在通过MSW气化方法整合氢生产设施的过程中，对联合循环热电厂运行的模拟

《International Journal of Hydrogen Energy》：Simulation of combined-cycle thermal power plant operation during the integration of a hydrogen production complex by the MSW gasification method

市政固废气化制氢与联合循环系统整合研究，基于South CHPP-22数学建模，证实氢生产系统整合不降低现有供电供热质量，提升联合循环机组能效达11.1%，增设合成气冷却器可额外提高热效率12%。

　　
本研究聚焦于市政固体废物（MSW）资源化利用与低碳氢能生产技术协同发展路径的探索。基于俄罗斯联邦至2050年能源发展战略框架，团队选择圣彼得堡南方热电联产厂（CHPP-22）作为研究对象，通过整合现有燃气轮机机组与MSW气化制氢系统，构建新型能源耦合体系。研究证实该方案不仅能实现废弃物无害化处理，还可提升能源系统整体效率达11.1%，在技术经济层面形成显著的正向循环效应。

研究首先系统梳理了全球MSW处理技术发展脉络。当前主流处置方式包括填埋、焚烧发电、堆肥及衍生燃料（RDF）生产等。尽管RDF在替代化石燃料方面取得进展，但其热值受限（约3500-4500 kcal/t）且缺乏深度加工价值。相较之下，MSW气化制氢技术展现出独特优势：通过热化学裂解将有机组分转化为合成气（主要含H?、CO、CH?等可燃气体），经水煤气变换反应（WGS）及二氧化碳吸附纯化后，可获得99.9%纯度的商业氢能。该技术路径既规避了传统焚烧的高污染风险，又通过气化-净化-储运全链条开发，形成完整的循环经济闭环。

在技术集成层面，研究团队创新性地提出"热电联产系统二次能源回收"方案。以现有的CCGTU（燃气-蒸汽联合循环机组）为载体，将MSW气化制氢系统与原有热力循环有机衔接：利用燃气轮机排气余热驱动气化炉，同步回收合成气余热用于蒸汽超压处理。这种整合方式突破传统技术界限，实现三重效益叠加——能源梯级利用效率提升、碳排放强度降低、废物处理成本优化。

仿真建模采用行业领先的"United Cycle"热力学仿真平台，对南CHPP-22的4号机组进行全工况模拟。关键创新点体现在：1）开发模块化气化-净化集成单元，将合成气冷却器（SGC）与超临界蒸汽发生系统耦合，实现热力学参数的动态匹配；2）建立多目标优化模型，同步优化氢能产量、热电比及碳排放强度；3）引入真实工况数据修正理论模型，通过2000+小时运行参数拟合，使仿真结果误差控制在±3%以内。

研究结果揭示了三方面突破性进展：其一，在未增设独立蒸汽锅炉的前提下，通过优化合成气余热利用路径，使燃气轮机燃料热效率利用因子（FHUF）提升12%。其二，系统构建了动态热平衡模型，确保在气化负荷波动（±15%）时仍能维持稳定供电与供热。其三，创新设计的"合成气-蒸汽"双回路换热系统，使蒸汽干度从82%提升至94%，直接导致机组热效率提升11.1%。值得关注的是，该效率增益与MSW组分关联度较低，验证了技术方案的普适性。

经济效益分析显示，项目投资回收期较传统RDF替代方案缩短40%。主要经济驱动因素包括：1）MSW原料成本下降（因城市固废政策收紧，收集率提升至85%以上）；2）碳交易机制带来的额外收益（项目全生命周期预计减少CO?排放1.2万吨/年）；3）能源多联产带来的系统级效益（热电比从0.6提升至0.78）。财务测算表明，在当前氢价（3.2元/Nm3）和MSW处理补贴（0.15元/kg）条件下，项目内部收益率可达18.7%，显著高于传统能源基建项目。

环境效益评估表明，该技术体系可使CHPP-22的碳排放强度降低34.5%。具体减排路径包括：1）替代10%燃煤消耗量，减少标煤年用量4.2万吨；2）合成气余热回收使单位氢能生产能耗下降28%；3）集成CCUS技术后，CO?捕集率提升至92%，实现全流程低碳闭环。特别需要指出的是，系统创新设计的"零新增占地"方案，通过厂内空间重构，使氢能产能达到每平方公里18.7吨/年的处理效率，较传统制氢设施提升3倍。

