一种多元燃料提质分离与燃煤电站锅炉耦合工艺系统的制作方法

1.本发明属于燃煤发电领域，具体涉及一种多元燃料提质分离与燃煤电站锅炉耦合工艺系统。


背景技术：

2.燃煤发电行业经过多年高速发展，燃煤发电行业产能趋于饱和；燃煤成本逐年增大，燃煤成本占燃煤发电成本的比重越来越高；超低排放等国家政策带来的环保压力持续增加；国家要求燃煤发电机组进行灵活性改造，提升机组调峰能力；燃煤发电机组单纯的技术发展也面临瓶颈期，现有燃煤发电机组技术改造的潜力已经挖掘殆尽。燃煤发电行业急需一项综合性技术，充分利用现有资源和技术，实现煤、化、电、废一体化综合应用，在实现节能减排的基础上，缓解燃煤发电行业压力，拓展燃煤电厂经营领域，提高燃煤发电行业整体效益。以可再生能源耦合燃煤发电，实现煤、化、电、废的一体化综合应用，扩大了燃料来源，降低煤电机组燃料费用；降低单位发电煤耗、降低机组发电成本；满足电网深度调峰需求；减少co2排放，是未来火电领域高质量发展的关键。
3.煤电低碳发展实际上就是在不减少发电量的前提下大幅度减少燃煤量。为达到这一目标，主要有3个途径，即煤电升级提效、ccus（碳捕集、利用和封存）以及可再生能源耦合。煤电提效是过去和目前正着力开展的工作，截至2021年11月底，全国供电煤耗率已降至303.7g/kwh，而目前国内最先进机组的供电煤耗约在260～280g/kwh，可见通过煤电提效进一步降碳的下降空间约为10%，无法满足目前的降碳目标。ccus可能是在不减少燃煤量的条件下实现低碳煤电的未来技术，但ccus技术的研发和示范需要解决高成本、高能耗和利用及封存等诸多问题，相信在“3060”推动下，ccus的创新发展必然会加速，但在10年内可能无法实现大规模推广应用。尤其考虑到我国煤电机组巨大的体量，对于超过50 亿t/a的co2排放量，单靠ccus技术很难实现零碳排放目标。因此，高效煤电 可再生能源耦合是当前煤电低碳发展的主要方向。
4.煤炭是古代植物埋藏在地下经历了复杂的生物化学和物理化学变化逐渐形成的固体可燃性矿物。中国煤炭分类，首先按煤的挥发分，将所有煤分为褐煤、烟煤和无烟煤；干燥无灰基挥发份(v
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)＜10%为无烟煤；干燥无灰基挥发份(v
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)＞10%为烟煤，烟煤按挥发分10%～20%、20%～28%、28%～37%和》37%四个阶段分为低、中、中高及高挥发分烟煤；干燥无灰基挥发份(v
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)＞37%为褐煤。
5.我国电站锅炉用煤的全水分大致在mar=2%～44%，一般情况下，要使煤中1kg水分蒸发，约需要2500kj的热量，相当于0.085kg标准煤的低位发热量。如果以平均值23%的含水量计算，将每吨发电燃煤干燥至发电机组允许的全水分含量8%，需消耗375mj的能量，相当于0.013t标准煤的低位发热量，可以发104度电。而一般一吨煤可以发3300度电。高水分的原煤在炉膛中燃烧时，煤中的水分吸热蒸发，大量的气化潜热从烟囱白白的排了出去，据实验测算，在燃烧过程中汽化消耗掉的能量多达20%。原煤中的水分增大了烟气的水蒸汽含量和排烟损失，锅炉效率被降低很多。烟气中水蒸汽含量升高，会使烟气中的水分分压压力变
大和烟气露点降低，导致省煤器等低温受热面的积灰和腐蚀加剧。同时烟气量的增加还同时会导致引风机电耗增加。原煤水分过多使得制粉干燥的风量需求也相应增加，导致管道磨损，进而增加了排粉机的电耗，会造成煤仓、给煤机及落煤管中的粘结性堵塞。原煤水分高还使得煤粉在炉内飞扬不畅，着火迟缓，燃烧不完全等情况。总之，高水分的原煤对机组的影响最终导致热效率的降低，经济性损失严重。电厂燃煤全水分量控制在6～8%范围内，最高不宜超过10%。
6.在煤质分类中，将褐煤及长焰煤等一些水分高、密度小、挥发分高、不粘结、化学反应性强、热稳定性差及发热量低的煤种统称为低阶煤。褐煤，又名柴煤，多呈褐色或褐黑色，是一种高挥发份（v
