最近一个时期，业内广泛流行“污泥发电”、“污泥代替燃煤”、“污泥焚烧实现减排”、“污泥替代燃料”等等说法。和垃圾发电一样，一大批企业也都看上了污泥这个题材，众多以热电厂为依托的污泥处置项目开始浮出水面。
一个比较突出的例子是浙江嘉兴新嘉爱斯热电有限公司的日处理2050吨污泥焚烧发电。这个号称目前全国最大的污泥处置项目，虽然第一期只上了300吨，是设计值的1/7，但其宣传攻势之大、之猛，一定让不少同类型电厂看到了一个充满诱惑力的前景。
笔者根据某项目可研，对采取类似工艺路线的污泥处置进行了一个简单研究，结果发现，这里面确实有着很大埋伏：与其说这是废弃物处置，还不如说是建设大型火电的钓饵。
可研项目尚未建成，暂不拟公开其地点。本文根据其数据建立了分析模型，最终用于对嘉兴新嘉爱斯项目的分析。
一、根据参考项目的数据建立热平衡模型
热电厂顾名思义，是以热定电的发电厂，主要任务是供热，其次才是发电。
为提高发电效率，多采用高压锅炉，生产9.81 MPa、540度的过热蒸汽。蒸汽采用母管制，一般两炉配一机（发电），可选背压抽汽机组或抽汽凝汽机组，这里配的是两台75吨锅炉和一台18兆瓦两级抽汽凝汽机组。
供热一般是向工业企业用户提供0.8-1.0 MPa左右的过热蒸汽，由于要考虑沿途管损，一般一级抽汽参数为1.0 MPa、265度。要处理污泥，必须先干化，干化也要消耗蒸汽，为提高发电效率，二级抽汽参数越低越好，这里选择0.5 MPa，抽汽点温度225度。
项目污泥设计处理量1500吨/日，湿泥含固率20%，入炉含固率60%，设计入炉应用基低位热值1570 kcal/kg。设计燃煤量13740 kg/h，燃煤与污泥成分如下：
设计入炉燃煤 | 设计入炉污泥 | |
碳份 | 62.1% | 14.7% |
氢份 | 3.2% | 1.44% |
硫份 | 0.8% | 1.14% |
氧份 | 5.2% | 1.56% |
氮份 | 0.5% | 1.68% |
灰份 | 20.7% | 65.80% |
水份 | 4.0% | 40% |
挥发份 | 31.39% | 34.20% |
低位发热量 | 5500 kcal/kg | 1570 kcal/kg |
将锅炉与发电系统作为一个封闭热工系，可建热平衡如下：
入口总焓=助燃空气焓+燃料焓+石灰焓+燃料热值+蒸汽冷凝水焓
出口总焓=排放烟气焓+发电蒸汽焓+工业蒸汽焓+干化蒸汽焓+灰渣焓+热损失
其中：
石灰物理焓是根据盖硫比2.5 : 1的量来估算的；
已知燃料量和元素构成，取过剩空气系数1.2，则入口助燃空气焓可求；
设干化升水蒸发量690 kcal/kg，不考虑蒸汽和冷凝水热损失，则干化蒸汽耗量、蒸汽焓和冷凝水焓可知；
取烟气排放温度165度，则排放烟气焓可知；
工业蒸汽量参数已知，设计额定抽气量20吨/小时，冷凝水不考虑回用，则抽汽焓可知；
假设有机质燃尽率100%，设出口灰渣平均温度300度，则灰渣量及焓可知；
考虑系统热损失2%；
入口和出口间建立热平衡，设燃煤入炉量一定，试算抽汽循环的综合发电热效率，得到满足平衡条件的抽汽循环发电综合热效率值0.353。
此时与原可研数据进行比对，发现可研在干化净热耗方面略显乐观，干化用蒸汽抽取量（55吨/时）低于需求量（57.5吨/时），此外也未考虑污泥和石灰等的灰渣量及其热焓。
不同的抽汽压力和比例，会造成热效率不同。已知蒸汽各不同压力下的状态点参数，就可对抽汽冷凝发电机组的综合发电热效率进行理论计算。取入汽轮机的蒸汽压力8.83MPa、温度535度，终点冷凝压力0.004MPa，发电量18MW，抽汽压力1.0和0.5MPa下的抽汽循环的综合发电热效率分别为0.312和0.331，试算时为了获得平衡，此效率的试算值为0.353，高于1.0压力下的热效率理论值两个百分点。但总体来说，此平衡与可研数据基本相符。
