INCREASING THE EFFICIENCY AND ECONOMY OF A COGENERATION POWER PLANT WITH AN AIR TURBINE
The use of renewable fuel and energy resources as fuel makes it possible to reduce the cost of a unit of electrical and thermal energy, reduce the load on the main energy system of the state, and improve the overall environmental impact on the environment. When using a pyrolysis pre-furnace, it is p...
Збережено в:
| Дата: | 2023 |
|---|---|
| Автори: | , , , , , , |
| Формат: | Стаття |
| Мова: | Українська |
| Опубліковано: |
General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine
2023
|
| Теми: | |
| Онлайн доступ: | https://systemre.org/index.php/journal/article/view/811 |
| 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_ | 1871104322935193600 |
|---|---|
| author | Rusanov, Andrii Kostikov, Andrii Fedoreiko, Valerii Kardaś, Dariusz Tarasova, Viсtoria Ganzha, Mykola Kuznetsov, Mikhail |
| author_facet | Rusanov, Andrii Kostikov, Andrii Fedoreiko, Valerii Kardaś, Dariusz Tarasova, Viсtoria Ganzha, Mykola Kuznetsov, Mikhail |
| author_institution_txt_mv | [
{
"author": "Andrii Rusanov",
"institution": null
},
{
"author": "Andrii Kostikov",
"institution": null
},
{
"author": "Valerii Fedoreiko",
"institution": null
},
{
"author": "Dariusz Kardaś",
"institution": null
},
{
"author": "Viсtoria Tarasova",
"institution": null
},
{
"author": "Mykola Ganzha",
"institution": null
},
{
"author": "Mikhail Kuznetsov",
"institution": null
}
] |
| author_sort | Rusanov, Andrii |
| baseUrl_str | https://systemre.org/index.php/journal/oai |
| collection | OJS |
| datestamp_date | 2026-07-18T12:57:47Z |
| description | The use of renewable fuel and energy resources as fuel makes it possible to reduce the cost of a unit of electrical and thermal energy, reduce the load on the main energy system of the state, and improve the overall environmental impact on the environment. When using a pyrolysis pre-furnace, it is possible to use as a primary fuel: waste wood, pellets, sunflower husks, buckwheat, etc., and the use of an air turbine avoids contamination of its working surface. The aim of the work is to increase the efficiency and economy of a cogeneration power plant with an air turbine, which includes the following main elements: a fuel bunker, a pyrolysis pre-furnace, a combustion chamber-mixer, an air heater, a compressor, an air turbine, electric generator, water heater, smoke exhauster and chimney. To achieve this aim, three options for the scheme of a cogeneration plant with an air turbine with an electric power of 300 kW and with and without different connection variants of a water heater are considered and analyzed in terms of energy and economic indicators. A thermodynamic analysis of the circuit solutions of a cogeneration plant and their comparison in terms of capital costs for the creation of the plant showed that with almost the same cost for the main elements, compared with the circuit where the water is heated by air after the turbine and with the circuit where there is no water heater, the circuit of a cogeneration plant with water heating by flue gas has the highest overall efficiency. This scheme was chosen as rational. As a result of replacing the source fuel with the heat of the air turbine exhaust, the overall efficiency of the cogeneration plant according to this scheme is 73.9 %, and the electrical efficiency is 36.2 %, which corresponds to the level of a gas turbine plant according to the Brayton cycle with regeneration of the working fluid heat, at a moderate value of the degree of air compression in the compressor πk=3. The latter causes the low specific capital cost of the main equipment of the cogeneration plant – 134.6 USD/kW (excluding inflation). |
| doi_str_mv | 10.15407/srenergy2023.04.004 |
| first_indexed | 2026-03-24T02:03:08Z |
| format | Article |
| fulltext |
Системні дослідження в енергетиці. 2023. 4(75) 4
ТЕХНОЛОГІЇ ЕНЕРГЕТИКИ,
ЕНЕРГЕТИЧНІ СИСТЕМИ І КОМПЛЕКСИ
_____________________________________________________________________________
ISSN 2786-7102 (Online), ISSN 2786-7633 (Print)
https://doi.org/10.15407/srenergy2023.04.004
УДК 536.7
Андрій Русанов1, д-р техн. наук, професор, https://orcid.org/0000-0003-1345-7010
Андрій Костіков1*, д-р техн. наук, професор, https://orcid.org/0000-0001-6076-1942
Валерій Федорейко2, д-р техн. наук, професор, https://orcid.org/0000-0001-5822-3002
Даріуш Кардашь3, д-р техн. наук, професор, https://orcid.org/0000-0001-6995-1857
Вікторія Тарасова1, д-р техн. наук, ст. досл., https://orcid.org/0000-0003-3252-7619
Микола Ганжа1, https://orcid.org/0000-0003-3625-6131
Михайло Кузнецов1, канд. техн. наук, https://orcid.org/0000-0002-5180-8830
1Інститут проблем машинобудування ім. А.М. Підгорного НАН України,
вул. Пожарського, 2/10, м. Харків, 61046, Україна;
2Тернопільський Національний педагогічний університет ім. В. Гнатюка,
вул. Кривоноса, 2, м. Тернопіль, 46000, Україна;
3Інститут проточних машин ім. Р. Шевальского Польської академії наук, вул. Фішера,
14, м. Гданськ, 80-231, Польща
*Автор-кореспондент: kostikov@ipmach.kharkov.ua
_______________________________________________________________________________________
ПІДВИЩЕННЯ ЕНЕРГОЕФЕКТИВНОСТІ ТА ЕКОНОМІЧНОСТІ
КОГЕНЕРАЦІЙНОЇ ЕНЕРГОУСТАНОВКИ З ПОВІТРЯНОЮ
ТУРБІНОЮ
Анотація. Використання як палива відновлюваних паливно-енергетичних ресурсів (ПЕР) дозволяє
зменшити вартість одиниці виробленої електричної та теплової енергії, зменшити навантаження
на основну енергосистему держави, покращити в цілому екологічний вплив на довкілля. Завдяки
використанню піролізного передтопку, як первинне паливо можна використовувати: відходи
деревини, пелети, шелуху соняшника, гречки тощо, а застосування повітряної турбіни дозволяє
уникнути забруднення її робочої поверхні. Метою роботи є підвищення енергоефективності та
економічності когенераційної енергоустановки з повітряною турбіною, яка включає наступні
основні елементи: бункер палива, піролізний передтопок, топкову камеру-змішувач, нагрівач
повітря, компресор, повітряну турбіну, електрогенератор, водонагрівач, димовсмоктувач та
димову трубу. Для досягнення означеної мети розглянуто та проаналізовано за енергетичними та
економічними показниками три варіанти схеми когенераційної установки з повітряною турбіною
електричною потужністю 300 кВт та з різним підключенням водонагрівача та без нього.
Термодинамічний аналіз схемних рішень когенераційної установки та порівняння їх за
капітальними витратами на створення установки показав, що за практично однакової вартості
основних елементів, в порівнянні зі схемою, де вода нагрівається повітрям після турбіни, та
схемою, де водонагрівач відсутній, схема когенераційної установки з нагрівом води топковим газом
має найбільший повний коефіцієнт ефективності. Цю схему обрано як раціональну. Внаслідок
заміщення вихідного палива теплотою вихлопу повітряної турбіни повний коефіцієнт
ефективності когенераційної установки за цією схемою становить 73,9 %, а електричний ККД –
36,2 %, що відповідає рівню газотурбінної установки за циклом Брайтона з регенерацією теплоти
робочого тіла, за помірного значення ступеня стиснення повітря в компресорі πk = 3. Останнє
зумовлює невисоку питому капітальну вартість основного обладнання когенераційної установки –
134,6 $/кВт (без урахування рівня інфляції).
