发布时间：2023-12-07 21:32:50 人气：
江南体育笔者采用不同经济参数进行了一系列试算，现对热水解+消化的技术和经济成本方面的一些问题提出讨论：
与传统消化相比，热水解+消化工艺在一定程度上可改进传统消化的效果，几个商业上的说法基本可以得到证实：大规模减少消化池容，可缩减为约为原池容的2/3到1/2;有机质降解率可以大幅度提高，从原来的30%+提高到60%;脱水性质得到改善，脱水污泥产量大幅度减少;但有些说法值得商榷：
“由于系统的能效高，产生的能量(以沼气的形式)比工艺系统消耗的能量多很多(系统有余能出售)。发电机的余热能够产生大部分的THP工艺需要的蒸汽的热量”。从沼气发电自用电量看，设计条件下(挥发性有机质75%)，高浓度传统消化可达到自用电率15%以下，而热水解+消化工艺在25%以上。
热量方面，如果说发电机余热能满足CHP热量的大部分，就是说应该超过50%，这一点前面已经讨论过，40%来自发电机余热的说法实现起来恐怕都是有困难的。
“电能的需求很少，只是用于各类泵的运行。采用THP预处理大幅度减少了消化池容，从而降低了消化池的混合搅拌的水泵的电耗。节约的电耗超过THP预处理所需的电耗”。
从消化池的搅拌电耗看，节约了消化池容积，是有节电效能，但是CHP是在高压下运行的，各类用于物料搬运、控制、热源和冷源的泵送的电耗，相比于传统消化会有很大增加，从Bran Sands实例看，吨处理量的电耗高达85.6 kW(1.96 MW*24*1000/548 t/d)，而传统消化在20 kW以下，所谓电耗节约的说法亟需证实。
“厌氧消化池的有机负荷和水力负荷高得多，消化工艺很稳定。THP工艺使污泥的粘稠度降低，消化池的固体投配含固率高达8-12% , 是传统消化工艺的两倍。消化速率也大为提高，水力停留时间缩短到12-15天。所以，消化池的消化能力提高2-3倍。通常增加的THP工艺部分的投资与节约的消化池容的投资相当，并且还可以减少占地和提高消化性能。”。
从实例看，固体投配量低于这里所说的8-12%，传统消化也并非一定低于4-5%，这是一个比较对象的选择问题。消化速率以18天来设计，对比传统消化工艺的时间按28天考虑，在投资方面相反是传统消化占尽优势(基于笔者假设的热水解-消化项目完整投资50万元/吨日)。在设计条件下，热水解-消化工艺的投资必须降低到35万元以下，方能与传统消化的成本持平。
泡沫问题不但仍然存在，而且还很严重，恰恰是Bran Sands厂未能解决的问题之一。是否通过热水解杀灭丝状菌就可彻底避免泡沫，这一说法值得怀疑。
“采用THP 后的消化稳定的产物(消化剩余污泥)是无菌的固体， 因为污泥在155-165摄氏度下处理了30分钟， 所有的病原菌都被杀灭。无需进一步的干化来杀灭病原菌。 最终产品无臭无味，和土相似，满足巴氏消毒的A级产品要求。可以用作肥料和土壤改良”。
只有这样，才能凸显热水解+消化改善脱水性质、降低最终处置量的优势，也因此才能获得相比于传统消化的经济性;这一点非常重要，因为从直接运行费看，能够改变热水解与传统消化成本关系的，除了热水解的投资必须大幅降低外，只有最终处置费。
惟其如此，才能凸显多产沼气、多发电的优势;设计条件下，如果电费提高为2.1元/度，热水解+消化的经营成本就会为正数。这一点对于理解英国业主的选择很关键，要知道欧盟的厌氧发电电费补贴+上网电价可是国内的数倍!
有机质低，整体热水解+消化工艺的效能提升就有限，与其它工艺比，优势将不明显。如果投资仅为一半(甚至更低)的热干化与工艺如此复杂的热水解+消化具有同样的经营成本的话，客户显然不会投资后者。
在英国Bran Sands项目上，采用的是天然气，且干化成本被严重高估，因此没有发电产出的原热干化项目就显得十分昂贵。在国内，热能价格水平一般是以燃煤来统计的，水泥厂干化处置、电厂混烧甚至焚烧炉混烧其实都是以燃煤热能价格为基准的，在此价格水平上，在国内实现热水解+消化项目，亟需大幅度降低投资，使之比燃煤为热源的热干化更具优势才行。
笔者以为，在污泥有机质含量低、污泥受重金属污染、土地利用出路难保证、发电补贴有限、最终填埋处置费低的项目条件下，热水解+消化工艺与传统消化相比似乎没有什么优势，当然，这是指高浓度消化而言的，低浓度消化可能另当别论。
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