二、污泥处置给电厂锅炉带来的影响
为更接近实际情况，下面的计算中将综合发电热效率设为0.325，干化用蒸汽考虑4%的蒸汽和冷凝水损失，不处理污泥时排烟温度145度，处理污泥时165度，以单台锅炉进行核算。下面是对处理污泥与不处理污泥两种工况所做的比较。
1、污泥能否发电/污泥是否有热值正贡献
机组容量 | 出口烟温 | 耗煤量 | 项目 |
单位 | °C | kg/h | kg/h |
处理污泥时 | 165 | 7380 | 14760 |
不处理污泥时 | 145 | 6140 | 12280 |
差别 | 20.2% | 20.2% |
所有参数不变，产生等量工业蒸汽和电能，项目燃煤耗从14760 kg/h降为12280 kg/h，降幅20.2%。这就是说，处置污泥时，需要燃烧更多的燃煤，尽管污泥也带来一部分热值，但其结果并没有如宣传的那样是“污泥发电”，而是要多烧煤20.2%，这一点可能也出乎多数读者的意料。
换个角度来证明这一事实并不难。污泥含固率60%时应用基热值为1570 kcal/kg，干基低位热值2617 kcal/kg。电厂处置污泥，首先要蒸发掉污泥中的全部水分，无论是在锅炉外干化，还是在锅炉内焚烧，都需要支付热能，就升水蒸发量而言，干化的单位热能支付明显低于焚烧。
以一公斤污泥为单位，干基热值仅为2617 kcal的20%，即523.4 kcal；而占80%的水分即使都按最低的（干化）净热耗来计算，所需热能为552 kcal，污泥的热值贡献率实际为负值（-5.2%）。这就是说，污泥的热值供给自身水分蒸发也是不够的，当然更不会对发电和供热有正贡献。
从入炉燃料角度看，单台锅炉处置750吨/日含固率20%的污泥，半干化后物流如下：
项目 | 湿基燃料 | 干基燃料 | 水分 | 热值 |
单位 | kg/h | kg/h | kg/h | kcal/h |
半干化污泥 | 10417 | 6250 | 4167 | 16356602 |
燃煤 | 7380 | 7085 | 295 | 40552216 |
污泥所占比重 | 58.5% | 46.9% | 93.4% | 28.7% |
污泥燃料尽管在入炉燃料总量上可能占了一半还多，但含水率高，热值所占比例低。污泥每小时携入1635万千卡，与燃煤的4055万相比，仅占总热量输入的28.7%。这就是说，系统的绝大部分热量仍然是靠燃煤来提供的。
将两种工况的煤耗进行比较，差额部分就是污泥处置所造成的煤耗增加。
污泥处置量 | 耗煤量 | 热值 | 折标煤 | 湿泥标煤耗 | |
单位 | t/h | kg/h | kcal/h | kg/h | kg/t.wet |
处理污泥时 | 31 | 7380 | 40552216 | 5793 | |
不处理污泥时 | 0 | 6140 | 33738564 | 4820 | |
差别 | 31 | 1240 | 6813651 | 973 | 31.1 |
吨湿泥处理量需要添加31.1公斤标准煤。
以污泥的取值看，含固率20%、干基低位热值2617 kcal/kg，燃煤含水率4%，都较为乐观；根据调查统计，实际国内大部分项目的含固率低于20%，干基低位热值低于2400 kcal/kg，燃煤含水率高于7-8%，这种情况下显然所需的燃煤量更高。
2、燃煤锅炉的热效率是否会下降？
一般75吨循环流化床锅炉的蒸汽参数为5.3MPa、485度，设计热效率89%，实测85-86%。可研采用了更高的蒸汽参数，9.81MPa和540度，理论上应可获得更高的热效率，但设计热效率仅为85%，低了4个百分点。显然，处置污泥是会造成锅炉热效率降低的，设计者对此并不讳言。
其实，这一点可从烟气条件的变化来理解。
