能量自給是許多污水廠管理者為之奮斗的目標(biāo)，曝氣升級和協(xié)同消化是提高污水處理廠能源自給率的常用策略。然而關(guān)于這方面的實(shí)踐研究，并有同行評審的文獻(xiàn)案例其實(shí)相當(dāng)有限，對這些策略在實(shí)際污水廠的有效性的量化分析就更加少了。無論采用什么策略方法，決策者都應(yīng)該先要了解這些方法對污水廠的潛在影響，并在產(chǎn)能最大化和工藝故障最小化之間找到平衡。特別是協(xié)同消化，要知道工藝的限制因素，例如新增氨氮的回流以及新增污泥的處理。德國慕尼黑工業(yè)大學(xué)、澳洲昆士蘭大學(xué)和德國一家污水廠合作，對該污水廠的節(jié)能降耗策略進(jìn)行為期5年的評估（2013-2017），目的是對曝氣系統(tǒng)升級和餐廚垃圾的協(xié)同消化對的有效性以及對污水廠的影響進(jìn)行量化分析。

Gruneck污水廠鳥瞰圖 | 圖源：abwasserzv.de

背景介紹

圖1.根據(jù)2016的物料平衡和能量平衡分析制作的Gruneck污水廠工藝流程圖

在這5年研究里，Grüneck 污水廠主要有三大變動：

引進(jìn)餐廚垃圾協(xié)同消化

升級曝氣風(fēng)機(jī)

首先是2014年5月開始協(xié)同消化，原料來自污水廠東部城市Oberding的一間集中式餐廚垃圾處理廠。每周進(jìn)料52t（約0.24 kgVS/m 3 /d），每噸成本為€3，所以年成本約為€6000。

然后是2014年9月對風(fēng)機(jī)系統(tǒng)進(jìn)行升級，將原來的HT渦輪葉輪鼓風(fēng)機(jī)改為Aerzen旋轉(zhuǎn)葉式鼓風(fēng)機(jī)。原設(shè)備建于1987年，維護(hù)費(fèi)用很高。但曝氣系統(tǒng)其它組成沒有進(jìn)行升級，例如他們的曝氣池原來就已經(jīng)采用微孔曝氣器。

2015年11月，為了降低污泥運(yùn)輸成本，他們安裝了一臺太陽能的污泥干燥設(shè)備來進(jìn)一步降低脫水污泥的含水率。設(shè)備由Dünser-Aigner-Kollegen設(shè)計(jì)，供應(yīng)商為Thermo System。該設(shè)備的年處理能力為1887噸，將污泥含固率（TS）從23%升至50-62%。每年運(yùn)行天數(shù)240天（氣溫低于10°C的時(shí)候就暫停運(yùn)作）。

財(cái)務(wù)數(shù)據(jù)由污水廠運(yùn)行人員提供，風(fēng)機(jī)升級的節(jié)省成本是根據(jù)2016年的電價(jià)和曝氣能耗節(jié)省量來計(jì)算的。太陽能干燥器的節(jié)省成本是基于當(dāng)?shù)剡\(yùn)輸和焚燒成本計(jì)算的。協(xié)同消化的節(jié)省成本是用節(jié)省電耗減去餐廚垃圾的運(yùn)輸成本計(jì)算得到（2016年）。

結(jié)果與討論

1. 能耗概況

研究期間的結(jié)果顯示，Grüneck污水廠的單位能耗為0.64±0.08kWh/m 3 ，高于德國的平均水平（0.40–0.43kWh/m 3 ），也高于歐洲平均水平（0.40–0.53 kWh/m 3 ）。

下圖2是該污水廠各細(xì)分單元的單位能耗情況。風(fēng)機(jī)升級后的曝氣單位能耗從0.20 kWh/m 3 降至0.17 kWh /m 3 （減少16%），這和供應(yīng)商承諾的改善情況接近。作者認(rèn)為Grüneck污水廠的高能耗來自預(yù)處理和泵，以及深度處理的沙濾和紫外消毒等工藝。

圖2. 2013-2017年間Grüneck污水廠各處理單元的運(yùn)行能耗

2. 能耗改善變化

總的來說，Grüneck污水廠的能源自給率從64%升至88%，增幅24%，其中風(fēng)機(jī)升級貢獻(xiàn)8%，協(xié)同消化貢獻(xiàn)16%。下圖3a是污水廠處理1噸污水的產(chǎn)能和能耗情況，其中彩色堆積區(qū)域是各單元耗能情況，黑色虛線是只有污泥的產(chǎn)能貢獻(xiàn)，而黑色實(shí)線是加上了餐廚垃圾的產(chǎn)能情況。

圖3a. Grüneck污水廠的耗能和產(chǎn)能的能量平衡分析

圖3b.Grüneck污水廠能源自給解析：協(xié)同消化（深綠色區(qū)域）的貢獻(xiàn)和曝氣升級（陰影區(qū)域）的貢獻(xiàn)對比

3. 協(xié)同消化的影響

此前污泥消化的有機(jī)負(fù)荷(OLR) 1.08kg vs /m³/d，HRT為32±5天。引入餐廚協(xié)同消化后的增量為0.24±0.06kg vs /m³/d。Grüneck污水廠采用協(xié)同消化后VS的平均去除率也從64%升至68%，這說明新增進(jìn)料高度可降解，并可因此將HRT降至約27天。VFA揮發(fā)性有機(jī)酸濃度和pH變化不大，說明污水污泥的堿度有足夠緩沖度。

