導語：污水處理過程因高耗能以及直接溫室氣體排放，使得逼近碳中和運行勢在必行。然而，污水處理多以追求“能源中和（Energy neutrality）”為目的，且常常與“碳中和（Carbon neutrality）”概念混為一談。通過歐洲3個污水處理廠實例，可以直觀解釋并說明能源中和與碳中和的不同。實際運行案例表明，實現能源中和并不意味著同時可以實現碳中和，而如果實現碳中和則可以認為也同時實現了能源中和。這是因為污水處理過程中除能源消耗的間接碳排放外，還會在處理過程中直接產生NxO、CH4、VOCs等溫室氣體（從COD轉化的CO2因大多為生源性，所以不計入碳排放清單）。此外，各種化學藥劑（如碳源、除磷藥劑等）等生產與運輸過程也會間接產生CO2等溫室氣體。廠外植樹造林、風力發電、外源有機物厭氧共消化固然有助于污水處理廠實現碳中和，但這些方式并非污水處理廠份內之事，應該都是“偽中和”。其實，污水處理廠要想同時實現能源中和與碳中和，只有深入挖掘污水余溫熱能方能實現。
當今，“能源中和（Energy neutrality）”這一概念被越來越多污水處理廠所提及；同時，污水處理實現“碳中和（Carbon neutrality）”也是大勢所趨。能源中和與碳中和是否為同義語，可以相提并論嗎？這個問題目前還比較模糊，需要借助目前碳中和熱度以及碳中和實現路徑予以厘清。能源中和，顧名思義指污水處理廠減少自身能源消耗且能夠在廠內外回收或產生一種或多種清潔能源，可以直接（電、熱自用）或間接（產生能量并網）彌補污水處理廠自身能源消耗量，從而達到污水處理不依靠化石能源等（電、熱）而實現能源自給自足。對污水處理廠而言，實現能源中和可采取以下措施：① 減少污水處理自身能源消耗；②提高污水中能源回收效率；③尋找其他外部可再生能源。相對而言，污水處理廠的碳中和概念更為直觀。它指的是，污水處理廠通過自身節能降耗或增加自身產能，或增加碳匯，使該污水處理廠的碳減排量與碳排放量相互抵消。然而，污水處理廠的碳排放構成較為復雜，分為直接碳排和間接碳排。直接碳排放表示污水處理廠在水處理過程中因有機物降解、氮轉化過程產生的各種溫室氣體（主要指CO2、CH4和N2O）碳排放量。其中，直接碳排放中的CO2因為主要（亦含少量化石碳成分）是生源性的，所以，一般并不計入碳排放清單。間接碳排放指的是污水處理廠消耗外部化石能源等（產電、產熱）以及各種化學藥劑生產運輸過程產生的碳足跡。顯然，污水處理廠實現能源中和不等同于實現碳中和。能源中和僅意味著污水處理廠能耗實現自給自足，只抵消了間接碳排放量中能耗碳足跡，而間接碳排放量中的藥耗碳足跡以及直接碳排中的NxO、CH4、VOCs等溫室氣體產生的碳排放量并未抵消。反過來看，污水處理廠如果實現了碳中和，一般可認為同時可以實現能源中和。例如，污水余溫熱能潛力巨大，但屬于不能直接發電利用的低品位能源，只能作為熱/冷輸出供熱或制冷，污水處理廠依然需要依靠外部電力；這種低品位能源（熱/冷清潔能源）被廠外社會使用后可替代/彌補高品位能源（電、天然氣等）的使用，進而減少社會大量碳排放，這些被節省的碳排放完全可以用來抵消污水處理廠自身電耗碳足跡。換句話說，污水處理碳中和是間接實現能源中和，所供應社會的熱/冷可被是作為一種“碳匯”。為此，分別利用3個歐洲實際案例分析并說明污水處理廠能源中和與碳中和之關系，解析高耗能污水處理向能源中和、甚至是碳中和運行轉變策略，以期為我國污水處理廠“雙碳”目標提供參考。
01
德國Bochum-Ölbachtal污水處理廠
