Application of the technologies of combined-cycle power plants with the integrated gasification of solid and liquid fuel in the global energy industry and prospects for their introduction in Ukraine
The main parameters of combined-cycle power plants with the integrated gasification of coal (CCPP with IGC) and other solid as well as liquid fuels are considered, and the world experience in application of gasification technologies for combined-cycle power plants in various countries of the world i...
Збережено в:
| Дата: | 2019 |
|---|---|
| Автори: | , , |
| Формат: | Стаття |
| Мова: | Українська |
| Опубліковано: |
General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine
2019
|
| Теми: | |
| Онлайн доступ: | https://systemre.org/index.php/journal/article/view/725 |
| Теги: |
Додати тег
Немає тегів, Будьте першим, хто поставить тег для цього запису!
|
| Назва журналу: | System Research in Energy |
| Завантажити файл: |  |
Репозитарії
System Research in Energy| _version_ | 1871104231072595968 |
|---|---|
| author | Dudnyk О.М. Dunaevskaya N.I. Sokolovska I.S. |
| author_facet | Dudnyk О.М. Dunaevskaya N.I. Sokolovska I.S. |
| author_institution_txt_mv | [
{
"author": "Dudnyk О.М.",
"institution": null
},
{
"author": "Dunaevskaya N.I.",
"institution": null
},
{
"author": "Sokolovska I.S.",
"institution": null
}
] |
| author_sort | Dudnyk О.М. |
| baseUrl_str | https://systemre.org/index.php/journal/oai |
| collection | OJS |
| datestamp_date | 2026-07-18T12:57:45Z |
| description | The main parameters of combined-cycle power plants with the integrated gasification of coal (CCPP with IGC) and other solid as well as liquid fuels are considered, and the world experience in application of gasification technologies for combined-cycle power plants in various countries of the world is analyzed. The basic characteristics of CCPP with IGC with and without CO2 capture and storage are shown. At the CCPP with IGC, in addition to electricity production with high efficiency, a series of valuable chemical products (sulfuric acid, hydrogen, ammonia, sulfur, gypsum, etc.) is obtained, which significantly increases the efficiency of these power plants.The prospects for introduction of CCPP with IGC in Ukraine are determined. For gasification in Ukraine, it is possible to use bituminous coal from the Lviv-Volyn deposit, brown coal from the Zhytomyr, Kirovohrad and other regions of Ukraine, as well as petroleum coke, a by-product of the fabrication of liquid substances at the refineries of Ukraine. The choice of an efficient gasification technology depends on the properties of selected solid or liquid fuels. The possibility of using the primary infrastructure of Ukrainian refineries, which are currently stopped, for the construction of CCPP with applying CO2 to increase the extraction of oil and gas from impoverished wells in the west of Ukraine is shown. |
| doi_str_mv | 10.15407/pge2019.03.037 |
| first_indexed | 2026-03-24T02:02:47Z |
| format | Article |
| fulltext |
37
Застосування технологій парогазових енергетичних установок з внутрішньоцикловою газифікацією твердого
та рідинного видів палива у світовій енергетиці та перспективи їх впровадження в Україні
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2019, issue 3(58)
ISSN 2522-4344 (Online), ISSN 1562-8965 (Print). The problems of general energy, 2019, 3(58): 37–44
doi: https://doi.org/10.15407/pge2019.03.037
Сучасний розвиток теплової енергетики
невід’ємно пов’язаний з впровадженням новіт-
ніх енерготехнологій, які повинні бути не тільки
енергоефективними та економічними, а й еко-
логічно чистими, зокрема відповідати вимогам
відповідних європейських директив 2001/80/EC
[1], 2010/75/ЕU [2], 2015/2193/ЕU [3], 2009/125/
EC [4] стосовно граничних значень допустимих
викидів забруднюючих речовин для енергоус-
тановок різної потужності. Крім того, Україна в
2016 р. ратифікувала Паризьку кліматичну угоду
від 12.12.2015 р. [5], згідно з якою Україна має
значно скоротити викиди парникових газів. У
найближчому майбутньому зазначені вимоги ма-
ють бути враховані під час вибору перспективних
енергетичних технологій для заміни тих енер-
гоблоків, які будуть виведені з експлуатації, або
у разі будівництва нових енергоустановок. Для
України сьогодні актуальним є використання ву-
гілля як палива на електростанціях, в основному
на потужних ТЕС, а також місцевих видів пали-
ва на локальному рівні. ТЕС України працюють
в маневровому режимі для покриття добових та
сезонних навантажень енергосистеми України.
В Японії, КНР, республіці Корея, Індії вугілля
та інше тверде паливо розглядаються як основне
паливо для розвитку економік цих країн. У рамках
виконання третього етапу проекту Osaki CoolGen
(OSG, Японія) на вугільній ПГУ з ВГВ запланова-
но показати можливість досягнення електричного
ККД на рівні 47,0% з 90% зв’язуванням вуглекис-
лого газу для енергоблоків електричною потуж-
ністю 500 МВт [6]. Високий електричний ККД
вугільного енергоблоку зі зв’язуванням СО2 за-
плановано одержати завдяки використанню ПГУ
з внутрішньоцикловою газифікацією вугілля зі
застосуванням електрохімічного генератора на
паливних елементах. В Японії з метою покриття
електричної потужності енергоблоків АЕС Фу-
кусима в рамках проекту відновлення розпочато
будівництво двох ПГУ Фукусима з внутрішньо-
цикловою газифікацією вугілля електричною по-
тужністю 543 МВт кожний. Пуск енергоблоків
заплановано в 2020 та 2021 р. [7].
У монографії [8] виконано загальний аналіз
технологій парогазових установок з внутріш-
ньоцикловою газифікацією твердих та рідинних
видів палива в США, Японії, Нідерландах, Іспа-
нії, КНР та Чехії. У роботі [8] показано, що пра-
вильний вибір технологій ПГУ з ВГВ залежить
УДК 621.311 О.М. ДУДНИК1, канд. техн. наук, ст. наук. співр., ORCID 0000-0002-9832-1536
Н.І. ДУНАЄВСЬКА1, канд. техн. наук, ст. наук. співр., ORCID 0000-0003-3271-8204
І.С. СОКОЛОВСЬКА2, канд. техн. наук, ORCID 0000-0003-1959-9837
1Інститут вугільних енерготехнологій НАН України, вул. Андріївська, 19,
м. Київ, 04070, Україна
2Інститут загальної енергетики НАН України, вул. Антоновича, 172,
м. Київ, 03150, Україна
ЗАСТОСУВАННЯ ТЕХНОЛОГІЙ ПАРОГАЗОВИХ ЕНЕРГЕТИЧНИХ УСТАНОВОК
З ВНУТРІШНЬОЦИКЛОВОЮ ГАЗИФІКАЦІЄЮ ТВЕРДОГО ТА РІДИННОГО ВИДІВ
ПАЛИВА У СВІТОВІЙ ЕНЕРГЕТИЦІ ТА ПЕРСПЕКТИВИ ЇХ ВПРОВАДЖЕННЯ В УКРАЇНІ
Розглянуто основні характеристики та проаналізовано світовий досвід впрова-
дження технологій парогазових енергетичних установок з внутрішньоцикловою
газифікацією вугілля (ПГУ з ВГВ) та іншого твердого, а також рідинного палива.
