一种与电厂发电耦合生产清洁煤的方法与流程

本发明涉及电厂发电与燃煤清洁生产耦合领域，具体涉及一种与电厂发电耦合生产清洁煤的方法。

背景技术：

煤炭散烧是造成大气污染的主要原因之一，也是造成雾霾的重要因素，被公认为大气污染治理领域难以治愈的“癌症”。与燃煤电厂相比，其消费端煤质较差、污染物控制难度大，因此将散煤清洁化迫在眉睫。民用散煤清洁化就是通过热解将原煤中的挥发分、硫化物、汞和砷部分脱除，热解后所得清洁煤在燃烧时污染物排放可以显著降低，用清洁煤代替原有劣质散烧煤，则是解决我国煤炭散烧污染的一条有效路径。

同时，由于近两年来燃煤电厂负荷率整体较低，如果从燃煤电厂锅炉中抽取烟气作为煤热解生产清洁煤项目的热源，既可以充分利用燃煤电厂的闲置负荷，又可以降低民用散煤清洁化项目的建设投资，则可以发挥电厂和清洁煤生产项目的协同效益。

cn103242869a描述了一种利用锅炉烟气低温热解炭化生物质的装置及其方法，其中主要是利用锅炉省煤器处抽取的温度为300-450℃中温烟气，在低温热解炭化炉内采用直接换热和间接换热相结合的方式，使得生物质在缺氧条件下热解炭化。炭化过程中获得能量密度高、易粉磨、水性好的生物质碳。该方法主要是利用中温烟气对生物质原料进行干燥和低温热解碳化，得到生物质炭粉，并没有说明如何能够获得清洁煤。

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。

cn104610991a描述了一种燃煤电站与低阶煤提质的集成系统及提质产物综合利用，该方法是低阶煤经预干燥设备干燥后，部分直接进入锅炉燃烧、其余部分进入热解器；在热解器中，煤与烟气、空气水蒸汽发生化学反应，产生的混合燃料气送入炉膛燃烧，提质后的煤经煤/半焦冷却器冷却后送入煤/半角仓存储。该方法主要缺陷有：1)煤与烟气、空气、水蒸汽发生化学反应的反应控制比较困难；2)因为混合气中有效组分浓度不高且热值低，混合气在炉膛燃烧比较困难；3)混合气中含有一定煤焦油和粉尘会堵塞燃烧器的烧嘴；4)热解温度的维持通过部分煤燃烧提供热量，在这个过程中会造成部分原料煤损失，且煤燃烧比较复杂。

综上所述，需要寻找一种新的民用清洁煤生产工艺系统。

技术实现要素：

本发明的目的是为了克服现有技术存在的上述问题，提供一种与电厂发电耦合生产清洁煤的方法。

本发明提供了一种与电厂耦合生产清洁煤的方法，该方法包括：

(1)在转化反应器中，来自电厂锅炉的750～1200℃的高温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，得到荒煤气和转化煤；

(2)将所述转化煤、所述荒煤气和助燃空气引入脱杂反应器中，使所述转化煤与荒煤气呈逆流运行，运行过程中，所述荒煤气和所述转化煤脱杂产生的热解气在助燃空气的作用下进行燃烧，并为所述转化煤进行脱杂提供热量；

所述脱杂反应器的最终脱杂温度为650～750℃，脱杂时间为10～60min，得到脱杂煤和高温尾气；

(3)将所述高温尾气与水进行换热，得到降温尾气和蒸汽，所述降温尾气和蒸汽分别返回所述电厂锅炉；

(4)将脱杂煤进行干冷，得到清洁煤。

本发明提供的与电厂耦合生产清洁煤的方法，从整体利用效率上来讲，能充分利用锅炉热烟气余热和电厂现有尾气处理装置；在脱杂反应器中，通过荒煤气、转化煤和转化煤产生热解气与助燃空气发生自平衡燃烧(主要是荒煤气和热解气燃烧，转化煤仅少量或局部燃烧)，能将转化煤进一步转化成合格的清洁煤产品；而荒煤气等焚烧所产生的高温尾气经废热锅炉降温后，可直接送入电厂，利用电厂已有的环保设施实现高效除尘和脱硫脱硝处理，从而实现清洁煤生产的节能化和环保化。另外，在优选的实施方式中，由所述燃烧产生的尾气和蒸汽返回电厂锅炉还可用于电厂发电。本发明采用的生产清洁煤的系统无需建设自身的热源和尾气处理装置，简化了生产系统工艺，降低清洁煤生产系统的投资。