Bochum-Ölbachtal污水處理廠位于德國北萊茵—威斯特法倫州魯爾區波鴻市，處理規模為4.3×104m3/d。進水COD=380 mg/L，TN=56 mg/L，TP=6.5 mg/L。該廠采用三段進水前置反硝化工藝，生化段出水采用化學藥劑方式除磷。出水滿足歐盟排放標準（TN≤13 mg/L，TP≤1 mg/L）。該廠處理工藝流程如圖1所示。
圖1 Bochum-Ölbachtal污水處理廠工藝流程
1.1 能源中和評價
Bochum-Ölbachtal污水處理廠在2013年升級改造前，Ruhrverband公司對其電耗情況進行了統計，并與德國《污水處理廠能源手冊（MURL）》中的標準值進行了對比，發現除生物處理階段除曝氣單元外，其他單元耗電量均遠遠超標，具有較大節能空間。為此，該廠對生物處理階段進行升級改造，將原有單點進水改為三段進水，并只保留了第一段可控制開啟/關閉的硝化液內回流管道（見圖1）；同時優化了該廠其他設備。2015年Bochum-Ölbachtal污水處理廠正式改造完成，改造前后電耗情況見表1。最終該廠總電耗由34.6 kW·h/(PE·a)（折合噸水電耗0.47 kW·h/m3）降低至24.1 kW·h/(PE·a)（噸水電耗0.33 kW·h/m3），能耗降低達到30.3%。同時出水總氮濃度也穩定在TN<5 mg/L，遠遠超過出水排放要求（TN≤13 mg/L）。
表1 Bochum-Ölbachtal污水處理廠改造前、后耗電量對比
以2015年能量平衡評價，上半年污泥厭氧消化熱電聯產系統(CHP) 產生凈電能2.47 GW·h，CHP產熱無論升級前后均已自給自足。根據2015年上半年CHP產電數據推算，全年CHP產生凈電能4.94 GW·h。2013年工藝升級前，該廠污水處理全流程總耗電量為12.77 GW·h，可知通過厭氧消化能源轉化，能源自給率僅為38.7%，距離能源中和目標（100%）仍有61.3%能源赤字。升級后，根據2015年上半年總耗電量推算，該廠全年總耗電量為5.1 GW·h。在厭氧消化效率不變的情況下，因全年CHP產生凈電能4.94 GW·h，所以能源自給率達96.9%，已接近能源中和。Bochum-Ölbachtal污水處理廠僅采用自身節能降耗方式，維持原有厭氧消化不變，能源自給率從改造前的38.7%提升至96.9%，接近能源中和。值得注意的是，該案例中進水COD為380 mg/L，與我國市政污水COD（COD=200～400 mg/L）高值接近，對我國污水處理廠以節能降耗為目的升級改造，并利用厭氧消化能源轉化實現能源中和目標具有一定參考價值。
1.2 節能降耗措施
分析Bochum-Ölbachtal污水處理廠節能降耗手段主要包括：①減少回流泵耗能。改造后取消了第二、第三段內回流，只保留第一段回流，且根據第一段末端硝酸鹽（NO3-）濃度高低選擇性開啟，以提高反硝化程度。改進后內回流泵水頭損失從19 kPa降低到13kPa，內回流比從0.9降低至0.5。② 通過合理分配進水比例，繼續使用原有反應池，以降低成本，縮短工期。該廠根據硝化和反硝化池體積間差異，通過數學模擬對進水比例進行最佳分配。三段進水比例依次為50%、33%、17%，原第二段內回流管道被直接改為33%污水進水管道。③ 其他設備能耗優化。盤式曝氣器更換為板式曝氣器，增加浸沒深度且替代攪拌器。改進前攪拌器比功率為2.15 W/m3，而替換攪拌器后比功率降低至0.88 W/m3。
1.3 經濟性評價
德國《污水納稅法》規定，如果污水處理廠出水TN<5 mg/L，則無需支付污水氮排放費。改造前Bochum-Ölbachtal污水處理廠出水TN>5 mg/L，年污水氮排放費為16萬歐元/a。改造后該廠選擇在第三段反硝化池投加碳源（根據第三段硝化池出水TN值決定），以保證出水TN<5 mg/L。外加碳源成本大約為10萬歐元/a，因此，投加碳源更為經濟。表2為該廠改造前、后運行成本浮動情況，工藝改造后至少節省50萬歐元/a。