Визначено перспективи впровадження цих установок в Україні. Показано можли-
вість використання первинної інфраструктури українських НПЗ, які наразі зупи-
нені, для побудови ПГУ з ВГВ з використанням СО
2
для збільшення видобування
нафтогазової сировини зі збіднілих свердловин на заході України.
К л ю ч о в і с л о в а: теплова електрична станція, парогазова установка, внутріш-
ньоциклова газифікація, вугілля, тверде паливо, біомаса.
© О.М. ДУДНИК, Н.І. ДУНАЄВСЬКА, І.С. СОКОЛОВСЬКА, 2019
38
О.М. ДУДНИК, Н.І. ДУНАЄВСЬКА, І.С. СОКОЛОВСЬКА
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2019, issue 3(58)
від властивостей вихідного палива, наявності
органічних залишків виробництв, місця розта-
шування енергоустановок, потреб в додаткових
продуктах конверсії (в разі полігенерації), на-
явності нафтопереробних та хімічних заводів,
збіднілих нафтових родовищ для використання
СО2 (з метою збільшення видобутку нафти), роз-
винутої інфраструктури логістики, ліній елек-
тропередач та ін. Таким чином, під час вибору
чи розроблення нових процесів для ПГУ з ВГВ
необхідно враховувати особливості перелічених
вище унікальних факторів в Україні, які дадуть
нові можливості для розвитку енергетики та хі-
мічної промисловості. Такого аналізу на даний
час для України проведено не було.
У роботі [9] показано, що в Україні парогазо-
ву технологію досі широко не використовують
у виробництві. Встановлена електрична потуж-
ність кожної парогазової установки в Україні
становить від 20 до 150 МВт. Ці ПГУ працюють
на газі. На даний час в Україні не існує ПГУ з
внутрішньоцикловою газифікацією твердого та
рідинного видів палива.
Метою цієї статті є аналіз сучасного стану
використання в світі та визначення перспектив
впровадження в Україні ПГУ з внутрішньоци-
кловою газифікацією твердого та рідинного ви-
дів палива та вибір можливого розташування цих
енергетичних установок.
Технології парогазових енергетичних устано-
вок з внутрішньоцикловою газифікацією твердого
та рідинного палив за кордоном називаються тех-
нологіями інтегрованого газифікаційного комбі-
нованого циклу – Integrated Gasifi cation Combined
Cycle (IGCC). Використання газифікатора твердо-
го та рідинного палив під тиском дозволяє одер-
жати, очистити та конвертувати газ перед спалю-
ванням в камері згоряння газотурбінної установ-
ки (ГТУ) парогазової установки (ПГУ). Продукти
згоряння після ГТУ надходять в котел-утилізатор
паротурбінної установки (ПТУ). Підвищений
термічний ККД ПГУ з внутрішньоцикловою га-
зифікацією вугілля (ВГВ) досягається завдяки
одержанню електричної енергії в комбінованому
циклі: в ГТУ та ПТУ. Подальше збільшення тер-
мічного ККД ПГУ з ВГВ (до 55%) може бути за-
безпечено завдяки використанню: замість камери
згоряння перед ГТУ електрохімічного генератора
на високотемпературних паливних елементах; ви-
користанню ПТУ, яка працює на водяній парі з су-
пернадкритичними параметрами; конверсії одер-
жаного в газифікаторі газу в суміш водню та вуг-
лекислого газу з видаленням СО2 та використан-
ням чистого водню для роботи електрохімічного
генератора та ГТУ (що працює на водяній парі).
Крім того, ПГУ з ВГВ працюють в як в режимах
когенерації (вироблення електричної та теплової
енергії), так і полігенерації (з отриманням значної
кількості цінних органічних та мінеральних про-
дуктів) [10–13].
Газифікація палива здійснюється у різних мо-
дифікаціях щільного та киплячого шару та в по-
тоці [14]. Усі ці процеси розробляються та удоско-
налюються протягом останніх 50 років [15]. Для
парогазових установок найбільше застосовують-
ся технології поточної газифікації. Це пояснюєть-
ся тим, що на цих установках використовується
пилоподібне тверде паливо (або рідке паливо), а
процеси конверсії та очищення синтез-газу вже
найшли широкомасштабне використання та ви-
пробування в хімічній промисловості.
Для об’єктивного порівняння різних енерго-
технологій зазвичай використовують нормовану
вартість електроенергії (англ. Levelised Cost of
Energy, LCOE) – середню розрахункову собівар-
тість виробництва електроенергії протягом всьо-
го життєвого циклу електростанції (включаючи
всі можливі інвестиції, витрати і доходи) [16].
У Національній лабораторії енергетичних тех-
нологій (National Energy Technology Laboratory,
NETL, США) отримано діапазони значень LCOE
для енергоблоків з уловлюванням і зберіган-
ням СО2 до 90%: для пиловугільних – 108,96–
144,66 дол. США/МВт·год, для ПГУ з внутріш-
ньоцикловою газифікацією вугілля – 99,97–
147,28 дол. США/МВт·год за цінами 2013 р.
[17], тобто їх вартість майже співпадає. Тож,
враховуючи необхідність виконання екологіч-
них вимог до нових енергоблоків згідно з Ди-
рективами ЄС та Паризькою кліматичною уго-
дою, можна сказати, що доцільність будування
нових енергоблоків за тою чи іншою технологі-
єю буде залежати від конкретних умов, таких як
наявність палива, логістичні умови тощо.
Важливим показником електростанції є її
маневреність і, відповідно, можливість брати
участь у регулюванні режиму роботи енергосис-
теми. Маневрені характеристики ТЕС на основі
ПГУ з внутрішньоцикловою газифікацією ву-
гілля з та без уловлювання та збереження СО2 є
такими: діапазон зміни навантаження: мінімаль-
не навантаження: енергоблоку – 36–50%, низь-
котемпературної повітророзподільної установки
(ПРУ) – 36–50%, компресора ПРУ – 70%; за-
пуск до повного навантаження: пуск з холодного
стану – від 15 год; пуск газифікатора з гарячо-
го стану – 6–8 год; пуск ПРУ з гарячого стану –
6 год; швидкість зміни навантаження: газифіка-
ції – 3–5%/хв; ПРУ – 3%/хв. Час роботи ПГУ до
капітального ремонту – 40 тис. год [7, 18].
