本实用新型总地涉及生物能源技术领域，具体涉及一种微藻生物质和污泥的共热解系统。
背景技术：
污泥处理要求减量化、资源化和无害化，污泥热解技术就是其中的重要技术路线之一。但是污泥本身灰分含量高、热值低，使得一些污泥热解装置工艺系统能耗不能自给自足、不能稳定运行，能源效率较低。因此，污泥资源化、减量化过程中，经常会掺混其它燃料，比如在污泥热解过程中掺混高热值的化石燃料(如煤粉)，可以解决此类问题。但是化石燃料属于不可再生资源，而且温室气体排放水平高，不能实现CO2的再循环利用。又或者在污泥热解过程中掺混农林废弃物，虽然也可以增加热解油品质、改善热解过程特性参数，但非就地生成的农林废弃物增加了污泥热解工艺中辅料运输和破碎预处理成本。
技术实现要素：
本实用新型的目的在于针对现有技术的不足，提供一种微藻生物质和污泥的共热解系统。污泥是污水处理厂的主要产物之一，而微藻在污水处理过程中发挥重要水体净化作用，且就近生长繁殖产生。
本实用新型提供了一种微藻生物质和污泥的共热解系统，其中，所述系统包括脱水干燥单元、热解单元和分离单元。所述脱水干燥单元包括污泥入口、微藻入口和干燥混合物出口。所述热解单元包括干燥混合物入口、焦炭出口和高温油气出口。所述分离单元包括高温油气入口、热解气出口、焦油出口和冷凝水出口。所述脱水干燥单元的干燥混合物出口连接所述热解单元的干燥混合物入口，所述热解单元的高温油气出口连接所述分离单元的高温油气入口。
优选地，根据前述的系统，其中，所述系统还包括加氢精制单元和分馏单元。所述加氢精制单元包括焦油入口、废水出口和加氢精制产物出口。所述分馏单元包括加氢精制产物入口、汽油出口、煤油出口和柴油出口。所述分离单元的焦油出口连接所述加氢精制单元的焦油入口，所述加氢精制单元的加氢精制产物出口连接所述分馏单元的加氢精制产物入口。
更优选地，根据前述的系统，其中，所述脱水干燥单元包括离心装置和热干化装置。所述污泥入口和所述微藻入口设在所述离心装置，所述离心装置还包括脱水混合物出口和水分出口。所述干燥混合物出口设在所述热干化装置，所述热干化装置还包括脱水混合物入口和高温烟气入口。所述离心装置的脱水混合物出口连接所述热干化装置的脱水混合物入口。
更优选地，根据前述的系统，其中，所述分离单元包括冷凝装置和油水分离装置。所述高温油气入口和所述热解气出口设在所述冷凝装置，所述冷凝装置还包括油水混合物出口。所述焦油出口和所述冷凝水出口设在所述油水分离装置，所述油水分离装置还包括油水混合物入口。所述冷凝装置的油水混合物出口连接所述油水分离装置的油水混合物入口。
或更优选地，根据前述的系统，其中，所述系统还包括焦油预处理单元，所述分离单元的焦油出口经所述焦油预处理单元连接所述加氢精制单元的焦油入口。
本实用新型提供的微藻生物质和污泥的共热解系统将微藻生物质掺混在污泥中进行快速热解，可以有效提高污泥的热值，增强污泥热解工艺能量效率或热解设备的稳定运行性能。
微藻是新型污水处理过程的重要产物之一，与煤等化石燃料相比，添加微藻生物质辅料可以降低化石燃料的使用，减少温室气体的排放；与添加废弃农林生物质相比，在某些情况下可以减少辅料的破碎、预处理和运输成本，因为微藻本身可以在污水净化工艺中产生(或者养殖)。
本实用新型提供的共热解系统就地取材开展微藻和污泥的共热解既可以规避污泥单独热解的缺点，同时污泥和微藻本身性态非常相似，脱水干燥工艺和设备基本相同，该实用新型通过设备共用，可以节省脱水、干燥预处理设备成本，降低污泥热解系统运行成本。