附图说明

图1为本发明提供的生产清洁煤的方法的一种实施方式的流程示意图；

图2为本发明提供的生产清洁煤的方法的另一种实施方式的流程示意图。

附图标记说明

1：转化反应器；2：脱杂反应器；3：废热锅炉；4：引风机；5：干冷器；6：电厂锅炉。

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。

本发明提供了一种与电厂发电耦合生产清洁煤的方法，包括：

(1)在转化反应器中，来自电厂锅炉的750～1200℃的高温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，得到荒煤气和转化煤；

(2)将所述转化煤、所述荒煤气和助燃空气引入脱杂反应器中，使所述转化煤与荒煤气呈逆流运行，运行过程中，所述荒煤气和所述转化煤脱杂产生的热解气在助燃空气的作用下进行燃烧，并为所述转化煤进行脱杂提供热量；所述脱杂反应器中最终脱杂温度为650～750℃，脱杂时间为10～60min，得到脱杂煤和高温尾气；

(3)将所述高温尾气与水进行换热，得到降温尾气和蒸汽，所述降温尾气和蒸汽分别返回所述电厂锅炉；

(4)将脱杂煤进行干冷，得到清洁煤。

根据本发明，步骤(1)的主要作用在于去除原煤中的水分、挥发组分和硫化物等轻物质。所述煤转化采用的转化反应器只要能够实现所述高温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，优选在回转窑中进行，所述原煤和所述高温烟道气可以是逆流或并流的方式操作。任选地，本发明一种实施方式中，所述脱杂反应器和所述转化反应器的结构和处理量大体上相同。

在本发明中，所述高温烟道气来自电厂锅炉生产的热烟道气，具体例如可抽取电厂锅炉的分隔屏处的高温烟道气作为所述清洁煤生产的热源。

在本发明中，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。通常地，所述高温烟道气的流量可以为电厂锅炉产生的烟道气的总流量的1～20体积％。优选情况下，所述高温烟道气流量为电厂锅炉产生的烟道气的总流量的1～5体积％，这样既可满足清洁煤的生产，还能降低输送过程的动力能耗。

在本发明中，相对于10000nm³的所述高温烟道气的总流量，所述原煤的进料量可以为6000～12000kg，优选为8000～10000kg。

在本发明中，步骤(1)的原煤转化和步骤(2)的煤脱杂相互配合，即可保证清洁煤的质量，同时能提高清洁煤的收率。其中，当步骤(1)的最终转化温度过低时，会导致转化煤的轻组分含量较高，也无法实现步骤(2)转化煤脱杂所需的温度，难以保证清洁煤的质量；而当步骤(1)的最终转化温度过高时，一方面会导致在相同转化时间内所需热源用量较高，提高引风动力消耗，另一方面致使产生的荒煤气含量过高，降低了清洁煤的收率并影响其易燃性。而且，通过保证所述煤转化的最终转化温度为500～640℃和所述脱杂反应器的最终脱杂温度为650～750℃，可保证整个工艺的平稳可靠运行，对所采用的设备的要求也低。

优选情况下，所述转化时间与脱杂时间之比为(1～2)：1，这样可进一步提高清洁煤的质量。

在步骤(2)中，所述转化煤与荒煤气在所述脱杂反应器中呈逆流运行。运行过程中，所述荒煤气先是在助燃空气作用下进行燃烧，燃烧产生的热量使所述转化煤进行脱杂，产生脱杂煤和热解气，所述热解气随之也发生燃烧，通过所述荒煤气和热解气的燃烧产生所述高温尾气。该步骤通过将所述荒煤气和热解气进行焚烧，可防止其中的焦油在下游系统聚集堵塞管道和风机。可以理解，本发明旨在获得具有较高经济性的清洁煤产品，因而转化步骤产生的热解气(荒煤气)在离开转化反应器后被直接送至脱杂反应器进行燃烧，而不做任何降温或冷凝等焦油提取处理，并通过燃烧热解气(包括脱杂过程中产生的热解气)为脱杂反应提供热量。

在步骤(2)中，所述助燃空气的加入量由荒煤气焚烧反应控制，具体可根据所需的清洁煤产品指标或所述脱杂反应器的温度等确定。通常地，相对于10000nm³的所述荒煤气，所述助燃空气的用量可以为3000～5000nm³。为了进一步提高清洁煤的质量，优选情况下，相对于10000nm³的所述荒煤气，所述助燃空气的用量为3500～4000nm³，这样即可进一步避免因助燃空气用量过高而导致的清洁煤产品中c含量降低(转化煤中的c过多发生燃烧)，其他组分(例如灰分)含量增加；又可进一步避免因助燃空气用量过低而造成清洁煤产品的挥发分含量过高(助燃空气只能满足热解气和极少量转化煤燃烧而造成所产生的热量无法将整个系统温度升高，使得转化煤中挥发分不能在足够的温度下分解)。

