一、水解+消化項目數(shù)據(jù)辨析

在Teesside 的Bran Sands污水處理廠是目前英國最大的污泥干化設施，日處理本廠和外來脫水污泥548噸(以含固率20%核算)，采用天然氣作為熱源，將其干化至含固率90%以上。基于干化極高的能源成本，業(yè)主Northumbrian Water 水務公司于2006年對厭氧處理工藝進行了深入的調(diào)研和實驗，最終在2007年6將工程總包授予了Aker Solutions公司，建設一座年處理量40000噸干固體的污泥熱水解厭氧消化工廠。項目于2009年8月開始調(diào)試，2010年1月完成了交付，并基本達到了設計目標。

1投資

新項目沿用了原廠的濕泥儲存、輸送和部分脫水設施，新建了熱水解(CHP)、消化(3個6700立方米罐體)和換熱、給熱設施。項目總投資3300萬英鎊①，總包設備款2800萬英鎊。為便于評價，根據(jù)中國銀行公布的2007年6月30日匯率(100 英鎊 = 1524.55 人民幣)，投資總額相當于人民幣5.03億元，以含固率80%計的日噸濕泥單位投資成本91.8萬元。以此成本在中國實施(部分物流配套尚不在內(nèi))，顯然沒有什么意義。根據(jù)筆者的猜測，類似項目在國內(nèi)實施，如果要維持一定的供貨水平的話，日噸單位投資不會低于50萬元。本文就以此假設值進行比較。

2熱水解和消化工藝參數(shù)

按照工藝供貨商的描述，熱水解工藝主要由三段構成：漿化—反應—閃蒸，額定工藝溫度分別為97—170—102度。閃蒸罐出來的閃蒸汽約102度入漿化罐，將其需要處理的污泥稀釋至含固率平均15.9%，此時閃蒸汽可將此料液加熱至平均97度。從漿化罐出來的物料進入反應器后，注入壓力為0.6 MPa的飽和蒸汽，使之達到平均溫度165-175度，保持30分鐘。其后反應罐中出來的物質(zhì)進入閃蒸罐，閃蒸后物料溫度102度。該項目來自本廠和外廠的脫水污泥含固率在22-27%，設計值22%，平均25%，經(jīng)過兩次混合稀釋，成為平均含固率15.9%的料液進入熱水解系統(tǒng)。在熱水解過程中，一定比例的有機質(zhì)被溶解液化，因此離開反應罐的料液平均含固率降低。離開閃蒸罐大約102度的高溫物料通過加水的形式，進一步稀釋物料至合適的含固率，并通過換熱器，將料液降溫為40度，進入消化。消化為中溫消化，實際消化溫度在39-43度之間。冷卻所需的冷量由冷卻水塔提供。項目的設計水力停留時間平均18天，揮發(fā)性有機質(zhì)含量設計值為75%(投產(chǎn)后實際平均73%，最高79%)，有機質(zhì)降解率設計值為60%。

3產(chǎn)氣及發(fā)電參數(shù)

僅根據(jù)給出的沼氣量(45000立方米/日，44000立方米/日)，還無法就沼氣量、沼氣能量、沼氣的甲烷含量等數(shù)據(jù)進行校核。但多個文獻給出的用于與原熱干化項目進行對比的高級厭氧系統(tǒng)的能流圖，為上述數(shù)據(jù)的確定提供了可能。水解+消化和發(fā)電項目的能流如下：總輸入能量為沼氣11.5 MW，天然氣1.4 MW;輸出包括：為高級厭氧系統(tǒng)(ASD)和污泥處理中心(RSTC)提供電耗1.96 MW，為污水處理工藝提供電耗2.74 MW，為熱水解THP系統(tǒng)提供熱耗3.3 MW，發(fā)電機回收熱量約2.1 MW，熱損失4.9 MW。能流圖給出的電耗數(shù)據(jù)也為進行成本比較提供了依據(jù)。