Ключові слова: піролізний передтопок, повітряна турбіна, термодинамічний аналіз, капітальні
витрати, повний коефіцієнт ефективності, електричний ККД.
https://orcid.org/0000-0003-1345-7010
https://orcid.org/0000-0001-6076-1942
https://orcid.org/0000-0001-5822-3002
https://orcid.org/0000-0001-6995-1857
https://orcid.org/0000-0003-3252-7619
https://orcid.org/0000-0003-3625-6131
https://orcid.org/0000-0002-5180-8830
file:///C:/Users/vikto/Downloads/kostikov@ipmach.kharkov.ua
Системні дослідження в енергетиці. 2023. 4(75) 5
1. Вступ
Одним з прогресивних рішень енергетичних проблем, що наразі гостро постають в Україні, є
будівництво малих теплоелектростанцій (міні-ТЕЦ) з когенераційними установками – економічно
ефективними та екологічно безпечними. Міні-ТЕЦ з глибоким діапазоном регулювання від 0 % до
100 % електричного навантаження є особливо актуальними для споживачів з циклічними,
нерівномірними навантаженнями протягом доби. У країнах Європи урядами всіляко заохочується
будівництво енергоцентрів на базі міні-ТЕЦ і приєднання їх до розподільних мереж. Враховуючи це, в
Україні у 2005 році був прийнятий Закон України [1] про комбіноване виробництво теплової та
електричної енергії (когенерацію) та використання скидного енергопотенціалу. Таке виробництво з
використанням єдиного первинного джерела енергії дозволяє підвищити повний коефіцієнт
ефективності з 30–40 %, як у ТЕС великої потужності, до 85–90 %.
Крім того, надмірна централізація джерел теплової та електричної енергії призводить до значних
втрат при її транспортуванні до споживачів. Так, по даним Міністерства енергетики, норматив втрат
електроенергії на її передачу і поставку складає біля 12,8 %. Рівень втрат теплової енергії в теплових
мережах не повинен перевищувати нормативного значення 13 %. Однак за рахунок зношення теплової
ізоляції в окремих випадках вони можуть досягати 30–50 %.
У зв’язку з цим використання розміщених біля споживачів децентралізованих джерел енергії
малої потужності, що працюють за способом комбінованого виробництва, є актуальним, особливо у
воєнний час. Це дозволить використовувати місцеві відновлювані паливно-енергетичні ресурси
(деревина, відходи сільгоспвиробництва, біогази звалищ, торф, горючі сланці, солома, відходи
деревообробних підприємств) та не залежати від традиційних паливних ресурсів.
Незважаючи на те, що сьогодні на ринку представлено досить великий спектр
енергогенеруючого обладнання, в той же час має місце обмежений вибір так званих малих
когенераційних установок (потужністю 20–300 кВт), що працюють на різних видах палива з високим
електричним і сумарним ККД. Створення таких установок відповідає світовим тенденціям розвитку
«розподіленої енергетики» і положенням нової Енергетичної стратегії України на період до 2035 року,
де передбачено значне підвищення використання відновлюваних паливних ресурсів.
Зараз багато світових компаній виробляють малі когенераційні установки потужністю від
декількох сотень кВт і нижче. З кінця 90-х років почалося серійне виробництво мікро-ГТУ такими
фірмами як: Capstone Turbine Corporation (CPST), Toyota Turbine And Systems Inc., Calnetix
Technologies, Bowman Power Group, Wilson Turbo Power Inc., Turbec R & DAB, Nissan Motors Co., UTC
Power та ін. [2]. Виробники пропонують свої оригінальні варіанти технічних рішень для стаціонарних
і мобільних когенераційних установок. Аналіз мікро-ГТУ, що серійно випускаються, показав, що вони
відрізняються за конструкцією, режимними характеристикам, потужністю та видами
використовуваного палива. Найбільші успіхи в плані енергоефективності досягнуті для установок на
базі двигунів внутрішнього згоряння [3]. Електричний ККД цих установок може досягати 40–45 %.
Однак вони вимагають використання дорогого рідкого або газоподібного палива. До числа недоліків
таких систем можна віднести неуніверсальність за видом палива, тобто неможливість одночасного
використання різних палив. Для установок, які розроблено на базі газотурбінного устаткування,
електричний ККД є трохи нижчим (35–37 %), але вони також вимагають використання дорогого
природного газу. Створювані малі когенераційні установки, що працюють на різних видах біопалива,
по своїй енергоефективності знаходяться ще на значно нижчому рівні. Для біогазових установок на
основі газотурбінного устаткування ККД становить 21–27 % [3].
В цілому можна констатувати, що наразі існує гостра потреба в малих когенераційних
установках, що працюють на різних видах палива, в тому числі відновлюваних (деревина, листя,
відходи деревного і сільськогосподарського виробництва, тверді побутові відходи тощо, які при цьому
б мали досить високий ККД установки [4, 5]. Практична значимість створення таких систем для
України безперечна. У напруженій економічній ситуації і ситуації військового конфлікту малі
когенераційні установки здатні забезпечити теплом і електричною енергією військові підрозділи,
Системні дослідження в енергетиці. 2023. 4(75) 6
розквартировані на прилеглій до зони конфлікту території. Потенційними споживачами виробленої
енергії є підприємства у віддалених від ТЕЦ і ТЕС населених пунктах, куди підвести тепло та
електромережі від великих енергооб’єктів важко, а транспортні витрати з доставки палива дуже великі.
2. Аналіз схем когенераційних установок, що представлено в літературних джерелах
Використання як палива відновлюваних паливно-енергетичних ресурсів (ПЕР) дозволяє
зменшити вартість одиниці виробленої електричної та теплової енергії, зменшити навантаження на
основну енергосистему держави, покращити в цілому екологічний вплив на довкілля. Крім цього,
з’являється можливість скоротити площі, які займають звалища, відстійники великих господарств по
вирощуванню великої рогатої худоби, свиноферм та птахофабрик.
Серед наявних схем когенераційних установок можна виділити установки, які працюють на
відновлюваних джерелах енергії. До них можна віднести когенераційні установки на базі двигунів
внутрішнього згоряння, такі як газопоршневі дизельні двигуни і двигуни з іскровим запаленням різної
потужності, в яких як паливо використовуються біогази метантенків, очисних споруд, бродіння
відходів сільськогосподарських виробництв, гази звалищ твердих побутових відходів. Наразі такі
установки знаходять широке впровадження [6–8].
Основними проблемами отримання і використання біогазу є інтенсифікація виробництва,
очистка і кондиціювання для роботи в якості моторного палива.
В роботах [8, 9] розглянуті питання використання когенераційних установок на базі двигунів
внутрішнього згоряння в муніципальній енергетиці, де підкреслюється перспективність
твердопаливних і біогазових технологій.
На відміну від когенераційних установок на базі двигунів внутрішнього згоряння у
когенераційних установках на базі газових турбін 10 існують підвищені вимоги до якості палива.
Враховуючи те, що біогаз, а також газ піролізних теплогенераторів, має різні включення, що при
прямому використанні може призвести до відкладення на елементах робочої частини турбіни смол,
дьогтю, масел і твердих включень.
Тверді включення в складі робочого тіла призводять до зносу поверхонь лопаток, що може
викликати розбалансування роторів і, як наслідок, знижує ефективність і ресурс роботи установки.
Підготовка такого палива для прямого згоряння в камерах ГТУ (очищення, стабілізація складу,
сушка, компресія) є енергозатратною і не може гарантовано забезпечити стабільність показників
палива, особливо в перехідних режимах роботи установки. Враховуючи це, пряме використання як
робочого тіла продуктів згоряння газів з відновлюваних джерел є проблематичним.
В роботах [4], [11–13] розглянуті питання створення енергетичних комплексів, де як робоче тіло
використовується повітря. Так, в роботі [4] повітря після стискання в компресорі підігрівається в
рекуперативному теплообміннику і направляється в турбіну. Потенціал чистого гарячого повітря з
вихлопу турбіни використовується при згорянні палива, підігріві повітря після компресора і нагріві
води в теплоутилізаторі. Джерелами палива для такої установки можуть виступати деревні відходи,
біогаз, генераторний газ, отриманий в результаті піролізу і газифікації деревних і твердих побутових
відходів.