本发明对所述脱杂反应器没有特别限定，可以选自现有的任何可实现上述功能的反应器，例如选自回转窑反应器。针对本发明，通常地，用于脱杂处理的所述回转窑反应器包括固体进料口(本文也称为转化煤的引入口)、气体进料口、固体出料口和气体出料口，其中，所述气体进料口的个数至少为两个，分别用于引入荒煤气和助燃空气。所述固体进料口、用于引入荒煤气的气体进料口(本文也称为荒煤气的引入口)分别位于所述回转窑反应器的前部和后部，而固体出料口和气体出料口分别位于所述回转窑反应器的后部和前部，以使转化煤和荒煤气逆流运行，并使脱杂燃烧产生的脱杂煤、高温尾气分别由该反应器的后部、前部排出。用于引入所述助燃空气的气体进料口(本文也称为助燃空气的引入口)的数量可以为一个或多个。

在本发明中，回转窑反应器的“前”、“后”是相对概念，具体是依据转化煤的流动方向进行定义。所述转化煤的引入口可以设置在占该反应器长度的不高于30％的前部分区域，荒煤气的引入口可以设置在占该反应器长度的不高于30％的后部分区域。

按照一种实施方式，如图1所示，所述助燃空气的引入口的数量为一个且靠近所述荒煤气的引入口。这种情况下，所述助燃空气是由所述回转窑反应器的同一位置引入到所述回转窑式反应器中，且所述助燃空气的引入口与所述荒煤气的引入口的轴向间距占所述回转窑反应器长度的0～10％。

按照另一种优选的实施方式，如图2所示，所述助燃空气进料口的数量为三个，分别设置在所述回转窑反应器的前部、中部和后部，以使得从不同位置引入助燃空气并为所述荒煤气及转化煤脱杂产生的热解气的燃烧提供必要的氧气。这种情况下，所述助燃空气可由回转窑反应器的前部、中部和后部位置引入到该反应器中，所述前部的引入口与所述转化煤的引入口的轴向间距占该反应器长度的0～10％，所述中部的引入口与所述转化煤的引入口的轴向间距占该反应器长度的20～50％，所述后部的引入口与所述荒煤气的引入口的轴向间距占该反应器长度的0～10％。在本文中，所述“轴向间距”是指回转窑反应器上两个引入口所在的径向截面之间的距离，轴向间距为“0”是指助燃空气的引入口与相应的荒煤气或转化煤的引入口在同一径向截面上。

更优选地，以所述助燃空气的总用量为基准，所述前部、中部和后部进入的所述助燃空气的占比分别为10～30％、20～30％和40～70％。

在本文中，需要说明的是，术语“回转窑”与“回转窑反应器”的意义不同，分别是指转化反应器、脱杂反应器所选用的回转窑，其中“回转窑反应器”与“回转窑”的主要区别在于回转窑反应器需要设有所述助燃空气的引入口。

根据本发明，步骤(3)通过换热可回收系统中所述高温尾气的热值。所述换热可通过采用废热锅炉进行，锅炉给水可以是任何来源的能实现所述换热的水，例如所述锅炉给水可以是来自电厂锅炉给水系统产水的水。

步骤(3)中，所述降温尾气具体可返回所述返回电厂锅炉的烟囱，之后可利用电厂已有的环保设施实现高效除尘和脱硫脱硝等处理，避免对环境产生污染，所述蒸汽可以返回电厂锅炉的蒸汽系统。另外，所述降温尾气和返回所述电厂锅炉的蒸汽还可用于电厂发电。

从进一步提高发电量的角度出发，优选情况下，所述蒸汽的温度为750～900℃，所述降温尾气的温度为300～500℃，更优选为350～450℃；所述降温尾气的流量为所述高温烟道气的流量的200～300体积％。

根据本发明，所述高温烟道气、荒煤气和降温尾气可通过引风机提供动力进行各自相应的处理。

根据本发明，步骤(4)中，具体可通过将所述脱杂反应器出来的脱杂煤在干冷器中降温至90～110℃，得到清洁煤。根据实际需要，可选地，所述方法还可以包括：将所述清洁煤进行成型，得到清洁型煤。优选地，所述清洁型煤符合db13-2081-2014民用型煤的标准。