У світі знаходяться в комерційному викорис-
танні парогазові енергетичні установки з вну-
трішньоцикловою газифікацією вугілля за таки-
ми технологіями:
39
Застосування технологій парогазових енергетичних установок з внутрішньоцикловою газифікацією твердого
та рідинного видів палива у світовій енергетиці та перспективи їх впровадження в Україні
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2019, issue 3(58)
1. Парокиснева газифікація бурого вугілля в
щільному шарі – хімічний завод (з 26 газифікато-
рами щільного шару, які працюють на парокисне-
вому дутті за технологією Lurgi (Німеччина)) для
виробництва міського газу в Чехії (Вресова), у
1996 р. реконструйовано в ПГУ з ВГВ. За добу га-
зифікується 2 тис. т бурого вугілля [19]. Електрич-
на потужність ПГУ з ВГВ – 200 МВт. Одержаний
синтез-газ очищається в системі Rectisol. Кислот-
ні гази, одержані в системі очищення Rectisol ви-
користовуються для вироблення сірчаної кислоти
в установці WSA, яку запущено у 1993 р. На елек-
тростанції, крім електроенергії, виробляються рі-
динні побічні продукти, такі як смола, фенольний
концентрат та рідкий аміак. На електростанцію
додано газифікатор Siemens (Німеччина) для до-
даткового виробництва синтез-газу з рідинних по-
бічних продуктів (в першу чергу вугільних смол).
Економічно це має сенс, оскільки ціна на електро-
енергію перевищує вартість цих рідинних продук-
тів. Крім того, газифікація рідин дозволяє виро-
бляти більше синтез-газу для протидії зниженню
якості вугілля з родовища Соколово (Чехія).
2. Киснева газифікація бітумінозних видів
вугілля в потоці – з 1997 р. – ПГУ Elcogas (Пу-
ертоллано, Іспанія) [20] електричною потужніс-
тю 300 МВт з використанням технології висхід-
ної поточної газифікації сухого пилоподібного
вугілля в футерованому реакторі за технологією
Prenfl o (Німеччина) на кисневому дутті. Вар-
тість ПГУ з ВГВ – 555 млн. дол. США (1,85 тис.
дол. США/кВт встановленої електричної по-
тужності за цінами 1991 р.).
3. Парокиснева газифікація бітумінозних видів
вугілля в потоці:
- з 1994 р. – ПГУ Nuon (Буггенум, Нідерланди)
електричною потужністю 250 МВт з використан-
ням технології газифікації бітумінозного пилопо-
дібного вугілля у висхідному потоці корпорації
Shell в реакторі з газощільними екранами для ви-
робництва водяної пари. Термічний ККД ПГУ з
ВГВ CB&I E-Gas™ в перерахунку на вищу тепло-
ту згоряння бітумінозного вугілля 42,1%. Вартість
електростанції – 1,75 тис. дол. США/кВт встанов-
леної електричної потужності за цінами 1994 р.
[19]. У разі встановлення системи видалення СО2
термічний ККД ПГУ з ВГВ CB&I E-Gas™ стано-
витиме 32,2%;
- з 1995 р. – ПГУ Wabash (West Terre Haute,
США) електричною потужністю 262 МВт з ви-
користанням технології висхідної двостадійної
поточної газифікації сухого пилоподібного вугіл-
ля в футерованому реакторі за технологією CB&I
E-Gas™ на парокисневому дутті. Термічний ККД
ПГУ з ВГВ CB&I E-Gas™ в перерахунку на вищу
теплоту згоряння бітумінозного вугілля – 39,7%.
Вартість ПГУ з ВГВ – 438,2 млн. дол. США
(1,672 тис. дол. США/кВт встановленої електрич-
ної потужності за цінами 1995 р.) [21]. У разі вста-
новлення системи видалення СО2 термічний ККД
ПГУ з ВГВ CB&I E-Gas™ становитиме 31,0%;
- з 1996 р. – ПГУ Tampa Electric (Polk County,
США) [22] електричною потужністю 250 МВт
з використанням технології низхідної поточної
газифікації ВУС за технологією General Electric
(GE) в футерованому реакторі на кисневому дут-
ті. Термічний ККД ПГУ з ВГВ GE потужністю
250 МВте в перерахунку на вищу теплоту згорян-
ня бітумінозного вугілля – 39%, вартість ПГУ
з ВГВ – 303,3 млн. дол. США (1,213 тис. дол.
США/кВт встановленої електричної потужності
за цінами 1996 р.). У разі встановлення системи
видалення СО2 термічний ККД ПГУ з ВГВ GE
становитиме 32,6%;
- з 2013 р. – ПГУ Edwardsport (Індіана, США)
електричною потужністю 618 МВт з викорис-
танням технології низхідної поточної газифікації
водовугільної суспензії за технологією General
Electric (раніше ця технологія мала назву Texaco-
Chevron) в футерованому реакторі на кисневому
дутті. Термічний ККД ПГУ з ВГВ GE електрич-
ною потужністю 618 МВт в перерахунку на вищу
теплоту згоряння бітумінозного вугілля – 41,5%.
Вартість ПГУ з ВГВ – 3,55 млрд дол. США
(5,744 тис. дол. США/кВт встановленої електрич-
ної потужності за цінами 2013 р.) [23]. У разі вста-
новлення системи видалення СО2 термічний ККД
ПГУ з ВГВ CB&I E-Gas™ електричною потуж-
ністю 618 МВт становитиме 34,7%;
- з 2012 р. – ПГУ Tianjin City (Bohai Rim, КНР),
в рамках проекту GreenGen [24, 25], електричною
потужністю 250 МВт з використанням техноло-
гії двостадійної газифікації (HCERI) з висхідним
потоком пилоподібного вугілля в реакторі з га-
зощільними екранами для нагрівання азоту. Ви-
трата вугілля – 2000 т/добу. Термічний ККД ПГУ
з ВГВ в перерахунку на вищу теплоту згоряння
вугілля – 41,0%. Проект GreenGen виконує Ін-
ститут досліджень чистої енергії (Huaneng Clean
Energy Research Institute (HCERI), КНР). Проект
фінансується Азійським банком розвитку (Asian
Development Bank). Перший етап проекту – роз-
роблення та перевірка роботи газифікатора в скла-
ді ПГУ; другий етап – випробування енергоуста-
новки на паливних елементах та використання
вуглекислого газу у виробництві; третій етап (до
2020 р.) – ПГУ з ВГВ електричною потужністю
400 МВт з уловлюванням та захороненням СО2
у підземних шарах гірських порід. Вартість пер-
шого етапу виконання проекту (створення ПГУ
з ВГВ електричною потужністю 250 МВт) –
116,84 млн. дол. США (476 дол. США/кВт встанов-
леної електричної потужності за цінами 2011 р.).
Завдяки виваженій енергетичній політиці уряду
40
О.М. ДУДНИК, Н.І. ДУНАЄВСЬКА, І.С. СОКОЛОВСЬКА
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2019, issue 3(58)
КНР, максимальному залученню власних спеці-
алістів до науково-дослідної роботи (розроблено
нову технологію HCERI), проектуванню та виго-
товленню енергетичного обладнання вдалося зни-
зити вартість ПГУ з ВГВ як мінімум у 5 разів.