表2Bochum-Ölbachtal污水處理廠改造前后成本浮動情況 萬歐元·a-1
1.4 碳中和率核算
根據碳足跡模型，Bochum-Ölbachtal污水處理廠碳排/減排核算結果示于表3。其中，碳排放量分為：① 直接碳排放量。CH4、N2O當量人口直接碳排放量為7 kg CO2-eq/(PE×a)，則年碳排總量為1 491 t CO2-eq/a；② 間接碳排放量，分為能耗與藥耗兩部分。能耗包括污水處理所需電耗和熱耗。根據資料，該廠全年總電耗為5.1 GW·h/a，按2015年德國電力溫室氣體排放強度0.46 kgCO2/（kW·h）核算，總電耗產生碳排量為2 346 t CO2-eq/a，污泥厭氧消化池因保溫耗能所產生碳排放量為1 264 tCO2-eq/a。藥耗碳排主要包括除磷藥劑與外加碳源碳足跡，其中，除磷藥劑碳排放量約為154 t CO2-eq/a，外加碳源碳排放量約為385 t CO2-eq/a。綜上，Bochum-Ölbachtal污水處理廠碳排放總量為5 640 t CO2-eq/a。核算碳減排量：該廠通過污泥厭氧消化熱電聯產生產電能約5 GW·h/a、熱能約6.53 GW·h/a，共計可實現碳減排量3 564 t CO2-eq/a。
經核算，Bochum-Ölbachtal污水處理廠碳排放總量為5 640 tCO2-eq/a，碳減排總量為3 564 t CO2-eq/a，碳中和率為63.2%。顯然，能源中和率（96.9%）與碳中和率（63.2%）并不相等，也不是一碼事。該案例表明，通過工藝升級改造可實現雖然可實現“節能降耗”的顯著效果，并最大限度逼近能源中和運行，但是，在無額外利用污水潛在能源（如余溫熱能）的情況下，還是難以實現碳中和運行目的。
表3 Bochum-Ölbachtal污水處理廠碳排/減排核算
02
德國Köhlbrandhöft/Dradenau 污水處理廠
德國Köhlbrandhöft/Dradenau 污水處理廠位于德國漢堡，應屬德國最大的污水處理廠，負責處理周邊200萬居民生活污水以及歐洲第三大海港工業廢水。處理水量達38.2×104m3/d（規模約為240萬當量人口，PE）；進水水質為：COD=850 mg/L，TN=67 mg/L，TP=9.4 mg/L。該廠由漢堡水務公司經營，改造前是該市最大公共能源消耗單位之一。該廠主流處理工藝為活性污泥法，生化段出水投加化學藥劑除磷。污泥處理包括剩余污泥厭氧消化產沼氣、沼氣熱電聯產、消化后污泥繼續干化、焚燒用于能量回收。該廠污水、污泥處理全工藝流程如圖2所示。
圖2 Köhlbrandhöft/Dradenau污水處理廠污水、污泥處理/處置工藝流程
2.1 能源中和評價
Köhlbrandhöft/Dradenau污水處理廠對剩余污泥進行厭氧消化，同時收集廠外生物廢棄物與污泥共消化以增加沼氣產量，并實現沼氣轉換為天然氣對外輸送。后續消化熟污泥施以焚燒處置，進一步熱電聯產回收電能和熱能；電能彌補自身電耗使用，熱能則被輸送至污泥干化設備，可完全滿足高溫干化需要；污泥干化后的低溫余熱可繼續供消化池保溫使用。如此設計，可實現電能與熱能高效回收利用。此外，自2009年起該廠富余熱能還向附近碼頭輸出供應。圖3為該廠2018年電能與熱能流向示意圖。該廠污泥焚燒產能遠遠大于沼氣熱電聯產，且應用太陽能、風能等清潔能源，實現能源回收的同時進一步減少CO2排放。2018年該廠總電耗為107.2 GW·h/a，產電量為115 GW·h/a，電能自給率達107%；總熱耗為99.7 GW·h/a，產熱量為113 GW·h/a，熱能自給率達113%。可見，該廠通過自身進水中高濃度有機物（COD=850 mg/L）、外源有機廢棄物、太陽能、風能等綜合利用，已超越能源中和目標并可向外供氣（CH4）和熱。預計未來該廠將達到發電量大于耗電量的30%，熱能供應范圍也將進一步擴大。
