以逆流方式直接接触，进行煤转化45min，最终转化温度为600℃，得到第一荒煤气和转化煤；
(2)将5000Nm3/h的第二烟道气(900℃)与转化煤在回转窑中以逆流方式直接接触，进行煤脱杂35min，最终脱杂温度为650℃，得到第二荒煤气和脱杂煤；
(3)将脱杂煤进行干冷，得到清洁煤；
(4)将第一和第二荒煤气汇合为回风(12000Nm3/h，温度450℃)，并经引风装置返回电厂锅炉的燃烧器用于发电。
第一烟道气和第二烟道气总流量相当于电厂锅炉烟道气总流量的5体积％。
测定清洁煤的质量、烟道气发电量和回风发电量，结果见表1。
实施例2
(1)将6500Nm3/h的第一烟道气(1000℃)与4000kg的原煤(不粘煤，粒径为1mm)在流化床中以逆流方式直接接触，进行煤转化30min，最终转化温度为500℃，得到第一荒煤气和转化煤；
(2)将3500Nm3/h的第二烟道气(1000℃)与转化煤在回转窑中以逆流方式直接接触，进行煤脱杂30min，最终脱杂温度为700℃，得到第二荒煤气和脱杂煤；
(3)将脱杂煤进行干冷，得到清洁煤；
(4)将第一和第二荒煤气汇合为回风(11000Nm3/h，温度350℃)，并经引风装置返回电厂锅炉的燃烧器用于发电。
第一烟道气和第二烟道气总流量相当于电厂锅炉烟道气总流量的10体积％。
测定清洁煤的质量、烟道气发电量和回风发电量，结果见表1。
实施例3
(1)将6000Nm3/h的第一烟道气(950℃)与5000kg的原煤(长焰煤，粒径为3mm)在移动床中以逆流方式直接接触，进行煤转化40min，最终转化温度为550℃，得到第一荒煤气和转化煤；
(2)将4000Nm3/h的第二烟道气(950℃)与转化煤在回转窑中以逆流方式直接接触，进行煤脱杂30min，最终脱杂温度为650℃，得到第二荒煤气和脱杂煤；
(3)将脱杂煤进行干冷，得到清洁煤；
(4)将第一和第二荒煤气如图2所示，分别各自经引风装置返回电厂锅炉和燃烧器用于发电，回风总流量为10500Nm3/h、温度400℃。
第一烟道气和第二烟道气总流量相当于电厂锅炉烟道气总流量的8体积％。
测定清洁煤的质量、烟道气发电量和回风发电量，结果见表1。
实施例4
(1)将5000Nm3/h的第一烟道气(800℃)与4500kg的原煤(褐煤粉煤，粒径为20mm)在回转窑中以逆流方式直接接触，进行煤转化45min，最终转化温度为600℃下，得到第一荒煤气和转化煤；
(2)将5000Nm3/h的第二烟道气(800℃)与转化煤在回转窑中以逆流方式直接接触，进行煤脱杂35min，最终脱杂温度为650℃，得到第二荒煤气和脱杂煤；
(3)将脱杂煤进行干冷，得到清洁煤；
(4)将第一和第二荒煤气汇合为引风(12000Nm3/h，温度450℃)，并经引风装置返回电厂锅炉的燃烧器用于发电。
第一烟道气和第二烟道气总流量相当于电厂锅炉烟道气总流量的5体积％。
测定清洁煤的质量、烟道气发电量和回风发电量，结果见表1。
实施例5
(1)将5000Nm3/h的电厂烟气(1200℃)与4500kg的原煤(褐煤，粒径为20mm)在回转窑中以逆流方式直接接触，进行煤转化30min，最终转化温度为600℃下，得到第一荒煤气和转化煤；
(2)将5000Nm3/h的电厂烟气(1200℃)与转化煤在回转窑中以逆流方式直接接触，进行煤脱杂30min，最终脱杂温度为650℃，得到第二荒煤气和脱杂煤；
(3)将脱杂煤进行干冷，得到清洁煤；
(4)将第一和第二荒煤气汇合为回风(12000Nm3/h，温度500℃)，并经引风装置返回电厂锅炉的燃烧器用于发电。
第一烟道气和第二烟道气总流量相当于电厂锅炉烟道气总流量的5体积％。
测定清洁煤的质量、烟道气发电量和回风发电量，结果见表1。
