生活垃圾置于亚临界状态的高温高压水中时，其中大部分的高分子有机废物可被水解为类似煤炭的烃类可燃物，热值可达4200kcal/kg，由于水解过程无需垃圾发酵、无需渗滤液处理，可作为传统垃圾发电工艺的“清洁焚烧发电”替代模式。这为国内众多中小县城找到了一种较为理想的垃圾处理解决方案，为此建议国家在政策考虑方面给予积极的引导、鼓励和支持。
（来源：能源研究俱乐部 ID：nyqbyj 作者：王建军等）
生活垃圾亚临界水解发电新技术应用展望
王建军1许发兴2王振业2
（1.中电国际新能源控股有限公司 2.吉林伸飞环保能源有限公司）
生活垃圾置于亚临界状态的高温高压水中时，其中大部分的高分子有机废物可被水解为类似煤炭的烃类可燃物，热值可达4200kcal/kg，由于水解过程无需垃圾发酵、无需渗滤液处理，可作为传统垃圾发电工艺的“清洁焚烧发电”替代模式。这为国内众多中小县城找到了一种较为理想的垃圾处理解决方案，为此建议国家在政策考虑方面给予积极的引导、鼓励和支持。
一、亚（超）临界水的概念与功能
水的临界点温度为374.2℃、压力为22.1 MPa。水在临界点状态下，因高温而膨胀的水的密度和因高压而被压缩的水蒸汽的密度达到相同（0.323g/cm3），此时，水的液相和气相没有区别，完全交融在一起。
温压处于临界点以上的水，叫“超临界水”，超临界水的物理化学性质与普通液态水有很大差别，它具有良好的溶解性，能实现气体、液体和有机固体间的互溶。由于超临界水对设备要求很高，而且腐蚀性极强，为降低对设备的要求，目前部分研究开始在“亚临界”条件下进行相关反应。“亚临界水”（Subcritical water），其温度范围通常介于150-374℃之间，压力范围通常介于0.4-22.1MPa之间。
亚（超）临界水具有多方面功能：
1.优异的溶解功能：目前用以萃取相同极性的其他物质，例如，植物中香料的萃取、中草药中有效成分的萃取、从餐饮废油中萃取生物油等等。萃取过程不消耗任何酸和碱，不带来任何新的污染，是一种真正的“绿色处理技术”。
2.氧化促进功能：有机物在加氧后的亚（超）临界水中，氧化反应能在几秒内对有机物高效矿化甚至彻底摧毁[1]。反应过程中，有机物C、H元素被氧化为CO2和H2O，有机氮和无机氮通常被转化为N2或硝酸盐。这个功能目前在国内外多用于工业有机污染物的氧化降解，例如苯类及酚类的氧化降解等，其中多氯联苯（PCBs）的氧化降解，被各国研究重点关注。因为PCBs属于致癌物，焚烧过程中易生成二噁英（PCDDs和PCDFs），故焚烧法处理存在技术缺陷[2]。Modell等曾报道PCBs在温度783K、压力25.3MPa的水中停留222s时，PCBs的去除率达99.99%[3]，最终降解为二氧化碳、氮气和水。
3.水解脱氯功能：这个功能多用于实现含氯有机物的有效脱氯。例如，一般情况下，聚氯乙稀PVC相对较难实现降解，但在1h、300-370℃的亚临界水中，也能实现56%左右的有效降解，降解后的氯以氯离子形态被水解在水体中。
4.酸性水解功能：水在高温高压状态中自电离程度较高，生成大量[H3O]+和[OH]-，呈现出强酸强碱性质、具备了酸性水解功能，可将纤维素水解生成低聚糖、单糖，最终可被分解成二氧化碳、氢气。一般在亚临界状态下，纤维素、木质素等主要生成中间产物，这些中间产物通过聚合或结焦，形成焦油、焦炭等热值化合物。
