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1、英国 Bran Sands 热水解+消化项目的工艺解读国际某知名品牌的热水解+消化工艺在欧洲已有大量成功的应用。这种技术早已为国内业界所了解，2010 年上海水业论坛、2011 年青岛污泥会议上，一些国际公司作为赞助商做了这种技术在国内的首波推介。这些介绍一般还都停留在商业层面上，对其具体的工艺过程、参数特别是经济性，尚没有详细的介绍。基于这种技术的复杂性，一般潜在用户也很难“反向工程” ，具体了解其性能并测算成本。笔者不揣冒昧，根据某公司在英国的一个项目的具体数据，建立了一个完整的热平衡模型。根据此模型，笔者对这种热水解+厌氧的组合工艺有了一些比较具体的认识和想法，现将分析过程写成本文，以就
2、教于业内方家。一、资料来源所有资料均可在网上找到，兹列举如下（后面将只注出资料编号）： Advanced Digestion Plant at Bran Sands Design and Construct Experiences（业主和总包商在第 14 届 European Biosolids and Organic Resources Conference and Exhibition 会议上的报告） Bran Sands Advanced Anaerobic Digestion Facility（业主和总包商发在 Wastewater Treatment & Sewerage 上的论文）
3、 Start-up, Seeding and Commissioning of Bran Sands Advanced Digesters（总包商的 PPT） Cambi高级污泥厌氧消化(CAAD)技术的特点和污泥中生物能源和资源的回收利用(“2010上海水业热点论坛”会刊论文投稿) Bran Sands Advanced Digestion Project（业主 NWL 的 PPT） Combined Experiences of Thermal Hydrolysis and Anaerobic Digestion（某国际工程公司为首的一个项目公司的评价报告） Combined Experi
4、ences of Thermal Hydrolysis and Anaerobic Digestion - Latest Thinking on Hydrolyis of Secondary Sludge Only（同上） Cambi 污泥水解+ 消化应用和有机质问题（ 2011 年青岛污泥会议 PPT）二、水解+消化项目数据辨析在 Teesside 的 Bran Sands 污水处理厂是目前英国最大的污泥干化设施，日处理本厂和外来脱水污泥 548 吨（以含固率 20%核算） ，采用天然气作为热源，将其干化至含固率 90%以上。基于干化极高的能源成本，业主 Northumbrian Water
5、 水务公司于 2006 年对厌氧处理工艺进行了深入的调研和实验，最终在 2007 年 6 将工程总包授予了 Aker Solutions 公司，建设一座年处理量 40000 吨干固体的污泥热水解厌氧消化工厂。项目于 2009 年 8 月开始调试，2010 年 1 月完成了交付，并基本达到了设计目标 。1、投资新项目沿用了原厂的湿泥储存、输送和部分脱水设施，新建了热水解（CHP） 、消化（3 个6700 立方米罐体）和换热、给热设施。项目总投资 3300 万英镑，总包设备款 2800 万英镑。为便于评价，根据中国银行公布的 2007 年 6 月 30 日汇率（100 英镑 = 1524.55 人
