污泥能源化利用的前提条件

荒野孤灯 2019-09-09 PM 61℃ 0条

     德国汉堡在Koehlbrandhoeft污水处理厂内建设了一个包括厌氧消化、沼气发电、污泥干化、污泥焚烧在内多种工艺组合的能源化综合利用项目,从概念上看是十分先进的,国内已有多篇介绍。本文根据这些文章所提供的数据,结合汉堡公用排水公司(Hamburg Public Sewage Company)在年报等公开出版物中的基础数据,试图对这一十分复杂的项目进行一个量化解读。

一、基本情况

根据Mathias Löser在布拉格大学(2006年)的讲课记录(Waste Water Treatment in Hamburg),汉堡污水处理及其污泥处置的主要情况如下:

汉堡人口约170万,有两座污水处理厂(Köhlbrandhöft and Dradenau),设计处理能力为180万加上相当于40万人口当量的工业或商业污水。日处理污水量约45万立方米,年均1.4亿立方米。

污水产生的污泥,首先采用10座、单体容积8000立方米的蛋形消化器进行中温(35度)处理,有机质降解率约50%,产生沼气约84000立方米/日,消化对象也包括每年大约26000吨来自其它污水厂的污泥和有机废物。

消化后的污泥经机械脱水,从含水率97%降为80%,然后采用热干化,从80%降至58%1997年底建设了污泥焚烧装置,该装置除处理干化污泥外,也焚烧大约17000吨外来废物。

根据HSE(汉堡排水公司)2005年年报,2004年处理污水量1.455亿立方米,2005年为1.443亿立方米,分别产生污泥干固体4411045130吨。污水厂年耗电1.19亿度,项目发电可满足自用电的65%,所需热量0.87亿千瓦亦可从污泥中获得65%,此能源自足率在德国处于领先位置。

根据汉堡城市排水公司R. D.Thierbach等《汉堡Koehlbrandhoeft污水处理厂对沼气和污泥焚烧的能源利用》一文的介绍(卢志等在《中国给水排水》2007.5上发的论文《德国汉堡污水处理厂污泥循环处理模式探讨》与该文基本相同),该项目可满足用电量的60%和热量的100%。消化后污泥的含水率约为96.7%,离心脱水后含水率为78%,然后在蒸汽加热干化机中干化到含水率为58%。沼气用于发电,燃气轮机的发电装机量为4950 kWh,高温烟气经冷却锅炉产生蒸汽,蒸汽首先用于发电,然后抽出部分0.7 MPa的蒸汽用于污泥干化。污泥焚烧炉产生的蒸汽(4 MPa 400度)与前述的蒸汽是采用同一台2 MW蒸汽涡轮发电机进行发电。

干化系统为三流,两用一备,每流各两台干化机。流化床焚烧炉亦为两用一备。

经过干化后的污泥量约为100000/年,进行焚烧处理的栅渣(含固率20-35%)约6000吨。沼气产量74000立方米/日,燃气轮机发电4.95MW,冷却锅炉产蒸汽量22/时,流化床焚烧炉产蒸汽量9/时,年发电量63000MW

根据给出的物料平衡表,进入消化罐的生污泥185 tds/d,消化后为115 tds/d,即70 tds/d转化为沼气。115 tds/d中有7 tds/d随上清液回流至污水厂,这样实际脱水污泥为108 tds/d。发电效率约20-22%

根据给出的能量平衡图,生污泥和栅渣的总能量为34 MW,其中生成沼气18 MW,进入焚烧系统的能量为16 MW

沼气的18 MW中,烟气和辐射损失4.4 MW,发电4.8 MW,产生蒸汽8.8 MW

进入焚烧炉的16 MW中,产生蒸汽约12 MW,烟气和辐射损失4 MW

这样,在总的蒸汽20.8 MW中,发电2.5 MW,透平冷凝损失10.3 MW,抽汽用于干化8 MW

在用于干化的8 MW中,6.5 MW可回收热水,用于办公楼和消化的加热,冷凝和辐射损失1.5 MW

二、数据辨析

1、污泥量

根据给出的干化后含固率42%、污泥量100000 t/a、每日275 t/d计,此项目所考虑的运行日数可能为100000/275=364天。

以年栅渣6000干吨计,每日栅渣量为6000/364 =16.5干吨,与给出的16 tds/d栅渣量基本相符。

但一篇文章中给出的275 tds/d的污泥量数据与物料平衡图中的185 tds/d相差太大,也与年报中的数字相差太大,在这里有必要做个简单判断。

根据2005年的水量和污泥干固体量可知,当年日均污水处理量为1.443 * 108 / 364 / 104 = 39.7 万立方米/日,万吨污水的湿泥产量为15.3吨(以含固率20%计)。如果日产污泥275 tds/d的话,万吨污水的湿泥产量为34.7吨。如果是185 tds/d的话,万吨污水的湿泥产量为23.3吨。根据年报中所提及的处理外来污泥量26000 tds/d,笔者以为物料平衡图中给出185 tds/d可能最接近项目的设计值,而275 tds/d的数不知何据。因此本文以185 tds/d为依据进行反推。

