Моделирование комплекса по производству альтернативного топлива из ТКО в условиях региональной энергосистем

Перевод теплоэлектростанций (ТЭС) на альтернативные виды топлива, в том числе водород, является общепризнанным направлением декарбонизации электроэнергетического комплекса. Препятствием для этого является соотношение цен водорода и ископаемого топлива. Оптимизация технологий и инфраструктуры цикла «производство-хранение-транспортировка-потребление» водорода позволит в перспективе минимизировать эту разницу. Большим потенциалом обладает производство водорода методом газификации твердых коммунальных отходов (ТКО) на ТЭС. Использование методов имитационного моделирования позволяет качественно оценить влияние, оказываемое установкой ТКО-водород на режимы работы и технико-экономические показатели (ТЭП) ТЭС. Цель исследования - оценить потенциал утилизации ТКО с производством водорода на ТЭС с парогазовой установкой (ПГУ) для условий Московской области (МО). Были определены потенциальные объемы утилизации ТКО, производства водорода и потребляемых ресурсов. Разработана имитационная модель типового энергоблока ПГУ-450 и проанализировано влияние, оказываемое установкой ТКО-водород на технико-экономические показатели и маржинальную прибыль ТЭС. Был предложен и рассчитан показатель, позволяющий оценить влияние на цену водорода режимного фактора. Исследования показали, что ежегодно в Московской области 4 млн тонн ТКО может быть переработано в 0,09-0,24 млн тонн водорода. Для этого потребуется 0,53-0,63 млн тонн пара и от 0,27 до 33,40 млн тонн охлаждающей воды. Для ПГУ-450 отбор пара на установку ТКО-водород приведет к снижению коэффициента использования теплоты топлива (КИТТ) на 1-2% и снижению маржинальной прибыли от 6,0 тыс. руб./ч до 25,6 тыс. руб./ч. Для компенсации снижения маржинальной прибыли, возникающего из-за режимного фактора, цена водорода должна быть увеличена на _у 463-4847 руб./т.

1. Narra S., Ali E. Tracing the Research Pulse: A Bibliometric Analysis and Systematic Review of Hydrogen Production Through Gasification // Processes. – 2025; 13:1847. https://doi.org/10.3390/pr13061847.

2. Министерство энергетики Российской Федерации. Энергетическая стратегия Российской Федерации на период до 2050 года. [Электронный ресурс] URL: https://minenergo.gov.ru/upload/iblock/d6a/Energostrategiya-RF-do-2050-goda.pdf?ysclid=me2hrpvy5v248217439 (дата обращения: 10.09.2025).

3. Simões F. L. D., Santos D. M. F. A SWOT Analysis of the Green Hydrogen Market // Energies. – 2024; 17:3114. https://doi.org/10.3390/en17133114.

4. Cheekatamarla P. Hydrogen and the Global Energy Transition-Path to Sustainability and Adoption across All Economic Sectors // Energies. – 2024; 17:807. https://doi.org/10.3390/en17040807.

5. Министерство экономического развития Российской Федерации. Климатическая доктрина Российской Федерации. [Электронный ресурс] URL: https://www.economy.gov.ru/material/file/0210b6b349d619ce1c0bd023660548ce/861-%D1%80%D0%BF.pdf?ysclid=mfa2enl14a152197176 (Дата обращения: 10.09.2025).

6. Willich C. Hydrogen as an Energy Carrier – an Overview over Technology, Status, and Challenges in Germany // Interdisciplinary Scientific Journal. – 2024; 7:546-570. https://doi.org/10.3390/j7040033.

7. Kannah R. Y., Kavitha S. Preethi, Karthikeyan O. P., Kumar G., Dai-Viet N. V., Banu J. R. Techno-economic assessment of various hydrogen production methods – a review. Bioresour // Technologies. – 2021; 319:124175. https://doi.org/10.1016/j.biortech.2020.124175.

8. Kolbantseva D., Treschev D., Trescheva M., Anikina I., Kolbantsev Y., Kalmykov K., Aleshina A., Kalyutik A., Vladimirov I. Analysis of Technologies for Hydrogen Consumption, Transition and Storage at Operating Thermal Power Plants // Energies. – 2022; 15:3671. https://doi.org/10.3390/en15103671.

9. Lee J., Lin K. Y. A., Jung S., Kwon E. E. Hybrid renewable energy systems involving thermochemical conversion process for waste-to-energy strategy // Chemical Engineering Journal. – 2023; 452:139218. https://doi.org/10.1016/j.cej.2022.139218.