5.水解燃料化功能：这个功能可能类似于地球中石油的生成机理，因为油母质转化为石油就发生在地层深处高温高压的水中[4]（石油的主要成份为：烷烃、环烷烃、 芳香烃和烯烃等多种液态烃的混合物）。目前该功能多用于生物质、煤、聚合物等的水解燃料化，制取出黑褐色的、类似于原油或煤炭主要成分的“烃类燃料”（碳氢化合物），我们统一称之为“水解燃料”。
日常生活垃圾的成份除了水份外，其他主要是高分子有机物，如纤维素、木质素、聚酯、聚氯乙稀、蛋白质、脂肪、淀粉等。从上述功能分析，生活垃圾也应该能够在亚临界水中水解成类似煤炭或石油的烃燃料，利用这种燃料去参与焚烧发电，将省去垃圾发酵过程、省去渗滤液处理环节、甚至在简化烟气处理工艺也能达标的情况下，实现生活垃圾的减量化、无害化、资源化处理。
二、生活垃圾水解燃料化技术应用及“清洁焚烧发电”新工艺流程
日本曾经做过针对生活垃圾进行亚临界水解处理的相关研究，并把该技术成功应用于印尼雅加达生活垃圾处理，处理规模为40吨/天，处理后产物为黑色烃燃料，并获得“联合国全球推荐”荣誉。国内某机构于2018年从日本引进该技术，现已建成一条60kg/h的生活垃圾亚临界水解燃料小型工业化应用生产线、成功产出了黑色固态水解燃料，燃料产出率达40%。《测试报告》[5]显示：该水解燃料热值达4200kcal/kg，相当于原生态生活垃圾中的所有热值被“压缩”在了产出率为40%的燃料中，其余60%为水份。过程中无任何环境污染点。
《测试报告》显示，该水解燃料干燥后的颗粒，主要成份类似于煤炭，而且挥发分较高，容易点燃，着火温度251℃、焚烧后烟气中SO2含量不超过40mg/Nm3、NOx含量不超过10mg/Nm3（11%基准含氧量），远低于垃圾发电GB18485-2014《生活垃圾污染物控制标准》规定的限值（SO2和NOX的日均值分别为80和250mg/Nm3），为此，后续烟气处理是否可以取消SNCR脱硝系统，有待于实际工业应用的进一步验证。但是，烟气脱酸系统仍需要保留，因为根据检测，水解燃料焚烧后烟气中HCl含量仍在400mg/Nm3以上，超过了50mg/Nm3的日均限值。
三、生活垃圾亚临界水解燃料发电技术投资收益分析
投资模型一：周边多个县城各自建设一套水解生产线+某一区域集中建设一座25MW装机容量的常规火电厂
我们以1200吨/日生活垃圾处理规模为例，假设原生垃圾来自于周边300公里范围内的四个县，每个县城原生垃圾处理量为300吨/日，系统投资主要分两大块：“四条垃圾水解生产线”和“一座焚烧发电生产线”。
1.投资水平：根据测算，每个县城每条“300吨/日水解生产线”总投资7500万元，四条水解生产线总投资约3亿元，产出率40%、热值4200kcal/kg的水解燃料能够配套建设一座25MW的锅炉汽机发电机组、投资约2亿元。
系统总投资约5亿元，相当于每吨垃圾投资42万元。
2.经营成本水平：测算的全年经营成本为5900万元/年，包括四个县生活垃圾水解燃料生产成本、25MW火电机组运行成本、水解燃料运输成本等。
3.年收益水平：垃圾发电主营业务收入主要来源于垃圾贴费年收入和年发电收入，其中垃圾水解生产线可连续生产，垃圾贴费以65元/吨计、25MW火电机组年利用小时数以7200小时、厂用电率以7%计、全年上网电量约1.67亿千瓦时、吨垃圾上网电量=1.67亿千瓦时/（1200吨/日×365日）=381千瓦时/吨；地方脱硫煤炭标杆上网电价以0.36元/千瓦时取值，那么年售电收入：（280千瓦时/吨×0.65元/千瓦时+101千瓦时/吨×0.36元/千瓦时）×1200吨/日×365日/年=9564万元/年。
