污水处理能源中和与碳中和案例分析

导语：污水处理过程因高耗能以及直接温室气体排放，使得逼近碳中和运行势在必行。然而，污水处理多以追求“能源中和（Energy neutrality）”为目的，且常常与“碳中和（Carbon neutrality）”概念混为一谈。通过欧洲3个污水处理厂实例，可以直观解释并说明能源中和与碳中和的不同。实际运行案例表明，实现能源中和并不意味着同时可以实现碳中和，而如果实现碳中和则可以认为也同时实现了能源中和。这是因为污水处理过程中除能源消耗的间接碳排放外，还会在处理过程中直接产生NxO、CH₄、VOCs等温室气体（从COD转化的CO₂因大多为生源性，所以不计入碳排放清单）。此外，各种化学药剂（如碳源、除磷药剂等）等生产与运输过程也会间接产生CO₂等温室气体。厂外植树造林、风力发电、外源有机物厌氧共消化固然有助于污水处理厂实现碳中和，但这些方式并非污水处理厂份内之事，应该都是“伪中和”。其实，污水处理厂要想同时实现能源中和与碳中和，只有深入挖掘污水余温热能方能实现。

当今，“能源中和（Energy neutrality）”这一概念被越来越多污水处理厂所提及；同时，污水处理实现“碳中和（Carbon neutrality）”也是大势所趋。能源中和与碳中和是否为同义语，可以相提并论吗？这个问题目前还比较模糊，需要借助目前碳中和热度以及碳中和实现路径予以厘清。能源中和，顾名思义指污水处理厂减少自身能源消耗且能够在厂内外回收或产生一种或多种清洁能源，可以直接（电、热自用）或间接（产生能量并网）弥补污水处理厂自身能源消耗量，从而达到污水处理不依靠化石能源等（电、热）而实现能源自给自足。对污水处理厂而言，实现能源中和可采取以下措施：① 减少污水处理自身能源消耗；②提高污水中能源回收效率；③寻找其他外部可再生能源。相对而言，污水处理厂的碳中和概念更为直观。它指的是，污水处理厂通过自身节能降耗或增加自身产能，或增加碳汇，使该污水处理厂的碳减排量与碳排放量相互抵消。然而，污水处理厂的碳排放构成较为复杂，分为直接碳排和间接碳排。直接碳排放表示污水处理厂在水处理过程中因有机物降解、氮转化过程产生的各种温室气体（主要指CO₂、CH₄和N₂O）碳排放量。其中，直接碳排放中的CO₂因为主要（亦含少量化石碳成分）是生源性的，所以，一般并不计入碳排放清单。间接碳排放指的是污水处理厂消耗外部化石能源等（产电、产热）以及各种化学药剂生产运输过程产生的碳足迹。显然，污水处理厂实现能源中和不等同于实现碳中和。能源中和仅意味着污水处理厂能耗实现自给自足，只抵消了间接碳排放量中能耗碳足迹，而间接碳排放量中的药耗碳足迹以及直接碳排中的NxO、CH₄、VOCs等温室气体产生的碳排放量并未抵消。反过来看，污水处理厂如果实现了碳中和，一般可认为同时可以实现能源中和。例如，污水余温热能潜力巨大，但属于不能直接发电利用的低品位能源，只能作为热/冷输出供热或制冷，污水处理厂依然需要依靠外部电力；这种低品位能源（热/冷清洁能源）被厂外社会使用后可替代/弥补高品位能源（电、天然气等）的使用，进而减少社会大量碳排放，这些被节省的碳排放完全可以用来抵消污水处理厂自身电耗碳足迹。换句话说，污水处理碳中和是间接实现能源中和，所供应社会的热/冷可被是作为一种“碳汇”。为此，分别利用3个欧洲实际案例分析并说明污水处理厂能源中和与碳中和之关系，解析高耗能污水处理向能源中和、甚至是碳中和运行转变策略，以期为我国污水处理厂“双碳”目标提供参考。