圖3 Köhlbrandhöft/Dradenau污水處理廠電能與熱能流向示意
該案例存在兩點應用優勢：①提高沼氣利用效率。沼氣利用CHP產生電能與熱能這種方式雖然簡便，但非最優方式。因為電能產生過程中不可避免造成能量損失，而產生的熱能又受到供應區域的限制。因此，該廠通過胺洗去除沼氣中CO2，使沼氣成分達到天然氣使用標準后直接輸送至市政天然氣管網。該方式在提高能源轉化效率、避免能量浪費的同時還可實現一定經濟效益。② 污泥焚燒是一種實現能源中和非常有力以及經濟的方式，該廠污泥焚燒可充分回收污泥有機質能源，產能遠遠大于沼氣熱電聯產。
2.2 碳中和率核算
根據碳足跡模型計算Köhlbrandhöft/Dradenau污水處理廠的碳排放量，結果見表4。可以看出，該廠總碳排放量為176 703 t CO2-eq/a。
表4 Köhlbrandhöft/Dradenau 污水處理廠碳排放量核算
該廠碳減排通過電能與熱能回收實現，結果見表5。該廠電能碳減排量為52 923 t CO2-eq/a，熱能碳減排量為21 900 t CO2-eq/a，總碳減排量則為74 823 t CO2-eq/a。因此，碳中和率僅為42.3%，遠未達到碳中和目標。
表5Köhlbrandhöft/Dradenau 污水處理廠碳減排量核算
Köhlbrandhöft/Dradenau污水處理廠運行實踐再次表明，盡管能源中和率已超越100%，但其實現的碳中和率仍然很低，還不足45%。
03
希臘Chania污水處理廠
Chania污水處理廠位于希臘克里特島干尼亞州市中心東部幾公里處，至2017年服務人口為17萬人，處理水量19 400 m3/d；進水水質：COD=869 mg/L，TN=50 mg/L，TP=8.4 mg/L 。該廠采用傳統活性污泥法作為主流工藝，不設額外除磷設施。剩余污泥厭氧消化后產沼氣并熱電聯產。污水、污泥處理/處置全工藝流程如圖4所示。
圖4 Chania污水處理廠工藝流程
3.1 能源中和評價
該廠除污泥厭氧消化并熱電聯產回收能源外，還采用了光伏發電與風力發電技術，分述如下：
①沼氣熱電聯產（CHP）。該廠配備有4個污泥厭氧消化池，總池容6 200 m3。厭氧消化溫度控制為35 ℃，沼氣中CH4含量65%～68%。CHP產生電能和熱能，其中，熱能用于加熱消化池，電能則輸入公共電網。
②太陽能光伏發電。克里特島是希臘最大的島嶼，當地太陽輻照度很高，太陽能資源豐富。太陽能電池板安裝在廠區內部，后續計劃在場外繼續安裝太陽能光伏板。目前太陽能光伏系統規模為640 kW/a，每年產生960 MW·h/a電量，供污水處理廠自身使用。
③ 風力發電。干尼亞州北部緊沿克里特海，由于海陸熱力性質差異，海洋比熱容遠大于陸地，所以，在該地安裝風力發電裝置是可行的。風力渦輪機容量系數為0.28，發電量為960 MW·h/a，規模為391 kW/a。
Chania污水處理廠2017年總耗電量為3 840 MW·h/a，單位耗電量0.543 kW·h/m3。CHP可產生768 MW·h/a電能（總耗電量20%）并輸入外部電網；光伏系統可產生960 MW·h/a電能（25%）；風力渦輪機產生電能同樣為960 MW·h/a（25%）。總計，該廠自身產能為2 688 MW·h/a，與總耗電量（3 840 MW·h/a）相比，仍存在30%（1 152 MW·h/a）用電赤字，即，能源中和率僅達到70%。