此外，微藻生长过程中会富集油脂类物质，在污泥中掺混高热值微藻，会改变原料的组分配比(例如油脂、蛋白和糖类物质的比例)，一方面增加的油脂含量可以显著提高污泥热解工艺的能量效率，提升污泥热解装置的稳定运行性能，另一方面还可与污泥热解多联产所得生物油产率品质较好，烃类含量高，有利于降低加氢精制成本。
采用本实用新型提供的系统共热解微藻和污泥的工艺，可以代替传统的石油基化学炼制工艺。该工艺还联产产物热解焦炭和热解气。热解气燃烧后产生高温燃气，用于干燥脱水、热解炉加热。
附图说明
图1为本实用新型实施例的微藻生物质和污泥共热解系统；
图2为本实用新型实施例的微藻生物质和污泥共热解方法的流程图。
具体实施方式
以下结合附图和实施例，对本实用新型的具体实施方式进行更加详细的说明，以便能够更好地理解本实用新型的方案以及其各个方面的优点。然而，以下描述的具体实施方式和实施例仅是说明的目的，而不是对本实用新型的限制。
如图1所示，本实用新型提供了一种微藻生物质和污泥的共热解系统。该系统包括脱水干燥单元1、热解单元2和分离单元3。脱水干燥单元1包括污泥入口、微藻入口和干燥混合物出口。热解单元2包括干燥混合物入口、焦炭出口和高温油气出口。分离单元3包括高温油气入口、热解气出口、焦油出口和冷凝水出口。脱水干燥单元1的干燥混合物出口连接热解单元2的干燥混合物入口，热解单元2的高温油气出口连接分离单元3的高温油气入口。
污泥和微藻进入脱水干燥单元1进行脱水干燥得到含水量低于10质量％的干燥混合物和水分。其中，污泥和微藻可以交替通过脱水干燥单元，在进入热解单元2前进行混合，也可以先混合然后进入脱水干燥单元1进行脱水干燥。由于污泥和微藻本身性态非常相似，脱水干燥工艺和设备基本相同，所以通过设备共用，可以节省脱水、干燥预处理设备成本，降低污泥热解系统运行成本。
干燥混合物进入热解单元2进行热解生成高温油气和焦炭。高温油气由水蒸气、气态焦油、永久气和小分子烃类气体等组成。焦炭可以做活性剂、炭基肥或者燃烧后发电自用。高温油气进入分离单元3进行分离得到热解气、焦油和冷凝水。热解气直接燃烧形成高温燃气，可以用于污泥和微藻混合物的热干化以及热解单元的加热。由于微藻生长过程中会富集油脂类物质，在污泥中掺混高热值微藻，会改变原料的组分配比(例如油脂、蛋白和糖类物质的比例)，增加的油脂含量可以显著提高污泥热解工艺的能量效率，提升热解单元的稳定运行性能。
在一种实施方案中，系统还包括加氢精制单元4和分馏单元5。加氢精制单元4包括焦油入口、废水出口和加氢精制产物出口。分馏单元5包括加氢精制产物入口、汽油出口、煤油出口和柴油出口。分离单元3的焦油出口连接加氢精制单元4的焦油入口，加氢精制单元4的加氢精制产物出口连接分馏单元5的加氢精制产物入口。分馏单元5具体可为分馏塔。
在分离单元3得到的焦油进入加氢精制单元4进行加氢精制生成加氢精制产物和废水，加氢精制产物进入分馏单元5根据组分沸点的不同进行分馏得到汽油、煤油和柴油，实现了生物基汽油、煤油和柴油燃料的联产。由于微藻本身含油脂高(>30％)，其与污泥热解多联产所得生物油产率品质较好，烃类含量高，有利于降低加氢精制成本。
在一种实施方案中，脱水干燥单元包括离心装置和热干化装置。污泥入口和微藻入口设在离心装置，离心装置还包括脱水混合物出口和水分出口。干燥混合物出口设在热干化装置，热干化装置还包括脱水混合物入口和高温烟气入口。离心装置的脱水混合物出口连接热干化装置的脱水混合物入口。