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德国Bochum-Ölbachtal污水处理厂

Bochum-Ölbachtal污水处理厂位于德国北莱茵—威斯特法伦州鲁尔区波鸿市，处理规模为4.3×10⁴m³/d。进水COD=380 mg/L，TN=56 mg/L，TP=6.5 mg/L。该厂采用三段进水前置反硝化工艺，生化段出水采用化学药剂方式除磷。出水满足欧盟排放标准（TN≤13 mg/L，TP≤1 mg/L）。该厂处理工艺流程如图1所示。

图1 Bochum-Ölbachtal污水处理厂工艺流程

1.1 能源中和评价

Bochum-Ölbachtal污水处理厂在2013年升级改造前，Ruhrverband公司对其电耗情况进行了统计，并与德国《污水处理厂能源手册（MURL）》中的标准值进行了对比，发现除生物处理阶段除曝气单元外，其他单元耗电量均远远超标，具有较大节能空间。为此，该厂对生物处理阶段进行升级改造，将原有单点进水改为三段进水，并只保留了第一段可控制开启/关闭的硝化液内回流管道（见图1）；同时优化了该厂其他设备。2015年Bochum-Ölbachtal污水处理厂正式改造完成，改造前后电耗情况见表1。最终该厂总电耗由34.6 kW·h/(PE·a)（折合吨水电耗0.47 kW·h/m³）降低至24.1 kW·h/(PE·a)（吨水电耗0.33 kW·h/m³），能耗降低达到30.3%。同时出水总氮浓度也稳定在TN<5 mg/L，远远超过出水排放要求（TN≤13 mg/L）。

表1 Bochum-Ölbachtal污水处理厂改造前、后耗电量对比

以2015年能量平衡评价，上半年污泥厌氧消化热电联产系统(CHP) 产生净电能2.47 GW·h，CHP产热无论升级前后均已自给自足。根据2015年上半年CHP产电数据推算，全年CHP产生净电能4.94 GW·h。2013年工艺升级前，该厂污水处理全流程总耗电量为12.77 GW·h，可知通过厌氧消化能源转化，能源自给率仅为38.7%，距离能源中和目标（100%）仍有61.3%能源赤字。升级后，根据2015年上半年总耗电量推算，该厂全年总耗电量为5.1 GW·h。在厌氧消化效率不变的情况下，因全年CHP产生净电能4.94 GW·h，所以能源自给率达96.9%，已接近能源中和。Bochum-Ölbachtal污水处理厂仅采用自身节能降耗方式，维持原有厌氧消化不变，能源自给率从改造前的38.7%提升至96.9%，接近能源中和。值得注意的是，该案例中进水COD为380 mg/L，与我国市政污水COD（COD=200～400 mg/L）高值接近，对我国污水处理厂以节能降耗为目的升级改造，并利用厌氧消化能源转化实现能源中和目标具有一定参考价值。

1.2 节能降耗措施

分析Bochum-Ölbachtal污水处理厂节能降耗手段主要包括：①减少回流泵耗能。改造后取消了第二、第三段内回流，只保留第一段回流，且根据第一段末端硝酸盐（NO₃^-）浓度高低选择性开启，以提高反硝化程度。改进后内回流泵水头损失从19 kPa降低到13kPa，内回流比从0.9降低至0.5。② 通过合理分配进水比例，继续使用原有反应池，以降低成本，缩短工期。该厂根据硝化和反硝化池体积间差异，通过数学模拟对进水比例进行最佳分配。三段进水比例依次为50%、33%、17%，原第二段内回流管道被直接改为33%污水进水管道。③ 其他设备能耗优化。盘式曝气器更换为板式曝气器，增加浸没深度且替代搅拌器。改进前搅拌器比功率为2.15 W/m³，而替换搅拌器后比功率降低至0.88 W/m³。

1.3 经济性评价

德国《污水纳税法》规定，如果污水处理厂出水TN<5 mg/L，则无需支付污水氮排放费。改造前Bochum-Ölbachtal污水处理厂出水TN>5 mg/L，年污水氮排放费为16万欧元/a。改造后该厂选择在第三段反硝化池投加碳源（根据第三段硝化池出水TN值决定），以保证出水TN<5 mg/L。外加碳源成本大约为10万欧元/a，因此，投加碳源更为经济。表2为该厂改造前、后运行成本浮动情况，工艺改造后至少节省50万欧元/a。