В останні роки в усьому світі енергетичне використання деревної біомаси і, зокрема, деревних
відходів, розглядається як бажана альтернатива традиційним видам палива. Це пов’язано з тим, що
деревні відходи є CO2-нейтральними, мають низький вміст сірки і належать до поновлюваних джерел
енергії. Все це призвело до того, що технології отримання енергії з деревних відходів в останні роки
розвиваються і удосконалюються. Основними технологіями при використанні даного виду палива є:
спалювання, газифікація та швидкий піроліз [14, 15].
Оцінки автора роботи [14] показали, що використання деревних відходів в теплогенераторі
піролізного типу в порівнянні з природним газом, який спалюється в теплогенераторах іншого типу,
дозволяє суттєво скоротити експлуатаційні витрати. Наразі широко впроваджуються парогенератори з
Системні дослідження в енергетиці. 2023. 4(75) 7
передтопками піролізного типу [16], але замало робіт, присвячених установкам щодо комбінованого
виробництва теплової та електричної енергії.
Таким чином, створення когенераційних установок з використанням технології швидкого
піролізу є актуальним питанням та перспективним напрямком дослідження.
3. Принцип роботи когенераційної енергоустановки з повітряною турбіною з
використанням технології швидкого піролізу
Для створення когенераційної енергоустановки з повітряною турбіною з використанням
технології швидкого піролізу було розглянуто різні схемні рішення комбінації основних її елементів.
Варіанти блок-схем когенераційної установки наведені на рис. 1–3. Установка працює за циклом,
подібним до регенеративного циклу Брайтона, що дозволяє підвищити її ефективність у порівнянні з
простим циклом без регенерації теплоти робочого тіла [17].
Схемні рішення 1–3 (рис. 1–3) установки з повітряною турбіною 6 відрізняються тільки
підключенням водонагрівача 8 (рис. 2) або його відсутністю (рис. 3). Крім того, у варіантах 1 та 2
когенераційної установки виробляється електрична та теплова енергія, а в енергетичній установці
(варіант 3) – тільки електрична енергія.
1 – бункер палива (V=5 м3); 2 – піролізний передтопок (4,7×2,3×2,6 м); 3 – топкова камера-змішувач
(3,0×2,3×3,5 м); 4 – нагрівач повітря (3,0×2,3×3,5 м, F=500 м2); 5 – компресор (К); 6 – повітряна турбіна;
7 – електрогенератор; 8 – конвективний водонагрівач (2,0×2,3×3,5 м); 9 – димовсмоктувач; 10 – димова труба
(Н=30 м, d=0,6 м)
Рисунок 1. Блок-схема когенераційної установки (варіант схеми 1)
Рисунок 2. Блок-схема когенераційної установки (варіант схеми 2)
Системні дослідження в енергетиці. 2023. 4(75) 8
Рисунок 3. Блок-схема енергетичної установки (варіант схеми 3)
Призначення елементів 1–3 установки – нагрів робочого тіла (повітря) в схемі газотурбінного
двигуна із зовнішнім підводом теплової енергії.
Для отримання горючих газів, що будуть використані для підігріву повітря, яке направляється в
газову турбіну, можуть використовувати піролізні газогенератори 2 різного типу. В Україні широко
досліджуються установки піролізного типу для отримання горючого газу, який використовується для
нагріву теплоносія в системах опалення [4], [14]. На рис. 4 наведено технологічну схему автономного
передтопоку піролізного типу, що випускається Монастирищенським машинобудівним заводом [16].
Як первинне паливо, яке подається з бункера-накопичувача 1 в камеру піролізу, може
використовуватись тверде паливо: відходи деревини, пелети, шелуха соняшника, гречки і т.п. Згідно з
технічною характеристикою теплова потужність на виході з теплогенератора складає 0,7–1,8 МВт 16.
1 – камера згоряння; 2 – бункер; 3 – моторедуктор і шнек; 4 – вентилятор;
5 – шнек; 6 – моторедуктор; 7 – камера допалювання СО газів
Рисунок 4. Технологічна схема передтопка 13
Залежно від типу і якості твердого палива, температура згоряння генераторного газу на виході t1
може сягати 1200–1600 °С, що при низьких коефіцієнтах тепловіддачі газоподібних теплоносіїв може
призвести в наших умовах до перевищення допустимих температур металевих жаростійких поверхонь
теплообміну і виходу їх із ладу. У зв’язку з цим в схему включена топкова камера-змішувач 3, де
продукти горіння газу змішуються з частиною гарячого чистого повітря після вихлопу турбіни,
знижуючись до необхідного рівня, тобто безпечного для подачі його в теплообмінник 4. Крім цього,
маючи велику теплову інерцію, камера вирівнює можливі коливання потужності теплогенератора
(паливо може мати несталий склад і витрату), що забезпечує стабільність роботи теплообмінника і
турбіни. Теплообмінник 4 призначений для нагріву стисненого чистого повітря після компресора до
рівня близько 600–800 °С на вході в турбіну.
Системні дослідження в енергетиці. 2023. 4(75) 9
Теплообмінник 4 є основним елементом когенераційнної системи. Підігрів повітря в
теплообміннику відбувається через поверхні теплообміну, які можуть бути виконані у вигляді
оребрених труб, каналів різної форми і геометрії з інтенсифікацією тепловіддачі.
Конструктивно теплообмінник компонується з декількох секцій з можливістю глибокого
використання потенціалу продуктів згоряння і подачі в тракт підігріву надлишку гарячого повітря (що
не використовується в камері змішування) після виходу з турбіни.
Для використання теплоти відхідних газів за підігрівачем повітря встановлено водонагрівач 8,
що дає можливість отримати гарячу воду для різних господарчих потреб. Продукти згоряння на виході
з водонагрівача з температурою біля 120 °С за допомогою димовсмоктувача 9 прямують в димову
трубу 10.
З метою зниження шкідливих викидів в атмосферу необхідно встановити на виході фільтр.
Зменшення витрат електричної енергії на власні потреби можливо досягти за рахунок підсилення
природної тяги в тракти виходу димових газів, що дозволить відмовитись від установки
димовсмоктувача.
4. Термодинамічний аналіз схемних рішень когенераційної установки з повітряною
турбіною та порівняння їх за капітальними витратами на створення установки
У роботі [17] було проведено детальний термодинамічний аналіз ідеального та дійсного
регенеративних циклів з визначенням оптимальних енергетичних параметрів когенераційної
регенеративної установки з повітряною турбіною. При проєктуванні установки необхідно враховувати
не тільки енергетичні [18], а й економічні показники, тобто капітальні витрати на створення установки
[19].
Розглянемо термодинамічну модель когенераційної установки у трьох варіантах схем (рис. 1–3),
яка є складовою загальної термоекономічної моделі та необхідна для визначення параметрів робочої
речовини в основних вузлах схеми. Для проведення аналізу капітальної вартості основних елементів
когенераційної установки наведені залежності знаходяться за рекомендаціями роботи [19] (без
врахування інфляції). Нижче великою літерою Т буде позначено температуру в К, а маленькою t –
температуру в °С.
1. Компресор 5 (див. рис. 1–3).
Температура повітря після стиснення у компресорі дорівнює
Т 2
п = Т 1
п {1 +
1
𝜂к
[(𝜋𝑘)
𝑘−1
𝑘 − 1]},
де 𝜂к – адіабатний ККД компресора; πk – ступінь стиснення повітря в компресорі; k – показник адіабати.
Тиск та температура повітря на вході у компресор дорівнюють
Р 1
п = 𝑃0; Т 1
п = 𝑇0,
де Т0, Р0 – температура та тиск навколишнього середовища (Т0 = 298,15 К; P0 = 1,013 бар).