实施例6
(1)将8000Nm3/h的第一烟道气(900℃)与4500kg的原煤(褐煤，粒径为20mm)在回转窑中以逆流方式直接接触，进行煤转化45min，最终转化温度为600℃下，得到第一荒煤气和转化煤；
(2)将2000Nm3/h的第二烟道气(900℃)与转化煤在回转窑中以逆流方式直接接触，进行煤脱杂40min，最终脱杂温度为650℃，得到第二荒煤气和脱杂煤；
(3)将脱杂煤进行干冷，得到清洁煤；
(4)将第一和第二荒煤气汇合为回风(12000Nm3/h，温度450℃)，并经引风装置返回电厂锅炉的燃烧器用于发电。
第一烟道气和第二烟道气总流量相当于电厂锅炉烟道气总流量的5体积％。
测定清洁煤的质量、烟道气发电量和回风发电量，结果见表1。
实施例7
(1)将5000Nm3/h的第一烟道气(900℃)与6000kg的原煤(褐煤粉煤，粒径为20mm)在回转窑中以逆流方式直接接触，进行煤转化60min，最终转化温度为600℃下，得到第一荒煤气和转化煤；
(2)将5000Nm3/h的第二烟道气(900℃)与转化煤在回转窑中以逆流方式直接接触，进行煤脱杂30min，最终脱杂温度为650℃，得到第二荒煤气和脱杂煤；
(3)将脱杂煤进行干冷，得到清洁煤；
(4)将第一和第二荒煤气汇合为引风(12000Nm3/h，温度450℃)，并经引风装置返回电厂锅炉的燃烧器用于发电。
第一烟道气和第二烟道气总流量相当于电厂锅炉烟道气总流量的5体积％。
测定清洁煤的质量、烟道气发电量和回风发电量，结果见表1。
实施例8
(1)将5000Nm3/h的电厂烟气(900℃)与4500kg的原煤(褐煤，粒径为20mm)在回转窑中以逆流方式直接接触，进行煤转化45min，最终转化温度为640℃下，得到第一荒煤气和转化煤；
(2)将5000Nm3/h的电厂烟气(900℃)与转化煤在回转窑中以逆流方式直接接触，进行煤脱杂35min，最终脱杂温度为750℃，得到第二荒煤气和脱杂煤；
(3)将脱杂煤进行干冷，得到清洁煤；
(4)将第一和第二荒煤气汇合为回风(12000Nm3/h，温度450℃)，并经引风装置返回电厂锅炉的燃烧器用于发电。
第一烟道气和第二烟道气总流量相当于电厂锅炉烟道气总流量的5体积％。
测定清洁煤的质量、烟道气发电量和回风发电量，结果见表1。
实施例9
(1)将5000Nm3/h的第一烟道气(900℃)与4500kg的原煤(褐煤，粒径为20mm)在回转窑中以逆流方式直接接触，进行煤转化50min，最终转化温度为600℃下，得到第一荒煤气和转化煤；
(2)将5000Nm3/h的第二烟道气(900℃)与转化煤在回转窑中以逆流方式直接接触，进行煤脱杂25min，最终脱杂温度为650℃，得到第二荒煤气和脱杂煤；
(3)将脱杂煤进行干冷，得到清洁煤；
(4)将第一和第二荒煤气汇合为回风(12000Nm3/h，温度450℃)，并经引风装置返回电厂锅炉的燃烧器用于发电。
第一烟道气和第二烟道气总流量相当于电厂锅炉烟道气总流量的5体积％。
测定清洁煤的质量、烟道气发电量和回风发电量，结果见表1。
对比例1
(1)将2000Nm3/h的电厂烟气(300℃)与4500kg的原煤(褐煤，粒径为20mm)在回转窑中以逆流方式直接接触，进行煤转化45min，最终转化温度为200℃下，得到第一荒煤气和转化煤；
(2)将8000Nm3/h的电厂烟气(900℃)与转化煤在回转窑中以逆流方式直接接触，进行煤脱杂40min，最终脱杂温度为820℃，得到第二荒煤气和脱杂煤；
(3)将脱杂煤用空气进行干熄，得到清洁煤；
(4)将第一和第二荒煤气汇合为回风(9000Nm3/h，温度700℃)，并经引风单元返回电厂锅炉的燃烧器用于发电。