表2Bochum-Ölbachtal污水处理厂改造前后成本浮动情况 万欧元·a^-1

1.4 碳中和率核算

根据碳足迹模型，Bochum-Ölbachtal污水处理厂碳排/减排核算结果示于表3。其中，碳排放量分为：① 直接碳排放量。CH₄、N₂O当量人口直接碳排放量为7 kg CO₂-eq/(PE×a)，则年碳排总量为1 491 t CO₂-eq/a；② 间接碳排放量，分为能耗与药耗两部分。能耗包括污水处理所需电耗和热耗。根据资料，该厂全年总电耗为5.1 GW·h/a，按2015年德国电力温室气体排放强度0.46 kgCO₂/（kW·h）核算，总电耗产生碳排量为2 346 t CO₂-eq/a，污泥厌氧消化池因保温耗能所产生碳排放量为1 264 tCO₂-eq/a。药耗碳排主要包括除磷药剂与外加碳源碳足迹，其中，除磷药剂碳排放量约为154 t CO₂-eq/a，外加碳源碳排放量约为385 t CO₂-eq/a。综上，Bochum-Ölbachtal污水处理厂碳排放总量为5 640 t CO₂-eq/a。核算碳减排量：该厂通过污泥厌氧消化热电联产生产电能约5 GW·h/a、热能约6.53 GW·h/a，共计可实现碳减排量3 564 t CO₂-eq/a。

经核算，Bochum-Ölbachtal污水处理厂碳排放总量为5 640 tCO₂-eq/a，碳减排总量为3 564 t CO₂-eq/a，碳中和率为63.2%。显然，能源中和率（96.9%）与碳中和率（63.2%）并不相等，也不是一码事。该案例表明，通过工艺升级改造可实现虽然可实现“节能降耗”的显著效果，并最大限度逼近能源中和运行，但是，在无额外利用污水潜在能源（如余温热能）的情况下，还是难以实现碳中和运行目的。

表3 Bochum-Ölbachtal污水处理厂碳排/减排核算

02

德国Köhlbrandhöft/Dradenau 污水处理厂

德国Köhlbrandhöft/Dradenau 污水处理厂位于德国汉堡，应属德国最大的污水处理厂，负责处理周边200万居民生活污水以及欧洲第三大海港工业废水。处理水量达38.2×104m3/d（规模约为240万当量人口，PE）；进水水质为：COD=850 mg/L，TN=67 mg/L，TP=9.4 mg/L。该厂由汉堡水务公司经营，改造前是该市最大公共能源消耗单位之一。该厂主流处理工艺为活性污泥法，生化段出水投加化学药剂除磷。污泥处理包括剩余污泥厌氧消化产沼气、沼气热电联产、消化后污泥继续干化、焚烧用于能量回收。该厂污水、污泥处理全工艺流程如图2所示。

图2 Köhlbrandhöft/Dradenau污水处理厂污水、污泥处理/处置工艺流程

2.1 能源中和评价

Köhlbrandhöft/Dradenau污水处理厂对剩余污泥进行厌氧消化，同时收集厂外生物废弃物与污泥共消化以增加沼气产量，并实现沼气转换为天然气对外输送。后续消化熟污泥施以焚烧处置，进一步热电联产回收电能和热能；电能弥补自身电耗使用，热能则被输送至污泥干化设备，可完全满足高温干化需要；污泥干化后的低温余热可继续供消化池保温使用。如此设计，可实现电能与热能高效回收利用。此外，自2009年起该厂富余热能还向附近码头输出供应。图3为该厂2018年电能与热能流向示意图。该厂污泥焚烧产能远远大于沼气热电联产，且应用太阳能、风能等清洁能源，实现能源回收的同时进一步减少CO₂排放。2018年该厂总电耗为107.2 GW·h/a，产电量为115 GW·h/a，电能自给率达107%；总热耗为99.7 GW·h/a，产热量为113 GW·h/a，热能自给率达113%。可见，该厂通过自身进水中高浓度有机物（COD=850 mg/L）、外源有机废弃物、太阳能、风能等综合利用，已超越能源中和目标并可向外供气（CH4）和热。预计未来该厂将达到发电量大于耗电量的30%，热能供应范围也将进一步扩大。