4水解系統(tǒng)熱平衡的建立

取水解各步驟的熱耗為系統(tǒng)輸入熱量的2.5%。設閃蒸汽的平均溫度較閃蒸罐出口料液溫度高10度。各點溫度確定，可查取得到新鮮蒸汽焓和閃蒸汽焓;設有機質(zhì)在水解反應器中的水解率為某值，由此可確定各點的干物質(zhì)量;將閃蒸罐產(chǎn)生的閃蒸汽量設為x、打入反應罐的新鮮蒸汽量設為y，蒸汽給水溫度為z，分別建立漿化、反應、閃蒸單元的熱平衡方程，分步聯(lián)立解出，直至閃蒸罐的物料出口溫度校驗與設計值相符(102度)。計算結果如下：在設計條件下，有機質(zhì)水解率35%，新鮮蒸汽量4997 kg/h，閃蒸汽量4160 kg/h，蒸汽給水溫度94度(給水的加熱可來自發(fā)電機熱水)。新鮮蒸汽焓恰好與能流圖中的數(shù)據(jù)3.3 MW相符!至此可判斷此模型的計算結果與原設計有一定的類似性。為便于理解熱水解系統(tǒng)的性能，將其余關鍵參數(shù)列舉如下：入水解系統(tǒng)的實際處理量為110 tds/d / 15.9% = 689 t/d。熱水解(未再考慮消化保溫)所需能量占沼氣產(chǎn)生能量的28.7%。水解物質(zhì)量為28.8 t.VSS/d，水解后的含固率為10.0%。

5消化系統(tǒng)

消化產(chǎn)氣量為45000立方米/日，沼氣能量為11.5 MW，則沼氣熱值約為5275 kcal/m3;以CH4摩爾熱量計算，沼氣的實際甲烷含量大約為55.5%(而非60%或65%)。從有機質(zhì)降解的甲烷產(chǎn)率考慮，有機質(zhì)降解60%，意味著降解量為49.3 t.VSSr.d，有機質(zhì)降解的產(chǎn)甲烷率為0.51 m3/kg.VSSr，這一數(shù)值已是文獻所見很高的產(chǎn)甲烷量了。消化系統(tǒng)未再考慮保溫的熱量消耗。根據(jù)設計，總消化罐有效容積為20100立方米，平均水力停留時間18天，以水解后的干基81 tds/d計算，消化器允許更低的入口含固率，即7.2%。根據(jù)工藝描述，消化器的目標含固率是5-6%，將102度的水解污泥降溫至40度，最直接的方法是用水稀釋。但稀釋并不能保證溫度降到允許的設計值，無論如何需要間接換熱。從現(xiàn)場圖片上顯示的多達6排、每排7個冷卻水塔看，CHP后的物料冷卻是一個重要步驟。按照45000立方米的產(chǎn)氣量和20100立方米的池容算，池容產(chǎn)氣率為2.2 m3/m3。消化器的有機質(zhì)負荷為4.1 kg.VSS/m3.d，比設計值5.5 kg.VSS/m3.d②要低。剩余干固體量為2511 kg.DS/d，消化后的干固體量為22000 tds/a。此值也與設計值21000 tds/a接近。消化后脫水含固率為30%，根據(jù)該項目(現(xiàn)有帶式脫水機，25-30%)的實際運行報告，和其它項目的測試，保證30%以上應無問題。則本項目水解消化后的脫水污泥(30%DS)201噸。

6產(chǎn)電量

根據(jù)設計，用于CHP的蒸汽熱量的40%來自沼氣發(fā)電機的余熱。CHP的給熱量是3.3 MW，則來自沼氣發(fā)電機的余熱為1.32 MW。這意味著其余1.98 MW給熱量來自沼氣或天然氣直接燃燒。以天然氣鍋爐熱效率90%計算，沼氣耗量應為8608 m3/d，即2.2 MW。這樣，系統(tǒng)輸入總熱量12.9 MW(沼氣11.5+天然氣1.4)中，可供沼氣發(fā)電的熱能就只有10.7 MW。以可用能量10.7 MW、發(fā)電4.7 MW來考慮，發(fā)電熱效率需要高達43.9%。如此之高的設計參數(shù)，以筆者的了解，國外先進沼氣發(fā)電機的發(fā)電熱效率在38-41%之間，超過41%并非不可能，但似乎較難保證。如果CHP需熱量40%靠余熱回收取得能夠實現(xiàn)，那么設計上應該也屬于很“理想化”了。
 

二、參照比較工藝的設計條件

了解熱水解+消化的運行成本定位，有必要引入兩個其它處置方式以資比較。

1作為參照的干化系統(tǒng)