从污水处理厂池体絮凝脱水得到的高含水污泥(即污泥)和高含水微藻进入离心装置进行混合和离心得到含水率低于50质量％的脱水混合物，然后脱水混合物进入热干化装置进行热干化将含水率降低到10质量％以下。热干化装置所用的高温烟气为分离单元产生的热解气燃烧而来。
在一种实施方案中，系统还包括焦油预处理单元，分离单元的焦油出口经焦油预处理单元连接加氢精制单元的焦油入口。在加氢精制前，还可使焦油先进入焦油预处理单元进行预处理，预处理为闪蒸脱水和/或电脱盐。
在一种实施方案中，分离单元包括冷凝装置和油水分离装置。高温油气入口和热解气出口设在冷凝装置，冷凝装置还包括油水混合物出口。焦油出口和冷凝水出口设在油水分离装置，油水分离装置还包括油水混合物入口。冷凝装置的油水混合物出口连接油水分离装置的油水混合物入口。
高温油气进入冷凝装置进行冷凝得到热解气和油水混合物，热解气主要是永久气和小分子烃类气体。高温油气中的焦油、水蒸气冷凝后形成油水混合物进入油水分离装置，依据油相和水相的密度差，将焦油和冷凝水离心分离。
如图2所示，本实用新型还提供了采用上述系统共热解微藻和污泥的方法，其中，方法包括：
(A)脱水干燥：将污泥和微藻送入脱水干燥单元进行脱水干燥得到含水量低于10质量％的干燥混合物和水分，干燥混合物送入热解单元，污泥和微藻的质量比为2:1-1:2。具体地，脱水为将微藻和污泥进行离心得到含水率低于50质量％的脱水混合物；干燥为将脱水混合物进行热干化得到含水率低于10质量％的干燥混合物。
(B)混合物的热解：在热解单元中，将步骤(A)得到的干燥混合物进行热解生成高温油气和焦炭，高温油气在热解单元中停留时间小于3秒，即送入分离单元，热解温度为400-500℃，气氛为氮气，热解时间为20-40分钟。
与煤等化石燃料相比，添加微藻作为生物质辅料可以降低化石燃料的使用，减少温室气体的排放；与添加废弃农林生物质相比，在某些情况下可以减少辅料的破碎、预处理和运输成本，因为微藻本身可以在污水净化工艺中产生(或者养殖)。
(C)高温油气的分离：在分离单元中，将步骤(B)生成的高温油气进行分离得到热解气、焦油和冷凝水。具体地，步骤(C)中，分离包括气液分离和油水分离。气液分离为冷凝高温油气得到热解气和油水混合物，冷凝温度为-20℃；油水分离为离心油水混合物得到焦油和冷凝水。
在一种实施方案中，步骤(C)后还包括：
(D)焦油的加氢精制：将步骤(C)得到的焦油送入加氢精制单元进行加氢精制生成加氢精制产物和废水，加氢精制产物送入分馏单元，加氢压力为3-4MPa，温度为300-350℃。加氢精制所采用的催化剂具体为低成本常规商品化催化剂NiMo/γ-Al2O3，使用前进行预硫化操作。采用已经商业化的非贵金属催化剂，加氢精制运行成本降低。加氢精制工艺使得热解油品的品质大幅提升，达到了各类动力装置(如内燃机、燃气轮机)的燃料标准要求，实现了生物基汽油、柴油和煤油的联产。优选地，步骤(D)还包括对焦油进行预处理，预处理为闪蒸脱水和/或电脱盐。
(E)加氢精制产物的分馏：在分馏单元中，将加氢精制产物进行分馏得到汽油、煤油和柴油。
实施例1
实施例1采用本实用新型提供的系统，对污泥进行单独热解。污泥依次进入脱水干燥、热解、分离、加氢精制和分馏单元。样品的干基热值为13.0MJ/kg。热解单元的操作温度为500℃，热解时间为30分钟。分离单元中的冷凝装置采用无水乙醇作为冷却剂(操作温度-20℃)，油水分离装置实现生物油和水相的分离。加氢精制单元中，加氢压力为4MPa，加氢温度为350℃。
