某污水处理厂的能源与资源回收方式及其碳排放核算

图尔库市污水处理有限公司（Turun seudun puhdistamo Oy）将一处位于地下的废弃岩石场改造成为Kakolanm?ki地下式污水处理厂，于2009年1月1日建成并投入运行。目前，该厂承担了图尔库市及其周边14个城镇的市政污水及其工业废水处理，服务人口近30万人。该厂平均进水量为89 280 m ³ ×d ^-1 ，2020年污水处理总量达32 587 333 m ³ ·a ^-1 。该污水处理厂运行稳定，平均进出水水质指标全部达到当地标准（见表1）。

表1  2020年Kakolanm?ki污水处理厂进出水质参数 ^[5]

注：ESAVI（Etel?-Suomen aluehallintovirasto）为标准指标去除率，即规定的最低污染物去除率。按芬兰南部地区管理局在2014年10月1日修订的第167/2014/2号污水处理厂环境许可证（ESAVI nro 167/2014/2）规定计算 。

Kakolanm?ki污水处理厂处理工艺主要包括机械、化学和生物处理3个单元，有4条平行处理线，水处理流程如图1所示。

图1  Kakolanm?ki厂污水处理工艺流程 ^[7]

2020年，Kakolanm?ki污水处理厂综合能耗为35 GWh×a ^-1 ，共产能225 GWh×a ^-1 ，即产能已超过能耗的6倍。

2.1 化学能的回收

2020年，该厂共输送37 871.5 t·a ^-1 脱水污泥至Gasum沼气处理厂进行厌氧消化处理。产生沼气经CHP用于该地区供暖和电力。部分处理后的污泥被加工为肥料制剂，或用作土地改良剂。

该厂的厌氧消化产能达到21.9 GWh×a ^-1 ，而处理污泥运行耗能（包括污泥运输）为14.2 GWh×a ^-1 。即该厂污泥产沼气加CHP过程产生的能量足够维持污泥处理加热、搅拌及污泥运输等过程的消耗，且尚有一定能量盈余（7.7 GWh×a ^-1 ）。

2.2 热能的回收

Kakolanm?ki污水处理厂从污水余温热能回收的热量可向外供热，为当地近15 000户家庭集中供暖（平均约200 GWh×a ^-1 ，占图尔库市供热量的14%），夏季用于区域制冷（平均约25 GWh×a ^-1 ，占该区域制冷量的90%）。

Kakolanm?ki污水处理厂的热能回收由位于地下岩洞厂区内的水源热泵交换站完成，以该厂二级出水为热源回收余温热能，为厂区和周边地区供热（冬季工作9个月，服务人口大于整个城市人口的10%）和制冷（四季常开，但集中于夏季3个月，为周边部分医院、商场、写字楼服务）。

由于还需对当地几个医院，以及商场和写字楼持续供冷，热泵旁配备了一个17 000 m ³ 蓄冷水箱，通过水蓄冷技术（cold water accumulator，CWA）储存热交换产生的部分冷却水，用于平衡供冷需求高峰时的波动。

图2 供热、制冷网络示意图 ^[11]

表2  热泵额定参数 ^[12]

取平均COP（能效比）为3.7、平均提取温差8 ℃，热交换水量取实际提取出水量为2×10 ⁷ m ³ （按年总出水量61%计）。计算结果得出理论热能回收潜能为183.9 GWh×a ^-1 ，与该厂热泵站输出实际热能179.0 GWh×a ^-1 基本吻合，足以证明该厂热能利用效率之高。

     表3  Kakolanm?ki厂理论热能回收量计算结果

2.3 能量平衡

由于2020年该厂污水处理单元能耗为12.76 GWh×a ^-1 ，根据年处理污水量计算，即污水处理工艺 的单位电耗为0.39 kWh×m ^-3 。

图3 污水、污泥处理单元能源回收路径

表4 污水处理厂年能耗数据 ^[5]

注：水处理工艺的电耗包括污水处理单元能耗（10 852 MWh ×a ^-1 ）、厂区内通风系统（1 531 MWh ×a ^-1 ）和照明系统能耗（383 MWh ×a ^-1 ）。

回收余温热能用以供热/制冷能量的占产能的比例最大，近90%，为产生能量的主要来源；而污泥厌氧消化的产能占比不到10%，虽可满足全厂运行能耗的62%，但意味着仅靠污泥厌氧消化产还难以实现能源中和运行的目标。因此，有效开发利用污水余温热能确实是污水处理厂实现能源回收的关键。