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＞50%）、高水份（25%～60%）、高灰份（约30%）、低热值（约3200kcal/kg）、低灰熔点、易风化碎裂、易氧化自燃的劣质燃料，是煤化程度最低的矿产煤。
7.褐煤直接用于发电，锅炉排烟损失与低水分煤相比较大，锅炉直接燃烧的热效率较低，经济性有限，且co2的排放量也较大。褐煤含水量较高，一般为25%～60%，高水分褐煤中的水分燃烧时在炉膛中产生大量水蒸汽，一方面使炉膛温度降低，增加了炉膛的燃煤量，另一方面增加了锅炉的受热面，使得锅炉本体、制粉系统、烟风煤粉管道都较大，排烟热损失增大。
8.在褐煤资源集中的内蒙等地区是我国典型的“富煤缺水”地区。大量的坑口电厂采集地下水作为电厂补水，使得地下水资源枯竭，草地大面积沙化，久而久之形成恶性循环。目前，针对上述问题，国内外较为常见的方法是采用褐煤预干燥技术，将褐煤干燥到一定水分，再进入锅炉燃烧。目前的电站褐煤干燥制粉系统均着眼于对褐煤的干燥和制粉，而褐煤提质，同样带来褐煤提质后的储存、包装、运输、自燃、环境污染等大量问题，未能与电厂的褐煤制粉系统统筹兼顾，使得各类褐煤提质技术均未能得以推广应用。
9.磨煤机是将煤块破碎并磨成煤粉的机械，它是煤粉炉的重要辅助设备。磨煤机是燃煤电站磨煤系统的重要组成部分，磨煤机设备耗电量占厂用电的30%左右。磨煤机的型式很多，按磨煤工作部件的转速可分为三种类型，即低速磨煤机、中速磨煤机和高速磨煤机。低速磨煤机主要为滚筒式钢球磨煤机，一般简称钢球磨或球磨机。钢球磨笨重庞大、电耗高、噪声大；但对煤种的适应范围广，运行可靠，特别适宜于磨制硬质无烟煤。目前国内采用的中速磨煤机有以下四种：辊－盘式中速磨，又称平盘磨；辊－碗式中速磨，又称碗式磨或rp型磨，球－环式中速磨，又称中速球磨或e型磨；辊一环式中速磨，又称mps磨。这些磨煤机的工作转速为50～300r/min,故称中速磨煤机。中速磨的煤种适应性不如低速球磨机广泛，它一般只适用于烟煤和贫煤，且煤的可磨系数≥50，原煤水分也不能过高（mf≤19%）。但中速磨重量轻、占地小、制粉系统管路简单、投资省；运行时还具有电耗低、噪音低等优点。因此这种中速磨煤机目前在大容量机组中已得到日益广泛的应用。风扇磨作为一种转动机械，结构简单、制造方便，占地面积及金属耗量均较少，因而初投资低。风扇磨还具有制粉系统简单，设备上得快等优点。此外，风扇磨集干燥、破碎、输送三种功能于一身，所以可少用一台风机。风扇磨中的煤粒大多处于悬浮状态，通风和干燥十分强烈；所采用的干燥剂可由热炉烟、冷炉烟和热空气混合组成。运行中可根据燃煤水分，调节这三种介质的比例，控制方便灵活，并使得干燥剂具有良好的防爆作用。经验证明，风扇磨最适合磨制高水分褐煤（外水mf》19%或全水分mt》30%），同时也可用于磨制一些较软烟煤。各种类型的磨煤机均有各自的优缺点和对煤种的适应范围。电厂设中燃煤锅炉磨煤机的选型非常重要，首先必须
根据所燃用的煤种及采用的哪种制粉系统来进行考虑，要考虑到设备运行的可靠性和经济性。在衡量一种磨煤机运行经济性时，要全面分析制粉电耗、制粉金属材料消耗和检修维护的人工消耗等三项指标。除此之外，还要兼顾到投资、磨煤机的布置安装条件以及运行中的具体现实问题。
10.风扇磨煤机直吹式制粉系统，从磨煤机经粗粉分离器引出的携带合格细度煤粉的气、粉两相流体作为一次风，直接经由燃烧器吹入炉膛的制粉系统。
11.中间储仓式制粉系统，中间储仓式制粉系统中，磨成的煤粉先储存在煤粉仓内，随后根据负荷要求再由煤粉仓送入炉膛。由于直吹式系统有对锅炉负荷变化响应迟缓和低负荷运行经济性差的缺点，所以，在储仓式制粉系统中增加了细粉分离器、煤粉仓、给粉机和排粉风机等设备。细粉分离器分离下来的煤粉储存在煤粉仓，由给粉机送入一次风管道。细粉分离器都采用旋风式分离器，一般粒径小于10μm的煤粉无法分离而随干燥介质从分离器排出，此煤粉量约为磨煤出力的10%左右，称为乏气。排粉风机布置在细粉分离器之后，不易磨损。由于中速磨煤机磨制的煤一般挥发分较高，煤粉的着火和燃烧性能较好，通常采用中间储仓式乏气送粉系统。由于系统中增设了煤粉仓，有较多的煤粉储存，因此磨煤机的出力不再受锅炉负荷的限制，始终可以在最佳工况下运行，可以保证所需的煤粉细度，且具有较高的经济性。同时，锅炉负荷变化时，可以通过改变给粉机转速直接调节给粉量，迅速响应负荷变化，满足调峰机组的运行要求。