污泥单独热解活化能最高值为305.6KJ/mol。工艺的能量输入输出比ECR为0.2267。
生物基汽油、煤油和柴油的产率分别为216.9mg/g(干基混合样品)、168.8mg/g(干基混合样品)和16.4mg/g(干基混合样品)。
实施例2
实施例2采用本实用新型提供的系统，对微藻(等鞭金藻)和污泥进行共热解。干燥后的污泥和微藻样品按照2:1的比例机械混合，然后依次进入脱水干燥、热解、分离、加氢精制和分馏单元。掺混后，样品的干基热值从13.0MJ/kg增加到16.5MJ/kg。热解单元的操作温度为500℃，热解时间为30分钟。分离单元中的冷凝装置采用无水乙醇作为冷却剂(操作温度-20℃)，油水分离装置实现生物油和水相的分离。加氢精制单元中，加氢压力为4MPa，加氢温度为350℃。
掺混微藻生物质后污泥混合物的热解(分解)活化能显著降低。活化能最高值由305.6KJ/mol降低为296.0KJ/mol。
工艺的能量输入输出比ECR由0.2267降低到0.1810。热解单元的稳定运行性能也得到了大幅提高。
生物基汽油、煤油和柴油的产率分别为249.5mg/g(干基混合样品)、171.0mg/g(干基混合样品)和39.0mg/g(干基混合样品)。
实施例3
实施例3采用本实用新型提供的系统，对微藻(等鞭金藻)和污泥进行共热解。干燥后的污泥和微藻样品按照1:1的比例机械混合，然后依次进入脱水干燥、热解、分离、加氢精制和分馏单元。掺混后，样品的干基热值从13.0MJ/kg增加到18.3MJ/kg。热解单元的操作温度为450℃，热解时间为25分钟。分离单元中的冷凝装置采用无水乙醇作为冷却剂(操作温度-20℃)，油水分离装置实现生物油和水相的分离。加氢精制单元中，加氢压力为4MPa，加氢温度为325℃。
掺混微藻生物质后污泥混合物的热解(分解)活化能显著降低。活化能最高值由305.6KJ/mol降低为282.6KJ/mol。
工艺的能量输入输出比ECR由0.2267降低到0.1374。热解单元的稳定运行性能也得到了大幅提高。
生物基汽油、煤油和柴油的产率分别为260.8mg/g(干基混合样品)、199.3mg/g(干基混合样品)和71.9mg/g(干基混合样品)。
实施例4
实施例4采用本实用新型提供的系统，对微藻(等鞭金藻)和污泥进行共热解。干燥后的污泥和微藻样品按照1:2的比例机械混合，然后依次进入脱水干燥、热解、分离、加氢精制和分馏单元。掺混后，样品的干基热值从13.0MJ/kg增加到20MJ/kg。热解单元的操作温度为400℃，热解时间为20分钟。分离单元中的冷凝装置采用无水乙醇作为冷却剂(操作温度-20℃)，油水分离装置实现生物油和水相的分离。加氢精制单元中，加氢压力为4MPa，加氢温度为300℃。
掺混微藻生物质后污泥混合物的热解(分解)活化能显著降低。活化能最高值由305.6KJ/mol降低为264.8KJ/mol。
工艺的能量输入输出比ECR由0.2267降低到0.1539。热解单元的稳定运行性能也得到了大幅提高。
生物基汽油、煤油和柴油的产率分别为267.0mg/g(干基混合样品)、204.9mg/g(干基混合样品)和67.9mg/g(干基混合样品)。
最后应说明的是：显然，上述实施例仅仅是为清楚地说明本实用新型所作的举例，而并非对实施方式的限定。对于所属领域的普通技术人员来说，在上述说明的基础上还可以做出其它不同形式的变化或变动。这里无需也无法对所有的实施方式予以穷举。而由此所引申出的显而易见的变化或变动仍处于本实用新型的保护范围之中。