在本发明中，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能够符合db13-2081-2014标准。其中，所述清洁煤中的挥发分含量≤12重量％且≥6重量％，灰分含量≤16重量％。优选情况下，所述清洁煤中的挥发分含量≥8重量％且≤10重量％。另外，所述清洁煤中的全硫含量≤0.4重量％。

以上所列举的三种原煤中，褐煤的碳含量较低且挥发分含量较高，因此，本发明以褐煤生产的质量满足要求的清洁煤的收率较低，通常低于70％。以所述长焰煤或不粘煤处理得到的质量满足要求的清洁煤，清洁煤的收率一般在70～75％。此外，在步骤(1)的最终转化温度高于640℃和/或步骤(2)的最终脱杂温度高于750℃的情况下，因产生过多的荒煤气而会导致上述原煤生产清洁煤的收率低于上述数值。

本发明的方法在一种与电厂发电耦合生产清洁煤的系统中实施，该系统包括：电厂锅炉、所述转化反应器、所述脱杂反应器、废热锅炉、干冷器和引风机；其中，

所述废热锅炉用于将来自所述脱杂反应器的所述高温尾气与锅炉给水进行热交换，得到所述降温尾气和所述蒸汽；

所述引风机用于为所述高温烟道气进入所述转化反应器、为所述转化反应器产生的荒煤气进入所述脱杂反应器，以及为所述降温尾气进入所述电厂锅炉提供动力；

所述废热锅炉分别与电厂锅炉的蒸汽系统和所述引风机连通，以使所述蒸汽返回电厂锅炉的蒸汽系统，所述降温尾气经引风机返回电厂锅炉的烟囱；

所述干冷器用于将来自所述脱杂反应器的所述脱杂煤通过干冷法进行降温得到清洁煤。

在本发明中，所述干冷器可以使用已有的干熄方法的设备。

图1和图2表示本发明提供的生产清洁煤的方法的两种不同实施方式的流程。

如图1和图2所示，本发明提供的系统主要包括：电厂锅炉、原煤转化反应器、脱杂反应器、废热锅炉、干冷器和引风机，所述脱杂反应器选自回转窑反应器。其中，所述转化反应器的气体进料口与所述电厂锅炉的高温烟气抽取出口连通，其固体出料口与所述回转窑反应器的转化煤引入口连通，其气体出料口与所述回转窑反应器的荒煤气引入口连通，所述回转窑反应器的气体出料口与所述废热锅炉的气体进口连通，所述废热锅炉的气体出口与所述引风机的入口连通，引风机的出口与所述电厂锅炉的烟囱连接，废热锅炉的蒸汽出口与所述电厂锅炉的蒸汽系统连接。

除了上述设备，所述系统还可包括本领域熟知的其它生产清洁煤系统的设备。这些设备将在以下结合图1和图2来说明本发明的方法中得以描述。

按照图1所示的实施方式，本发明提供的与电厂发电耦合生产清洁煤的方法包括以下步骤：

(1)将由电厂锅炉的分隔屏处抽取的750～1200℃的高温烟道气(即图1的热烟气)送入原煤转化反应器，作为原煤(即图1的原料煤)转化的热源；将粒径为1～100mm的原煤经过提升至原煤缓冲仓，原煤从缓冲仓进入所述原煤转化反应器，被高温热烟气直接加热至500～640℃进行转化反应，脱除原煤中的部分挥发分和硫化物、汞和砷等，得到转化煤和荒煤气；

(2)从转化反应器出来的转化煤由回转窑反应器的前部引入，荒煤气和助燃空气一起由回转窑反应器的后部引入，使所述荒煤气和转化煤呈逆流运行，所述荒煤气在助燃空气和转化煤作用下进行焚烧，除去荒煤气中的焦油，并为所述转化煤的脱杂提供热量而产生热解气，所述热解气也会发生焚烧，反应器的最终脱杂温度为650～750℃，脱杂时间为10～60min，得到脱杂煤和高温尾气；

(3)从所述回转窑反应器出来的高温尾气通过废热锅炉回收其热值，与锅炉给水换热，得到降温尾气和蒸汽，所述蒸汽返回电厂锅炉的蒸汽系统，降温尾气通过引风机返回电厂锅炉的烟囱，利用电厂已有的环保设施实现高效除尘和脱硫脱硝处理或者直接用所述降温尾气进行发电；