上述两项相加，全年运行总收入为1.24亿元/年。
4.投资回报率：项目总投资5亿元，注册资本金以总投资33%计，其余资金国内贷款，建设期贷款年名义利率 4.9%（按季结息）。银行借款偿还期 15 年，项目经营期25年，每年运行成本5900万元/年，年总收入12411万元/年。固定资产形成比例95%，残值率5%，25年直线折旧，无形资产形成比例5%，摊销年限5年，所得税率25%，售电增值税率13%，城市维护建设税率7%，教育费附加5%，法定盈余公积金10%。
由上述条件计算出的财务评价指标：总投资收益率8.82%、资本金内部收益率12.72%（税前）、11.13%（税后），资本金净利润率17.44%，投资回收期10.25年。经济效益指标优良，具有较好的投资回收预期。
投资模型二：生物质秸秆水解燃料生产线+一座相应规模装机容量的常规火电厂
研究和应用表明：亚临界水解技术用于生物质秸秆，可以免除对生物质秸秆的干燥，产出的水解燃料热值达4800Kcal/kg、水解燃料产出率达75%以上。这个特征同样给传统生物质发电技术提供了一种崭新的前置处理方法和后置清洁焚烧发电工艺。测算后的各项经济效益指标与传统的“生物质秸秆直燃发电”模型的经济效益相当或略优，但生物质发电的资本金收益率和投资回报期受原材料价格影响因素波动较大，这一点是困扰所有生物质发电行业的一项重大不可控因素。
投资模型三：在传统的亚临界、超临界、超超临界火电厂增建一套亚临界水解反应成套设备
生产用高温高压水蒸汽来自于火电厂直接抽取，产出的水解燃料，由于热值与煤炭平均热值基本相当，可直接用于与煤炭燃料耦合发电，但水解燃料采购价格能稳定在500元/吨左右，跟目前煤炭价格相比，能整体拉低火电厂燃料采购平均价格，为此节省的燃料采购费用、以及水解燃料焚烧发电后执行国家上网电价政策（垃圾发电0.65元/kWh、生物质秸秆0.75元/kWh）与煤炭标杆上网电价的溢价收入，就是该投资模型带给火电厂的纯利收入。
考虑到生活垃圾、生物质秸秆与煤炭耦合发电方式，缺少如何认定各自贡献上网电量的技术标准，目前在执行相关电价方面有待于填补政策空白，在此不再展开讨论。
四、生活垃圾亚临界水解燃料发电技术与传统生活垃圾直燃发电技术的异同
生活垃圾亚临界水解燃料发电与传统生活垃圾直燃发电产生的电能均来自于原生态生活垃圾的热值贡献，所以从本质上完全能够认定此类发电归属于“生活垃圾焚烧发电”，并执行国家所有的电价政策、节能减排政策和税收优惠政策。
两种技术的区别主要在于：
1.生活垃圾在焚烧发电前的预处理方式不同
传统生活垃圾焚烧发电，在焚烧前的预处理方式为：生活垃圾进入厂内垃圾池发酵5-9天（相应需要投资建设一座5-9天储量的大型垃圾库），期间滤出渗滤液，为此需要配备占地面积足够大的、完整的渗滤液处理系统、沼气收集、回喷系统，渗滤液处理后产生的浓缩液，也需要有合适的处理方式。
而水解燃料发电技术，生活垃圾不需要发酵，不需要配备储量5-9天的大型垃圾库（可能会按环评要求配置一个垃圾事故池），不需要滤出渗滤液，从而不需要配备大型的渗滤液处理系统，而且无论原生态垃圾含水率多少，都可直接进入反应釜进行水解反应，大大节省了相应的投资成本和运行成本。
2.生活垃圾水解后的热值没有损失
传统生活垃圾焚烧发电，发酵效果受季节温度、发酵时间、混合搅拌程度所左右，发酵后热值要么没有完全释放，要么在发酵过程中丧失一部分热值。而且发酵过程中滤出的渗滤液是一种高浓度有机废水，其中含有的热值也不能低估，如处理过程中产生的沼气、以及处理后浓缩液中含有的热值，这些热值损失都从一定程度上降低了原生态生活垃圾的固有热值，从而降低了相应的电能转换量。