电厂烟气总流量相当于电厂锅炉烟道气总流量的5体积％。
测定清洁煤的质量、烟道气发电量和回风发电量，结果见表1。
对比例2
(1)将2000Nm3/h的电厂烟气(低于300℃)与4500kg的原煤(褐煤，粒径为20mm)在干燥温度200℃下进行干燥，得到转化煤；
(2)将4000Nm3/h的电厂烟气(900℃)与转化煤在热解温度600℃下进行热解45min得到半焦、焦油蒸汽和煤气；
(3)将4000Nm3/h的电厂烟气(900℃)与半焦在脱杂温度800℃下进行加热，得到焦和高温混合气；
(4)将焦进行熄焦，得到产品焦；
(5)将粗焦油、煤气和高温混合气汇合为回风(10000Nm3/h，温度750℃)，并经引风单元返回电厂锅炉的燃烧器用于发电。
电厂烟气总流量相当于电厂锅炉烟道气总流量的5体积％。
测定清洁煤的质量、烟道气发电量和回风发电量，结果见表2。
对比例3
(1)将10000Nm3/h的烟道气(900℃)与4500kg的原煤(褐煤，粒径为20mm)在回转窑中以逆流方式直接接触，进行煤加热45min，最终加热温度为600℃，得到荒煤气和煤制品；
(2)将煤制品用空气进行干冷，得到清洁煤；
(3)将荒煤气(9000Nm3/h，温度450℃)作为回风经引风装置返回电厂锅炉的燃烧器用于发电。
烟道气总流量相当于电厂锅炉烟道气总流量的5体积％。
测定清洁煤的质量、烟道气发电量和回风发电量，结果见表2。
对比例4
(1)将10000Nm3/h的烟道气(900℃)与4500kg的原煤(褐煤，粒径为20mm)在回转窑中以逆流方式直接接触，进行煤加热40min，最终加热温度为750℃，得到荒煤气和煤制品；
(2)将煤制品用空气进行干冷，得到清洁煤；
(4)将荒煤气(9000Nm3/h，温度450℃)作为回风经引风装置返回电厂锅炉的燃烧器用于发电。
烟道气总流量相当于电厂锅炉烟道气总流量的5体积％。
测定清洁煤的质量、烟道气发电量和回风发电量，结果见表2。
表1
注：
1第一烟道气和第二烟道气的总流量为电厂锅炉产生的烟道气的总流量的体积百分数，体积％；
2第一烟道气和第二烟道气之间的体积比；
3相对于10000Nm3的所述第一烟道气和第二烟道气的总流量，原煤的进料量；
4转化时间与脱杂时间之比；
5回风的流量为第一烟道气和第二烟道气的总流量的体积百分比，体积％；
6电厂引出的10000Nm3烟道气用于发电可以产生的电量，以标煤计算；
7回风用于发电可以产生的电量，以标煤计算。
表1(续1)
表1(续2)
表2
注：
1第一烟道气和第二烟道气的总流量为电厂锅炉产生的烟道气的总流量的体积百分数，体积％；
2第一烟道气和第二烟道气之间的体积比；
3相对于10000Nm3的所述第一烟道气和第二烟道气的总流量，原煤的进料量；
4转化时间与脱杂时间之比；
5回风的流量为第一烟道气和第二烟道气的总流量的体积百分比，体积％；
6电厂引出的10000Nm3烟道气用于发电可以产生的电量，以标煤计算；
7回风用于发电可以产生的电量，以标煤计算。
通过实施例和对比例的结果可以看出，采用本发明的方法的实施例可以实现同时实现电厂的发电和清洁煤生产。
实施例采用本发明的方法，获得的清洁煤的质量符合DB13-2081-2014标准中民用散煤的质量标准，且汞含量低。而对比例中得到的清洁煤不符合上述标准或者没有得到清洁煤，且汞含量高。
按照本发明的方法，实施例引用电厂锅炉的热烟道气生产了清洁煤，同时荒煤气可作为回风返回电厂用于发电，且增加发电量。
实施例4、5中限定的烟道气温度不在最优选范围内，实施例6中第一和第二烟道气的体积比不在最优选范围内，实施例7中原煤进料量不在最优选的范围内，实施例8中转化温度、脱杂温度不在最优选的范围内，实施例9中转化时间和脱杂时间不在最优选的范围内时，虽可以生产质量合格的清洁煤，但是回风的发电量不如实施例1-3中的效果好。