Потужність приводу компресора визначається як
𝑊к = 𝑚п𝑐𝑝п(Т 2
п − Т 1
п)
1
𝜂пк
,
де 𝑚п𝑐𝑝п – масова витрата повітря у компресорі; 𝑐𝑝п – питома ізобарна теплоємність повітря, при цьому
враховується, що вона залежить від температури повітря; 𝜂пк – механічний ККД приводу компресора.
Капітальна вартість компресора у доларах дорівнює
kk
m
Z
ln
95,0
7,44
к
п
к
.
2. Нагрівач повітря 4 (див. рис. 1–3).
Функціональним призначенням повітряного підігрівача є підвищення температури повітря перед
повітряною турбіною. Рівняння теплового балансу для повітряного підігрівача записується як
𝑚п𝑐𝑝п(Т 3
п − Т 2
п) = 𝑚г𝑐𝑝г(𝑇2 − 𝑇3), (1)
де mг – масова витрата топкових газів; срг – питома теплоємність топкового газу.
Системні дослідження в енергетиці. 2023. 4(75) 10
Тиск повітря на виході з підігрівача (на вході у камеру згоряння) знаходиться як
Р 3
п = Р 2
п(1 − Δ𝑃нп
п ),
де Δ𝑃нп
п – узагальнений коефіцієнт втрат тиску потоку повітря та топкових газів у підігрівачеві,
відповідно (Δ𝑃нп
п = 0,05).
Теплотехнічний ККД нагрівача повітря –
ηНП =
𝑇2−𝑇3
𝑇2−Т 2
п.
Капітальна вартість повітряного підігрівача –
6,0
НП
32гг
НП
18
4122
Т
TTmс
Z
p
,
де
НПТ – середньологарифмічна різниця температури.
3. Повітряна турбіна 6 (див. рис. 1–3).
Температура робочої речовини (повітря) на виході з газової турбіни дорівнює
Т 4
п = Т 3
п {1 − ηТурб [1 − (
Р 3
П
Р 4
П)
1−𝑘
𝑘
]},
де ηТурб – адіабатний ККД турбіни.
Потужність турбіни визначається за рівнянням
WТурб = mвcpв(T 3
п − T 4
п)ηмт ,
де ηмт – механічний ККД турбіни.
Капітальна вартість повітряної турбіни –
.1
95,0
45,301 1570025,0
п
4
п
3
Турб
п
Турб
п
3
Т
е
P
Pm
Z
4. Передтопок 2, топкова камера-змішувач 3 (див. рис. 1–3).
Витрата топкового газу розраховується як
𝑚г = 𝑚п + 𝑚𝑓,
де 𝑚𝑓 – масова витрата палива для всієї системи.
Рівняння теплового балансу передтопку, топкової камери-змішувача –
𝑚пі 4
п + 𝑄т = 𝑚г𝑖2,
де і – ентальпія робочої речовини.
Теплопродуктивність визначається за формулою
𝑄т = 𝑚𝑓𝑄𝐿ηт,
де LQ – нижча теплота згоряння палива. У розрахунках прийнято QL = 12 МДж/кг, згідно з даними
роботи [20], де нижча теплота згоряння піролізного газу складає від 11 до 17 МДж/кг в залежності від
низькокалорійного палива; ηт – ККД передтопку.
Капітальна вартість передтопку та топкової камери-змішувача –
𝑍т =
46,08 ⋅ 𝑚г
(0,995 − ηт)
⋅ (е(0,18Т2−26,4)).
5. Водонагрівач конвективний 8 (див. рис. 1, 2).
Водонагрівач є важливим елементом когенераційної семи, що виробляє другий продукт
установки та використовує теплоту від надлишкового потоку гарячого повітря для нагріву води, яка
йде на гаряче водопостачання.
Рівняння теплового балансу теплообмінника для схеми 1 записується у наступному вигляді:
𝑚п𝑐𝑝п(𝑇3 − 𝑇4) = 𝑚вод𝑐𝑝вод(𝑡 вих
вод − 𝑡 вх
вод),
де 𝑚вод – масова витрата води у теплообміннику; 𝑐𝑝вод
– питома теплоємність води.
Теплотехнічний ККД водонагрівача у схемі 1 (див. рис. 1) визначається як
ηВн =
𝑡 вих
вод
−𝑡 вх
вод
𝑡3
−𝑡 вх
вод .
Системні дослідження в енергетиці. 2023. 4(75) 11
Рівняння теплового балансу теплообмінника для схеми 2 записується як
𝑚п1𝑐𝑝п(T 4
п − T 5
п) = 𝑚вод𝑐𝑝вод(𝑡 вих
вод − 𝑡 вх
вод),
де 𝑚п1 – масова витрата повітря, яка відбирається після турбіни.
При цьому у варіанті 2 𝑚п розраховується таким чином, щоб
t3 = (𝑡 2
П+t), (2)
де t = 20 °C, а температура повітря 𝑡 2
П приймається на 5 °C вищою за значенням, ніж 𝑡 вх
вод
.
Теплотехнічний ККД водонагрівача визначається як
ηВн =
𝑡 вих
вод
−𝑡 вх
вод
𝑡4
п−𝑡 вх
води .
Вартість водонагрівача дорівнює
0,639
Вн
Вн 231
0,0929
F
Z
,
де FВн – теплообмінна поверхня водонагрівача.
6. Електрогенератор 7 (див. рис. 1–3).
Корисна вихідна потужність турбіни визначається
𝑊𝑛𝑒𝑡 = (𝑊Турб − 𝑊к)𝜂ег,
де 𝜂ег – ККД електрогенератора.
Вартість електрогенератора визначається як
95,0
ег
60
net
WZ .
Повний коефіцієнт ефективності когенераційної установки з урахуванням двох продуктів
(електроенергія та теплова енергія) визначається як
Кког =
𝑊𝑛𝑒𝑡+𝑄теп
𝑄т
,
де 𝑄теп – теплова енергія, яка знаходиться за залежністю
𝑄теп = 𝑚вод𝑐𝑝вод(𝑡 вих
вод − 𝑡 вх
вод),
а електричний ККД установки –
ел
=
𝑊𝑛𝑒𝑡
𝑄т
.
При аналізі схемних рішень когенераційної установки з повітряною турбіною було обрано
фіксованими наступні параметри: потужність
net
W = 300 кВт; температура та тиск навколишнього
середовища t0 = 25 °С; P0 = 1,013 бар; температура на вході у турбіну t 3
п = 800 °C; температура газів
t2 = 850 °C; температура води на вході у водонагрівач 20 °С та на виході з нього 95 °С; температура
повітря на виході з водонагрівача у схемі 2 25 °С; адіабатний ККД компресора ηк = 0,87 та турбіни
ηТурб = 0,9; ККД передтопку ηт = 0,93; ККД електрогенератора ηег = 0,97.
Як варійований параметр було обрано ступінь стиснення компресора πk в діапазоні від 2 до 10.
Також варіювалася температура газів на вході у димовсмоктувач 9 в залежності від схеми. Так, для
схеми 1 ця температура дорівнювала 120 °С, для схеми 2 вона визначалась за рівнянням (2), а для схеми
3 t3 визначалась за рівнянням теплового балансу (1). Як визначальні фактори при виборі варіанта
параметрів установки було обрано електричний ККД і повний коефіцієнт ефективності когенераційної
установки та вартість капітальних витрат на її створення.
На рис. 5 показано залежність повного коефіцієнта ефективності когенераційної установки
(схеми 1 та 2) та електричного ККД (схеми 1–3) від ступеня стиснення компресора.
Системні дослідження в енергетиці. 2023. 4(75) 12
а б
1 – варіант 1 (див. рис. 1); 2 – варіант 2 (див. рис. 2); 3 – варіант 3 (див. рис. 3); 4 – варіант без регенерації
теплоти повітря, що виходить з повітряної турбіни (не показано на рисунках)
Рисунок 5. Залежність Кког (а) та ел варіантів 1–3 установки від πk
З рис. 5, а видно, що Кког у варіанті схеми 1 збільшується з ростом πk. Це відбувається через те,
що необхідно збільшувати витрату палива для утримання температури t 2
= 850 °C при зниженні
температури повітря після турбіни 𝑡4
п через збільшення πk (при πk = 2, 𝑡4
п
= 638 °С; πk = 10, 𝑡4
п
= 342 °С).