4. Пароповітряна газифікація бітумінозного
вугілля в потоці – перша в світі комерційна ПГУ
з ВГВ (2013 р.), яка працює на повітряному дут-
ті, в Nakaso (Японія) електричною потужністю
250 МВт та термічним ККД в перерахунку на вищу
теплоту згоряння бітумінозного вугілля 42,9% з
використанням технології корпорації Mitsubishi
Heavy Industry (MHI) – висхідної двостадійної
поточної газифікації пилоподібного вугілля. В
газифікаторі виробляється паливний газ такого
складу, об. %: СО = 30,5; H2 = 10,5; CO2 = 2,8;
CH4 = 0,7; N2 = 55,5. Розроблення технології га-
зифікації розпочалось у 1983 р. на пілотній уста-
новці потужністю 2 т вугілля на добу. Для впро-
вадження технології на ТЕС знадобилось 30 ро-
ків досліджень. На електростанції встановлено
системи очищення від пилу (циклони та пористі
фільтри), очищення від сірки з використанням
реактора з розчином діметаноламіну та реактора
гідролізу COS. На електростанції виробляється
високоякісний гіпс. Рівні викидів, ppm: SOx = 1,0,
NOx = 3,4. Викиди пилу менше ніж 0,1 мг/нм3 [26].
5. Газифікація вугілля низької стадії метамор-
фізму в циркулюючому киплячому шарі під тис-
ком (ЦКШТ) – з 2017 р. – ПГУ Mississippi Power’s
(Kemper County, США) електричною потужністю
582 МВт зі застосуванням технології газифіка-
ції вугілля низької стадії метаморфізму (лігніту)
в ЦКШТ KBR’s TRIGTM з видаленням та вико-
ристанням 65% СО2 для підвищення тиску в на-
фтових пластах. Ця ПГУ з ВГВ вперше в світі ви-
користана для демонстрації можливості зменшен-
ня викидів СО2 на вугільних ПГУ та збільшення
потужності свердловин видобутку нафти завдяки
використанню СО2. Термічний ККД ПГУ з ВГВ
KBR’s TRIGTM в перерахунку на вищу тепло-
ту вугілля (з вмістом вологи 40%) з видаленням
65% СО2 становить 28,1%. Вартість ПГУ з ВГВ –
7,093 млрд дол. США (12,187 тис. дол. США/кВт
встановленої електричної потужності за цінами
2017 р.). Значний вплив на вартість та ефективність
ПГУ з ВГВ має впровадження системи видалення
та утилізації СО2. За даними Національної енер-
готехнологічної лабораторії США вартість вироб-
ництва електроенергії зі застосуванням технології
Selexol для видалення СО2 збільшується на 30%.
Ступінь зниження викидів оксидів сірки на елек-
тростанції становила 99%, ртуті – більше 90%.
Викиди оксидів азоту становили менше 0,07
фунтів/мільйон БTO. На електростанції виро-
бляються: сірчана кислота (135 тис. т/рік), аміак
(22 тис. т/рік) та вуглекислий газ (3,4 млн. т/рік) [27].
Прикладами ПГУ з внутрішньоцикловою га-
зифікацією інших видів палива, крім вугілля, є
чотири ПГУ з внутрішньоцикловою газифікацією
рідинних палив, нафтових коксів та твердих ор-
ганічних відходів за технологією Texaco-Chevron,
які знаходяться в комерційному використанні в
Італії. Сумарна встановлена потужність цих уста-
новок становить 1600 МВт. ПГУ ISAB Energy
була побудована на Сицилії і пущена в експлуата-
цію в 2000 р. Установка містить дві газові турбі-
ни Siemens V94.2K [28]. ПГУ Sarlux потужністю
550 МВт споруджена на острові Сардинія. Вона
вступила в дію в 2001 р. Комбінована енергоуста-
новка містить три одновальних турбіни STAG 109
GE/Nuovo Pignone, кожна потужністю 184 МВт.
Вироблена електроенергія надходить до місцевої
енергомережі. ПГУ виробляє додатково 200 т/год
водяної пари і 40000 м3/год водню [29].
ПГУ з внутрішньоцикловою газифікацією
твердої біомаси було збудовано та запущено в
1996 р. компанію Sudcraft AB. Електрична потуж-
ність ПГУ Varnamo 6 МВт, теплова потужність
на централізоване опалення 9 МВт. Повітряна
газифікація деревних чипсів відбувається в цир-
кулюючому киплячому шарі під тиском 1,8 МПа
за температур 950–1000 оС для одержання газу з
нижчою теплотою згоряння 5 МДж/нм3. Параме-
три водяної пари перед ПТУ: тиск 4 МПа, тем-
пература 455 оС. Електрична потужність ГТУ –
4 МВт, ПТУ – 2 МВт. Електричний ККД ПГУ
32%, загальний термічний ККД – 83% [30].
З наведеного вище огляду видно, що впрова-
дження технологій внутрішньоциклової газифіка-
ції твердого палива є найбільш перспективним з
точки зору зменшення впливу парникового ефек-
ту на навколишнє середовище, збільшення ефек-
тивності використання твердого палива та еколо-
гічної чистоти.
Дослідження з газифікації українського твердо-
го палива щодо використання на ТЕС України ви-
конують фахівці Інституту вугільних енерготехно-
логій НАН України у співробітництві з іншими ор-
ганізаціями в Україні. Так, наприклад, досліджен-
ня з газифікації українського вугілля та твердих
органічних відходів в збагачений воднем синтез-
газ та чистий водень співробітники ІВЕ НАН
України проводили у співпраці з фахівцями Ін-
ституту фізичної хімії ім. Л.В. Писаржевського
НАНУ (розроблення та випробування нових ка-
талізаторів та каталітичних процесів) [31–34] та
Інституту газу НАНУ [35, 36] (плазмопарова гази-
фікація твердих видів палива) в рамках виконан-
ня водневих програм НАНУ з фундаментальних
досліджень, а також Індійського інституту нафти
(каталітична конверсія українських та індійських
видів твердого палива) в рамках виконання між-
народного науково-технічного проекту [31, 37].
41
Застосування технологій парогазових енергетичних установок з внутрішньоцикловою газифікацією твердого
та рідинного видів палива у світовій енергетиці та перспективи їх впровадження в Україні
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2019, issue 3(58)
У разі впровадження технологій парогазових
установок з внутрішньоцикловою газифікацією
твердого палива в Україні необхідно визначи-
ти: яке українське паливо використати для га-
зифікації, яку технологію газифікації вибрати,
в яких регіонах можна використати технологію
газифікації українського вугілля для виробни-
цтва електроенергії, які українські та закордон-
ні організації в рамках міжнародного співробіт-
ництва можна залучити для створення першої в
Україні твердопаливної ТЕС під тиском – ПГУ
з внутрішньоцикловою газифікацією твердого
палива, яка буде вигода Україні та закордонній
спільноті, в першу чергу Європейського Союзу,
в разі реалізації проекту в Україні.