在没有污泥处置时，排烟的引风量为194000立方米（145度），烟气绝对含湿量0.047 kg/kg。当进行污泥处置时，烟气量升为354000立方米，绝对含湿量0.107 kg/kg，湿烟气量提高了82%，含湿量增加了128%。烟气含水量高，将会降低火焰温度，这种情况下，系统的综合热效率降低是必然的。
3、污染物排放能否更容易达标？
有宣传材料称，循环流化床锅炉处置污泥，可提高脱硫效率，采用活性炭吸附，烟气排放标准更高，使烟气排放达标更严格。
有关污染物降解条件不是本文的议题，这里只从热工条件进行简单的分析。如前所述，由于处置污泥时烟气量大增，将导致床内气速提高，造成烟气在高温段的停留时间缩短。对循环流化床锅炉来说，有效容积本来根据燃煤品种就有区别（烟煤或无烟煤分别为850度或930度），低的不到3立方米/吨汽，高的5-6立方米/吨汽，所对应的停留时间为2 - 5秒。
采用浙大设计的一台75吨循环流化床锅炉参数来复核，量化一下，也许更直观。炉膛宽5.45米，深3.2米，净高不足20米。就烟气流速和停留时间看，处理污泥与不处理污泥存在很大差别。
项目 | 单位 | 处置污泥 | 不处置污泥 |
高温段设计有效容积 | m3/t.steam | 4.1 | 6.6 |
净截面积 | m2 | 15.8 | 15.8 |
湿比容 | m3/kg | 3.79 | 3.48 |
烟气量（排烟） | m3/h | 354156 | 194269 |
气速 | m/s | 6.2 | 3.4 |
停留时间 | s | 3.2 | 5.8 |
维持典型循环流化床锅炉的设计，处置污泥将使气速大幅度提高。除了由于污泥携入水分高，使得烟气中湿度大，烟气中的粉尘可能具有粘性而易于粘壁外，还可能导致电耗增加、产生过度磨损、未燃尽颗粒携带、结焦、除硫效果差、燃尽率低等一系列问题。污染物的降解是一个关注焦点，能否确保污染物在高温区停留2秒以上是关键条件之一。从以上数据看，只要设计合理，停留时间似乎不难保证，但存在另外三个问题需要澄清。
第一个是烟气稀释。在典型设计工况下（过剩空气系数1.2，原设计引风能力就是200000立方米/时），污泥干烟气量26311 kg/h，燃煤干烟气量67133 kg/h，存在稀释倍数3.6。当处置量低于设计值时，此倍率会上升。这一点无疑会影响仪器仪表的有效监测。混烧执行什么标准，如何执行和解释标准，目前都还没有定论。
第二个是污染物的降解率。循环流化床锅炉是一个标准的热工设备，其自身的燃尽率一般低于97%。污泥和燃煤有着截然不同的着火温度和燃尽时间，干化污泥粒径小，床内气速高，部分未燃尽的污泥颗粒包括未降解的污染物可能已离开高温区。
第三个是烟气含氧量。一般的燃煤锅炉仅需考虑过剩空气系数1.2左右，此时出口烟气的含氧量约为3.5%。焚烧垃圾时，如果要满足生活垃圾焚烧标准的要求，过剩空气系数应提高到1.4以上，才能获得烟气含氧量6%。这里的问题是，如果应用生活垃圾标准，将导致烟气量（以870度床温考虑）进一步提高，从354156 m3/h提高到411085 m3/h，这意味着后面的烟气输送和处理设施都需进一步加大。一个标准燃煤锅炉，原设计不足20万立方米，现在需要翻番，从设备的设计角度就提出了非常苛刻的要求，一旦实际运行，若不处置污泥或不能满负荷处置污泥，整个系统将长期在不良工况下运行，在经济和环境意义上均存在一定的不合理性（实际上，烟气量差别如此之大，真正可行的方式其实是降低蒸汽产量，低于设计负荷运行）。
与水泥窑比，燃煤锅炉除高温热氧化的基本功能外，没有其它“自然”条件（如强碱性环境）可实现大部分污染物的降解或捕集。与专烧焚烧炉比，也缺乏适合于污染物捕集的洗涤捕捉措施（一般为湿法烟气处理）。尽管设计上有活性炭吸附（有的仅是预留空间，实际还不一定这么做），但考虑到燃煤烟气的量是污泥焚烧所产生烟气的数倍，运行该系统，可能产生较高的成本支出。以专门的垃圾焚烧炉都在规避此项成本的国情看，大型燃煤锅炉上实现活性炭吸附恐怕还有待时日。