Кког у варіанті схеми 2 навпаки зменшується з ростом πk, так як 𝑄теп зменшується через зниження 𝑡4
п.
З рис. 5, б видно, що ηел варіанта схеми 2 когенераційної установки більше, ніж у варіантів 1, 3.
Це відбувається внаслідок меншої витрати повітря 𝑚п, що йде до топкової камери-змішувача 3, так як
частина повітря відбирається на нагрівач води 8, і тому на нагрів топкового газу витрачається менше
палива. Для порівняння на рис. 5, б також показано ел установки, яка працює за простим циклом
Брайтона [17]. Видно, що в цьому випадку при збільшенні πk до 10 значення ел зростає до 29 %.
На рис. 6 показано залежність сумарної вартості когенераційної установки від ступеня стиснення
компресора для трьох варіантів схеми, а також Кког та ηел когенераційної установки при зміненні πk.
а) б) в)
Рисунок 6. Залежність капітальної вартості елементів, Кког та ел варіантів 1 (а), 2 (б) та 3 (в) установки
від πk
На рис. 7 показано діаграму передачі теплоти у нагрівачі повітря 4 (НП 4) та водонагрівачі 8 (Вн
8) при πk = 2,5, коли спостерігається максимальне значення ηел для всіх варіантів.
З рис. 6 видно, що варіант схеми 1 когенераційної установки має найбільший повний коефіцієнт
ефективності Кког та найбільше значення другого продукту установки – теплоти Q (рис. 7) за практично
однакової вартості основних елементів.
а) б) в)
1 – топковий газ; 2 – повітря; 3 – вода, що нагрівається
Рисунок 7. Діаграма передачі теплоти у НП 4 та Вн 8 варіантів 1 (а), 2 (б) та 3 (в) при πk = 2,5
20
35
50
65
80
95
2 4 6 8 10
Кког, %
1
2
k
10
15
20
25
30
35
40
45
2 4 6 8 10
1, 3
2
k
ел, %
4
65
70
75
80
0
20000
40000
60000
80000
2 3 4 5 6 7 8 9 10
Zк; Zтурб; Zт; Zнп; Zвн; Zег; Кког
k
Кког,
%
Z,
$
0
20
40
60
80
0
20000
40000
60000
80000
2 3 4 5 6 7 8 9 10
Zк; Zтурб; Zт; Zнп; Zвн; Zег; Кког
k
Кког,
%
Z,
$
10
20
30
40
0
20000
40000
60000
80000
2 3 4 5 6 7 8 9 10
Zк; Zтурб; Zт; Zнп; Zег; hе
k
ел,
%
Z,
$
--ел
68
70
72
74
76
78
80
82
84
0
20000
40000
60000
80000
2 3 4 5 6 7 8 9 10
Zег; Zвн; Zнп; Zт; Zтурб; Zк; Кког
k
Кког,
%
Z,
$
0
200
400
600
800
1000
0 500 1000 1500 2000 2500
t, °C
Q, кВт
НП 4 Вн 8
1
2
3
0
200
400
600
800
1000
0 500 1000 1500 2000 2500
t, °C
Q, кВт
НП 4 Вн 8
1
2
2
3
0
200
400
600
800
1000
0 500 1000 1500 2000 2500
t, °C
Q, кВт
НП 4
1
2
Системні дослідження в енергетиці. 2023. 4(75) 13
Тому схема 1 може бути обрана як раціональна для подальшого аналізу її режимно-
конструктивних параметрів. По-перше, це остаточний вибір πk. Для цього проаналізовано на скільки
змінюється Кког та сумарна капітальна вартість когенераційної установки:
ΔКког =
Ккогj+Кког(j+1)
Ккогj
100 %; Δ𝑍ког =
𝑍когj+𝑍ког(j+1)
𝑍когj
100 %
при зміненні πk, де j – номер шага.
На рис. 8, а показано змінення Кког та сумарної капітальної вартості когенераційної установки
при збільшенні πk на 1, а на рис. 8, б – відносної капітальної вартості основних елементів
когенераційної установки zког за 1 кВт встановленої електричної потужності від πk.
а) б)
Рисунок 8. Змінення ΔКког та Δ𝑍ког (а) та zког (б) з ростом πk
З рис. 8, а можна бачити, що починаючи з πk = 6 вже не відбувається значного підвищення ΔКког,
зріст складає менше 2 % у порівнянні з πk = 5. Натомість зростання Δ𝑍ког при підвищенні значення πk з
5 до 6 складає більше 9 %. При зростанні значення πk з 2 до 3 спостерігається підвищення ΔКког = 8 %
та збільшення ΔZког = 4 %. При подальшому зростанні значення πk 3 до 4 вже відбувається зменшення
ΔКког = 4 % при подальшому підвищенні Δ𝑍ког = 7,5 %. Рис. 8, б також показує, що з ростом πk відносна
капітальна вартість основних елементів когенераційної установки суттєво підвищується з 129 $/кВт
при πk = 2 до 247 $/кВт при πk = 10, що не суперечить наведеним у роботі [2] даним.
5. Висновки
1. Розглянуто схемні рішення когенераційної установки електричною потужністю 300 кВт з
піролізним передтопком, як первинне паливо для якого може використовуватись тверде паливо:
відходи деревини, пелети, шелуха соняшника, гречки тощо, у трьох варіантах з водонагрівачем та без
нього. Встановлено, що схема 1 з нагрівом води топковим газом показує найбільший повний коефіцієнт
ефективності когенераційної установки в порівнянні зі схемою 2, де вода нагрівається повітрям після
турбіни, та схемою 3, де водонагрівач відсутній.
2. Термодинамічний аналіз схемних рішень когенераційної установки з повітряною турбіною та
порівняння їх за капітальними витратами на створення установки показав, що схема 1 когенераційної
установки має найбільший повний коефіцієнт ефективності Кког за практично однакової вартості
основних елементів. Тому вона може бути обрана як раціональна для подальшого аналізу її режимно-
конструктивних параметрів.
3. Раціональним значенням ступеня стиснення повітря в компресорі обрано πk = 3 для схеми 1,
при якому Кког = 73,9 %, електричний ККД ηел = 36,2 %, а відносна капітальна вартість основних
елементів когенераційної установки за 1 кВт встановленої електричної потужності дорівнює
134,6 $/кВт (без урахування рівня інфляції). Електрична потужність когенераційної установки складає
300 кВт, а теплова – 313 кВт.
0
2
4
6
8
10
2_3 3_4 4_5 5_6 6_7 7_8 8_9 9_10
Кког, %
Zког, % Кког
Zког
πkj_πk(j+1)
100
120
140
160
180
200
220
240
260
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11k
zког,
$/кВт
Системні дослідження в енергетиці. 2023. 4(75) 14
Посилання
1. Про комбіноване виробництво теплової та електричної енергії (когенерация) та використання скидного
енергопотенціалу: Закон України від 5.04.2005 № 2509-IV. Офіційний сайт Верховної Ради України. URL:
https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/2509-15#Text (дата звернення: 03.08.2023).
2. Халатов А.А., Карп И.Н., Куцан Ю.Г. Энергетическое газотурбостроение: перспективы использования в
энергетике Украины. Вісник НАН України. 2015. № 11. С. 52—58. https://doi.org/10.15407/visn2015.11.052
3. Мазуренко А.С., Денисова А.Е., Климчук А.А., Хиеу Н.М., Котов П.А. Эксергетические характеристики
биогазовых установок. Восточно-Европейский журнал передовых технологий. 2014. № 1/8(67). С. 7—12.