(4)从所述回转窑反应器出来的脱杂煤在干冷器中降温至90～110℃，送入清洁煤仓保存，或者经筛分、粉磨、成型等工艺制成清洁散烧煤产品。

按照图2所示的实施方式，本发明提供的与电厂发电耦合生产清洁煤的方法包括以下步骤：

(1)将由电厂锅炉的分隔屏处抽取的750～1200℃的高温烟道气(即图2的热烟气)送入原煤转化反应器，作为原煤(即图2的原料煤)转化的热源；将粒径为1～100mm的原煤经过提升至原煤缓冲仓，原煤从缓冲仓进入所述原煤转化反应器，被高温热烟气直接加热至500～640℃进行转化反应，脱除原煤中的部分挥发分和硫化物、汞和砷等，得到转化煤和荒煤气；

(2)从转化反应器出来的转化煤由回转窑反应器的前部引入，荒煤气由回转窑反应器的后部引入，使所述荒煤气和转化煤呈逆流运行，助燃空气由所述回转窑反应器的前部、中部和后部引入，所述荒煤气在助燃空气和转化煤作用下进行焚烧，除去荒煤气中的焦油，并为所述转化煤的脱杂提供热量而产生热解气，所述热解气也会发生焚烧，通过控制不同位置的助燃空气的进风量来控制发生自平衡燃烧，反应器中最终脱杂温度为650～750℃，脱杂时间为10～60min，得到脱杂煤和高温尾气；

(3)从所述回转窑反应器出来的高温尾气通过废热锅炉回收其热值，与锅炉给水换热，得到降温尾气和蒸汽，所述蒸汽返回电厂锅炉的蒸汽系统，降温尾气通过引风机返回电厂锅炉的烟囱，利用电厂已有的环保设施实现高效除尘和脱硫脱硝处理或者直接用所述降温尾气进行发电；

(4)从回转窑反应器出来的脱杂煤在干冷器中降温至90～110℃，送入清洁煤仓保存，或者经筛分、粉磨、成型等工艺制成清洁散烧煤产品。

在本发明中，所述荒煤气和转化煤在所述回转窑反应器中进行转化煤的脱杂反应以及荒煤气和脱杂产生的热解气的燃烧反应，一方面可以生产合格的清洁煤，另一方面可有效避免气体中的焦油组分在下游系统聚集堵塞管道和风机，而且燃烧产生的热量作为所述脱杂反应的热源，可降低清洁煤生产运营成本以及烟道气的动力能耗。此外，可通过干冷器回收所述脱杂煤的热量产生蒸汽，提高整体的能量利用效率。本发明通过对工艺流程的整体设计以及各步骤工艺参数的合理选择，得以平衡整个系统的制造成本、运行成本和产品成本，使得整套工艺和相应的系统具有非常良好的工业应用价值。

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。

以下将结合图1和图2来说明本发明的与电厂耦合生产清洁煤的方法和该方法所应用的系统。除非另有说明，流程的具体操作均如以上所述介绍的。

以下实施例1-4和对比例1-2均按照图1所示的流程生产清洁煤，其中，助燃空气的引入口和荒煤气的引入口处于回转窑反应器的同一径向截面上。

实施例1

(1)将5000nm³/h的高温烟道气(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40min，最终转化温度为600℃，得到荒煤气和转化煤；

(2)将荒煤气、转化煤和助燃空气分别送入回转窑反应器中，使得荒煤气和转化煤逆流方式直接接触，荒煤气在转化煤和助燃空气的作用下燃烧，并对转化煤产生的热解气进行燃烧，进行煤脱杂35min，最终脱杂温度为650℃，得到脱杂煤和高温尾气；相对于10000nm³/h的荒煤气，助燃空气的用量为4500nm³/h；

(3)将脱杂煤进行干冷，得到清洁煤；

(4)将高温尾气送至废热锅炉，与锅炉给水进行换热，得到降温尾气(14500nm³/h，450℃)和水蒸汽(温度750℃)，降温尾气通过引风机返回电厂锅炉进行发电，水蒸汽送至电厂锅炉的蒸汽系统。

高温烟道气的流量相当于电厂锅炉烟道气总流量的2.5体积％。

测定清洁煤的质量，(降温尾气+蒸汽)发电量结果见表1。

实施例2

本实施例结合图1说明本发明的与电厂耦合生产清洁煤的方法。

(1)将5000nm³/h的烟道气(1000℃)与4000kg的原煤(不粘煤，粒径为5mm)在回转窑中以逆流方式直接接触，进行煤转化40min，最终转化温度为550℃，得到荒煤气和转化煤；

(2)将荒煤气、转化煤和助燃空气分别送入回转窑反应器中，使得荒煤气和转化煤逆流方式运行，荒煤气在转化煤和助燃空气的作用下燃烧，并对转化煤产生的热解气进行燃烧，进行煤脱杂30min，最终脱杂温度为700℃，得到脱杂煤和高温尾气；相对于10000nm³/h的荒煤气，助燃空气的用量为3500nm³；