12.乏气送粉系统和热风送粉系统。当燃用煤的质量较好时，可采用乏气送粉系统，以乏气作为一次风的输送介质，乏气夹带的细粉与给粉机下来的煤粉混合后，被送入炉膛燃烧。当燃用难燃的无烟煤、贫煤或劣质烟煤时，需用高温一次风来稳定着火燃烧，则要采用热风送粉中间储仓式制粉系统，中间储仓式制粉系统中送风机将锅炉尾部烟道上方的热空气再经过预热器加热后，分成一，二，三次风进入炉膛。一次风用从空气预热器来的热空气作为输送煤粉介质，二次风助燃，三次风调整燃烧，乏气作为三次风送入炉膛燃烧，用来协调煤粉输送、干燥和燃烧三者所需的风量，以适应煤的水分和燃烧所需煤粉量等的变化。中间贮仓热风送粉系统，热风送粉能使煤粉在风管内先行预热，有利于挥发分的析出及在炉膛内及时着火和稳定燃烧，多用于燃烧低挥发分贫煤和无烟煤。对于高挥发分的煤种，不宜采用热风送粉，以防止煤粉在燃烧器内过早着火而烧坏火嘴。
13.煤的化学组成很复杂，但归纳起来可分为有机质和无机质两大类，以有机质为主体。煤中的有机质主要由碳、氢、氧、氮和有机硫等五种元素组成。其中，碳、氢、氧占有机质的95%以上。煤的挥发份是指将煤加热至一定温度时，煤中的部分有机物和矿物质发生分解并逸出，逸出的气体主要是氢、氧、氮、硫和一部分碳，而这些气体大部份是可燃气体，所以挥发份越高，煤越易着火，燃烧也就越稳定。燃煤电站的煤炭被直接燃烧利用，不能有效利用煤炭中所含的高价值组分，导致巨大的资源浪费。
14.富油煤是指焦油产率的分级（t
ar,d
）在7%～12%的煤炭，是一种公认的特殊煤炭资源。将富油煤直接作为燃料非常可惜，有效价值未得到高效利用。初步研究表明，陕北榆林的高挥发份低阶烟煤是典型的富油煤和中高油煤，储量超过1500亿吨，其中高油煤（t
ar,d
＞12%）的储量超过150亿吨。新疆仅哈密地区的富油煤资源估算超过2000亿吨，t
ar,d
普遍在8%以上，最高接近20%，如果加上准东地区，富油煤资源量预测超过5000亿吨。通过合理的热解，完全可以将这些富油煤中的煤焦油回收。
15.煤炭提质分离是指将煤炭通过热解提取煤焦油和富氢合成气，剩余的半焦作为高品位洁净燃料的煤炭利用方式。煤炭提质分离后，烟煤转化为具有无烟煤特征的极低含水量低挥发份半焦，所得半焦干燥无灰基挥发份(v
daf
)＜10%，褐煤转化为具有烟煤特征的极低含水量低挥发份半焦，所得半焦干燥无灰基挥发份(v
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)＜20%。煤炭提质分离是煤在隔绝氧气、或者非氧化的氛围下中低温热解的过程，传统的热解炉包括外热式和内热式两种形式。外热式采用的是火道加热的方式干馏，炉型复杂，热效率低，投资是内热式的三倍左右，但其副产的煤气成分较好，氮气含量在4%左右，是优质富氢合成气。内热式由于空气助燃导致煤气成分较差，氮气含量达到42%以上，目前只能做为发电的燃料气。如果兰炭尾气向制化学品方向发展，则需要采用纯氧助燃的方式改善煤气成分。内热式只能处理粒径≥20mm的块煤，块煤占原煤的比例在20%左右，还有80%粒径≤20mm的沫煤无法处理。
16.煤炭提质分离生产能耗强度高、污染物排放量大，生产过程中息焦工序会产生大量酚氨废水，其化学需氧量和氨氮浓度分别超过3万毫克/升和3千毫克/升，污染物含量高。以陕西省榆林市的煤炭提质分离产业兰炭产业为例，仅榆林神木市兰炭企业的酚氨废水年产生量就高达300万吨，全市处理能力严重不足。部分酚氨废水被用于熄焦，水污染物气化后进入大气环境，榆林市兰炭行业vocs排放量约占全市vocs排放总量的22％，是当地大气臭氧浓度升高的主要诱因。
17.火力发电厂消耗我国煤炭总产量的50%以上，其排烟热损失是燃煤电站锅炉各项热损失中最大的一项，占锅炉总热损失的80%或更高。排烟热损失的主要影响因素是锅炉排烟温度，一般情况下，排烟温度每升高10℃，排烟热损失增加0.6%～1.0%，发电煤耗增加2g/kwh左右。我国现役火电机组中，锅炉排烟温度普遍维持在125～150℃左右水平，褐煤锅炉为170℃为左右，排烟温度高是一个普遍现象，由此造成巨大的能量损失。
