文章速读
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44110和45130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吨/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吨/时，流化床焚烧炉产蒸汽量9吨/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。
以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4504和688 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吨/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元/千瓦考虑，则每天的发电产值（可对外销售）为80231元/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元/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吨/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 元/日，折合82元/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元/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元/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元/立方米·日，已远远高于目前国内市政污水厂1000元/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。