根據(jù)原污泥干化項目的能流圖，污泥處理中心的電耗為1.96 MW，蒸發(fā)熱耗13.14 MW，耗費天然氣熱量17.47 MW，熱損失4.33 MW。將蒸發(fā)凈熱耗13.14 MW除以天然氣總能耗17.47，得到鍋爐熱效率75%。根據(jù)歐盟和英國的污泥干化實踐，干化污泥含固率一般均為90%以上。以年處理干基污泥量40000噸計，假設入口含固率20%，則干化的蒸發(fā)量17757 kg/h，升水蒸發(fā)量熱耗740 kcal/kg。若取平均入口含固率25%，則干化蒸發(fā)量為13191 kg/h，升水蒸發(fā)量凈熱耗為996 kcal/kg。電耗方面，含固率20%時為0.110 kW/kg，率25%時為0.149 kW/kg。筆者以為，這里的天然氣鍋爐熱效率嚴重偏低(一般在85%以上)，干化凈熱耗即使對某些耗能工藝也顯得偏高，電能則偏離更多�？赡苁亲髡邽榱孙@示新項目的優(yōu)越性，不自覺地放大了某些對比數(shù)字。因此，本文在比較中將采用兩個工程上比較可信的數(shù)字來評價熱干化：凈熱耗670 kcal/kg，電耗0.075 kW/kg。投資以含固率20%的濕泥為基準，單位投資25萬元/噸˙日。

2作為參照的傳統(tǒng)消化系統(tǒng)

為了解高級厭氧系統(tǒng)的投入產(chǎn)出，筆者建了一個CSTR高濃度厭氧消化模型(類似于大連夏家河項目)。工藝取值如下：入消化罐固體濃度10%，消化日數(shù)28天，消化溫度55度，有機質(zhì)的消化降解率36.9%。消化罐數(shù)量4個，單體有效容積8000立方米。參考環(huán)境溫度/水溫/泥溫一律取為10度。有關消化器加熱、保溫的氣候數(shù)據(jù)選為北京。以同樣的有機質(zhì)產(chǎn)甲烷率來分析，傳統(tǒng)消化應可實現(xiàn)有機質(zhì)降解110 tds/d * 75% * 36.9% = 30.3 t.VSSr/d，產(chǎn)沼氣27660 m3/d，池容產(chǎn)氣率0.9 m3/m3。就消化系統(tǒng)而言，采用高溫消化，將料液從10度升溫到55度，所需能量大約為1900000 kcal/h;考慮北京地區(qū)冬季極端氣溫下的保溫需要(最大單池66000 kcal/h)，所需能量約2200000 kcal/h。沼氣發(fā)電機若可回收36.5%的熱能(是可保證的)，即可滿足消化的給熱保溫需要。這意味著27660立方米沼氣均可用于發(fā)電，以發(fā)電熱效率38.5%考慮(一個較實際的取值)，可實現(xiàn)發(fā)電量2720 kW。按照筆者的評估，該消化系統(tǒng)的自用電量約為14.1%。類似消化條件下的污泥脫水含固率可能在22%(離心機，可保證的數(shù)據(jù))，則產(chǎn)生脫水污泥量360噸/日。

3用于比較的經(jīng)濟參數(shù)

同樣的經(jīng)濟參數(shù)取值，用于三個不同工藝的比較。主要取值如下：電價0.75元/千瓦;脫鹽水制水成本10元/噸;商業(yè)天然氣熱值8500 kcal/m3,天然氣價格3.2元/立方米，天然氣鍋爐熱效率90%;燃煤價格800元/噸，熱值5000kcal/kg，燃煤鍋爐熱效率75%;雇員平均年薪4萬元，定員人數(shù)均為20人(不考慮運行難易和復雜性);年利率5.94%，還款付息期10年，復利計算;維護成本按總投資額計算，系數(shù)2.0%(亦不分難易);消化系統(tǒng)脫硫藥劑成本按濕泥折算，每噸10元。由于三種工藝最終的產(chǎn)出極為不同，最終處置出路可能極為不同，前景無法預料，應該說各有優(yōu)勢，也各有劣勢，難定統(tǒng)一價格。熱干化污泥具有一定的熱值，去水泥廠處置，零費用給出是有可能的;熱水解并消化后的污泥如果沒有重金屬污染，應該也有土地利用的出路;傳統(tǒng)消化由于采用的是高溫消化，如無污染，脫水污泥也可實現(xiàn)滅菌和土地利用。但考慮到后兩者施用有季節(jié)性，含水率仍很高，要實現(xiàn)零成本處置，有較大難度。因此，比較時采用了兩種可能：一種是全部零成本處置，一種是各考慮一個比較可能的處置付費。