Для газифікації можна використати такі види
українського енергетичного твердого палива: на-
фтовий кокс (побічний продукт виробництва рі-
динних продуктів на НПЗ України), кам’яне вугіл-
ля (Львівсько-Волинського вугільного родовища
та ін.), буре вугілля (Житомирської, Кіровоград-
ської та ін. областей України).
Вибір ефективної технології газифікації твер-
дого палива залежить від властивостей обраних
видів українського твердого палива. В залежнос-
ті від виду палива, газифікацію твердого палива
можна проводити як в потоці, так і в циркулюю-
чому киплячому шарі під тиском. У разі позитив-
ного рішення щодо впровадження ПГУ з ВГВ в
Україні, співробітники ІВЕ НАНУ мають необ-
хідні знання для вибору закордонного, або розро-
блення свого українського газифікатора для ПГУ.
ПГУ з ВГВ є, по суті, хімічним заводом з одер-
жанням як електроенергії й тепла, так і хімічних
продуктів (сірчаної кислоти, водню, аміаку, рідин-
них видів палива та ін.). Тому під час виконання
нового енергетичного проекту необхідно залучен-
ня українських фахівців як з енергетики, так і з
хімії та матеріалознавства. На даний час практич-
но всі українські НПЗ зупинено. На цих заводах
є первинна інфраструктура для створення ПГУ з
ВГВ, яку необхідно використати. Крім того, вико-
ристання вуглекислого газу для збільшення видо-
бутку нафти та газу зі збіднілих свердловин Укра-
їни дасть можливість для збільшення поставок
нафтогазової сировини на українські НПЗ.
На рис. 1 показано карту корисних копалин
України, з якої видно, що НПЗ на заході Укра-
їни можна використати для впровадження тех-
нології газифікації кам’яного вугілля Львів-
сько-Волинського (Л.-В.) вугільного родовища,
яке знаходиться біля Волинсько-Подільскої на-
Рис. 1. Карта корисних копалин України
42
О.М. ДУДНИК, Н.І. ДУНАЄВСЬКА, І.С. СОКОЛОВСЬКА
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2019, issue 3(58)
фтогазоносної області, а також нафтового коксу
(побічного продукту НПЗ). У регіоні є промис-
лові поклади вапняку, який можна застосувати
для зв’язування сірки.
За вартості Л.-В. вугілля 2200 грн/т (84,7 дол.
США/т) в разі роботи енергоблоку ПГУ з ВГВ
електричною потужністю 300 МВт продовж
7000 год/рік буде вироблено 2,1 млрд кВт·год
(7,56 млн ГДж) електроенергії. У разі вартос-
ті електроенергії 1,407 грн/кВт·год за електро-
енергію буде одержано 2,955 млрд грн/рік
(113,7 млн дол. США/рік). За вищої теплоти зго-
ряння кам’яного вугілля 33 МДж/кг, електричної
потужності ПГУ з ВГВ 300 МВт та термічного
ККД ПГУ 32% (з видаленням, стисненням та по-
дачею вуглекислого газу в збіднілий нафтовий
пласт) за рік буде витрачено 716 тис. т вугілля. Вар-
тість вугілля за рік становитиме 1,575 млрд грн.
Всього на обслуговування енергоблоку з ураху-
ванням вартості палива – 2,019 млрд грн/рік. Тиск
вуглекислого газу після ПГУ – 19 МПа. Довжина
трубопроводу СО2 – 330 км. Вартість СО2 для видо-
бутку нафти – 5,89 цента США/нм3 (1,53 грн/нм3).
За рік буде вироблено 707,3 млн нм3 СО2 на суму
41,68 млн дол. США (1,083 млрд грн). Вартість
ПГУ з ВГВ – 776,87 млн дол. США. Вартість сис-
тем утилізації СО2 – 233,06 млн дол. Вартість ПГУ
з ВГВ без систем утилізації СО2 – 543,83 млн дол.
США (1,813 тис. дол. США/кВте). Вартість си-
лового блоку (газова і парова турбіни, електроге-
нератор) – 233,84 млн дол. США, газифікатора –
135,95 млн дол. США, установки для виробництва
кисню – 81,57 млн дол. США, підготовки палива
– 54,38 млн дол. США, систем очищення – 38,07
млн дол. США. Час окупності проекту – 10 років.
Для збільшення енергетичної ефективності
Кременчуцької ТЕЦ, яка знаходиться на території
НПЗ, можна використати парогазову установку,
що працює на твердому (наприклад, нафтовому
коксі), рідинному (мазуті) і газовому паливі. На
даний час будівництво української ПГУ з ВГВ на
кордоні з Росією не є актуальним завданням.
Захоронення та використання СО2 пов’язано
зі знаннями в галузі геології. Тому для роботи
крім українських фахівців з хімії та матеріалоз-
навства необхідно залучити також українських
фахівців з геології. Слід зазначити, що цей про-
ект може бути першим проектом ПГУ з ВГВ в
країнах Центральної Європи. Такого проекту ще
немає в країнах, які мають кордон з Україною:
Польщі, Словаччині, Угорщині, Молдові та Ру-
мунії. У Польщі та Румунії є збідніли нафтога-
зові родовища. Тому залучення фахівців в галу-
зі енергетики, хімії та геології з прикордонних
з Україною країн, які мають схожі проблеми, є
можливим варіантом для міжнародного співро-
бітництва (рис. 2).
Українські ТЕС працюють з низькою ефек-
тивністю без систем очищення від оксидів сірки
і азоту. Системи пилоочищення також потребу-
ють модернізації. ТЕС України є одним з осно-
вних джерел шкідливих та парникових викидів
в Центральній Європі. Тому впровадження ПГУ
з ВГВ з використанням СО2 для збільшення ви-
добування нафтогазової сировини зі збіднілих
свердловин в Україні дасть можливість скороти-
ти шкідливі викиди в Центральній Європі та ви-
брати основні шляхи для модернізації існуючих
твердопаливних ТЕС як в Україні, так і в інших
країнах Європейського Союзу, де є значні покла-
ди твердого палива та збідніли нафтогазові родо-
вища. Впровадження технологій для уникнення
змінення клімату землі є загальним міжнарод-
ним завданням, вирішення якого не має кордонів.
Рис. 2. Можливе залучення в проект країн, які мають з Україною спільні кордони
43
Застосування технологій парогазових енергетичних установок з внутрішньоцикловою газифікацією твердого
та рідинного видів палива у світовій енергетиці та перспективи їх впровадження в Україні
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2019, issue 3(58)
ВИСНОВКИ
1. На даний час комерційні парогазові енергетич-
ні установки з внутрішньоцикловою газифікацією
вугілля (ПГУ з ВГВ) є найбільш екологічно чисти-
ми в порівнянні з іншими вугільними ТЕС. На тра-
диційних для промислово розвинутих країн ПГУ з
ВГВ за високого електричного ККД (до 43%) крім
електроенергії додатково одержуються цінні хімічні
продукти (сірчана кислота, водень, аміак, сірка, гіпс
та ін.), що значно підвищує економічність цих енер-
гоустановок. Подальший розвиток ПГУ з ВГВ буде
спрямовано на зменшення викидів парникових газів
з системами зв’язування вуглекислого газу з його
використанням та збільшення електричного ККД
завдяки впровадженню новітніх водневих техноло-
гій – технологій паливних елементів. На ПГУ з ВГВ
Osaki (Японія) заплановано одержати електричний
ККД на рівні 47% з використанням паливних еле-
ментів та системи зв’язування 90% СО2.