4. Братута Э.Г., Семеней А.Р. Оценка эффективности использования пиролизного теплогенератора в схемах
тепло- и электроснабжения. Энергосбережение. Энергетика. Энергоаудит. 2011. № 5. С. 23—28.
5. Сельницын А.С. Когенерационные газотурбинные установки на продуктах газификации твердых бытовых
отходов. Политехнический молодежный журнал. 2018. № 1(18). С. 1—12. http://doi.org/10.18698/2541-8009-
2018-1-240
6. Mărcuș G., Iordache V., Iordache F., Ilie A. Energy analysis of a CHP plant with internal combustion engines, for a
district heating system, based on the information from the annual database. E3S Web of Conferences. 2019. Vol. 85.
01012. https://doi.org/10.1051/e3sconf/20198501012
7. Андрєєв С.Ю., Маляренко В.А., Темнохуд І.О., Немировський І.А. Когенерація у муніципальній енергетиці.
Энергосбережение. Энергетика. Энергоаудит. 2015. № 2. С. 15—24.
8. Куріс Ю.В. Енергетичні аспекти біогазових технологій. Энергосбережение. Энергетика. Энергоаудит.
2013. № 3. С. 33—38.
9. Курис Ю.В., Губинский М.В. Способы и технологии переработки отходов биомассы. Энергосбережение.
Энергетика. Энергоаудит. 2009. № 5. С. 42—47.
10. Khaliq A., Choudhary K., Dincer I. Exergy analysis of a gas turbine trigeneration system using the Brayton
refrigeration cycle for inlet air cooling. Proceedings of the Institution of Mechanical Engineers, Part A: Journal of
Power and Energy. 2010. Vol. 224(4). P. 449—461. https://doi.org/10.1243/09576509JPE897
11. Carcasci C., Costanzi F., Pacifici B. Performance analysis in off-design condition of gas turbine air-bottoming
combined system. Energy Procedia. 2014. Vol. 45. P. 1037—1046. https://doi.org/10.1016/j.egypro.2014.01.109
12. Chmielniak T., Czaja D., Lepszy S., Stępczyńska-Drygas K. Thermodynamic and economic comparative analysis
of air and steam bottoming cycle. Energy. 2015. Vol. 92(2). P. 189—196.
https://doi.org/10.1016/j.energy.2015.04.019
13. Huang F.F., Wang L. Thermodynamic study of an indirect fired air turbine cogeneration system with reheat. Journal
of Engineering for Gas Turbines and Power. 1987. Vol. 109(1). P. 16—21. https://doi.org/10.1115/1.3240000
14. Семеней А.Р. Результаты испытаний и промышленного внедрения теплогенераторов пиролизного типа.
Энергосбережение. Энергетика. Энергоаудит. 2013. № 2. С. 7—12.
15. Datta A., Ganguly R., Sarkar L. Energy and exergy analyses of an externally fired gas turbine (EFGT) cycle
integrated with biomass gasifier for distributed power generation. Energy. 2010. Vol. 35(1). P. 341—350.
https://doi.org/10.1016/j.energy.2009.09.031
16. Передтопок піролізного типу для парових котлів. URL: https://mmzavod.com.ua/index.php/produktsiya-
2/vspomogatelnoe-oborudovanie-2/predtopok-na-alternativnom-toplive (дата звернення: 03.08.2023).
17. Rusanov A.V., Kostikov A.O., Shubenko O.L., Kharlampidi D.Kh., Tarasova V.O., Senetskyi O.V. Highly efficient
cogeneration power plant with deep regeneration based on air Brayton cycle. Journal of Mechanical Engineering.
2019. Vol. 22(4). Р. 12—23. https://doi.org/10.15407/pmach2019.04.012
18. Tarasova V., Kuznetsov M., Ganzha M., Litvinenko M. Optimization of the thermodynamic cycle of a combined-
cycle power plant. 2021 IEEE 2nd KhPI Week on Advanced Technology (KhPIWeek 2021). Kharkiv, Ukraine. 2021.
P. 208—212. https://doi.org/10.1109/KhPIWeek53812.2021.9570103
19. Kostikov A., Tarasova V., Kuznetsov M., Satayev M., Kharlampidi D. Thermoeconomical optimization of a
regenerative air turbine cogeneration system. Journal of Thermal Engineering. 2021. Vol. 7(7). P. 1719—1730.
https://doi.org/10.18186/thermal.1025958
20. Kryshtopa S., Kryshtopa L., Panchuk M., Šmigins R., Dolishnii B. Composition and energy value research of
pyrolise gases. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science (ISCSEES 2020). Ivano-Frankivsk,
Ukraine. 2021. Vol. 628. 012008. http://doi.org/10.1088/1755-1315/628/1/012008
https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/2509-15#Text
https://doi.org/10.15407/visn2015.11.052
http://doi.org/10.18698/2541-8009-2018-1-240
http://doi.org/10.18698/2541-8009-2018-1-240
https://doi.org/10.1051/e3sconf/20198501012
https://doi.org/10.1243/09576509JPE897
https://doi.org/10.1016/j.egypro.2014.01.109
https://doi.org/10.1016/j.energy.2015.04.019
https://doi.org/10.1115/1.3240000
https://doi.org/10.1016/j.energy.2009.09.031
https://mmzavod.com.ua/index.php/produktsiya-2/vspomogatelnoe-oborudovanie-2/predtopok-na-alternativnom-toplive
https://mmzavod.com.ua/index.php/produktsiya-2/vspomogatelnoe-oborudovanie-2/predtopok-na-alternativnom-toplive
https://doi.org/10.15407/pmach2019.04.012
https://www.scopus.com/authid/detail.uri?authorId=57192639520
https://doi.org/10.1109/KhPIWeek53812.2021.9570103
https://www.scopus.com/authid/detail.uri?authorId=56898793000
https://www.scopus.com/authid/detail.uri?authorId=57192639520
https://www.scopus.com/authid/detail.uri?authorId=56698378400
https://www.scopus.com/authid/detail.uri?authorId=57094129800
https://doi.org/10.18186/thermal.1025958
http://doi.org/10.1088/1755-1315/628/1/012008
Системні дослідження в енергетиці. 2023. 4(75) 15
INCREASING THE EFFICIENCY AND ECONOMY OF A
COGENERATION POWER PLANT WITH AN AIR TURBINE
Andrii Rusanov1, Dr. Sci. (Engin.), Professor, https://orcid.org/0000-0003-1345-7010
Andrii Kostikov1*, Dr. Sci. (Engin.), Professor, https://orcid.org/0000-0001-6076-1942
Valerii Fedoreiko2, Dr. Sci. (Engin.), Professor, https://orcid.org/0000-0001-5822-3002
Dariusz Kardaś3, Dr. Sci. (Engin.), Professor, https://orcid.org/0000-0001-6995-1857
Viсtoria Tarasova1, Dr. Sci. (Engin.), Senior Researcher, https://orcid.org/0000-0003-
3252-7619
Mykola Ganzha1, https://orcid.org/0000-0003-3625-6131
Mikhail Kuznetsov1, PhD (Engin.), https://orcid.org/0000-0002-5180-8830
1Anatolii Pidhornyi Institute of Mechanical Engineering Problems of NAS of Ukraine, 2/10,
Pozharskogo St., Kharkiv, 61046, Ukraine;
2Ternopil Volodymyr Hnatiuk National Pedagogical University, 2, Kryvonosa St., Ternopil,
46000, Ukraine;
3The Szewalski Institute of Fluid-Flow Machinery of Polish Academy of Sciences, 14,
Fiszera St., Gdansk, 80-231, Poland
*Corresponding author: kostikov@ipmach.kharkov.ua
Abstract. The use of renewable fuel and energy resources as fuel makes it possible to reduce the cost of a
unit of electrical and thermal energy, reduce the load on the main energy system of the state, and improve
the overall environmental impact on the environment. When using a pyrolysis pre-furnace, it is possible to
use as a primary fuel: waste wood, pellets, sunflower husks, buckwheat, etc., and the use of an air turbine
avoids contamination of its working surface. The aim of the work is to increase the efficiency and economy
of a cogeneration power plant with an air turbine, which includes the following main elements: a fuel
bunker, a pyrolysis pre-furnace, a combustion chamber-mixer, an air heater, a compressor, an air turbine,
electric generator, water heater, smoke exhauster and chimney. To achieve this aim, three options for the
scheme of a cogeneration plant with an air turbine with an electric power of 300 kW and with and without
different connection variants of a water heater are considered and analyzed in terms of energy and
economic indicators. A thermodynamic analysis of the circuit solutions of a cogeneration plant and their
comparison in terms of capital costs for the creation of the plant showed that with almost the same cost for
the main elements, compared with the circuit where the water is heated by air after the turbine and with
the circuit where there is no water heater, the circuit of a cogeneration plant with water heating by flue
gas has the highest overall efficiency. This scheme was chosen as rational. As a result of replacing the
source fuel with the heat of the air turbine exhaust, the overall efficiency of the cogeneration plant
according to this scheme is 73.9 %, and the electrical efficiency is 36.2 %, which corresponds to the level
of a gas turbine plant according to the Brayton cycle with regeneration of the working fluid heat, at a
moderate value of the degree of air compression in the compressor πk=3. The latter causes the low specific
capital cost of the main equipment of the cogeneration plant – 134.6 USD/kW (excluding inflation).