6、民币） ，投资总额相当于人民币 5.03 亿元，以含固率 80%计的日吨湿泥单位投资成本 91.8 万元。以此成本在中国实施（部分物流配套尚不在内） ，显然没有什么意义。根据笔者的猜测，类似项目在国内实施，如果要维持一定的供货水平的话，日吨单位投资不会低于 50 万元。本文就以此假设值进行比较。 4、水解系统热平衡的建立取水解各步骤的热耗为系统输入热量的 2.5%。设闪蒸汽的平均温度较闪蒸罐出口料液温度高 10 度。各点温度确定，可查取得到新鲜蒸汽焓和闪蒸汽焓；设有机质在水解反应器中的水解率为某值，由此可确定各点的干物质量；将闪蒸罐产生的闪蒸汽量设为 x、打入反应罐的新鲜蒸汽量设为 y，蒸汽给
7、水温度为 z，分别建立浆化、反应、闪蒸单元的热平衡方程，分步联立解出，直至闪蒸罐的物料出口温度校验与设计值相符（102 度） 。计算结果如下：在设计条件下，有机质水解率 35%，新鲜蒸汽量 4997 kg/h，闪蒸汽量 4160 kg/h，蒸汽给水温度 94 度（给水的加热可来自发电机热水） 。新鲜蒸汽焓恰好与能流图中的数据 3.3 MW相符！至此可判断此模型的计算结果与原设计有一定的类似性。为便于理解热水解系统的性能，将其余关键参数列举如下：入水解系统的实际处理量为 110 tds/d / 15.9% = 689 t/d。热水解（未再考虑消化保温）所需能量占沼气产生能量的 28.7%。水解物
8、质量为 28.8 t.VSS/d，水解后的含固率为 10.0%。5、消化系统消化产气量为 45000 立方米 /日，沼气能量为 11.5 MW，则沼气热值约为 5275 kcal/m3；以 CH4 摩尔热量计算，沼气的实际甲烷含量大约为 55.5%（而非 60%或 65%） 。从有机质降解的甲烷产率考虑，有机质降解 60%，意味着降解量为 49.3 t.VSSr.d，有机质降解的产甲烷率为 0.51 m3/kg.VSSr，这一数值已是文献所见很高的产甲烷量了。消化系统未再考虑保温的热量消耗。根据设计，总消化罐有效容积为 20100 立方米，平均水力停留时间 18 天，以水解后的干基 81 td
9、s/d 计算，消化器允许更低的入口含固率，即 7.2%。根据工艺描述，消化器的目标含固率是 5-6%，将 102 度的水解污泥降温至 40 度，最直接的方法是用水稀释。但稀释并不能保证温度降到允许的设计值，无论如何需要间接换热。从现场图片上显示的多达 6 排、每排 7 个冷却水塔看， CHP 后的物料冷却是一个重要步骤。按照 45000 立方米的产气量和 20100 立方米的池容算，池容产气率为 2.2 m3/m3。消化器的有机质负荷为 4.1 kg.VSS/m3.d，比设计值 5.5 kg.VSS/m3.d要低。剩余干固体量为 2511 kg.DS/d，消化后的干固体量为 22000 tds
10、/a。此值也与设计值 21000 tds/a 接近。消化后脱水含固率为 30%，根据该项目（现有带式脱水机，25-30%）的实际运行报告，和其它项目的测试 ，保证 30%以上应无问题。则本项目水解消化后的脱水污泥（30%DS）201 吨。6、产电量根据设计，用于 CHP 的蒸汽热量的 40%来自沼气发电机的余热。CHP 的给热量是3.3 MW，则来自沼气发电机的余热为 1.32 MW。这意味着其余 1.98 MW 给热量来自沼气或天然气直接燃烧。以天然气锅炉热效率 90%计算，沼气耗量应为 8608 m3/d，即 2.2 MW。这样，系统输入总热量 12.9 MW（沼气 11.5+天然气 1.