2. В Україні для газифікації можна викорис-
тати кам’яне вугілля Львівсько-Волинського ву-
гільного родовища, буре вугілля Житомирської,
Кіровоградської та ін. областей України, а також
нафтовий кокс – побічний продукт виробництва
рідинних продуктів на НПЗ України. Вибір ефек-
тивної технології газифікації твердого палива за-
лежить від властивостей обраних видів твердого
палива. Оскільки ПГУ з ВГВ є, по суті, хімічним
заводом з одержанням як електроенергії і тепла,
так і хімічних продуктів, то під час їх впроваджен-
ня необхідно залучення фахівців як з енергетики,
так і з хімії та матеріалознавства.
3. Для створення ПГУ з ВГВ можна використа-
ти первинну інфраструктуру українських НПЗ, які
наразі зупинені. Крім того, використання вуглекис-
лого газу для збільшення видобутку нафти та газу
зі збіднілих свердловин України дасть можливість
для збільшення поставок нафтогазової сировини на
українські НПЗ. НПЗ на заході України можна ви-
користати для впровадження технології газифікації
кам’яного вугілля Львівсько-Волинського вугільно-
го родовища, яке знаходиться біля Волинсько-По-
дільскої нафтогазоносної області, а також нафто-
вого коксу (побічного продукту НПЗ). У регіоні є
промислові поклади вапняку, який можна застосу-
вати для зв’язування сірки. Для збільшення енер-
гетичної ефективності Кременчуцької ТЕЦ, яка
знаходиться на території НПЗ, можна використати
ПГУ, що працює на твердому (наприклад, нафто-
вому коксі), рідинному (мазуті) і газовому паливі.
На даний час будівництво української ПГУ з ВГВ
на кордоні з Росією не є актуальним завданням.
4. Впровадження ПГУ з ВГВ з використанням
СО2 для збільшення видобування нафтогазової си-
ровини зі збіднілих свердловин може бути першим
проектом ПГУ з ВГВ у країнах Центральної Євро-
пи, які мають кордон з Україною. Тому залучення,
крім українських, фахівців у галузі енергетики, хі-
мії та геології з прикордонних з Україною країн, які
мають схожі проблеми, є можливим варіантом для
міжнародного співробітництва. Реалізація такого
проекту дасть можливість скоротити викиди шкід-
ливих речовин та парникових газів у Центральній
Європі та вибрати основні шляхи для модернізації
існуючих твердопаливних ТЕС як в Україні, так і
в інших країнах ЄС, де є значні поклади твердого
палива та збідніли нафтогазові родовища.
1. Директива 2001/80/ЄC Європейського парламенту і
Ради від 23 жовтня 2001 року про обмеження викидів
деяких забруднюючих речовин в атмосферне повітря
від великих установок для спалювання. Офіційний ві-
сник ЄС, L 309, 27.11.2001. С. 1—21.
2. Директива 2010/75/ЕU Європейського Парламенту та
Ради від 24 листопада 2010 року про промислові ви-
киди (комплексне запобігання і контроль забруднень)
(переглянута). Офіційний вісник ЄС, L 334, 17.12.2010.
С. 17—119.
3. Directive (EU) 2015/2193 of the European Parliament and
of the Council of 25 November 2015 on the limitation of
emissions of certain pollutants into the air from medium
combustion plants. Offi cial Journal of the European
Union, L 313, 28.11.2015. P. 1—19.
4. Directive 2009/125/EC of the European Parliament and of
the Council of 21 October 2009 establishing a framework
for the setting of ecodesign requirements for energy-
related products. Offi cial Journal of the European Union,
L 285, 31.10.2009. P. 10—35.
5. Паризька угода (від 12.12.2015) {Угоду ратифіковано
Законом № 1469-VIII від 14.07.2016}. URL: https://
zakon.rada.gov.ua/laws/show/995_l61 (дата звернення:
19.06.2019).
6. Beginning the World’s First Integrating Coal Gasifi cation
Fuel Cell Combined Cycle Project (IGFC) Demonstration
Project – Aiming to both Improve Effi ciency of Coal-
Fired Power Generation and Greatly Cut CO2 emissions.
News Release, NEDO, OSAKI CoolGen Corporation.
April 17, 2019. 4 p.
7. Wakabayashi Y. The Latest Coal-Fired Thermal Power
Plant. Mitsubishi Hitachi Power Systems. 2017. 38 p.
8. Integrated Gasifi cation Combined Cycle (IGCC)
Technologies. Edited By Ting Wang and Gary Stiegel.
Woodhead Publishing Series in Energy. Elsevier Ltd.
2017. 928 p. https://doi.org/10.1016/B978-0-08-100167-
7.00026-3
9. Патон Б., Долінський А., Халатов А., Білека Б., Кос-
тенко Д., Письменний О. Перспективи розвитку ві-
тчизняної парогазової технології. Вісник НАН Украї-
ни. 2009. № 4. С. 3—10.
10. Dudnik O.M., Sokolovska I.S. Conversion of Ukrainian
Low Grade Solid Fuels with CO2 Capture. Coal-Energy,
Environment and Sustainable Development. Proceeding
of Twenty-Seventh Annual International Pittsburgh Coal
Conference, 2010. Paper 22-2. 22 p.
11. Дудник О., Корчевий Ю., Майстренко О., Мухопад Г. В.,
Оніщенко С. В. Енергетика на основі паливних еле-
ментів – стратегія на випередження. Енергетика та
електрифікація. 2000. № 5. С. 45—51.
44
О.М. ДУДНИК, Н.І. ДУНАЄВСЬКА, І.С. СОКОЛОВСЬКА
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2019, issue 3(58)
12. Dudnik O.M., Sokolovska I.S. Results of Organic Fuel
Conversion at Fuel Cell Test Installation. Fuel Cell
technologies: State and Perspectives, NATO Sci.Ser., II,
Math., Phys., and Chem., Netherlands: Springer. 2005.
Vol. 202. P. 163—174. https://doi.org/10.1007/1-4020-
3498-9_15
13. Дудник О.М. Процеси газифікації твердого пали-
ва для отримання водню. Теплова енергетика – нові
виклики часу / за заг. редакцією П. Омеляновського,
Й. Мисака. Львів: НВФ «Українські технології», 2009.
С. 133—146.
14. Майстренко О.Ю., Дудник О.М., Гапонич Л.С. Сучас-
ний стан парогазових установок із внутрішньоцикло-
вою газифікацією твердого і рідкого видив органічно-
го палива. Теплова енергетика – нові виклики часу / за
заг. редакцією П. Омеляновського, Й. Мисака. Львів:
НВФ «Українські технології», 2009. С. 249—257.