(3)将脱杂煤进行干冷，得到清洁煤；

(4)将高温尾气送至废热锅炉，与锅炉给水进行换热，得到降温尾气(13000nm³/h，400℃)和水蒸汽(780℃)，降温尾气通过引风机返回电厂锅炉进行发电，水蒸汽送至电厂锅炉的蒸汽系统。

高温烟道气的流量相当于电厂锅炉烟道气总流量的2.5体积％。

测定清洁煤的质量，(降温尾气+蒸汽)发电量结果见表1。

实施例3

(1)将5000nm³/h的烟道气(1000℃)与4000kg的原煤(不粘煤，粒径为20mm)在回转窑中以逆流方式直接接触，进行煤转化35min，最终转化温度为580℃，得到荒煤气和转化煤；

(2)将荒煤气、转化煤和助燃空气分别送入回转窑反应器中，使得荒煤气和转化煤逆流方式运行，荒煤气在转化煤和助燃空气的作用下燃烧，并对转化煤产生的热解气进行燃烧，进行煤脱杂35min，最终脱杂温度为650℃，得到脱杂煤和高温尾气；相对于10000nm³/h的荒煤气，助燃空气的用量为3000nm³；

(3)将脱杂煤进行干冷，得到清洁煤；

(4)将高温尾气送至废热锅炉，与锅炉给水进行换热，得到降温尾气(11500nm³/h，400℃)和水蒸汽(780℃)，降温尾气通过引风机返回电厂锅炉进行发电，水蒸汽送至电厂锅炉的蒸汽系统。

高温烟道气的流量相当于电厂锅炉烟道气总流量的2.5体积％。

测定清洁煤的质量，(降温尾气+蒸汽)发电量结果见表1。

实施例4

按照实施例1的方法生产清洁煤，所不同的是，步骤(2)中，相对于10000nm³/h的荒煤气，助燃空气的用量为5000nm³/h；

(3)将脱杂煤进行干冷，得到清洁煤；

(4)将高温尾气送至废热锅炉，与锅炉给水进行换热，得到降温尾气(15500nm³/h，450℃)和水蒸汽(750℃)，降温尾气通过引风机返回电厂锅炉进行发电，水蒸汽送至电厂锅炉的蒸汽系统。

测定清洁煤的质量，(降温尾气+蒸汽)发电量结果见表1。

对比例1

(1)将7000nm³/h的高温烟道气(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40min，最终转化温度为680℃，得到荒煤气和转化煤；

(2)将荒煤气、转化煤和助燃空气分别送入回转窑反应器中，使得荒煤气和转化煤逆流方式直接接触，荒煤气在转化煤和助燃空气的作用下燃烧，并对转化煤产生的热解气进行燃烧，进行煤脱杂35min，最终脱杂温度为840℃，得到脱杂煤和高温尾气；相对于10000nm³/h的荒煤气，助燃空气的用量为4500nm³/h。

(3)将脱杂煤进行干冷，得到清洁煤；

(4)将高温尾气送至废热锅炉，与锅炉给水进行换热，得到降温尾气(16500nm³/h，450℃)和水蒸汽(800℃)，降温尾气通过引风机返回电厂锅炉进行发电，水蒸汽送至电厂锅炉的蒸汽系统。

高温烟道气的流量相当于电厂锅炉烟道气总流量的3.5体积％。

测定清洁煤的质量，(降温尾气+蒸汽)发电量结果见表1。

对比例2

(1)将4000nm³/h的高温尾气(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40min，最终转化温度为460℃，得到荒煤气和转化煤；

(2)将荒煤气、转化煤和助燃空气分别送入回转窑反应器中，使得荒煤气和转化煤逆流方式直接接触，荒煤气在转化煤和助燃空气的作用下燃烧，并对转化煤产生的热解气进行燃烧，进行煤脱杂35min，最终脱杂温度为610℃，得到脱杂煤和高温尾气；相对于10000nm³/h的荒煤气，助燃空气的用量为4500nm³/h。

(3)将高温尾气送至废热锅炉，与锅炉给水进行换热，得到降温尾气(12000nm³/h，450℃)和水蒸汽(800℃)，降温尾气通过引风机返回电厂锅炉进行脱硫脱硝处理，水蒸汽送至电厂锅炉的蒸汽系统。