11、4）中，可供沼气发电的热能就只有10.7 MW。以可用能量 10.7 MW、发电 4.7 MW 来考虑，发电热效率需要高达 43.9%。如此之高的设计参数，以笔者的了解，国外先进沼气发电机的发电热效率在 38-41%之间，超过 41%并非不可能，但似乎较难保证。如果 CHP 需热量 40%靠余热回收取得能够实现，那么设计上应该也属于很“理想化” 了。 三、参照比较工艺的设计条件为了解热水解+ 消化的运行成本定位，有必要引入两个其它处置方式以资比较。1、作为参照的干化系统根据原污泥干化项目的能流图，污泥处理中心的电耗为 1.96 MW，蒸发热耗 13.14 MW，耗费天然气热量 17.47 MW
12、，热损失 4.33 MW。将蒸发净热耗 13.14 MW 除以天然气总能耗 17.47，得到锅炉热效率 75%。根据欧盟和英国的污泥干化实践，干化污泥含固率一般均为 90%以上。以年处理干基污泥量 40000 吨计，假设入口含固率 20%，则干化的蒸发量为 17757 kg/h，升水蒸发量热耗 740 kcal/kg。若取平均入口含固率 25%，则干化蒸发量为 13191 kg/h，升水蒸发量净热耗为 996 kcal/kg。电耗方面，含固率 20%时为 0.110 kW/kg，含固率 25%时为 0.149 kW/kg。笔者以为，这里的天然气锅炉热效率严重偏低（一般在 85%以上） ，干化净
13、热耗即使对某些耗能工艺也显得偏高，电能则偏离更多。可能是作者为了显示新项目的优越性，不自觉地放大了某些对比数字。因此，本文在比较中将采用两个工程上比较可信的数字来评价热干化：净热耗 670 kcal/kg，电耗 0.075 kW/kg。投资以含固率 20%的湿泥为基准，单位投资 25 万元/ 吨 日。2、作为参照的传统消化系统为了解高级厌氧系统的投入产出，笔者建了一个 CSTR 高浓度厌氧消化模型（类似于大连夏家河项目） 。工艺取值如下：入消化罐固体浓度 10%，消化日数 28 天，消化温度 55 度，有机质的消化降解率 36.9%。消化罐数量 4 个，单体有效容积 8000 立方米。参考环境
14、温度/水温/泥温一律取为 10 度。有关消化器加热、保温的气候数据选为北京。以同样的有机质产甲烷率来分析，传统消化应可实现有机质降解 110 tds/d * 75% * 36.9% = 30.3 t.VSSr/d，产沼气 27660 m3/d，池容产气率 0.9 m3/m3。就消化系统而言，采用高温消化，将料液从 10 度升温到 55 度，所需能量大约为 1900000 kcal/h；考虑北京地区冬季极端气温下的保温需要（最大单池 66000 kcal/h） ，所需能量约2200000 kcal/h。沼气发电机若可回收 36.5%的热能（是可保证的） ，即可满足消化的给热保温需要。这意味着 2
15、7660 立方米沼气均可用于发电，以发电热效率 38.5%考虑（一个较实际的取值） ，可实现发电量 2720 kW。按照笔者的评估，该消化系统的自用电量约为 14.1%。类似消化条件下的污泥脱水含固率可能在 22%（离心机，可保证的数据） ，则产生脱水污泥量 360 吨/日。 3、用于比较的经济参数同样的经济参数取值，用于三个不同工艺的比较。主要取值如下：电价 0.75 元/千瓦；脱盐水制水成本 10 元/吨；商业天然气热值 8500 kcal/m3,天然气价格 3.2 元/立方米，天然气锅炉热效率 90%；燃煤价格 800 元/吨，热值 5000kcal/kg，燃煤锅炉热效率 75%；雇员平
16、均年薪 4 万元，定员人数均为 20 人（不考虑运行难易和复杂性）；年利率 5.94%，还款付息期 10 年，复利计算；维护成本按总投资额计算，系数 2.0%（亦不分难易） ；消化系统脱硫药剂成本按湿泥折算，每吨 10 元。由于三种工艺最终的产出极为不同，最终处置出路可能极为不同，前景无法预料，应该说各有优势，也各有劣势，难定统一价格。热干化污泥具有一定的热值，去水泥厂处置，零费用给出是有可能的；热水解并消化后的污泥如果没有重金属污染，应该也有土地利用的出路；传统消化由于采用的是高温消化，如无污染，脱水污泥也可实现灭菌和土地利用。但考虑到后两者施用有季节性，含水率仍很高，要实现零成本处置，有较大难度。因此，比较时采用了两种可能：一种是全部零成本处置，一种是各考虑一个比较可能的处置付费。 四、比较1、设计条件下的水解+ 消化与其它工艺的比较不考虑处置成本时的投入产出如下：单位 水解+厌氧 传统厌氧 燃气热干化 燃煤热干化单位投资 万元/吨日 50 35 25 25需最终处置量 吨/