三、比較

1設計條件下的水解+消化與其它工藝的比較不考慮處置成本時的投入產(chǎn)出如下：

考慮處置成本時的投入產(chǎn)出：

四、污泥條件變化的影響

眾所周知，有機質(zhì)低、含沙量高，是國內(nèi)污泥厭氧消化的兩個瓶頸。對此瓶頸，熱水解工藝也不例外。有的業(yè)者已就此問題進行了初步研究，其方法為增加一個除砂工藝，具體效能如何，尚未見工程證實。將前述設計條件中的有機質(zhì)含量75%改為50%，保持同樣的有機質(zhì)降解率(見業(yè)者的實驗研究，實際是不可能的，50%有機質(zhì)含量的污泥，除砂后有機質(zhì)降解率從46%可提升為53%，到不了60%)、水解率、有機質(zhì)降解產(chǎn)甲烷率，主要運行參數(shù)的計算結果如下：

1 水解+消化工藝的產(chǎn)氣及發(fā)電參數(shù)

沼氣量降為30000立方米/日。沼氣輸入能量降為7.66 MW，設為維持原產(chǎn)電能力，以天然氣補充，則天然氣能量輸入5.24 MW。有機質(zhì)水解率35%，新鮮蒸汽量4842 kg/h，閃蒸汽量4141 kg/h，蒸汽給水溫度維持94度，新鮮蒸汽焓為3.2 MW。熱水解(未再考慮消化保溫)所需能量占沼氣產(chǎn)生能量的41.7%。水解物質(zhì)量為19.2 t.VSS/d，水解后的含固率11.2%。有機質(zhì)降解率60%，意味著降解量為32.9 t.VSSr.d，以水解后的干基90.4 tds/d計算，消化器允許的入口含固率8.1%。按照30000立方米的產(chǎn)氣量和20100立方米的池容算，池容產(chǎn)氣率降為1.5 m3/m3。消化器的有機質(zhì)負荷為2.7 kg.VSS/m3.d;消化后的干固體量為28000 tds/a;水解消化后的脫水污泥(30%DS)256噸/日。

2 傳統(tǒng)消化工藝參數(shù)工藝計算結果如下：

可實現(xiàn)有機質(zhì)降解110 tds/d * 50% * 36.9% = 20.2 t.VSSr/d，產(chǎn)沼氣18440 m3/d，池容產(chǎn)氣率0.6 m3/m3。為保證消化罐加熱和保溫，發(fā)電量降為1200 kWh，消化系統(tǒng)的自用電量上升為32%。污泥脫水含固率仍取22%，日產(chǎn)生脫水污泥量406噸。

3 水解+消化與其它工藝的比較不考慮處置成本時的投入產(chǎn)出如下：

考慮處置成本時的投入產(chǎn)出：

五、討論

筆者采用不同經(jīng)濟參數(shù)進行了一系列試算，現(xiàn)對熱水解+消化的技術和經(jīng)濟成本方面的一些問題提出討論：

1 技術方面  

與傳統(tǒng)消化相比，熱水解+消化工藝在一定程度上可改進傳統(tǒng)消化的效果，幾個商業(yè)上的說法基本可以得到證實：大規(guī)模減少消化池容，可縮減為約為原池容的2/3到1/2;有機質(zhì)降解率可以大幅度提高，從原來的30%+提高到60%;脫水性質(zhì)得到改善，脫水污泥產(chǎn)量大幅度減少;但有些說法值得商榷：

“由于系統(tǒng)的能效高，產(chǎn)生的能量(以沼氣的形式)比工藝系統(tǒng)消耗的能量多很多(系統(tǒng)有余能出售)。發(fā)電機的余熱能夠產(chǎn)生大部分的THP工藝需要的蒸汽的熱量”。從沼氣發(fā)電自用電量看，設計條件下(揮發(fā)性有機質(zhì)75%)，高濃度傳統(tǒng)消化可達到自用電率15%以下，而熱水解+消化工藝在25%以上。

熱量方面，如果說發(fā)電機余熱能滿足CHP熱量的大部分，就是說應該超過50%，這一點前面已經(jīng)討論過，40%來自發(fā)電機余熱的說法實現(xiàn)起來恐怕都是有困難的。

“電能的需求很少，只是用于各類泵的運行。采用THP預處理大幅度減少了消化池容，從而降低了消化池的混合攪拌的水泵的電耗。節(jié)約的電耗超過THP預處理所需的電耗”。

從消化池的攪拌電耗看，節(jié)約了消化池容積，是有節(jié)電效能，但是CHP是在高壓下運行的，各類用于物料搬運、控制、熱源和冷源的泵送的電耗，相比于傳統(tǒng)消化會有很大增加，從Bran Sands實例看，噸處理量的電耗高達85.6 kW(1.96 MW*24*1000/548 t/d)，而傳統(tǒng)消化在20 kW以下，所謂電耗節(jié)約的說法亟需證實。