Keywords: pyrolysis pre-furnace, air turbine, thermodynamic analysis, capital costs, overall efficiency,
electrical efficiency.
References
1. About the combined production of thermal and electric energy (cogeneration) and the use of waste energy potential:
Law of Ukraine No. 2509-IV dated April 5, 2005. Official website of the Verkhovna Rada of Ukraine. URL:
https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/2509-15#Text (Last accessed: 03.08.2023) [in Ukrainian].
2. Khalatov, A.A., Karp, I.N., & Kutsan, Yu.G. (2015). The power gas turbines: prospects of application in power
engineering of Ukraine. Visnyk Natsyonalʹnoy akademyy nauk Ukrayiny, 11, 52–58 [in Russian].
https://doi.org/10.15407/visn2015.11.052
3. Mazurenko, A.S., Denisova, A.E., Klimchuk, A.A., Hieu, N.M., & Kotov, P.A. (2014). Exergy characteristics of
biogas plants. Eastern-European Journal of Enterprise Technologies, 1/8(67), 7–12 [in Russian].
4. Bratuta, E.G., & Semeney, A.R. (2011). Evaluation of the efficiency of using a pyrolysis heat generator in heat and
power supply schemes. Energosberezheniye. Energetika. Energoaudit, 5, 23–28 [in Russian].
5. Selnitsyn, A.S. (2018). Cogeneration gas turbine installations on products of gasification of municipal solid waste.
Politekhnicheskiy molodezhnyy zhurnal, 1(18), 1–12 [in Russian]. http://doi.org/10.18698/2541-8009-2018-1-240
6. Mărcuș, G., Iordache, V., Iordache, F., & Ilie, A. (2019). Energy analysis of a CHP plant with internal combustion
engines, for a district heating system, based on the information from the annual database. E3S Web of Conferences,
85, 01012. https://doi.org/10.1051/e3sconf/20198501012
https://orcid.org/0000-0003-1345-7010
https://orcid.org/0000-0001-6076-1942
https://orcid.org/0000-0001-5822-3002
https://orcid.org/0000-0001-6995-1857
https://orcid.org/0000-0003-3252-7619
https://orcid.org/0000-0003-3252-7619
https://orcid.org/0000-0003-3625-6131
https://orcid.org/0000-0002-5180-8830
mailto:kostikov@ipmach.kharkov.ua
https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/2509-15#Text
https://doi.org/10.15407/visn2015.11.052
http://doi.org/10.18698/2541-8009-2018-1-240
https://doi.org/10.1051/e3sconf/20198501012
Системні дослідження в енергетиці. 2023. 4(75) 16
7. Andryeyev, S.Yu., Malyarenko, V.A., Temnokhud, I.O., & Nemyrovskyy, I.A. (2015). Cogeneration in municipal
energetic. Energosberezheniye. Energetika. Energoaudit, 2, 15–24 [in Ukrainian].
8. Kuris, Yu.V. (2013). Energy aspects of biogas technology. Energosberezheniye. Energetika. Energoaudit, 3, 33–38
[in Ukrainian].
9. Kuris, Yu.V., & Gubinskiy, M.V. (2009). Methods and technologies for biomass waste processing.
Energosberezheniye. Energetika. Energoaudit, 5, 42–47 [in Russian].
10. Khaliq, A., Choudhary, K., & Dincer, I. (2010). Exergy analysis of a gas turbine trigeneration system using the
Brayton refrigeration cycle for inlet air cooling. Proceedings of the Institution of Mechanical Engineers, Part A:
Journal of Power and Energy, 224(4), 449–461. https://doi.org/10.1243/09576509JPE897
11. Carcasci, C., Costanzi, F., & Pacifici, B. (2014). Performance analysis in off-design condition of gas turbine air-
bottoming combined system. Energy Procedia, 45, 1037–1046. https://doi.org/10.1016/j.egypro.2014.01.109
12. Chmielniak, T., Czaja, D., Lepszy, S., & Stępczyńska-Drygas, K. (2015). Thermodynamic and economic
comparative analysis of air and steam bottoming cycle. Energy, 92(2), 189–196.
https://doi.org/10.1016/j.energy.2015.04.019
13. Huang, F.F., & Wang, L. (1987). Thermodynamic study of an indirect fired air turbine cogeneration system with
reheat. Journal of Engineering for Gas Turbines and Power, 109(1), 16–21. https://doi.org/10.1115/1.3240000
14. Semeney, A.R. (2013). Results of tests and industrial implementation of pyrolysis type heat generators.
Energosberezheniye. Energetika. Energoaudit, 2, 7–12 [in Russian].
15. Datta, A., Ganguly, R., & Sarkar, L. (2010). Energy and exergy analyses of an externally fired gas turbine (EFGT)
cycle integrated with biomass gasifier for distributed power generation. Energy, 35(1), 341–350.
https://doi.org/10.1016/j.energy.2009.09.031
16. Pre-furnace of pyrolysis type for steam boilers. URL: https://mmzavod.com.ua/index.php/produktsiya-
2/vspomogatelnoe-oborudovanie-2/predtopok-na-alternativnom-toplive (Last accessed: 03.08.2023) [in Russian].
17. Rusanov, A.V., Kostikov, A.O., Shubenko, O.L., Kharlampidi, D.Kh., Tarasova, V.O., & Senetskyi, O.V. (2019).
Highly efficient cogeneration power plant with deep regeneration based on air Brayton cycle. Journal of Mechanical
Engineering, 22(4), 12–23. https://doi.org/10.15407/pmach2019.04.012
18. Tarasova, V., Kuznetsov, M., Ganzha, M., & Litvinenko, M. (2021). Optimization of the thermodynamic cycle of a
combined-cycle power plant. 2021 IEEE 2nd KhPI Week on Advanced Technology (KhPIWeek 2021), Kharkiv,
Ukraine, 208–212. https://doi.org/10.1109/KhPIWeek53812.2021.9570103
19. Kostikov, A., Tarasova, V., Kuznetsov, M., Satayev, M., & Kharlampidi, D. (2021). Thermoeconomical
optimization of a regenerative air turbine cogeneration system. Journal of Thermal Engineering, 7(7), 1719–1730.