3.2 碳中和評價
在碳排方面，直接碳排主要由NxO、VOCs等間接性溫室氣體引起，與藥耗等碳排放共計約500 tCO2-eq/a；間接碳排中，由于沼氣CHP產熱完全可以滿足消化池供熱需求，因此，熱能導致的間接碳排放量與碳減排量相互抵消，不計入表6。2017年希臘電力溫室氣體排放強度為0.657 kg CO2-eq/(kW·h)。該廠每年通過電網用電產生的間接碳排放量為2 523 tCO2-eq/a，即，0.36 kgCO2-eq/m3。綜上，Chania污水處理廠總碳排放量為3 023 tCO2-eq/a。
在碳減排方面，CHP產電碳減排量為504.6 tCO2-eq/a；太陽能和風能碳減排量均為630.7 tCO2-eq/a。所以，該廠總碳減排量為1 766 tCO2-eq/a。基于總碳排放量3 023 tCO2-eq/a，該廠碳中和率只有58.4%。
對于剩余碳排放量，該廠打算進一步通過外部植樹造林固碳措施實現削減。按照其現狀，考慮單位面積人工林碳匯能力7.3 tCO2-eq/ha，需種植至少172.2 hm2土地樹木方可完成碳中和任務。表6列出了該廠各項能源中和與碳中和份額核算。
表6 Chania污水處理廠各項目能源中和與碳中和核算
其實，依靠“森林碳匯”等額外碳匯并非污水處理廠的自身實現碳中和，其本質與購買碳匯無異，其實是“偽中和”。再者，種植樹木面積大都是虛擬。實際上，全球商業巨頭早已承諾通過植樹造林方式獲取“森林碳信用”間接實現各自生產過程碳中和，而且所有承諾合計起來，森林應該已覆蓋地球表面幾層了。以上案例分析表明，污水處理廠通過自身節能降耗、污泥厭氧消化與焚燒能量回收，輔之以額外的太陽能、風能等能源利用，可較容易實現能源中和目標；但碳中和目標的實現，必須達到彌補自身直接碳排與能耗及藥耗間接碳排的要求。在此方面，芬蘭Kakolanmäki污水處理廠除污泥厭氧消化外熱電聯產外，重點對出水余溫熱能予以回收利用，且熱能回收份額達全部回收總能量的90%。這一舉措讓該廠轉型為“能源工廠”。由于余溫熱能的回收利用，該廠不僅實現能源中和，還形成大量碳匯，導致其碳中和率高達333%。
04
結語
在普遍強調碳中和的今天，能源中和與碳中和常常被等同起來，即，實現了能源中和也就意味著碳中和也相應實現。但是，對污水處理而言，能源中和與碳中和并不等同，或者說能源中和不一定可實現碳中和，而碳中和則往往可以涵蓋能源中和。這是因為污水處理過程中除不計入碳排放的生源性CO2外，還會在處理過程中產生NxO、CH4、VOCs等溫室氣體。此外，各種化學藥劑（如，碳源、除磷藥劑等）等生產與運輸過程也會產生CO2等溫室氣體。因此通過歐洲3個污水處理廠運行實踐案例，解釋并說明能源中和與碳中和的區別。德國Bochum-Ölbachtal與Köhlbrandhöft/Dradenau 2個污水處理廠雖已接近（96.9%）或超越（>100%）了能源中和，但因處理過程直接碳排以及藥耗等碳排比重較大而均難以實現碳中和運行（碳中和率分別為63.2%與42.3%），甚至差距還很大。同樣，希臘Chania污水處理廠能源中和率在70%時碳中和率僅為58.4%。Chania污水處理廠打算通過廠外植樹造林方式彌補其碳中和赤字（41.6%），但這種方式其實如同購買碳匯，屬于是“偽中和”。只有通過不斷挖掘污水潛能（如余溫熱能），方能同時實現真正意義上的能源中和與碳中和。顯然，污水處理廠僅僅追求能源中和是遠遠不夠的，要想實現碳中和確實需要認真對待余溫熱能利用問題。
（本文將刊登于《中國給水排水》2021年第20期，題目：污水處理能源中和與碳中和案例分析；作者：北京建筑大學郝曉地、張益寧、李季；首創生態環保集團劉杰）