图3 Köhlbrandhöft/Dradenau污水处理厂电能与热能流向示意

该案例存在两点应用优势：①提高沼气利用效率。沼气利用CHP产生电能与热能这种方式虽然简便，但非最优方式。因为电能产生过程中不可避免造成能量损失，而产生的热能又受到供应区域的限制。因此，该厂通过胺洗去除沼气中CO₂，使沼气成分达到天然气使用标准后直接输送至市政天然气管网。该方式在提高能源转化效率、避免能量浪费的同时还可实现一定经济效益。② 污泥焚烧是一种实现能源中和非常有力以及经济的方式，该厂污泥焚烧可充分回收污泥有机质能源，产能远远大于沼气热电联产。

2.2 碳中和率核算

根据碳足迹模型计算Köhlbrandhöft/Dradenau污水处理厂的碳排放量，结果见表4。可以看出，该厂总碳排放量为176 703 t CO₂-eq/a。

表4 Köhlbrandhöft/Dradenau 污水处理厂碳排放量核算

该厂碳减排通过电能与热能回收实现，结果见表5。该厂电能碳减排量为52 923 t CO₂-eq/a，热能碳减排量为21 900 t CO₂-eq/a，总碳减排量则为74 823 t CO₂-eq/a。因此，碳中和率仅为42.3%，远未达到碳中和目标。

表5Köhlbrandhöft/Dradenau 污水处理厂碳减排量核算

Köhlbrandhöft/Dradenau污水处理厂运行实践再次表明，尽管能源中和率已超越100%，但其实现的碳中和率仍然很低，还不足45%。

03

希腊Chania污水处理厂

Chania污水处理厂位于希腊克里特岛干尼亚州市中心东部几公里处，至2017年服务人口为17万人，处理水量19 400 m³/d；进水水质：COD=869 mg/L，TN=50 mg/L，TP=8.4 mg/L 。该厂采用传统活性污泥法作为主流工艺，不设额外除磷设施。剩余污泥厌氧消化后产沼气并热电联产。污水、污泥处理/处置全工艺流程如图4所示。

图4 Chania污水处理厂工艺流程

3.1 能源中和评价

该厂除污泥厌氧消化并热电联产回收能源外，还采用了光伏发电与风力发电技术，分述如下：

①沼气热电联产（CHP）。该厂配备有4个污泥厌氧消化池，总池容6 200 m3。厌氧消化温度控制为35 ℃，沼气中CH4含量65%～68%。CHP产生电能和热能，其中，热能用于加热消化池，电能则输入公共电网。

②太阳能光伏发电。克里特岛是希腊最大的岛屿，当地太阳辐照度很高，太阳能资源丰富。太阳能电池板安装在厂区内部，后续计划在场外继续安装太阳能光伏板。目前太阳能光伏系统规模为640 kW/a，每年产生960 MW·h/a电量，供污水处理厂自身使用。

③ 风力发电。干尼亚州北部紧沿克里特海，由于海陆热力性质差异，海洋比热容远大于陆地，所以，在该地安装风力发电装置是可行的。风力涡轮机容量系数为0.28，发电量为960 MW·h/a，规模为391 kW/a。

Chania污水处理厂2017年总耗电量为3 840 MW·h/a，单位耗电量0.543 kW·h/m³。CHP可产生768 MW·h/a电能（总耗电量20%）并输入外部电网；光伏系统可产生960 MW·h/a电能（25%）；风力涡轮机产生电能同样为960 MW·h/a（25%）。总计，该厂自身产能为2 688 MW·h/a，与总耗电量（3 840 MW·h/a）相比，仍存在30%（1 152 MW·h/a）用电赤字，即，能源中和率仅达到70%。