18.煤炭提质分离需要在隔绝氧气、或者非氧化的环境下对煤炭进行加热，采用燃烧空气加热的方法，往往由于密封问题导致热解炉中氧气含量超标，超标氧气与煤炭中的碳反应生成co2，导致热解炉产出富氢合成气中无效成分co2比例过高，热值降低。燃煤电站锅炉高温烟气和中温烟气中o2含量≤4%，完全符合热解炉对加热气体的要求。
19.燃煤电站的燃烧系统与煤炭提质分离利用存在互补性和结合点。煤炭提质分离后，烟煤转化为具有无烟煤特征的极低含水量低挥发份半焦，所得半焦干燥无灰基挥发份(v
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)＜10%，褐煤转化为具有烟煤特征的极低含水量低挥发份半焦，所得半焦干燥无灰基挥发份(v
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)＜20%，大幅度降低入炉煤全水分含量；煤炭提质分离所得半焦粒径完全满足燃煤电站入炉煤粉规格，热解系统所制半焦无须息焦，消除息焦污染物排放，减少了息焦能量损失；合格半焦不经过制粉系统，直接输入中间储仓，来自风烟系统的一次风将合格半焦从中间储仓送入炉膛燃烧。省去制粉环节，降低了制粉系统中磨煤机的电耗和污染物排放；较高的半焦温度采用热风送粉进入炉膛，更有利于发挥半焦热值高、燃烧稳定的特点，而规避了半焦极难点燃、极难燃尽的劣势，尤其适合深度调峰低负荷下的稳定燃烧；煤炭提质分离所得富氢合成气可以直接输入炉膛燃烧，提高锅炉燃烧的稳定性，尤其适合在深度调峰时负荷波动性较大的工况；富氢合成气含有大量的h2，燃煤电站燃烧富氢合成气可以降低二氧化碳排放；煤炭提质分离所得煤焦油对外销售，增加燃煤电站营收；煤炭提质分离的废水经过环保处理，可以作为燃煤电站用水回收利用；热解炉加热使用燃煤电站的排烟替代燃烧富氢合成气，合理利用了燃煤电站的低阶能量，节约了更有价值的富氢合成气；热解炉
乏气经过与空气换热，加热后的空气进入空气预热器，将空气温度从常温（25℃）升温80～100℃进入空气预热器，空气预热器的排烟温度会升高到＞180℃，换热板的最低金属壁温可以达到150℃以上，高于酸露点温度和硫酸氢铵147℃的结晶温度，从根本上解决低温腐蚀、结垢和硫酸氢铵堵塞问题；煤炭提质分离热解炉尾气经过与空气换热，换热后的尾气与低温炉烟混合后进入脱硫塔，可以降低脱硫工艺水耗。
20.在褐煤发电技术方面，授权公告号《cn 101881191 b》基于高水分褐煤预干燥提质及回收技术的火力发电系统；授权公告号《cn 102798133 b》一种炉烟干燥及水回收风扇磨热风送粉制粉系统；授权公告号《cn 103148495 b》高钠煤脱钠提质风扇磨制粉及水回收联合循环发电系统；授权公告号《cn 103575068 b》褐煤干燥水回收及干燥尾气再循环利用系统；授权公告号《cn 104179537 b》一种煤中水回收的褐煤干燥发电系统及其实施方法；授权公告号《cn 203116058 u》准东煤脱钠预处理及烟气流化干燥中速磨制粉发电系统；授权公告号《cn 203116062 u》高钠煤脱钠及乏气流化中速磨直吹式制粉发电系统；授权公告号《cn 203116490 u》一种具有乏气热能暨水回收功能的褐煤干燥燃煤系统；授权公告号《cn 203116491 u》一种煤中取水燃褐煤高效燃煤系统；授权公告号《cn 204041130 u》一种煤中水回收的褐煤干燥发电系统；授权公告号《cn 208269182 u》褐煤高效发电设备；授权公告号《cn 207350357 u》一种用于褐煤和长焰煤的锅炉装置；申请公布号《cn 107763651 a》一种锅炉给煤的方法及其给煤系统。上述发明中均只解决了褐煤的干燥脱水问题，授权公告号《cn 207350357 u》一种用于褐煤和长焰煤的锅炉装置还涉及到长焰煤的干燥脱水问题，上述发明始终未解决褐煤和长焰煤在加热的过程中，煤中的挥发分也随着水分一起析出，烟气经过冷凝后将水分析出，但挥发分会随着外排气向外排出造成新的环保问题，还存在着发生燃爆的风险。
21.在煤炭提质分离与燃煤电站耦合方面，授权公告号《cn 210601586 u》一种煤干馏、工业制氧与燃煤火电锅炉耦合工艺系统，该发明中：
①