三、嘉兴新嘉爱斯项目的分析
应用同一模型，污泥和燃煤燃料性质以及工艺参数相同，对新嘉爱斯2050吨的污泥处置项目进行简单分析，有以下问题值得讨论：
1、污泥热值占总入炉热值的比例
该项目新上两台220吨循环流化床锅炉，一台50MW发电机组，每小时对外供热能力300吨。这意味着污泥只占总热量输入的10.0%（拟建项目是28.7%）！就已上的300吨处置量而言，污泥的入炉热值将只占总入炉热值的1.7%。
以过量的污泥处置规模，申请建设一个如此规模的电厂，就算考虑了关闭嘉爱斯落后旧产能的替代（3台12 MW发电机组），对这个以污泥为题目立项的大型新热电厂来说，污泥热值是否也太无足轻重了？换句话说，此项目的真实立意恐怕就根本不在污泥上面吧。
2、吨污泥热耗与烟气稀释倍率
对220吨锅炉处置1025吨含固率20%的污泥进行热平衡，可得到吨湿泥增加标煤量35.3公斤；这一数据大大高于一般的专烧焚烧炉（干化+焚烧）的补煤量（约15-22公斤标煤/吨湿泥）。
此数据也高于前面提到的可研项目（31.1公斤标煤/吨湿泥），这是因为对于大型锅炉来说，混烧所造成的热效率降低，如果平均到数量较少的湿泥上面，每吨湿泥所分担的标煤耗会更高。
同样由于污泥干基混烧量少的缘故，污泥烟气的稀释倍数上升为10.2倍（可研项目是3.6倍）。如果按照欧美标准进行设计，混烧烟气的正常检测，是否也需要所有的烟气监测设备精度提高一个数量级？这在技术和成本上都似乎是不可思议的。
3、“60万吨污泥发电3.5亿度”
根据2010年5月30日嘉兴日报报道，“昨天(5月29日)，嘉兴新嘉爱斯热电有限公司常务副总经理俞保云告诉前来进行督察的“两代表一委员”，该公司的污泥焚烧发电项目将于今年9月并网发电。届时，60万吨污泥将“摇身一变”成3.5亿千瓦时电能”。
网上可看到大量以“把污泥这“烫手山芋”变成宝”为题对此项目的报道。这些报道毫无例外地在忽悠一个“污泥发电”的动人概念。“嘉兴新嘉爱斯热电有限公司投资2.9亿元建设的日处理能力2050吨的污泥焚烧综合利用项目，是国内目前规模最大的污泥焚烧综合利用项目。该项目全部投入生产后，可新增发电能力3.5亿千瓦时，年节约标煤10万吨，年减排二氧化硫521吨、氮氧化物511吨、二氧化碳7.6万吨。去年10月，项目一期工程成功运行，到去年底已处理了来自污水处理厂、各工业企业在污水处理中产生的污泥2万多吨，这些污泥转变成了电能，真正实现了变废为宝”。这篇新闻通稿是企业罔顾事实、醉心于自我炒作的一个不良范例。前面已经证明，污泥其实对发电没有任何正的热值贡献，相反，是以牺牲锅炉热效率、多烧煤来维持的。炒作这个概念的人，相信不会不知道真实情况。但大量新闻以这种形式发出，其误导作用不容低估。
4、“节约标煤××万吨”
在不同版本的报道中，都有着惊人的节煤效果，如2011年2月14日新闻通稿中的10万吨，如该公司网页上的9.6万吨，最离谱的是嘉兴日报2010年5月30日的报道，年节约标煤224100吨！分析起来，这里所谓的节煤、减排概念，其实都和污泥无关。
以日处理2050吨污泥、每年300天考虑，节约96000吨标煤意味着每公斤湿泥提供了1093 kcal的有效热值，而前面我们已经分析过，污泥不但不提供有效热值，且需要多烧煤来补贴它。节约标煤224100吨当然更是天方夜谭，每公斤湿泥何来2551 kcal的有效热值？此项目上所谓的节能减排，其实都是新上项目替代关闭旧产能可能形成的节能减排额而已，而且也未必考虑了烧污泥可能造成的单位煤耗增加。但在宣传上，这种张冠李戴式的节能减排数字，确实能迷惑不少人。
5、工业污泥处置是否安全
根据嘉兴政府网的报道，“在嘉兴市污水处理工程1860平方公里服务区域内，日均处理污水量40万吨左右，日均污泥产生量450吨左右。……随着嘉兴市污水处理二期工程建成运行后，污泥量将进一步增加至600吨/日”。考虑到嘉兴发电厂同期投产了一个250吨的污泥干化焚烧项目，尽管新嘉爱斯的一期项目只上了污泥处置300吨（政府网的数据是250吨），这意味着嘉兴现有450吨市政污泥已100%找到了出路。那么，2050吨中的其余1750-1800吨到底是怎么回事？