而水解燃料发电技术，由于原生态垃圾直接进入水解反应釜，其中含有的所有热值，包括渗滤液中蕴含的热值，都被“压缩”在了产出物水解燃料中，过程没有任何热值损失环节，所以水解燃料发电技术的电能转换率更高，其“吨垃圾上网电量”也一定高于传统生活垃圾直燃发电技术。
3.臭味程度不一
传统生活垃圾入厂后在垃圾池中储存5-9天和发酵时产生的臭味阈值远远高于“水解生产线”1-2天（事故池）的臭味阈值。
另外，对于异地建设焚烧发电厂来讲，由于水解燃料没有任何异味，所以整个厂区没有任何臭味源，与常规燃煤火力发电厂完全相同，这在很大程度上避免了安全风险、环境污染风险和邻避效应风险。
4.焚烧炉型有重大区别
国内目前多数采用的生活垃圾焚烧炉为“炉排炉”，设备占地面积大、投资高、运行过程和运行参数（温度、压力、配风、燃烬率等）很难达到精细化调节，单炉处理规模最高也只能达到850吨/日。
而水解燃料发电技术，由于水解燃料本质上与煤炭雷同，所以“焚烧炉”选择方面没有特别要求，只要是火力发电常规锅炉，皆可以选用，技术成熟，投资节省，运行稳定，而且单台处理规模可做到远远大于850吨/日（原生垃圾）的水平。
5.发电效率重大区别
目前生活垃圾直燃发电采用锅和炉分体，传热损失较大，能量回收不充分，而且与常规火力发电相比，蒸发量和蒸汽参数仍然偏低，致使生活垃圾直燃发电全厂发电效率大约为22%。
而生活垃圾经水解转化成水解燃料后，可直接作为常规燃煤电厂的燃料。燃煤发电厂为锅炉一体，具有较高的热效率、蒸汽参数及发电效率，燃煤火电厂发电效率一般可达41%。
另外，尽管几个县城需要各自建设一条水解生产线，但却可以合并建设一座常规小火电，由传统垃圾发电的“1+1”模式改变为“N+1”模式，发电效率更高、同时避免了常规小型火电设备的重复投资与建设。
五、环境效益
传统生活垃圾焚烧发电，人们普遍比较关心的环境风险主要来自于：垃圾池大量臭味溢散；渗滤液处理不当或者雨季来临时渗滤液产量过多、处理不及时而产生的二次污染；沼气的产生多了一处危险源辨识点；烟气处理不当产生的污染物超标；设备运行过程处理不当而产生的二噁英超标等方面。
而水解燃料发电，配置的1-2天垃圾库仅用于环评要求的事故储存，不用于发酵，储存时间较短而产生的臭味量大大减少；而且渗滤液可用作水解过程的补充用水并参与其中的水解反应而全部消耗；针对产出物水解燃料，由于高温高压水解过程中把大量的高分子有机物（包括二噁英前驱物PCBs、含氯有机物等）断裂成低分子有机酸类，后续进入锅炉燃烧时，燃烧温度更高、燃烧更充分、二噁英生成条件受到极大限制，烟气处理负担较轻，综合环境风险极小，是一种典型的绿色无污染清洁焚烧发电方式，具备较好的环境效益和较为优良的环境友好性。
六、应用方向
1.水解燃料发电技术，为中小型县城提供了一种可行的、实用的生活垃圾清洁化减量处理方式：
对于原生垃圾处理量小于300吨/日的中小县城，多数选择放弃投资建设传统生活垃圾直燃发电厂，因为目前国家电价政策背景下所建立的财务模型达不到收益预期，而且国家政策明确表示不鼓励建设处理规模为300吨/日以下的垃圾焚烧发电厂[6]。
