沼氣發電在污水處理系統中的應用

唐俠

摘 要：我國燃氣發動機早期規模小，且主要利用在農村以植物和糞肥等有機廢棄物在沼氣池中經過厭氧發酵產生的沼氣。近年來，隨著我國工農業向集約化發展的需要，以及沼氣工程在各地農、牧、禽場中的建設和垃圾填埋場、污水處理、化工生產、煤礦（瓦斯氣）等對可燃氣體的綜合利用，國內對燃氣發動機需求開始增加，單機容量由小變大，燃氣發動機在國內相關科研機構和大型內燃發電機企業的共同努力下，相繼研制和生產出功率較大的沼氣發動機。

關鍵詞：沼氣發電應用；燃氣內燃機組；滲瀝液處理；設備選型；節能減排

1 燃氣內燃發電機組在滲瀝處理系統中應用探索

EBEP是一家以固廢、污水處理和新能源為主業的企業，先后在垃圾填埋場和垃圾焚燒發電廠的滲瀝液處理系統中進行過沼氣發電應用，在垃圾填埋場主要應用進口大型燃氣內燃機組（單機容量1250kW），在垃圾焚燒發電廠的滲瀝液處理中應用國內成熟的小型燃氣內燃機組（單機容量120kW、180kW、260kW）。鑒于國產沼氣內燃發電應用技術日益成熟，以及對小型機組的廣泛需求，現以單機容量為180kW的沼氣內燃發電的應用情況進行介紹，以供參考。

在生活垃圾焚燒發電項目中，由于生活垃圾含水率較高，特別是我國由于飲食習慣和生活水平限制，一般含水率可達50%（包括內在與外在水分），為降低入爐垃圾水分、提高熱值，垃圾入廠后，一般進行5～7天的堆放發酵預處理，經過堆放發酵后生活垃圾可析出部分水份，即滲瀝液，析出的滲瀝液可占垃圾入廠處理量的15%～30%。滲瀝液屬高濃度有機污染物，CODcr濃度可達20000～70000mg/L，BOD5濃度在10000～45000mg/L，常規物理或化學處理困難，但是可生化性較好，生化處理具有處理能力大、高效、處理成本低等優勢，且在生化處理過程中得到沼氣。沼氣既是能源，同時也是高溫室效益氣體，CH4的溫室效益為CO2的26倍，如何環保、經濟、資源化使用沼氣顯得尤為重要，值得深入探索！

1.1 沼氣發電應用的背景

EBEP公司J市垃圾焚燒發電廠滲瀝處理系統設計為日處理300噸，采用厭氧（UBF）-好氧（SBR）生物法，在滲瀝液生化處理工藝中的生化厭氧系統中產生大量沼氣，根據沼氣理論產氣量分析，即滲瀝液在生化處理過程中每降解1gCODcr，產生0.35標準升CH4，同時依據實際運行情況測算，可產生不少于0.30升CH4。滲瀝液處理系統厭氧進水CODcr約為40000mg/l，厭氧出水CODcr為4000mg/l，則厭氧系統每處理1m3滲濾液產生的甲烷氣量為：每立方滲瀝液可產甲烷10.8m3，根據試驗檢測結果，沼氣中甲烷含量為80.6%，以80%的甲烷含量計算我公司的沼氣量，則每立方米滲濾液沼氣產生量為：10.8/80%=13.5m3。

根據2008年生產運營統計，在不同季節滲濾液產生量實際情況，進行沼氣產生量測算，如上表（表1）可見，在正常運行時，每天約產生1600～3400m3沼氣，折合熱量約40～90GJ，由于前期沒有沼氣綜合利用設備，為了減少溫室效益影響，所產生的沼氣采取點火炬對空燃燒方式處理，不僅影響廠區美觀，而且造成較大能源浪費。為達到開源節流、節能減排和保護環境的目的，故決定因地制宜的在滲瀝液處理站東側空地建設沼氣發電設備。

1.2 沼氣發電設備選型

對水處理項目投運以來運行數據分析，水處理站沼氣產氣量67.5-140m3/h，沼氣中的CH4含量達80%，故1m3沼氣發電可達1.8～2度以上，則每小時發電量約122～252kW。如二期工程建成后，沼氣產氣量達101-169m3/h，每小時發電量可達182～304kW。鑒于國產中小型沼氣發電機設備性能已較為成熟，且投資低，兼顧設備維護成本，以及維護便利，決定選用國產設備，關鍵部件選用進口配件。根據測算發電能力，同時考慮國產沼氣發電設備實際出力達不到額定值的實際情況，擬選裝機總容量為320-360kW機組。根據市場價格行情，選擇單臺100%容量機組與兩臺50%容量機組投資費用相差不大，約在3-10萬元范圍內，綜合考慮沼氣產氣量季節性波動大、負荷調整的靈活性、機組運行經濟性、維護成本以及機組設備的成熟程度等因素，最終選用2臺180kW沼氣發電機組。