煤干馏系统原料煤是粉煤或颗粒煤或颗粒粉煤，该发明并未涉及到除煤炭以外的生物质、固体废物、工业固体废物、危险废物等的清洁高效利用；
②
煤干馏系统制取的干馏煤气通过管道输送到富氧燃烧系统，该发明并未涉及煤干馏后的半焦与燃煤电站的耦合；
③
煤干馏系统的废水、废气进入废物处理装置通入燃煤火电锅炉，废水通入燃煤火电锅炉的结果是降低了燃煤火电锅炉的燃烧效率，与前述褐煤干燥脱水的一系列发明目的相互矛盾；
④
煤干馏系统的废水、废气进入废物处理装置通入燃煤火电锅炉，废气通入燃煤火电锅炉的结果是一方面降低了燃煤火电锅炉的燃烧效率，另一方面也加大了后续污染物排放治理的难度，增加了污染物排放治理成本。
22.授权公告号《cn 211079033 u》一种利用燃煤发电锅炉高温烟气实现煤干馏的工艺装置。该发明中：
①
高温烟气通道一端连接在燃煤发电锅炉炉膛上部，另一端连接煤干馏装置，高温烟气通道由可承受1000℃以上耐磨、隔热材料组成，高温烟气通道引出部分燃煤发电锅炉的高温烟气通入煤干馏装置内提供干馏热量。
②
流量控制阀门安装在干馏后烟气通道上，可根据煤干馏装置所需热量调节高温烟气流量。由上述
①
和
②
可知，该发明中煤干馏装置的热量来自燃煤电站锅炉高温烟气，虽然流量控制阀门可以调节高温烟气流量，但单一来源的高温烟气无法调节烟气温度，煤干馏装置的温度调节只能依赖于燃煤电站锅炉自身的排烟温度控制，当煤干馏装置的正常工作温度范围大幅度偏离燃煤电站锅炉排烟温度时，会导致煤干馏装置无法正常运行。
23.综上所述，燃煤发电机组单纯的技术发展面临瓶颈期，现有燃煤发电机组技术改造的潜力已经挖掘殆尽。燃煤发电行业急需一项综合性技术，充分利用现有资源和技术，实现煤、化、电、废一体化综合应用，在实现节能减排的基础上，缓解燃煤发电行业压力，拓展燃煤电厂经营领域，提高燃煤发电行业整体效益。


技术实现要素：

24.本发明提出一种多元燃料提质分离与燃煤电站锅炉耦合工艺系统，将煤炭提质分离技术、煤炭干燥脱水技术、中间储仓式热风送粉技术与现有燃煤发电技术耦合。
25.本发明中煤炭包括烟煤和褐煤，不包括无烟煤；煤炭优先选用焦油产率的分级（tar,d）在7%～12%的煤炭，以增加热解煤焦油产率，提高经济性；次选干燥无灰基挥发份v
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＞37%的长焰煤和褐煤。生物质、固体废物、工业固体废物、危险废物等优先选用热值高、收集成本低的油泥、木本废弃物、陈化垃圾等。
26.本发明提出一种多元燃料提质分离与燃煤电站锅炉耦合工艺系统，工作原理是：多元燃料仓27中的多元燃料经多元燃料输送系统28输入热解炉18；取自炉膛3上部的高温炉烟2（＞1000℃）经高温炉烟管道14输送到混合器16，取自空气预热器7前的中温炉烟6（320～400℃）经中温炉烟管道15输送到混合器16，高温炉烟2与中温炉烟6在混合器16混合，混合后的炉烟温度符合热解炉18的正常工作温度，混合后的炉烟输送至热解炉18中，对热解炉18中的多元燃料加热，高温风机17将混合后的炉烟在热解炉18中往复循环，达到热解炉加热均匀的目的。高温烟气和中温烟气氧含量极低（≤4%），作为热源避免了在热解过程中爆燃事故的发生。
27.多元燃料热解后，烟煤转化为具有无烟煤特征的极低含水量低挥发份半焦，褐煤转化为具有烟煤特征的极低含水量低挥发份半焦。从热解炉18半焦出料口19引出的携带合格细度半焦的气粉两相流体，通过细粉分离器20，将合格半焦分离出来送入半焦中间贮仓21，空气预热器7出口的热空气通过一次风管道22将半焦中间储仓21中的合格半焦输送进炉膛3燃烧；据测算，一种水分42.52％、发热量11.93mj/kg 的褐煤，经热解后水分降为14.43％、发热量增至18.08mj/kg，相当于热值提高了51.55％。如能脱除全部水分，发热量增至20.755mj/kg，相当于热值提高了73.97%；褐煤中的水分热解后不进入炉膛，一方面使炉膛温度得以提高，有利于燃料燃尽从而提高燃料燃烧效率，锅炉效率也提高，可达到95%以上；另一方面也使炉内所需受热面相应减少，从而降低燃煤电站初投资。