对比例1-4中没有采用本发明的方法，不仅生产出的清洁煤不合格，且回风的发电量减少，影响电厂的发电生产。
以上结合附图详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于此。在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，包括各个技术特征以任何其它的合适方式进行组合，这些简单变型和组合同样应当视为本发明所公开的内容，均属于本发明的保护范围。
Claims (10)
1.一种电厂发电耦合生产清洁煤的方法，包括：
(1)用来自电厂锅炉的800～1200℃的第一烟道气直接加热原煤进行煤转化，所述煤转化的最终转化温度为500～640℃，转化时间为10～60min，得到第一荒煤气和转化煤；
(2)将所述转化煤用来自电厂锅炉的800～1200℃的第二烟道气直接加热进行煤脱杂，所述煤脱杂的最终脱杂温度为650～750℃，脱杂时间为10～60min，得到第二荒煤气和脱杂煤；
(3)将第一荒煤气和第二荒煤气以回风的形式返回电厂用于发电；
(4)将脱杂煤进行干冷得到清洁煤。
2.根据权利要求1所述的方法，其中，所述第一烟道气和第二烟道气的温度为900～1000℃。
3.根据权利要求1所述的方法，其中，所述第一烟道气和第二烟道气的总流量为电厂锅炉产生的烟道气的总流量的1～30体积％，优选为5～20体积％，更优选为5～10体积％。
4.根据权利要求1所述的方法，其中，所述第一烟道气和第二烟道气之间的体积比为(1～4)：1，优选为(1～2)：1。
5.根据权利要求1所述的方法，其中，相对于10000Nm3的所述第一烟道气和第二烟道气的总流量，所述原煤的进料量为3000～6000kg，优选为4000～5000kg。
6.根据权利要求1所述的方法，其中，所述转化时间与脱杂时间之比为(1～2)：1。
7.根据权利要求1所述的方法，其中，所述回风的温度为300～500℃，优选为350～450℃；所述回风的流量为所述第一烟道气和第二烟道气的总流量的100～130体积％，优选为100～120体积％，更优选为105～120体积％。
8.根据权利要求1所述的方法，其中，所述原煤为粒度1～100mm的褐煤、长焰煤和不粘煤中的至少一种。
9.一种应用权利要求1-8中任意一项所述的电厂发电耦合生产清洁煤的方法的系统，包括：电厂锅炉(1)、原煤脱杂单元、干冷装置(5)和至少一个引风装置(6)；
其中，原煤脱杂单元用于将来自电厂锅炉的烟道气直接与原煤进行接触，去除原煤中的杂质，得到荒煤气和脱杂煤；
干冷装置(5)用于将脱杂煤通过干冷法进行降温得到清洁煤；
引风装置(6)连通电厂锅炉(1)或电厂锅炉的燃烧器(2)，用于将荒煤气以回风的形式返回电厂进行发电。
10.根据权利要求9所述的系统，其中，所述原煤脱杂单元包括转化装置(3)和脱杂装置(4)，其中，
转化装置(3)连通电厂锅炉(1)、脱杂装置(4)和引风装置(6)；脱杂装置(4)连通电厂锅炉(1)、转化装置(3)、引风装置(6)和干冷装置(5)。
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2017
- 2017-12-15 CN CN201711353252.2A patent/CN109929569B/zh active Active
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