(4)将脱杂煤进行干冷，得到清洁煤；

高温烟道气的流量相当于电厂锅炉烟道气总流量的2.0体积％。

测定清洁煤的质量，(降温尾气+蒸汽)发电量结果见表1。

以下实施例5-8和对比例3均按照图2所示的流程生产清洁煤，其中，助燃空气的前部引入口与转化煤的引入口处于回转窑反应器的同一径向截面上，后部的引入口与荒煤气的引入口处于回转窑反应器的同一径向截面上，中部的引入口与荒煤气的引入口的轴向间距占反应器长度的30％。

实施例5

(1)将6000nm³/h的烟道气(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℃，得到荒煤气和转化煤；

(2)将荒煤气和转化煤分别送入回转窑反应器中，并在该反应器的不同位置通入助燃空气，使得荒煤气和转化煤逆流方式运行，荒煤气在转化煤和助燃空气的作用下燃烧，并对转化煤产生的热解气进行燃烧，进行煤脱杂35min，最终脱杂温度为700℃，得到脱杂煤和高温尾气；

其中，相对于10000nm³/h的荒煤气，助燃空气的总用量为4000nm³，在反应器的前部、中部和后部分别通入助燃空气，助燃空气的用量分别占30％、30％和40％；

(3)将脱杂煤进行干冷，得到清洁煤；

(4)将高温尾气送至废热锅炉，与锅炉给水进行换热，得到降温尾气(15000nm³/h，400℃)和水蒸汽(750℃)，降温尾气通过引风机返回电厂锅炉进行发电，水蒸汽送至电厂锅炉的蒸汽系统。

高温烟道气的流量相当于电厂锅炉烟道气总流量的3体积％。

测定清洁煤的质量，(降温尾气+蒸汽)发电量结果见表2。

实施例6

(1)将6000nm³/h的烟道气(900℃)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50min，最终转化温度为520℃，得到荒煤气和转化煤；

(2)将荒煤气和转化煤分别送入回转窑反应器中，并在该反应器的不同位置通入助燃空气，使得荒煤气和转化煤逆流方式运行，荒煤气在转化煤和助燃空气的作用下燃烧，并对转化煤产生的热解气进行燃烧，进行煤脱杂40min，最终脱杂温度为650℃，得到脱杂煤和高温尾气；

其中，相对于10000nm³/h的荒煤气，助燃空气的总用量为3500nm³/h，具体在反应器的前部、中部、后部位置通入助燃空气，助燃空气的用量分别占10％、30％和60％；

(3)将脱杂煤进行干冷，得到清洁煤；

(4)将高温尾气送至废热锅炉，与锅炉给水进行换热，得到降温尾气(14000nm³/h，450℃)和水蒸汽(800℃)，降温尾气通过引风机返回电厂锅炉进行发电，水蒸汽送至电厂锅炉的蒸汽系统。

高温烟道气的流量相当于电厂锅炉烟道气总流量的3体积％。

测定清洁煤的质量，(降温尾气+蒸汽)发电量结果见表2。

实施例7

(1)将6000nm³/h的烟道气(1100℃)与5000kg的原煤(长焰煤，粒径为5mm)在移动床中以逆流方式直接接触，进行煤转化20min，最终转化温度为600℃，得到荒煤气和转化煤；

(2)将荒煤气和转化煤分别送入回转窑中，并在该回转窑的不同位置通入助燃空气，使得荒煤气和转化煤逆流方式运行，荒煤气在转化煤和助燃空气的作用下燃烧，并对转化煤产生的热解气进行燃烧，进行煤脱杂50min，最终脱杂温度为670℃，得到脱杂煤和高温尾气；

其中，相对于10000nm³/h的荒煤气，助燃空气的总用量为3500nm³/h，具体在回转窑的前部、中部、后部位置通入助燃空气，助燃空气的用量分别占10％、30％和60％；

(3)将脱杂煤进行干冷，得到清洁煤；

(4)将高温尾气送至废热锅炉，与锅炉给水进行换热，得到降温尾气(14000nm³/h，400℃)和水蒸汽(800℃)，降温尾气通过引风机返回电厂锅炉进行发电，水蒸汽送至电厂锅炉的蒸汽系统。

高温烟道气的流量相当于电厂锅炉烟道气总流量的3体积％。

测定清洁煤的质量，(降温尾气+蒸汽)发电量结果见表2。

实施例8

按照实施例6的方法生产清洁煤，所不同的是，步骤(2)中，相对于10000nm³/h的荒煤气，助燃空气的用量为3000nm³/h；

(3)将脱杂煤进行干冷，得到清洁煤；

(4)将高温尾气送至废热锅炉，与锅炉给水进行换热，得到降温烟气(12500nm³/h，450℃)和水蒸汽(700℃)，降温烟气通过引风机返回电厂锅炉进行发电，水蒸汽送至电厂锅炉的蒸汽系统。