28.多元燃料热解后产生的热解气体经热解气体管道29输入油气分离装置30；油气分离装置30分离出来的液体经液体输送管道31输入焦油脱水装置33；油气分离装置30分离出来的气体经气体输送管道32输入脱硫净化装置34；焦油脱水装置33处理后的焦油通过焦油输送管道35输入焦油储罐37，对外销售；脱硫净化装置34处理后的富氢合成气通过富氢合成气输送管道36输入富氢合成气储罐38，作为锅炉1和热风炉46的燃料。
29.多元燃料热解后产生的废水经废水输送管道39输入污水处理装置41，焦油脱水装置33产生的废水经废水输送管道40输入污水处理装置41，污水处理装置41处理后符合国家标准的合格水进入燃煤电站回水管道42，回收利用；按2*600mw 褐煤机组每台每小时使用褐煤400吨计，褐煤的全水分为40%，全年可回收280 万吨以上的水，按年发电小时数5500小时计，全年可回收176万吨水，由此可节省大量燃煤电站补给水，具有显著的节水效益，尤其
适合我国蒙东和新疆褐煤产地普遍缺水的国情。
30.热解炉18的乏气中可燃挥发份气体较少，没有燃烧利用价值，经乏气输送管道48输入换热器10，与新鲜空气49换热，换热后的空气进入空气预热器7；经换热器10换热后的乏气进入混合器11，空气预热器烟气出口低温炉烟8经低温炉烟管道9输入混合器11，乏气与低温炉烟8混合后的炉烟进入脱硫塔12；进入脱硫塔12的炉烟经过脱硫净化装置12处理后的烟气经烟囱13排入大气，以保护环境。
31.当炉烟热量不足以维持热解炉正常工作时，或者当锅炉1发生非停事故，无法给热解炉18提供合格炉烟用来加热时，富氢合成气储罐38中存储的富氢合成气经富氢合成气输送管道43输入热风炉46，新鲜空气49经空气输送管道45输入热风炉46，富氢合成气和新鲜空气49在热风炉中燃烧，燃烧后的热风经热风输送管道47输入热解炉18，给热解炉18提供所需热量。
32.当锅炉1启动、负荷不稳定、深度调峰需要快速频繁变换工况等情况下，富氢合成气储罐38中的富氢合成气经富氢合成气输送管道44输入炉膛3燃烧；富氢合成气可显著改善燃料的着火性能，锅炉低负荷稳燃性能增强，可节省大量低负荷助燃油或不投油运行，同时也使锅炉燃料适应性增强。
33.某2*300mw 烟煤机组为例，该机组燃用当地烟煤，煤质数据如下：
每台300mw机组标煤发电煤耗300g/kwh，年发电小时数5500小时，原煤价格1000元/吨，煤焦油价格4000元/吨，水价5元/吨，碳排放指标50元/吨。
34.单台机组的燃料供应完全由热解系统供应，机组标煤发电煤耗从300g/kwh降低到259.32g/kwh，降低标煤发电煤耗40.68g，降低机组标煤煤耗比例13.56%；全年可生产焦油6.24万吨，按每吨焦油4000元价格计算，全年可实现焦油销售收入2.5亿元；年减少co2排放2.98万吨，按每吨co2减排价值50元计算，实现co2减排149万元；年回收水2万吨，价值10万元；机组年增加毛利2.17亿元，具有显著的经济效益。
35.单台机组的燃料部分由热解系统供应，其余燃料利旧现有制粉系统，建设每小时
处理原煤50吨的多元燃料提质分离系统并与燃煤电站锅炉耦合，机组标煤发电煤耗从300g/kwh降低到277.7g/kwh，降低标煤发电煤耗22.3g，降低机组标煤发电煤耗比例7.42%；全年可生产2.5万吨焦油，按每吨焦油4000元价格计算，全年可实现焦油销售收入1亿元；年减少co2排放1万吨，按每吨co2减排价值50元计算，实现co2减排50万元；年回收水8250吨，价值41250元；机组年增加毛利8600万元，同样具有显著的经济效益。说明本发明适合我国富油烟煤产地。
36.以某2*600mw 褐煤机组为例，该机组燃用当地褐煤，煤质数据如下：每台600mw机组标煤发电煤耗300g/kwh，年发电小时数5500小时，原煤价格300元/
吨，煤焦油价格4000元/吨，水价5元/吨，碳排放指标50元/吨。
37.单台机组的燃料供应完全由热解系统供应，机组标煤发电煤耗从300g/kwh降低到259.00g/kwh，降低标煤发电煤耗41.00g，降低机组标煤煤耗比例13.67%；全年可生产焦油20.4万吨，按每吨焦油4000元价格计算，全年可实现焦油销售收入8.2亿元；年增加co2排放70万吨，按每吨co2减排价值50元计算，增加co2排放3500万元；年回收水64万吨，价值320万元；机组年增加毛利7.36亿元，具有显著的经济效益。