2、发电量

蒸汽系统图中给出了5.2 MW的蒸汽发电量。但同一篇文献,给出的实际蒸汽汽轮机设计值是2 MWel

根据发电总量63000 MWh/a考虑,发电装机量应为63000 / 364 /24 = 7.2 MWh,但根据给出的沼气燃气轮机4.95 MW和蒸汽轮机2 MW看,实际装机量为 6.95 MWh。按照实际装机看,年实际发电量应为60655 MW,与给出的63000 MW还比较接近。因此笔者认为蒸汽系统图中的5.2 MW应该是热能数据。 

3、干化蒸汽量

以干化所需的循环蒸汽120000 t/a计,循环量为120000 / 364 / 24 = 13.75 t/d

108 tds/d干化处理量考虑,从22%含固率干化至42%,需要蒸发9749 kg/h水,按照4台干化机运行考虑,单机蒸发量2437 kg/h

根据热平衡图给出的干化需热量8 MWh计算,则升水蒸发量的净热耗为706 kcal/kg。这一数值也比较接近实际。

这样,每公斤用于干化的蒸汽实际吸热量为8 MW * 1000 * 860 / 13750 = 500 kcal/kg。升水蒸发量的蒸汽耗为13750/9749 = 1.41 kg/kg

 4、沼气产率

     按照10个消化池、单体有效容积8000立方米计算,74000立方米的沼气量,相当于池容产气率为0.925 m3/m3,已属于很高的水平(高碑店设计值0.425,实际0.2左右)。

     如果按照设计值,挥发性有机质的降解率取0.5的话,该项目实现有机质降解70 tds/d,意味着入消化器的干基有机质含量高达76%!(70 / 0.5 / 185 =76%

5、污泥和栅渣的干基发热量

已知入炉干化污泥和栅渣的干固体量分别为4504688 kg/h,总发热量16 MW,则这种混合燃料的平均干基热值为16 * 1000 * 860 /(4504+688) = 2650 kcal/kg.ds

如果假设污泥厌氧消化后的干基热值为2600 kcal/kg,则栅渣的热值就相当于2981kcal/kg

从焚烧角度看,平均干基热值在2650 kcal/kg的污泥及栅渣,在含固率40%左右时是完全可以实现良好的自持燃烧的。 

6、废弃物平均热值

     如果不进行厌氧消化,沼气的18 MW能量仍考虑在污泥中,此项目所处理的总干固体量为8108 kg.ds/h,能量为34 MW,则废弃物的平均干基热值为3606 kcal/kg.ds 

7、发电机热效率

     以燃气发电机装机量4950 kWh、消耗热量18 MW计,燃气发电机的热效率为4.95 / 18 = 27.5%。这一数值与目前典型的燃气发电35-40%的热效率相比,显得较低,但其功能还在于产生大量的蒸汽用于发电和供热。

蒸汽发电的形式相当于背压抽汽机组,其发电的热效率较高,约为38.5%

8、自用电满足率

     根据年报,项目所在污水处理厂的电耗为1.19亿度/年,相当于每小时电耗13635 kWh。如果确如年报或文献所言,该项目发电量应可满足本厂60-65%的需求,则需产电8.2MW以上,而实际只有6.95MW。显然,年报和介绍材料中的数据还是略显乐观了些。

     笔者以为,这个项目给出自用电满足率是没有什么参考意义的,因为其它来源的污泥、栅渣、其它有机废物占有重要比例。

9、脱水污泥收率

     根据脱水前干基固体量115 tds/d、脱水后干基固体量108 tds/d考虑,固体收率为94%

三、经济分析

通过对技术数据的辨析可以确认,该项目所公布的数据是基本靠谱的。通过这些技术数据,结合国内造价和成本,应该可以大致判断此项目如果在国内实施的投资和成本概念。

1  参考污泥量

对污泥处理处置的成本进行比较,需要一个共同的基点,这个基点我们选择为未经消化的、经过脱水所形成的含固率20%的湿泥。

在汉堡项目中,消化前的干固体量为185 tds/d,按照机械脱水的固体收率94%计算,可获得含固率20%的脱水污泥870/日。

2  电能产值

以实际发电量6950 kWh计算,假设消化、脱硫、发电、脱水、干化、焚烧等各项设施的自用电量占总发电量的26%(笔者测算数据),电价以0.65/千瓦考虑,则每天的发电产值(可对外销售)为80231/日。折合吨湿泥产值(不考虑栅渣)92元。