3.2 碳中和评价

在碳排方面，直接碳排主要由NxO、VOCs等间接性温室气体引起，与药耗等碳排放共计约500 tCO₂-eq/a；间接碳排中，由于沼气CHP产热完全可以满足消化池供热需求，因此，热能导致的间接碳排放量与碳减排量相互抵消，不计入表6。2017年希腊电力温室气体排放强度为0.657 kg CO₂-eq/(kW·h)。该厂每年通过电网用电产生的间接碳排放量为2 523 tCO₂-eq/a，即，0.36 kgCO₂-eq/m³。综上，Chania污水处理厂总碳排放量为3 023 tCO₂-eq/a。

在碳减排方面，CHP产电碳减排量为504.6 tCO₂-eq/a；太阳能和风能碳减排量均为630.7 tCO₂-eq/a。所以，该厂总碳减排量为1 766 tCO₂-eq/a。基于总碳排放量3 023 tCO₂-eq/a，该厂碳中和率只有58.4%。

对于剩余碳排放量，该厂打算进一步通过外部植树造林固碳措施实现削减。按照其现状，考虑单位面积人工林碳汇能力7.3 tCO₂-eq/ha，需种植至少172.2 hm²土地树木方可完成碳中和任务。表6列出了该厂各项能源中和与碳中和份额核算。

表6 Chania污水处理厂各项目能源中和与碳中和核算

其实，依靠“森林碳汇”等额外碳汇并非污水处理厂的自身实现碳中和，其本质与购买碳汇无异，其实是“伪中和”。再者，种植树木面积大都是虚拟。实际上，全球商业巨头早已承诺通过植树造林方式获取“森林碳信用”间接实现各自生产过程碳中和，而且所有承诺合计起来，森林应该已覆盖地球表面几层了。以上案例分析表明，污水处理厂通过自身节能降耗、污泥厌氧消化与焚烧能量回收，辅之以额外的太阳能、风能等能源利用，可较容易实现能源中和目标；但碳中和目标的实现，必须达到弥补自身直接碳排与能耗及药耗间接碳排的要求。在此方面，芬兰Kakolanmäki污水处理厂除污泥厌氧消化外热电联产外，重点对出水余温热能予以回收利用，且热能回收份额达全部回收总能量的90%。这一举措让该厂转型为“能源工厂”。由于余温热能的回收利用，该厂不仅实现能源中和，还形成大量碳汇，导致其碳中和率高达333%。

04

结语

在普遍强调碳中和的今天，能源中和与碳中和常常被等同起来，即，实现了能源中和也就意味着碳中和也相应实现。但是，对污水处理而言，能源中和与碳中和并不等同，或者说能源中和不一定可实现碳中和，而碳中和则往往可以涵盖能源中和。这是因为污水处理过程中除不计入碳排放的生源性CO₂外，还会在处理过程中产生NxO、CH4、VOCs等温室气体。此外，各种化学药剂（如，碳源、除磷药剂等）等生产与运输过程也会产生CO2等温室气体。因此通过欧洲3个污水处理厂运行实践案例，解释并说明能源中和与碳中和的区别。德国Bochum-Ölbachtal与Köhlbrandhöft/Dradenau 2个污水处理厂虽已接近（96.9%）或超越（>100%）了能源中和，但因处理过程直接碳排以及药耗等碳排比重较大而均难以实现碳中和运行（碳中和率分别为63.2%与42.3%），甚至差距还很大。同样，希腊Chania污水处理厂能源中和率在70%时碳中和率仅为58.4%。Chania污水处理厂打算通过厂外植树造林方式弥补其碳中和赤字（41.6%），但这种方式其实如同购买碳汇，属于是“伪中和”。只有通过不断挖掘污水潜能（如余温热能），方能同时实现真正意义上的能源中和与碳中和。显然，污水处理厂仅仅追求能源中和是远远不够的，要想实现碳中和确实需要认真对待余温热能利用问题。