38.单台机组的燃料部分由热解系统供应，其余燃料利旧现有制粉系统，建设每小时处理原煤50吨的多元燃料提质分离系统并与燃煤电站锅炉耦合，机组标煤发电煤耗从300g/kwh降低到293.37g/kwh，降低标煤发电煤耗6.63g，降低机组标煤发电煤耗比例1.10%；全年可生产2.2万吨焦油，按每吨焦油4000元价格计算，全年可实现焦油销售收入8800万元；年增加co2排放8万吨，按每吨co2减排价值50元计算，增加co2排放400万元；年回收水7万吨，价值35万元；机组年增加毛利7900万元，同样具有显著的经济效益。说明本发明适合我国富油褐煤产地。
39.附图说明：图1，一种多元燃料提质分离与燃煤电站锅炉耦合工艺系统原理示意图图2，一种多元燃料提质分离和制粉系统相结合与燃煤电站锅炉耦合工艺系统原理示意图图例说明：这两个原理示意图分别代表了两种运行模式，对于新建燃煤电站，热解系统可以提供锅炉100%出力所需要的燃料，不需要再上一套传统制粉系统，这样节约了投资，降低厂用电率。对于既有燃煤电站，已经投资建设了制粉系统，在利旧现有制粉系统的基础上，新建多元燃料提质分离系统，应遵循以下原则：锅炉出力所需要的燃料供应以多元燃料提质分离系统为主，原有制粉系统为辅；当多元燃料提质分离系统出力不足以提供锅炉燃烧所需要的燃料，原有制粉系统应及时加大出力，保障锅炉燃烧；鉴于原有制粉系统已经满足锅炉100%出力所需要的燃料，该方案的安全性较好。
40.具体实施方式：下面将结合实施例以及附图对本发明加以详细说明，需要指出的是，所描述的实施例仅旨在便于对本发明的理解，而对其不起任何限定作用。
41.实施例1本实施例提供了一种多元燃料提质分离与燃煤电站锅炉耦合工艺系统运行方式，参见图1所示，包括多元燃料仓27中的多元燃料经多元燃料输送系统28输入热解炉18；取自炉膛3上部的高温炉烟2经高温炉烟管道14输送到混合器16，取自空气预热器7前的中温炉烟6经中温炉烟管道15输送到混合器16，高温炉烟2与中温炉烟6在混合器16混合，混合后的炉烟温度符合热解炉18的正常工作温度，混合后的炉烟输送至热解炉18中，对热解炉18中的多元燃料加热，高温风机17将混合后的炉烟在热解炉18中往复循环，达到热解炉加热均匀的目的；多元燃料热解后，烟煤转化为具有无烟煤特征的极低含水量低挥发份半焦，褐煤转化为具有烟煤特征的极低含水量低挥发份半焦。从热解炉18半焦出料口19引出的携带合格细度半焦的气粉两相流体，通过细粉分离器20，将合格半焦分离出来送入半焦中间贮仓21，空气预热器7出口的热空气通过一次风管道22将半焦中间储仓21中的合格半焦输送进炉膛3燃烧；多元燃料热解后产生的热解气体经热解气体管道29输入油气分离装置30；油气
分离装置30分离出来的液体经液体输送管道31输入焦油脱水装置33；油气分离装置30分离出来的气体经气体输送管道32输入脱硫净化装置34；焦油脱水装置33处理后的焦油通过焦油输送管道35输入焦油储罐37，对外销售；脱硫净化装置34处理后的富氢合成气通过富氢合成气输送管道36输入富氢合成气储罐38，作为锅炉1和热风炉46的燃料；多元燃料热解后产生的废水经废水输送管道39输入污水处理装置41，焦油脱水装置33产生的废水经废水输送管道40输入污水处理装置41，污水处理装置41处理后符合国家标准的合格水进入燃煤电站回水管道42，回收利用；热解炉18的乏气经乏气输送管道48输入换热器10，与新鲜空气49换热，换热后的空气进入空气预热器7；经换热器10换热后的乏气进入混合器11，空气预热器烟气出口低温炉烟8经低温炉烟管道9输入混合器11，乏气与低温炉烟8混合后的炉烟进入脱硫塔12；进入脱硫塔12的炉烟经过脱硫净化装置12处理后的烟气经烟囱13排入大气；当炉烟热量不足以维持热解炉正常工作时，或者当锅炉1发生非停事故，无法给热解炉18提供合格炉烟用来加热时，富氢合成气储罐38中存储的富氢合成气经富氢合成气输送管道43输入热风炉46，新鲜空气49经空气输送管道45输入热风炉46，富氢合成气和新鲜空气49在热风炉中燃烧，燃烧后的热风经热风输送管道47输入热解炉18，给热解炉18提供所需热量；当锅炉1启动、负荷不稳定、深度调峰需要快速频繁变换工况等情况下，富氢合成气储罐38中