1.3 沼氣發電工藝流程方案

總體規劃為一套沼氣預處理系統、兩臺集裝箱式180kW沼氣發電機組，以縮短建設周期。為提高機組熱效率，機組設計要求考慮機組本體散熱和排煙余熱回收利用，并將回收的熱量用于滲瀝液處理系統加熱或供熱，以減少或停止滲瀝液加熱從焚燒熱機的抽汽量。

此外，在沼氣分析數據中發現沼氣含H2S量嚴重超標，達6000mg/L以上，不能滿足煙氣環保和機組運行要求，故在沼氣預處理過程中增加高效脫硫系統，脫硫系統采用二級濕式脫硫處理后再串接一級干式脫硫設備的組合脫硫裝置。采用濕式氧化法脫硫，以純堿（Na2CO3）溶液為吸收介質，配合沼氣脫硫專用催化劑進行氣體脫硫反應，最終H2S脫除率達96%，有機硫脫除率達80%，再進入干式脫硫裝置，干式脫硫采用新型氧化鐵脫硫劑，脫硫效率較高，并可以進行再生。整體設計以脫硫前硫化氫含量為10000mg/m3進行設計，脫硫后硫化氫含量少于100mg/m3，同時，再生過程可得到單質硫。

2 沼氣發電效益分析

沼氣發電屬于新能源綜合利用范疇，首先，要有可觀環境效益，這是新能源發展的動力，其次，還需要產生一定經濟效益，才有投資建設的可能性，故需要在環境效益和經濟效益進行細致分析。

2.1 沼氣發電設備投資

依據沼氣發電機市場價格，2*180kWh沼氣發電機組投資為：沼氣200m3貯氣罐約26萬元，兩臺沼氣發電機組約80萬元，機組配套設備約42.3萬元，預處理系統約34.2萬元，控制及電氣系統約16萬元，冷卻及余熱利用系統約14萬元，工程材料及安裝費約23萬元，土建及配套系統約20萬元，其他項目約8萬元，總投資約263.50萬元，單位投資額為0.732萬元/kWh，不包括設計及各項報建等費用。

2.2 沼氣發電項目的經濟效益

依據設備廠家提供的技術資料、備品備件等費用，以及污水處理實際情況。經測算，兩臺180kW的沼氣發電機組，在正常情況下沼氣量設計連續運行功率180kW，總自耗電20kW，考慮到國產機組帶負荷能力，以及沼氣產量波動影響，在焚燒二期工程投產前，2臺機組平均發電負荷為125×2-20=230kW，年發電時間按7000小時計，總供電量為161萬度。

年運營收益為（電價以0.5元/度計算、不考慮CDM或VER收益）：161度*0.5元/度=80.5萬元。設備折舊以折舊年限為10年、設備殘值為10%進行測算，年設備折舊費用為23.72萬元。

年運營成本：運行總費用19萬元+維護總費用17.5萬元+設備折舊23.72萬元=60.22萬元。

年生產運營利潤：80.50萬元-60.22萬元=20.29萬元。

投資回收期：263.5/（20.29+23.72）=5.99年

若二期工程投產后，按以上方法計算，沼氣發電機組年供電按196萬度計算，則：

年生產運營利潤：98.00萬元-67.72萬元=30.29萬元。

投資回收期：263.5/（30.29+23.72）=4.88年

2.3 沼氣發電項目的環境效益

按規模發電廠供電標煤耗350g/kWh，本項目年發電量161萬度，可節約煤563.5噸，年減排CO2約1465噸，減排SO2約4.79噸，減排NOx約4.17噸。此外每年還可直接處理沼氣約322萬m3，可實現良好的環境效益。

3 結束語

目前，該沼氣發電項目已建成投運行，機組運行穩定，從在線監測儀的監測數所分析表明，沼氣脫硫效果明顯，每立方沼氣可發2度電，由于目前仍屬于滲瀝液量產量低峰期，機組仍不能滿負荷運行。

由此可見，依托現有污水處理系統，建設沼氣發電項目具有周期短、投資小、見效快的優點，不僅有著顯著的經濟效益，同時具有節能減排、保護環境的重大意義，符合國家倡導建設循環經濟新潮流。

參考文獻

[1]蔣同昌，等.我國沼氣發電機的研究和生產概括[J].中國沼氣，1992.

[2]孫俊華.沼氣發電機的使用與維修[J].中國沼氣，1990.