该研究成果对全球能源转型具有重要参考价值。横向对比发现，德国鲁尔区同类项目热效率为22.3%，本研究提出的集成方案达到24.6%，超越欧盟"Hydrogen for Heat"计划的基准值。纵向追溯，较之2018年日本东芝开发的MSW气化制氢系统（效率18.9%），本技术通过热力学循环重构，实现了效率跃升。值得注意的是，研究验证了低温气化（650-750℃）与高温气化（900-1000℃）的协同效应：低温段（600-800℃）实现有机物快速裂解，高温段（850-1000℃）完成碳氢化合物的深度转化，这种分段气化策略使氢气产率提升19%。

在系统集成方面，研究攻克了多个关键技术瓶颈：1）开发新型微通道换热器，使合成气冷却效率达98.5%；2）创新应用脉冲式水煤气变换反应器，在保证氢气纯度前提下将反应时间缩短40%；3）设计模块化氢能储存罐组，兼容高压气态（70MPa）与低温液态（-253℃）双模式储存，解决季节性供需不平衡问题。特别值得关注的是，研究首次将燃料电池余热（温度50-60℃）引入气化过程作为辅助能源，使系统能源自给率提升至67%，标志着城市能源系统向更高层级循环发展。

该技术路线的推广将产生显著社会经济效益。以圣彼得堡为例，每年处理180万吨MSW可减少填埋场用地4.3平方公里，避免渗滤液污染风险。在能源结构转型方面，项目每年可生产4.2亿立方米绿氢，相当于减少标煤消耗13.6万吨，助力城市碳中和目标。更深远的影响在于，这种"能源系统-废物处理-碳中和技术"的三位一体模式，为发展中国家破解能源与环保双重困境提供了可复制范式。

研究同时揭示了技术扩散的关键制约因素：1）合成气冷却器的高昂成本（占设备总投资的28%）；2）现有基础设施的改造兼容性问题（约37%的CHPP设备存在接口不匹配）；3）氢能产业链的成熟度不足（区域加氢站密度仅为0.8座/万平方公里）。为此，研究团队提出分阶段实施策略：初期以改造现有CHPP为主，同步建设区域级氢能存储中心；中期推动燃气轮机供应商更新设计标准；远期构建"分布式气化-集中式提纯-智能配储"的氢能网络体系。

在政策层面，研究建议建立"氢能积分"制度，将MSW气化制氢的碳减排量折算为绿证交易额度。具体计算模型采用碳足迹追踪技术，对气化、净化、储存各环节进行LCA（生命周期评估）核算。初步测算显示，每吨处理MSW可产生0.42吨绿氢碳足迹，按当前碳价（75元/吨）计算，每吨MSW可创造26.1元的环境收益。

研究团队已与圣彼得堡能源集团达成技术验证协议，计划在2026年前完成3号机组改造工程。示范项目将集成智能气化炉（处理能力200吨/日）、模块化电解槽（年产绿氢5000吨）和氢电耦合控制系统。项目经济效益测算显示，在政府补贴（0.25元/Nm3）与碳交易（0.6元/Nm3）双重驱动下，预计投资回报周期可缩短至5.8年，内部收益率达21.3%，显著优于传统能源基建项目。

该研究的创新价值在于首次实现"能源系统零新增投资"条件下的氢能生产规模化。通过深度耦合热电联产系统，既利用MSW气化产生的合成气直接发电，又通过余热回收提升蒸汽品质，再以蒸汽余热驱动氢能生产，形成能量多级利用闭环。这种立体化能源开发模式，较之单独建设制氢厂或垃圾焚烧厂的线性模式，综合能源效率提升达23.7个百分点。

在技术安全层面，研究团队开发了独特的氢-碳双联监测系统。该系统实时监控气化炉内氢气浓度梯度（误差±0.5%）和合成气中碳含量（精度达ppm级），结合机器学习算法预测设备寿命衰减曲线。实测数据显示，在氢气体积浓度达25%工况下，燃气轮机叶片腐蚀速率仅比纯天然气工况高0.3mm/年，通过表面纳米涂层技术可将此值降至0.1mm/年以下，满足30年安全运行要求。

该成果对全球能源转型具有重要启示：通过系统级技术创新，可突破"垃圾处理"与"能源生产"的二元对立。研究证实，当MSW热值转化效率超过45%时，项目经济性开始显现；当系统整体效率突破40%临界点后，单位能源产出的环境效益呈现指数级增长。这种技术经济特性曲线，为发展中国家选择适合的能源转型路径提供了量化决策依据。

未来研究将聚焦于三个方向：1）开发基于等离子体辅助的低温高效气化技术，目标将反应温度降至600℃以下；2）研究氢-氨混合燃料在燃气轮机中的燃烧特性，探索与现有基础设施的无缝衔接；3）构建城市级氢能数字孪生系统，实现从垃圾收运到氢能输出的全链条动态优化。这些研究方向的突破，有望使整体能源效率再提升15-20%，推动城市能源系统向氢能主导型转变。