测定清洁煤的质量，(降温尾气+蒸汽)发电量结果见表2。

对比例3

(1)将8000nm³/h的烟道气(900℃)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50min，最终转化温度为710℃，得到荒煤气和转化煤；

(2)将荒煤气和转化煤分别送入回转窑反应器中，并在该反应器的不同位置通入助燃空气，使得荒煤气和转化煤逆流方式运行，荒煤气在转化煤和助燃空气的作用下燃烧，并对转化煤产生的热解气进行燃烧，进行煤脱杂40min，最终脱杂温度为820℃，得到脱杂煤和高温尾气；

其中，相对于10000nm³/h的荒煤气，助燃空气的总用量为3500nm³/h，具体在反应器的前部、中部、后部位置通入助燃空气，助燃空气的用量分别占10％、30％和60％；

(3)将脱杂煤进行干冷，得到清洁煤；

(4)将高温尾气送至废热锅炉，与锅炉给水进行换热，得到降温尾气(500℃)和水蒸汽(850℃)，降温尾气通过引风机返回电厂锅炉进行脱硫脱硝处理，水蒸汽送至电厂锅炉的蒸汽系统。

高温烟道气的流量相当于电厂锅炉烟道气总流量的4.0体积％。

测定清洁煤的质量，结果见表3。

对比例4

(1)将6000nm³/h的烟道气(900℃)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90min，最终转化温度为630℃，得到荒煤气和煤制品；

(2)将煤制品进行干冷，得到清洁煤。

测定清洁煤的质量，结果见表3。

对比例5

(1)将6000nm³/h的烟道气(900℃)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100min，最终转化温度为720℃，得到荒煤气和煤制品；

(2)将煤制品进行干冷，得到清洁煤。

测定清洁煤的质量，结果见表3。

表1

1：烟道气的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：转化时间与脱杂时间之比；

3：降温尾气的流量占烟道气的流量的体积百分比，体积％；

4：电厂所引出的烟道气用于发电可以产生的电量，以标煤计算；

5：(降温尾气+蒸汽)用于发电可以产生的电量，以标煤计算。

表2

1：烟道气的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：表述形式“×/×/×”表示从回转窑反应器的前部、中部和后部引入的助燃空气比例。

3：转化时间与脱杂时间之比；

4：降温尾气的流量占烟道气的流量的体积百分比，体积％；

5：电厂所引出的烟道气用于发电可以产生的电量，以标煤计算；

6：(降温尾气+蒸汽)用于发电可以产生的电量，以标煤计算。

表3

1：烟道气的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：回风的流量占烟道气的流量的体积百分比，体积％；

3：电厂所引出的烟道气用于发电可以产生的电量，以标煤计算；

4：回风用于发电可以产生的电量，以标煤计算。

由实施例1-8的结果可知，实施例的方法获得的清洁煤的挥发分含量＜11重量％且＞6重量％，灰分含量＜15重量％。而且，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，同时降温尾气和水蒸汽可返回电厂用于发电，且增加发电量。

将实施例1与对比例1相比，对比例1的煤转化温度较高，一方面导致在相同转化时间内需采用较多的高温烟道气，造成风机能耗较高，另一方面也导致下游的最终脱杂反应温度较高，产生的荒煤气过多，清洁煤产量低且挥发分含量过低(＜6重量％)，可燃性差；另外，对比例2的转化温度低，导致在相同脱杂时间内的最终脱杂温度较低，无法生成合格的清洁煤。

将实施例6与对比例3相比，对比例6的最终转化温度较高，导致清洁煤产量低且可燃性差。

将实施例6与对比例4-5进行比较可知，本发明通过分别在不同操作条件下对原煤依次进行煤转化和脱杂，才能保证生产出符合上述质量标准的清洁煤，且使汞的含量大幅降低。

将实施例1-2与实施例5-6进行比较可知，通过在回转窑反应器的不同位置引入不同比例的助燃空气，能进一步提高所生产的清洁煤的质量。

将实施例1与实施例3-4、实施例6与实施例8两组分别比较可知，助燃空气的引入量不在最优选的范围内时，所生产的清洁煤质量不如实施例1和6的好。

将实施例6与实施例7进行比较可知，当转化与脱杂时间配比不在最有效的范围内时，虽可以生产质量合格的清洁煤，但清洁煤的质量不如实施例6的好。

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。