15. Майстренко А.Ю., Дудник А.Н., Яцкевич С.В. Техно-
логии газификации углей для парогазовых установок.
К.: Общество «Знание», 1993. 68 с.
16. EIA, “Levelized Cost and Levelized Avoided Cost of New
Generation Resources in the Annual Energy Outlook 2016”;
NETL, “Cost and Performance Baseline for Fossil Energy
Plants Volume 1b: Bituminous Coal (IGCC) to Electricity,”
2015, URL: http://www.netl.doe.gov/energy-analyses/
temp/CostandPerformanceBaselineforFEPlantsVol1bBi
tCoalIGCCtoElecRev2bYearDollarUpdate_073115.pdf;
Lazard, “Lazard’s Levelized Cost of Energy Analysis -
Version 9.0” (дата звернення: 19.06.2019).
17. NETL. Electricity Generation Baseline Report. Technical
Report NREL/TP-6A20-67645. January 2017. https://
www.nrel.gov/docs/fy17osti/67645.pdf (дата звернення:
25.06.2019).
18. Rosa Domenichini et al. Operating Flexibility of Power
Plants with Carbon Capture and Storage (CCS). Energy
Procedia. 37 (2013). Р. 2727—2737.
19. Barnes I. Recent operating experience and improvement
of commercial IGCC/CCC/222, EA Clean Coal Centre.
2013. 52 p.
20. Coca Llano P. Puertollano IGCC: Pilot plant for CO2
capture and H2 production. Proceedings of 2nd International
Conference on Energy Process Engineering. 2011. 25 p.
21. Wabash River Coal Gasifi cation Repowering Project
Performance Summary. Clean Coal Technology
Demonstration Technology. DOE/FE-0448. 2002. 16 p.
22. Tampa Electric Integrated Gasifi cation Combined Cycle.
Project Performance Summary. Clean Coal Technology
Demonstration Technology. DOE/FE-0469. 2004. 20 p.
23. Sommer A. The Edwardsport IGCC Project Overpaying
and Underperforming. Report of Sommer Energy, LLC.
2015. 12 p.
24. Xu R. Clean coal technology development in China.
Energy Policy. 2010, 38. P. 2123—2130.
25. People’s Republic of China: Tianjin Integrated
Gasifi cation Combined Cycle Power Plant Project
Summary Environmental Impact Assessment. Project
Number: 42117. Prepared by the Huaneng Greengen Co.
for the Asian Development Bank (ADB). 2008. 28 p.
26. Nunokawa M. Progress in NAKOSO 250 MW Air
Blown IGCC Demonstration Project. Proceedings of
International Conference on Power Engineering - 2013
(ICOPE-2013). 25 p.
27. Esposito R. The Kemper Project IGCC. Project Overview.
SECARB Stakeholders’ Briefi ng. 2017. 16 p.
28. ISAB Energy. Annual Report for the year ended 31
December 2013. 76 p. URL: https://www.erg.eu/
documents/10181/56470/ISAB+Energy+2013_x+Sito.
pdf (дата звернення: 03.07.2019).
29. Collodi G. Operation of ISAB Energy and Sarlux IGCC
Projects. Proceedings of 2000 Gasifi cation Technologies
Conference, San Francisco (California, USA), October
8-11, 2000. 8 p. URL: https://www.globalsyngas.org/
uploads/eventLibrary/Gtc00271.pdf (дата звернення:
25.06.2019).
30. Progress Report: Varnamo Biomass Gasifi cation Plant/К.
Stahl, M. Neergaard, J.Nieminen. Proceedings of 1999
Gasifi cation Technologies Conference, San Francisco
(California, USA), October 17−20, 1999. 16 p. URL:
https://www.globalsyngas.org/uploads/eventLibrary/
GTC99290.pdf (дата звернення: 10.07.2019).
31. Дудник А.H., Стрижак П.Е., Синха А.К., Сингх Бха-
ван, Трипольский А.И., Соколовская И.С., Фару-
ки С.А. Карбонизация твердых органических отходов
с использованием никелевого и железного катализа-
торов. Альтернативные источники сырья и топлива:
сб. науч. тр., Нац. акад. наук Беларуси, Ин-т химии
новых материалов; науч. ред. В.Е. Агабеков, К.Н. Гу-
сак, Ж.В. Игнатович. Минск: Беларуская навука, 2014.
Вып. 1. С. 211—225.
32. Cпосіб одержання водню: патент на корисну мо-
дель № 60806 від 25.06.2011, Україна / Є.Ю. Калі-
шин, А.І. Трипольський, Л.Ю. Долгіх, І.В. Дейне-
га, П.Є. Стрижак, О.М. Дудник, І.С. Соколовська.
2011. 10 с.
33. Каталізатор конверсії монооксиду вуглецю: патент
на корисну модель № 60805 від 25.06.2011, Украї-
на / І.Б. Бичко, Є.Ю. Калішин, А.І. Трипольський,
Л.Ю. Долгіх, І.В. Дейнега, П.Є. Стрижак, О.М. Дуд-
ник, І.С. Соколовська. 2011. 10 с.
34. Паливний брикет для отримання водню: патент на
корисну модель №106501 від 25.04.2016, Україна
/ Є.Ю. Калішин, A.І. Трипольський, О.М. Дудник,
І.Б. Бичко, І.С. Соколовська, П.Є. Стрижак. 2016. 7 c.
35. Жовтянський В.А., Дудник О.М., Якимович М.В.
Одержання синтез-газу з бурого вугілля та мулу з ви-
користанням парового плазмотрона. Новини енерге-
тики. 2015. № 4. С. 26—28.
36. Zhovtyansky V., Dudnyk O., Petrov S., Verbovsky V.,
Rubets D., Yakymovych M. Plasma-steam intensifi cation
of the hydrogen yield in the process of wood air
gasifi cation. High Temperature Material Processes – An
International Quarterly of High-Technology Plasma
Processes, Connecticut (USA): Begell House Publishers.
2013. Vol. 17, No. 1. P. 25—35. https://doi.org/10.1615/
HighTempMatProc.2014012582
37. Singh H., Yadav R., Farooqui S.A., Dudnyk O.,
Sinha A.K. Nanoporous nickel oxide catalyst with uniform
Ni dispersion for enhanced hydrogen production from
organic waste. International Journal of Hydrogen Energy.