“厭氧消化池的有機負荷和水力負荷高得多，消化工藝很穩(wěn)定。THP工藝使污泥的粘稠度降低，消化池的固體投配含固率高達8-12% , 是傳統(tǒng)消化工藝的兩倍。消化速率也大為提高，水力停留時間縮短到12-15天。所以，消化池的消化能力提高2-3倍。通常增加的THP工藝部分的投資與節(jié)約的消化池容的投資相當，并且還可以減少占地和提高消化性能。”。

從實例看，固體投配量低于這里所說的8-12%，傳統(tǒng)消化也并非一定低于4-5%，這是一個比較對象的選擇問題。消化速率以18天來設計，對比傳統(tǒng)消化工藝的時間按28天考慮，在投資方面相反是傳統(tǒng)消化占盡優(yōu)勢(基于筆者假設的熱水解-消化項目完整投資50萬元/噸日)。在設計條件下，熱水解-消化工藝的投資必須降低到35萬元以下，方能與傳統(tǒng)消化的成本持平。

“傳統(tǒng)消化的絲狀菌產(chǎn)生的泡沫問題不復存在”。

泡沫問題不但仍然存在，而且還很嚴重，恰恰是Bran Sands廠未能解決的問題之一。是否通過熱水解殺滅絲狀菌就可徹底避免泡沫，這一說法值得懷疑。

“采用THP 后的消化穩(wěn)定的產(chǎn)物(消化剩余污泥)是無菌的固體， 因為污泥在155-165攝氏度下處理了30分鐘， 所有的病原菌都被殺滅。無需進一步的干化來殺滅病原菌。 最終產(chǎn)品無臭無味，和土相似，滿足巴氏消毒的A級產(chǎn)品要求。可以用作肥料和土壤改良”。

采用55度高溫消化，同樣可實現(xiàn)滅菌。這一點兩者區(qū)別其實不大。

“沼氣中硫化氫含量低，不需要脫硫就可以進入后續(xù)的熱電聯(lián)產(chǎn)設備”。

這一點有待證實。青島麥島項目通過投加三氯化鐵，也同樣做到這一點。

2關于經(jīng)濟性

從試算的結果看，筆者以為，要成功應用熱水解消化技術，應該有幾個前提：

消化后污泥的處置費高

只有這樣，才能凸顯熱水解+消化改善脫水性質(zhì)、降低最終處置量的優(yōu)勢，也因此才能獲得相比于傳統(tǒng)消化的經(jīng)濟性;這一點非常重要，因為從直接運行費看，能夠改變熱水解與傳統(tǒng)消化成本關系的，除了熱水解的投資必須大幅降低外，只有最終處置費。

發(fā)電補貼價格非常高

惟其如此，才能凸顯多產(chǎn)沼氣、多發(fā)電的優(yōu)勢;設計條件下，如果電費提高為2.1元/度，熱水解+消化的經(jīng)營成本就會為正數(shù)。這一點對于理解英國業(yè)主的選擇很關鍵，要知道歐盟的厭氧發(fā)電電費補貼+上網(wǎng)電價可是國內(nèi)的數(shù)倍!

污泥的揮發(fā)性有機質(zhì)含量高

有機質(zhì)低，整體熱水解+消化工藝的效能提升就有限，與其它工藝比，優(yōu)勢將不明顯。如果投資僅為一半(甚至更低)的熱干化與工藝如此復雜的熱水解+消化具有同樣的經(jīng)營成本的話，客戶顯然不會投資后者。

在英國Bran Sands項目上，采用的是天然氣，且干化成本被嚴重高估，因此沒有發(fā)電產(chǎn)出的原熱干化項目就顯得十分昂貴。在國內(nèi)，熱能價格水平一般是以燃煤來統(tǒng)計的，水泥廠干化處置、電廠混燒甚至焚燒爐混燒其實都是以燃煤熱能價格為基準的，在此價格水平上，在國內(nèi)實現(xiàn)熱水解+消化項目，亟需大幅度降低投資，使之比燃煤為熱源的熱干化更具優(yōu)勢才行。

筆者以為，在污泥有機質(zhì)含量低、污泥受重金屬污染、土地利用出路難保證、發(fā)電補貼有限、最終填埋處置費低的項目條件下，熱水解+消化工藝與傳統(tǒng)消化相比似乎沒有什么優(yōu)勢，當然，這是指高濃度消化而言的，低濃度消化可能另當別論。