3  人员和药剂成本

此项目构成极为复杂,运行难度较大,假设消化(含脱硫、发电)、脱水和干化、焚烧三大系统的总运行人数为30人,人均年薪4万元,则人员成本为3300/日。

考虑到沼气脱硫、机械脱水、焚烧烟气处理均需要大量化学药剂,以吨污泥25元考虑,每日的药剂成本最低为27138元。 

4  投资

假设消化部分投资40万元/吨湿泥(参考上一篇《国内污泥厌氧消化装置停运或运行不良的原因浅析》),干化投资25万元(注意,不含备用,干化入口湿泥处理量491/日,已去掉了消化降解部分),焚烧投资40万元(也不含备用),不考虑其它成本(如土建、安装、税费等),则一个类似项目在中国实施的投资最低在66719万元,折合吨湿泥的平均投资77万元。

5  维护成本

考虑维护成本为投资的2.5%,则每日的维护费为45869元。

6  总直接处理成本

上述直接成本(人员、药剂、维护)之和为70907 /日,折合82/吨湿泥。

未考虑焚烧灰渣的处置成本。

7  折旧及财务成本

考虑年利率5.94%、还款付息期20年,则折旧和财务成本为150259/日,相当于每吨湿泥173元。

总结一下,该项目靠污泥厌氧消化产电,可产生一定收入,甚至可高于整个项目的直接运行成本,但如果考虑折旧的话,这类项目仍然有着很高的成本负担。即,如果处理费不高于162/吨湿泥,运营商一定是赔本的。

就投资而言,此项目对于一个处理规模仅39.7万立方米/日的污水厂来说,泥区的投资如果折合到吨水里,需要1681/立方米·日,已远远高于目前国内市政污水厂1000/立方米·日的造价水平。

四、结语

     汉堡项目可能是我所见到的国外污泥处置项目中,能源利用效率最高的之一,但也是工艺最复杂的。焚烧部分是项目运行多年后最后增加的,消化被保留,有着多方面的原因,总体来看,还是很成功的。第一次看到它的能流介绍,真的觉得它很先进。但分析下来才发现,这一十分理想的能源利用项目,其实是有一个特殊条件的:极高的能量输入。

污泥能源利用项目的核心条件,就是污泥应具有较高的热值。汉堡项目平均3600 kcal/kg的能量输入,已远远超过了国内一般污泥的热值水平(2200-2500 kcal/kg)。

换算成有机质含量,平均76%的挥发性有机质干基比例,也是国内50-55%有机质浓度所难以望其项背的。

了解焚烧的人都知道,如果有3300kcal/kg.ds以上的热量,其实都不必做干化,脱水到含固率30%应该就能烧得很好了。

     说到厌氧消化,也是同样的道理。高有机质含量,才能获得高产气率。高碑店项目设计值是有机质含量60%,降解率50%,但实际只获得了0.2的池容产气率,与汉堡项目的0.925比,真是气煞人了。   

笔者分析的结果,是希望表达这样一个观点:即使在污泥热值如此理想、工艺过程如此复杂、能源利用效率如此之高(沼气发电→余热产生蒸汽→蒸汽发电→蒸汽干化→干化废热回收用于消化)的项目上,仍然是有很高的投资、很高的运行成本的。如果污泥热值没有这么理想,能源利用效率也没有这么高的话,所谓污泥的能源化处置一定是昂贵的。

俗语说,“他山之石,可以攻玉”。但如果不深入了解的话,他山之玉,没准儿也能被攻成石头。国内污泥处置行业内,太多的人都想实现污泥的“能源利用”了,“污泥发电”、“低温干化”、倒置的“污泥焚烧干化”、“污泥燃料”等等,都是在“提高能源利用效率”的幌子下,以节能、环保为名,行耗能、污染之实的。

     汉堡项目值得学习之处很多,如能源的梯级多次利用,处置的彻底性,减量的最大化等。但考虑到国情不同,我国污泥的有机质含量极低,照搬这套工艺就不太现实了。无论单独消化也好,还是单独干化焚烧也好,恐怕也都不会便宜。

     汉堡项目给我们的启示是,废弃物管理是一门科学,如何做到最佳化,有多种工艺路线可走,甚至是叠加,但这些都基于废弃物的基本条件,对于能源化利用来说,这个前提就是废弃物的热值/有机质含量。


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