10. Kondor I. P. Sustainable Fuels for Gas Turbines – a Review // Sustainability. – 2025; 17:6166. https://doi.org/10.3390/su17136166.

11. Marin G. E., Osipov B. M., Titov A. V., Akhmetshin A. R. Simulation of the operation of a gas turbine installation of a thermal power plant with a hydrogen fuel production system // International Journal of Hydrogen Energy. – 2022; 48 (12):4543-4550. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2022.10.075.

12. Suchocki T. Sustainable Energy Application of Pyrolytic Oils from Plastic Waste in Gas Turbine Engines: Performance, Environmental, and Economic Analysis // Sustainability. – 2024; 16:8566. https://doi.org/10.3390/su16198566.

13. Picchi G., Lombardini C., Pari L., Spinelli R. Physical and chemical characteristics of renewable fuel obtained from pruning residues // Journal of Cleaner Production. – 2018; 171:457-463. https://doi.org/10.1016/j.jclepro.2017.10.025.

14. Motghare K. A., Rathod A. P., Wasewar K. L., Labhsetwar N. K. Comparative study of different waste biomass for energy application // Waste Management. – 2016; 47:40-45. https://doi.org/10.1016/j.wasman.2015.07.032.

15. Aldana H., Lozano F. J., Acevedo J. Evaluating the potential for producing energy from agricultural residues in México using MILP optimization // Biomass and Bioenergy. – 2014; 67:372-389. https://doi.org/10.1016/j.biombioe.2014.05.022.

16. Kazimierski P., Hercel P., Suchocki T., Smoliński J., Pladzyk A., Kardaś D., Łuczak J., Januszewicz K. Pyrolysis of Pruning Residues from Various Types of Orchards and Pretreatment for Energetic Use of Biochar // Materials. – 2021; 14:2969. https://doi.org/10.3390/ma14112969.

17. Zabaniotou A., Ioannidou O., Antonakou E., Lappas A. Experimental study of pyrolysis for potential energy, hydrogen and carbon material production from lignocellulosic biomass // International Journal of Hydrogen Energy. – 2008; 33:2433-2444. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2008.02.080.

18. Sun Y., Tang Y. Municipal solid waste gasification integrated with water electrolysis technology for fuel production: A comparative analysis // Chemical Engineering Research and Design. – 2023; 191:14-26. https://doi.org/10.1016/j.cherd.2023.01.023.

19. Ostadi M., Cohn D. R., Zang G., Bromberg L. Potential Expansion of Low-Carbon Liquid Fuel Production Using Hydrogen-Enhanced Biomass/Municipal Solid Waste Gasification // Sustainability. – 2025; 17:5718. https://doi.org/10.3390/su17135718.

20. Hognert J., Nilsson L. The small-scale production of hydrogen, with the co-production of electricity and district heat, by means of the gasification of municipal solid waste. Appl. Therm. Eng. – 2016; 106:174-179. https://doi.org/10.1016/j.applthermaleng.2016.05.185.

21. Pegg K., Wilson G., Al-Duri B. Exploring Trigeneration in MSW Gasification: An Energy Recovery Potential Study Using Monte Carlo Simulation // Energies. – 2025; 18:1034. https://doi.org/10.3390/en18051034.

22. Zheng X., Chen C., Ying Z., Wang B. Experimental study on gasification performance of bamboo and PE from municipal solid waste in a bench-scale fixed bed reactor // Energy Conversion and Management. – 2016; 117:393-399. https://doi.org/10.1016/j.enconman.2016.03.044.

23. Hameed Z., Aslam M., Khan Z., Maqsood K., Atabani A. E., Ghauri M., Khurram M. S., Rehan M., Nizami A. S. Gasification of municipal solid waste blends with biomass for energy production and resources recovery: Current status, hybrid technologies and innovative prospects // Renewable and Sustainable Energy Reviews. – 2021; 136:110375. https://doi.org/10.1016/j.rser.2020.110375.

24. Kun U. H., Ksepko E. Advancing Municipal Solid Waste Management Through Gasification Technology // Processes. – 2025; 13:2000. https://doi.org/10.3390/pr13072000.

25. Madi H., Biever C., Berretta C., Hajimolana Y. S., Schildhauer T. Techno-Economic Analysis of a Supercritical Gas Turbine Energy System Fueled by Methanol and Upgraded Biogas // Energies. – 2025; 18:1651. https://doi.org/10.3390/en18071651.