而水解燃料发电技术，由于水解过程和发电过程可以分隔开来，分隔距离甚至可以达到300公里，那么对于垃圾产生量较小的每个县城，仅考虑上马建设一条水解生产线即可，而产出物水解燃料由于体积大幅度压缩，运输条件等同于煤炭运输，所以可以运至区域范围内配套的一座常规火电厂去参与焚烧。从这个特征来看，水解燃料发电技术，实质上是提供了一种“周边几个中小县城水解处理、某一区域集中焚烧发电”的区域间共享共建崭新模式。
2.水解燃料发电技术，同样可以用作任何大型城市垃圾焚烧发电，而且由于“发电环节”等同于常规火电，所以机炉选型简单，也无需“几用几备”考虑，多大规模都可以上马一套机炉即可（停机检修时，水解过程可以持续生产运行）。考虑到目前国内大部分大型城市垃圾焚烧发电厂已经建成，全寿命周期较长，所以这项崭新技术在大型城市的推广应用可能会受到限制。
3.水解燃料发电技术也可作为传统生物质秸秆发电的替代方式，但投资收益效果仍跟传统技术一样，主要受制于秸秆燃料价格的不可控。
4.更小的县城如果暂时不具备“共享共建”条件，同样可以只建设一条亚临界水解生产线，产出物水解燃料供给周边燃煤火电厂参与耦合发电，也是另外一种可行的应用方向。
七、发展评估与政策建议
1.开发新型可持续能源已成为世界范围内最重要的课题之一。一方面，利用风能、太阳能、水能、地热能、海洋能等新型清洁能源，另一方面，从生物质及有机废物中获取能源，同样是寻求可持续能源的有效途径。生活垃圾中的大部分成份在本质上归属于“可再生生物质”，所以针对生活垃圾处理，在其彻底废弃前进行能源化利用（同时实现减量化目标），也是实现“可持续能源”的途径之一。
2.目前，在国内外，“亚临界水技术”的研究和应用开发方兴未艾，尤其在固废处理领域和高浓度、高污染有机废水处理领域，经常能看到最新的研究成果，目前这项技术用于生活垃圾处理和生物质秸秆处理领域，就是一种崭新的尝试和探索，并为我们提供了一种耳目一新的工艺系统和工业应用。同时，由于其生产过程的“清洁”属性、以及不受规模约束的“分散”属性，将来势必会成为固废处理领域的主流技术而得到大面积的推广、应用和发展。
全国目前有3000多个中小县城，大部分县域的垃圾产生量较小，传统垃圾直燃发电模式不适合在每个县城投资建设和运营，致使中小县城生活垃圾“减量化、无害化、资源化”目标难以实现，污染了大片土地资源和水域资源。而“垃圾水解发电技术”作为传统直燃发电的“清洁焚烧发电替代模式”，至少为国内众多中小县城找到了一种较为理想的解决途径，为此建议国家在政策考虑方面给予积极的引导、鼓励和支持。
参考文献
[1]关清卿，宁平，谷俊杰. 亚（超）临界水技术与原理[M].北京：冶金工业出版社.
[2]李灵军，蒋可. 国产多氯联苯及其焚烧烟灰中类二噁英多氯联苯测定[J]. 环境科学. 6（1995）：55-58 .
[3]Modell. Processing methods for the oxidation of organics in supercritical water [D]. US 4543190A.
[4]Siskin M,Katritzky A R.Reactivity of organic compounds in hot water:Geochemical and technological implications [J]. Science,254(1991):231-237.
[5]吉林省电力科学研究院.《测试报告》（编号：HXM20-2019 ）.
[6]国家发改委,住建部.《“十三五”全国城镇生活垃圾无害化处理设施建设规划》.
原文首发于《电力决策与舆情参考》2019年12月13日第47期