的富氢合成气经富氢合成气输送管道44输入炉膛3燃烧；实施例2本实施例提供了一种多元燃料提质分离和制粉系统相结合与燃煤电站锅炉耦合工艺系统运行方式，参见图2所示，包括多元燃料仓27中的多元燃料经多元燃料输送系统28输入热解炉18；取自炉膛3上部的高温炉烟2经高温炉烟管道14输送到混合器16，取自空气预热器7前的中温炉烟6经中温炉烟管道15输送到混合器16，高温炉烟2与中温炉烟6在混合器16混合，混合后的炉烟温度符合热解炉18的正常工作温度，混合后的炉烟输送至热解炉18中，对热解炉18中的多元燃料加热，高温风机17将混合后的炉烟在热解炉18中往复循环，达到热解炉加热均匀的目的；多元燃料热解后，烟煤转化为具有无烟煤特征的极低含水量低挥发份半焦，褐煤转化为具有烟煤特征的极低含水量低挥发份半焦。从热解炉18半焦出料口19引出的携带合格细度半焦的气粉两相流体，通过细粉分离器20，将合格半焦分离出来送入半焦中间贮仓21，空气预热器7出口的热空气通过一次风管道22将半焦中间储仓21中的合格半焦输送进炉膛3燃烧；多元燃料热解后产生的热解气体经热解气体管道29输入油气分离装置30；油气分离装置30分离出来的液体经液体输送管道31输入焦油脱水装置33；油气分离装置30分离出来的气体经气体输送管道32输入脱硫净化装置34；焦油脱水装置33处理后的焦油通过焦油输送管道35输入焦油储罐37，对外销售；脱硫净化装置34处理后的富氢合成气通过富氢合成气输送管道36输入富氢合成气储罐38，作为锅炉1和热风炉46的燃料；多元燃料热解后产生的废水经废水输送管道39输入污水处理装置41，焦油脱水装置33产生的废水经废水输送管道40输入污水处理装置41，污水处理装置41处理后符合国家标准的合格水进入燃煤电站回水管道42，回收利用；热解炉18的乏气经乏气输送管道48输入换热器10，与新鲜空气49换热，换热后的空气进入空气预热器7；经换热器10换热后的乏气进入混合器11，空气预热器烟气出口低温炉烟8经低温炉烟管道9输入混合器11，乏气与低温炉烟8混合后的炉烟进入脱硫塔12；进入脱硫塔12的炉烟经过脱硫净化装置12处理
后的烟气经烟囱13排入大气；当炉烟热量不足以维持热解炉正常工作时，或者当锅炉1发生非停事故，无法给热解炉18提供合格炉烟用来加热时，富氢合成气储罐38中存储的富氢合成气经富氢合成气输送管道43输入热风炉46，新鲜空气49经空气输送管道45输入热风炉46，富氢合成气和新鲜空气49在热风炉中燃烧，燃烧后的热风经热风输送管道47输入热解炉18，给热解炉18提供所需热量。
42.当锅炉1启动、负荷不稳定、深度调峰需要快速频繁变换工况等情况下，富氢合成气储罐38中的富氢合成气经富氢合成气输送管道44输入炉膛3燃烧；原煤仓24中的原煤经原煤输送系统25输入磨煤机26，制好的煤粉输入炉膛3燃烧；细粉分离器20分离出来的不合格半焦送入原煤仓24，与原煤混合后通过原煤输送系统25，输送进磨煤机26，制好的煤粉输送进炉膛3燃烧。
43.图例说明：1.锅炉本体2.高温炉烟3.炉膛4.脱硝装置5.一级省煤器6.中温炉烟7.空气预热器8.低温炉烟9.低温炉烟管道10.换热器11.混合器12.脱硫塔13.烟囱14.高温炉烟管道15.中温炉烟管道16.混合器17.高温风机18.热解炉19.半焦出料口20.细粉分离器21.半焦中间储仓22.一次风管道23.不合格半焦输送管道24.原煤仓25.原煤输送系统26.磨煤机27.多元燃料仓
28.多元燃料输送系统29.热解气体管道30.油气分离装置31.液体输送管道32.气体输送管道33.焦油脱水装置34.脱硫净化装置35.焦油输送管道36.富氢合成气输送管道37.焦油储罐38.富氢合成气储罐39.废水输送管道40.废水输送管道41.污水处理装置42.电厂回水管道43.富氢合成气输送管道44.富氢合成气输送管道45.空气输送管道46.热风炉47.热风输送管道48.乏风输送管道49.新鲜空气最后应当说明的是，本技术领域中的普通技术人员应当认识到，以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对本发明保护范围的限制，只要在本发明的实质精神范围内，对以上所述实施例的变化、变型都将落在本发明的权利要求书范围内。