26. Oleś S., Mularski J., Pyka D., Pawlak-Kruczek H., Pozarlik A. Optimization of Hydrogen Supercritical Oxy-Combustion in Gas Turbines // Fuels. – 2025; 6:6. https://doi.org/10.3390/fuels6010006.

27. Amrouche F., Bari O. K., Boudjemaa L. Investigating the effect of using hydrogen as fuel on gas turbine performance operating under lean conditions at the Hassi R’mel gas site // International Journal of Hydrogen Energy. – 2025; 140:1095-1110. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2024.09.237.

28. Ribó-Pérez D., Herraiz-Cañete Á., Alfonso-Solar D., Vargas-Salgado C., Gómez-Navarro T. Modelling biomass gasifiers in hybrid renewable energy microgrids; a complete procedure for enabling gasifiers simulation in HOMER. Renew // Energy. – 2021; 174:501-512. https://doi.org/10.1016/j.renene.2021.04.083.

29. Joaquim S., Amaro N., Lapa N. Assessing the Potential of a Hybrid Renewable Energy System: MSW Gasification and a PV Park in Lobito, Angola // Energies. – 2025; 18:3125. https://doi.org/10.3390/en18123125.

30. El-Sattar H. A., Kamel S., Sultan H. M., Zawbaa H. M., Jurado F. Optimal design of Photovoltaic, Biomass, Fuel Cell, Hydrogen Tank units and Electrolyzer hybrid system for a remote area in Egypt // Energy Reports. – 2022; 8:9506-9527. https://doi.org/10.1016/j.egyr.2022.07.060.

31. Niesporek K., Baszczeńska O., Brzęczek M. Hydrogen vs. methane: A comparative study of modern combined cycle power plants // Energy. – 2024; 291:130343. https://doi.org/10.1016/j.energy.2024.130343.

32. Rudra S., Rosendahl L., Blarke M. B. Process analysis of a biomass-based quad-generation plant for combined power, heat, cooling, and synthetic natural gas production // Energy Conversion and Management. – 2015; 106:1276-1285. https://doi.org/10.1016/j.enconman.2015.10.072.

33. Chen H., Song X., Jian Y. Performance Assessment of a Municipal Solid Waste Gasification and Power Generation System Integrated with Absorption Heat Pump Drying // Energies. – 2024; 17:6034. https://doi.org/10.3390/en17236034.

34. Salman C. A., Omer C. B. Process Modelling and Simulation of Waste Gasification-Based Flexible Polygeneration Facilities for Power, Heat and Biofuels Production // Energies. – 2020; 13:4264. https://doi.org/10.3390/en13164264.

35. Приказ Минэнерго России от 29.11.2024 № 2328 «Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетических систем России на 2025- 2030 годы». Обосновывающие материалы к СиПР ЭЭС России на 2025-2030 годы. [Электронный ресурс] URL: https://www.so-ups.ru/future-planning/siprees (Дата обращения: 10.09.2025).

36. «United Cycle» Software for simulation of Flow Sheets of Power Plants / S. Romanov, A. Kutakhov, N. Zhuk, O. Demidov, K. Romanov // ECOS-2003, Kopengagen PP. 1691-1696 (2003). [Электронный ресурс] URL: https://msystema.ru/english (Дата обращения: 10.08.2025).

37. Kolbantseva D. L., Treshchev D. A., Kalmykov K. S., Anikina I. D., Treshcheva M. A., Kalyutik A. A., Vladimirov Ya. A., Naypak K. A. Prospects for hydrogen production by the method of gasification of MSW at operating TPPs // International Journal of Hydrogen Energy. – 2024; 51:96-106. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2023.08.2025.

38. Treshcheva M. A., Kolbantseva D. L., Anikina I. D., Treshchev D. A., Vladimirov Yа. A. Analysis of the regional potential and prospects for converting MSW into hydrogen based on TPPS (using the example of the Ural Federal District) // International Journal of Hydrogen Energy. – 2024; 95(45):329-339. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2024.11.185.

39. Минстрой России. СП 131.13330.2025 «СНиП 23-01-99* Строительная климатология» [Электронный ресурс] URL: https://www.minstroyrf.gov.ru/docs/432245/?sphrase_id=2458533 (Дата обращения: 10.08.2025).

40. Годовой отчет Мосэнерго за 2024. [Электронный ресурс] URL: https://mosenergo.gazprom.ru/investors/reports/yearly-reports/?ysclid=mfa186mxrs908535520 (Дата обращения: 10.08.2025).