引入餐廚垃圾幫助污水廠的甲烷產(chǎn)量從 1431m³/d（2013）升至 1898m³/d（2016），增幅達(dá)25%，但作者也指出幾點(diǎn)需要注意的地方：

在規(guī)劃期間要確保有足夠的沼氣存儲空間

餐廚垃圾的成分會有季節(jié)性變化，這可能會沼氣的甲烷含量的波動。

沼渣的脫水性能略有下降（從25%降至23%），這可能跟協(xié)同消化或者剩余污泥比率增加有關(guān)。

餐廚垃圾含有無機(jī)雜質(zhì)。2017年，研究團(tuán)隊(duì)從消化罐里移除大量高纖維質(zhì)固體，這不是該污水廠的常規(guī)操作，是近20年來的首次清理。根據(jù)他們的估算，污水廠每天累計(jì)的無機(jī)雜質(zhì)約為50kg。

太陽能干燥設(shè)備是污水廠應(yīng)對新增的污泥并減少污泥處置成本的措施。如下圖所示，自2014年起，污泥處置量減幅約30%，從每年4187噸降至2946噸。

圖4.Grüneck污水廠2013-2017的污泥產(chǎn)量和處置量

4. 運(yùn)行影響

總的來說，這三大改變沒有對污水廠運(yùn)行造成影響，污水廠的BOD和氨氮去除率分別維持在99%和81.3%的水平，出水的氮磷濃度也滿足當(dāng)?shù)貥?biāo)準(zhǔn)。沼渣脫水后的濃縮液回流至主流處理線，回流氨氮負(fù)荷從原來的39噸/年升至42噸/年。但這增幅其實(shí)不顯著，因此不需要新增用于反硝化的外加碳源。主要原因還是因?yàn)槟壳安蛷N垃圾的負(fù)荷率其實(shí)不高，但如果像奧地利Strass污水廠那樣，OLR的增幅超過25%的話，就需要在管理策略進(jìn)行調(diào)整來應(yīng)對回流氨氮。

下圖5是三個(gè)升級措施的OPEX利益分析，結(jié)果顯示，風(fēng)機(jī)升級單位節(jié)省成本€0.80/PE/年；雖然餐廚垃圾每年運(yùn)輸成本€6000，但自身產(chǎn)電可節(jié)省成本€1.55/PE/年，因而凈減量€1.47/PE/年；太陽能干燥設(shè)備節(jié)省的單位運(yùn)輸成本為€0.90/PE/年。這也印證了協(xié)同消化帶來的好處完全可以抵消其對工藝的影響。

圖5.Grüneck污水廠的協(xié)同消化、風(fēng)機(jī)升級和太陽能干化的優(yōu)劣分析：橫坐標(biāo)表示年度運(yùn)營成本OPEX的單位節(jié)省量(€/PE/a)�？v坐標(biāo)表示了三種策略的實(shí)際單位節(jié)能情況(kWh/PE/a)

風(fēng)機(jī)升級、協(xié)同消化和太陽能干化的資本投資分別為50000、150000和2000000歐元，根據(jù)上邊的OPEX分析，前兩者的投資回報(bào)時(shí)間分別只需10和17個(gè)月。但是太陽能干化的投資回收期將長達(dá)30年。

最后他們將協(xié)同消化和太陽能干化的能耗作進(jìn)一步延伸分析，結(jié)果如下圖6所示，與直接焚燒相比，厭氧消化是能耗更高效的處理食品廢物的策略。另外，太陽能干化除了節(jié)省運(yùn)輸成本，也節(jié)省了污泥焚燒時(shí)候浪費(fèi)的熱能。

圖6.在廣義處理系統(tǒng)環(huán)境中的餐廚協(xié)同消化和太陽能干化的利弊分析

小結(jié)

這篇報(bào)告通過對一個(gè)污水廠長達(dá)5年的跟蹤研究，顯示了通過多管齊下的方式，污水處理廠有顯著的潛力實(shí)現(xiàn)能源自給，自給率也由64%提高到了88%，更重要的是，它為其他污水廠的管理提供了很具體的參考信息，特別是在方法的選擇組合上，管理者應(yīng)當(dāng)考慮與每項(xiàng)方法相關(guān)的能源價(jià)格、運(yùn)輸距離、污泥處理以及對工藝運(yùn)行的影響這些因地點(diǎn)而異的變量因素。

圖7. Gruneck污水廠能耗優(yōu)化結(jié)果

參考資料

Successful strategies for increasing energy self-sufficiency at Grüneck wastewater treatment plant in Germany by food waste co-digestion and improved aeration, Applied Energy, 242 (2019) 797–808.

https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2019.03.126