2019. Vol. 44. P. 19573—19584. https://doi.org/10.1016/j.
ijhydene.2019.05.203
Надійшла до редколегії: 18.07.2019
|
| id | systemreorg-article-725 |
| institution | System Research in Energy |
| keywords_txt_mv | keywords |
| language | Ukrainian |
| last_indexed | 2026-07-19T01:20:48Z |
| publishDate | 2019 |
| publisher | General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine |
| record_format | ojs |
| resource_txt_mv | systemreorg/a3/9e39a6e397fee7b1ac81ded2289e7ea3.pdf |
| spelling | systemreorg-article-7252026-07-18T12:57:45Z Application of the technologies of combined-cycle power plants with the integrated gasification of solid and liquid fuel in the global energy industry and prospects for their introduction in Ukraine Застосування технологій парогазових енергетичних установок з внутрішньоцикловою газифікацією твердого та рідинного видів палива у світовій енергетиці та перспективи їх впровадження в Україні Dudnyk О.М. Dunaevskaya N.I. Sokolovska I.S. thermal power plant, combined-cycle plant, integrated gasification, coal, solid fuel, biomass. теплова електрична станція, парогазова установка, внутрішньоциклова газифікація, вугілля, тверде паливо, біомаса The main parameters of combined-cycle power plants with the integrated gasification of coal (CCPP with IGC) and other solid as well as liquid fuels are considered, and the world experience in application of gasification technologies for combined-cycle power plants in various countries of the world is analyzed. The basic characteristics of CCPP with IGC with and without CO2 capture and storage are shown. At the CCPP with IGC, in addition to electricity production with high efficiency, a series of valuable chemical products (sulfuric acid, hydrogen, ammonia, sulfur, gypsum, etc.) is obtained, which significantly increases the efficiency of these power plants.The prospects for introduction of CCPP with IGC in Ukraine are determined. For gasification in Ukraine, it is possible to use bituminous coal from the Lviv-Volyn deposit, brown coal from the Zhytomyr, Kirovohrad and other regions of Ukraine, as well as petroleum coke, a by-product of the fabrication of liquid substances at the refineries of Ukraine. The choice of an efficient gasification technology depends on the properties of selected solid or liquid fuels. The possibility of using the primary infrastructure of Ukrainian refineries, which are currently stopped, for the construction of CCPP with applying CO2 to increase the extraction of oil and gas from impoverished wells in the west of Ukraine is shown. Наведено основні показники парогазових енергетичних установок з внутрішньоцикловою газифікацією вугілля  (ПГУ з ВГВ) та іншого твердого, а також рідинного палива та проаналізовано світовий досвід впровадження технологій газифікації для ПГУ в різних країнах світу. Показано основні характеристики ПГУ з ВГВ з та без уловлювання та збереження СО2. На ПГУ з ВГВ за високого електричного ККД крім електроенергії додатково одержуються цінні хімічні продукти (сірчана кислота, водень, аміак, сірка, гіпс та ін.), що значно підвищує економічність цих енергоустановок.Визначено перспективи впровадження ПГУ з ВГВ в Україні. В Україні для газифікації можна використати кам’яне вугілля Львівсько-Волинського вугільного родовища, буре вугілля Житомирської, Кіровоградської та інших областей України, а також нафтовий кокс ? побічний продукт виробництва рідинних продуктів на нафтопереробних заводах (НПЗ) України. Вибір ефективної технології газифікації залежить від властивостей обраних твердого чи рідинного видів палива. Показано можливість використання первинної інфраструктури українських НПЗ, які наразі зупинені, для побудови ПГУ з ВГВ з використанням СО2 для збільшення видобування нафтогазової сировини зі збіднілих свердловин на заході України. General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine 2019-09-27 Article Article application/pdf https://systemre.org/index.php/journal/article/view/725 10.15407/pge2019.03.037 System Research in Energy; No. 3 (58) (2019): The Problems of General Energy; 37-44 Системні дослідження в енергетиці; № 3 (58) (2019): Проблеми загальної енергетики; 37-44 2786-7102 2786-7633 uk https://systemre.org/index.php/journal/article/view/725/625 Copyright (c) 2019 Dudnyk О.М., Dunaevskaya N.I., Sokolovska I.S. https://creativecommons.org/publicdomain/zero/1.0 |
| spellingShingle | thermal power plant combined-cycle plant integrated gasification coal solid fuel biomass. Dudnyk О.М. Dunaevskaya N.I. Sokolovska I.S. Application of the technologies of combined-cycle power plants with the integrated gasification of solid and liquid fuel in the global energy industry and prospects for their introduction in Ukraine |
| title | Application of the technologies of combined-cycle power plants with the integrated gasification of solid and liquid fuel in the global energy industry and prospects for their introduction in Ukraine |
| title_alt | Застосування технологій парогазових енергетичних установок з внутрішньоцикловою газифікацією твердого та рідинного видів палива у світовій енергетиці та перспективи їх впровадження в Україні |
| title_full | Application of the technologies of combined-cycle power plants with the integrated gasification of solid and liquid fuel in the global energy industry and prospects for their introduction in Ukraine |
| title_fullStr | Application of the technologies of combined-cycle power plants with the integrated gasification of solid and liquid fuel in the global energy industry and prospects for their introduction in Ukraine |
| title_full_unstemmed | Application of the technologies of combined-cycle power plants with the integrated gasification of solid and liquid fuel in the global energy industry and prospects for their introduction in Ukraine |
| title_short | Application of the technologies of combined-cycle power plants with the integrated gasification of solid and liquid fuel in the global energy industry and prospects for their introduction in Ukraine |
| title_sort | application of the technologies of combined-cycle power plants with the integrated gasification of solid and liquid fuel in the global energy industry and prospects for their introduction in ukraine |
| topic | thermal power plant combined-cycle plant integrated gasification coal solid fuel biomass. |
| topic_facet | thermal power plant combined-cycle plant integrated gasification coal solid fuel biomass. теплова електрична станція парогазова установка внутрішньоциклова газифікація вугілля тверде паливо біомаса |
| url | https://systemre.org/index.php/journal/article/view/725 |
| work_keys_str_mv | AT dudnykom applicationofthetechnologiesofcombinedcyclepowerplantswiththeintegratedgasificationofsolidandliquidfuelintheglobalenergyindustryandprospectsfortheirintroductioninukraine AT dunaevskayani applicationofthetechnologiesofcombinedcyclepowerplantswiththeintegratedgasificationofsolidandliquidfuelintheglobalenergyindustryandprospectsfortheirintroductioninukraine AT sokolovskais applicationofthetechnologiesofcombinedcyclepowerplantswiththeintegratedgasificationofsolidandliquidfuelintheglobalenergyindustryandprospectsfortheirintroductioninukraine AT dudnykom zastosuvannâtehnologíjparogazovihenergetičnihustanovokzvnutríšnʹociklovoûgazifíkacíêûtverdogotarídinnogovidívpalivausvítovíjenergeticítaperspektiviíhvprovadžennâvukraíní AT dunaevskayani zastosuvannâtehnologíjparogazovihenergetičnihustanovokzvnutríšnʹociklovoûgazifíkacíêûtverdogotarídinnogovidívpalivausvítovíjenergeticítaperspektiviíhvprovadžennâvukraíní AT sokolovskais zastosuvannâtehnologíjparogazovihenergetičnihustanovokzvnutríšnʹociklovoûgazifíkacíêûtverdogotarídinnogovidívpalivausvítovíjenergeticítaperspektiviíhvprovadžennâvukraíní |