41. Федеральная служба государственной статистики. Официальная статистика. Цены, инфляция. [Электронный ресурс] URL: https://rosstat.gov.ru/statistics/price (дата обращения: 10.08.2025).

42. Министерство природных ресурсов и экологии Российской Федерации. Постановление Правительства РФ от 30.12.2006 N 876 «О ставках платы за пользование водными объектами, находящимися в федеральной собственности». [Электронный ресурс] URL: https://www.mnr.gov.ru/docs/postanovleniya_pravitelstva_rf/2172/?ysclid=mfa1f1jvbn260256316 (Дата обращения: 10.08.2025).

43. Федеральная служба государственной статистики. Регионы России основные характеристики субъектов Российской Федерации. [Электронный ресурс] URL: https://rosstat.gov.ru/regional_statistics (Дата обращения: 10.08.2025).

44. Федеральная служба по надзору в сфере природопользования. Сведения об образовании, обработке, утилизации, обезвреживании, размещении отходов производства и потребления по форме 2-ТП (отходы) за 2024 год, систематизированные по федеральным округам и субъектам Российской Федерации. [Электронный ресурс] URL: https://rpn.gov.ru/open-service/analytic-data/statistic-reports/production-consumption-waste/ (Дата обращения: 10.09.2025).

45. Правительство Московской области. Постановление № 984/47 от 22.12.2016 г. «Об утверждении территориальной схемы обращения с отходами, в том числе твердыми коммунальными отходами Московской области». [Электронный ресурс] URL: https://mosreg.ru/dokumenty/normotvorchestvo/prinyato-pravitelstvom/29-12-2016-10-45-57-postanovlenie-pravitelstva-moskovskoy-oblasti-ot-2?ysclid=mfa1u8sw2n802764213 (Дата обращения: 10.08.2025).

46. Правительство Московской области. Постановление № 1614-ПП от 19.12.2024 г. «О внесении изменений в территориальную схему обращения с отходами Московской области». [Электронный ресурс] URL: https://mosreg.ru/dokumenty/normotvorchestvo/prinyato-pravitelstvom/postanovleniya-pmo/postanovlenie-pravitelstva-moskovskoi-oblasti-ot-19122024-1614-pp-o-vnesenii-izmenenii-v-territorialnuyu-sxemu-obrashheniya-s-otxodami-moskovskoi-oblasti?ysclid=mfa1wtvbfn534583134 (Дата обращения: 10.082025).

47. Ungureanu N., Vlăduț N. -V., Biriș S. -Ș., Ionescu M., Gheorghiță N. -E. Municipal Solid Waste Gasification: Technologies, Process Parameters, and Sustainable Valorization of By-Products in a Circular Economy // Sustainability. – 2025; 17:6704. https://doi.org/10.3390/su17156704.

48. Treshcheva M., Kolbantseva D., Anikina I., Treshchev D., Kalmykov K., Vladimirov Ya. Efficiency of Using Heat Pumps in a Hydrogen Production Unit at Steam-Powered Thermal Power Plants // Sustainability. – 2023; 15:15204. https://doi.org/10.3390/su152115204.

49. Kravchenko S. O., Kolbantseva D. L., Treshchev D. A., Anikina I. D., Treshcheva M. A., Vladimirov Ya. A., Kalmykov K. S., Mironchuk M. P. Simulation of combined-cycle thermal power plant operation during the integration of a hydrogen production complex by the MSW gasification method // Alternative Energy and Ecology (ISJAEE). – 2025. – № 07 (436).

50. Uliasz-Misiak B., Misiak J., Lewandowska-Śmierzchalska J. Hydrogen Storage in Porous Rocks: A Bibliometric Analysis of Research Trends // Energies. – 2024; 17:805. https://doi.org/10.3390/en17040805

51. Zivar D., Kumar S., Foroozesh J. Underground hydrogen storage: A comprehensive review // International Journal of Hydrogen Energy. – 2021; 46:23436-23462. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2020.08.138.

52. Jiang Z., Liu R., Guan W., Xiong L., Shi C., Yin J. Multi-Time-Scale Layered Energy Management Strategy for Integrated Production, Storage, and Supply Hydrogen Refueling Stations Based on Flexible Hydrogen Load Characteristics of Ports // Energies. – 2025; 18:1583. https://doi.org/10.3390/en18071583.