2.4 能量回收的优势

1）Kakolanm?ki污水处理厂位于图尔库市中心，出水回收余热可直接接入图尔库市完善的热力管网，用于周边住宅区集中供暖、制冷。输送热损耗降至最低。更重要的是，供热使用后的回水再循环回热泵用于热交换加热，而未直接排水，使得热利用效率倍增。

2）热泵提取温差大（平均为5~10 ℃）使其低品位热能利用率高。芬兰冬季严寒漫长，夏季温和短暂，平均提取温差达8 ℃。

3）配置2台unitop 50FY集中式大型热泵使供热系统中余热利用效率较高。供热端输出热水可达90 ℃。这种集中式大型热泵相较于分散式小型热泵系统的运营成本更低、供热效率更高。

4）政府与企业协同参与保障了余热回收项目的实施。

3.1 碳排放量

——直接碳排

表5为Kakolanm?ki污水处理厂气体排放监测统计数值。其中二氧化碳（CO ₂ ）、甲烷（CH ₄ ）为污水处理厂直接碳排的主要贡献者。

表5  Kakolanm?ki厂尾气排放监测数据

注： NMVOC 为非甲烷挥发性有机物，还未纳入全球增暖潜势加权的温室气体排放总量中。

——间接碳排

根据当地碳中和政策，Kakolanm?ki污水处理厂的运营、TSE热泵站和Gasum沼气厂处理污泥用电均购买自清洁能源生产电力，且污泥运输燃料为污泥厌氧消化生产的沼气。因此，将污水处理厂运行电耗等间接碳排放计为零。

另外，为实现碳减排，该厂自2012年开始将原先投加的氢氧化钙改为碳酸钙，使得因药剂核算得到的CO ₂ 间接排放量降为原来的1%，大大降低了间接碳排。

赫尔辛基环境服务机构（Helsingin seudun ymp?rist?palvelut, HSY）监测结果表明，Kakolanm?ki污水处理厂2020年全年实际总碳排放量（以CO ₂ 当量计）为10 712 t，各部分碳排放量明细见表6。

表6 总碳排量的核算数据 ^[11]

3.2 碳减排量

Kakolanm?ki污水处理厂主要通过出水余热回收及厌氧消化回收热/电实现碳减排（见表7）。Kakolanm?ki污水处理厂回收热能与化学能所产生的碳减排效益（以 CO ₂ 当量计）为-35 642.9 t·a ^-1 。

表7 总碳减排量的核算数据

3.3 碳中和评价

该厂2020年实际碳排放量（以CO ₂ 当量计）为10 712 t·a ^-1 ，而碳减排量（以CO ₂ 当量计）达-35 643 t·a ^-1 。累计-24 931 t·a ^-1 可交易碳汇额（以CO ₂ 当量计）。

表 8 碳减排/汇衡算

碳中和与能源回收的概念常常被混为一谈，而分析此案例可知，该污水厂实现碳中和是依靠TSE热泵站回收热能及其贡献的碳汇，并非依靠污水处理工艺实现的能源回收。因此，在对国内污水处理厂运行进行碳中和或能源回收评价时，不应把两者简单的等同起来。

Kakolanm?ki污水处理厂的案例也进一步表明TSE热泵站回收的热能贡献占比巨大，实现了该厂的能源回收，同时产生的巨大碳汇使得该厂的碳排放为负值。

由芬兰Kakolanm?ki污水处理厂运行实践表明，污水处理厂实现碳中和运行的关键在于出水中大量余温热能的回收，这点经验值得借鉴。由此可知，国内污水处理厂采用传统污泥厌氧消化工艺很难实现能源回收及碳中和运行。例如，北京高碑店污水处理厂数据表明，该厂全年可提取平均温差为4℃，流量为339×10 ⁶  m ³ ·a ^-1 ，说明其理论潜热为Kakolanm?ki污水处理厂的8倍。因此，应充分认识并合理利用污水余温热这一体量巨大的低品位能源，合理设置其回收利用方式（冬季为周边地区供暖等），并协调市政部门与各行业的运营，则可使污水处理厂实现能源回收及碳中和运行。希望通过分析芬兰Kakolanm?ki污水处理厂的案例，为国内学术界提供参考。