这就是计划中的处置工业污泥。报道称：“从嘉兴市环保局获悉，浙江省环保厅制订了全省工业企业污泥规范化处置5年计划，到2015年，在化工、制药、印染、制革、造纸5个行业中，污泥年产量100吨以上的重点工业企业必须全面实现污泥无害化利用处置，嘉兴市有83家企业被列入该计划”。
根据前面的讨论，笔者以为循环流化床燃煤锅炉没有特别优越的烟气处理设施，处置市政污泥尚需看污泥的成分（如汞、镉），工业污泥更当慎重对待才行。已见报道的国外电厂混烧（干化后）均为市政污泥和造纸污泥，成分极为复杂的化工、制药、印染、制革污泥，恐怕还没有类似先例。
这些污泥中一般含有较高的重金属，其中气态重金属有可能以气态形式进入环境，大量非气态重金属可能也以飞灰或粉尘形式进入环境。此外，同所有垃圾焚烧一样，在一个循环流化床锅炉中焚烧污泥，无论如何也存在产生二噁英的可能性。治理气态重金属和二噁英，目前似乎没有更好的办法，只能是采用活性炭吸附。但富集了重金属和二噁英的飞灰将成为处置成本很高的危险废物。
四、结语
通过以上分析，不难看出，嘉兴新嘉爱斯项目的所谓“污泥发电”、“变废为宝”和污泥项目所带来的“节能减排”纯属子虚乌有。
该项目名义上是一个废弃物处置工程，实质上是在节能减排日趋严格的大形势下，一个巧妙立项、获得审批建设的大火电而已。
从能耗看，循环流化床锅炉混烧污泥并不具有任何节能减排的效果。
污泥项目分期建设，而火电一次上到位，污泥热值最高也只占入炉总热值的10%，燃煤所占的超高比例，远远超过了一般的废弃物处置项目。这一切，似乎都旨在追逐火电利益而非环境目标。
与现行垃圾焚烧发电的政策相比较，经贸委[2000]660号文件曾作出规定，原煤掺烧量不超过入炉燃料的20％(质量比)。这一限制实际规定了垃圾至少应占到入炉总热量的40%以上（以湿基低位热值900 kcal/kg计）。且不说此规定是否合理（据悉修改发电补贴政策的动议早就在酝酿中），仅就超标幅度看，嘉兴项目也确实称得上是目前的全国之最。
污泥处置是一项严肃的环境治理任务，应以环境安全为首要原则进行设计、实施。污泥焚烧首先是废弃物、污染物的一种减量、无害化，它不该被渲染为一种纯经济行为，更何况所谓的“污泥发电”在理论上就站不住脚，这种提法被某些企业作为制造舆论、忽悠个别领导的理由尚可，但如果真成为一种普遍认可的公众意识，那就未免太可悲了。
自2003年常州推广在循环流化床锅炉中掺烧湿泥以来，国内类似项目已上了一大批，但很多已陆续停掉。除了处理费不够高外，更多是出于锅炉腐蚀、热效率低等技术原因。当初上这批项目的时候，很多企业是抱着“戴绿帽子”的目的而来的，污泥作为一根“救命稻草”，可以使一些小火电暂免关停的命运。现在情况不同了，污泥正儿八经地成了立项依据，成了用来上大火电项目的官方“钓饵”，这一点可能是很多人没有注意到的。
以污泥为招牌的一大批类似项目都在设计和立项审批中，笔者所见到的已不止一例。如果这种模式得到推广，污泥虽然得到某种水平的“处置”，但环境也面临较高的风险。一个恐怕难以否认的事实就摆在所有人的面前：锅炉≠焚烧炉。
所幸的是，到目前为止，国内尚没有循环流化床锅炉掺烧垃圾的运作（没有专门烟气处理设施的垃圾焚烧），污泥的污染物浓度并不比垃圾为少，但污泥可以如此堂而皇之的在循环流化床锅炉掺烧且参照所谓“生活垃圾焚烧排放标准”而高倍率稀释达标，让人感到混烧标准的缺失和潜在危害实在是十分严重的了。
最后，特别声明一句：笔者不是“反烧派”。有限的、审慎的焚烧无论如何是垃圾和污泥安全处置的基本路线之一。但“烧“不是谁都可以烧，或怎么烧都行。
泥客庄主人
2011年2月21-28日