https://doi.org/10.18186/thermal.1025958
20. Kryshtopa, S., Kryshtopa, L., Panchuk, M., Šmigins, R., & Dolishnii, B. (2021). Composition and energy value
research of pyrolise gases. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science (ISCSEES 2020), Ivano-
Frankivsk, Ukraine, 628, 012008. http://doi.org/10.1088/1755-1315/628/1/012008
Надійшла до редколегії: 07.08.2023
https://doi.org/10.1243/09576509JPE897
https://doi.org/10.1016/j.egypro.2014.01.109
https://doi.org/10.1016/j.energy.2015.04.019
https://doi.org/10.1115/1.3240000
https://doi.org/10.1016/j.energy.2009.09.031
https://mmzavod.com.ua/index.php/produktsiya-2/vspomogatelnoe-oborudovanie-2/predtopok-na-alternativnom-toplive
https://mmzavod.com.ua/index.php/produktsiya-2/vspomogatelnoe-oborudovanie-2/predtopok-na-alternativnom-toplive
https://doi.org/10.15407/pmach2019.04.012
https://www.scopus.com/authid/detail.uri?authorId=57192639520
https://doi.org/10.1109/KhPIWeek53812.2021.9570103
https://www.scopus.com/authid/detail.uri?authorId=56898793000
https://www.scopus.com/authid/detail.uri?authorId=57192639520
https://www.scopus.com/authid/detail.uri?authorId=56698378400
https://www.scopus.com/authid/detail.uri?authorId=57094129800
https://doi.org/10.18186/thermal.1025958
http://doi.org/10.1088/1755-1315/628/1/012008
|
| id | systemreorg-article-811 |
| institution | System Research in Energy |
| keywords_txt_mv | keywords |
| language | Ukrainian |
| last_indexed | 2026-07-19T01:22:16Z |
| publishDate | 2023 |
| publisher | General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine |
| record_format | ojs |
| resource_txt_mv | systemreorg/46/6cc3e66de3b0b123511af8af28fa7746.pdf |
| spelling | systemreorg-article-8112026-07-18T12:57:47Z INCREASING THE EFFICIENCY AND ECONOMY OF A COGENERATION POWER PLANT WITH AN AIR TURBINE Підвищення енергоефективності та економічності когенераційної енергоустановки з повітряною турбіною Rusanov, Andrii Kostikov, Andrii Fedoreiko, Valerii Kardaś, Dariusz Tarasova, Viсtoria Ganzha, Mykola Kuznetsov, Mikhail pyrolysis pre-furnace, air turbine, thermodynamic analysis, capital costs, overall efficiency, electrical efficiency. піролізний передтопок, повітряна турбіна, термодинамічний аналіз, капітальні витрати, повний коефіцієнт ефективності, електричний ККД. The use of renewable fuel and energy resources as fuel makes it possible to reduce the cost of a unit of electrical and thermal energy, reduce the load on the main energy system of the state, and improve the overall environmental impact on the environment. When using a pyrolysis pre-furnace, it is possible to use as a primary fuel: waste wood, pellets, sunflower husks, buckwheat, etc., and the use of an air turbine avoids contamination of its working surface. The aim of the work is to increase the efficiency and economy of a cogeneration power plant with an air turbine, which includes the following main elements: a fuel bunker, a pyrolysis pre-furnace, a combustion chamber-mixer, an air heater, a compressor, an air turbine, electric generator, water heater, smoke exhauster and chimney. To achieve this aim, three options for the scheme of a cogeneration plant with an air turbine with an electric power of 300 kW and with and without different connection variants of a water heater are considered and analyzed in terms of energy and economic indicators. A thermodynamic analysis of the circuit solutions of a cogeneration plant and their comparison in terms of capital costs for the creation of the plant showed that with almost the same cost for the main elements, compared with the circuit where the water is heated by air after the turbine and with the circuit where there is no water heater, the circuit of a cogeneration plant with water heating by flue gas has the highest overall efficiency. This scheme was chosen as rational. As a result of replacing the source fuel with the heat of the air turbine exhaust, the overall efficiency of the cogeneration plant according to this scheme is 73.9 %, and the electrical efficiency is 36.2 %, which corresponds to the level of a gas turbine plant according to the Brayton cycle with regeneration of the working fluid heat, at a moderate value of the degree of air compression in the compressor πk=3. The latter causes the low specific capital cost of the main equipment of the cogeneration plant – 134.6 USD/kW (excluding inflation). Використання як палива відновлюваних паливно-енергетичних ресурсів (ПЕР) дозволяє зменшити вартість одиниці виробленої електричної та теплової енергії, зменшити навантаження на основну енергосистему держави, покращити в цілому екологічний вплив на довкілля. Завдяки використанню піролізного передтопку, як первинне паливо можна використовувати: відходи деревини, пелети, шелуху соняшника, гречки тощо, а застосування повітряної турбіни дозволяє уникнути забруднення її робочої поверхні. Метою роботи є підвищення енергоефективності та економічності когенераційної енергоустановки з повітряною турбіною, яка включає наступні основні елементи: бункер палива, піролізний передтопок, топкову камеру-змішувач, нагрівач повітря, компресор, повітряну турбіну, електрогенератор, водонагрівач, димовсмоктувач та димову трубу. Для досягнення означеної мети розглянуто та проаналізовано за енергетичними та економічними показниками три варіанти схеми когенераційної установки з повітряною турбіною електричною потужністю 300 кВт та з різним підключенням водонагрівача та без нього. Термодинамічний аналіз схемних рішень когенераційної установки та порівняння їх за капітальними витратами на створення установки показав, що за практично однакової вартості основних елементів, в порівнянні зі схемою, де вода нагрівається повітрям після турбіни, та схемою, де водонагрівач відсутній, схема когенераційної установки з нагрівом води топковим газом має найбільший повний коефіцієнт ефективності. Цю схему обрано як раціональну. Внаслідок заміщення вихідного палива теплотою вихлопу повітряної турбіни повний коефіцієнт ефективності когенераційної установки за цією схемою становить 73,9 %, а електричний ККД – 36,2 %, що відповідає рівню газотурбінної установки за циклом Брайтона з регенерацією теплоти робочого тіла, за помірного значення ступеня стиснення повітря в компресорі πk = 3. Останнє зумовлює невисоку питому капітальну вартість основного обладнання когенераційної установки – 134,6 $/кВт (без урахування рівня інфляції). General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine 2023-11-13 Article Article application/pdf https://systemre.org/index.php/journal/article/view/811 10.15407/srenergy2023.04.004 System Research in Energy; No. 4 (75) (2023): System Research in Energy; 4-16 Системні дослідження в енергетиці; № 4 (75) (2023): Системні дослідження в енергетиці; 4-16 2786-7102 2786-7633 uk https://systemre.org/index.php/journal/article/view/811/719 Copyright (c) 2023 Andrii Rusanov, Andrii Kostikov, Valerii Fedoreiko, Dariusz Kardaś, Viсtoria Tarasova, Mykola Ganzha, Mikhail Kuznetsov https://creativecommons.org/publicdomain/zero/1.0 |
| spellingShingle | pyrolysis pre-furnace air turbine thermodynamic analysis capital costs overall efficiency electrical efficiency. Rusanov, Andrii Kostikov, Andrii Fedoreiko, Valerii Kardaś, Dariusz Tarasova, Viсtoria Ganzha, Mykola Kuznetsov, Mikhail INCREASING THE EFFICIENCY AND ECONOMY OF A COGENERATION POWER PLANT WITH AN AIR TURBINE |
| title | INCREASING THE EFFICIENCY AND ECONOMY OF A COGENERATION POWER PLANT WITH AN AIR TURBINE |
| title_alt | Підвищення енергоефективності та економічності когенераційної енергоустановки з повітряною турбіною |
| title_full | INCREASING THE EFFICIENCY AND ECONOMY OF A COGENERATION POWER PLANT WITH AN AIR TURBINE |
| title_fullStr | INCREASING THE EFFICIENCY AND ECONOMY OF A COGENERATION POWER PLANT WITH AN AIR TURBINE |
| title_full_unstemmed | INCREASING THE EFFICIENCY AND ECONOMY OF A COGENERATION POWER PLANT WITH AN AIR TURBINE |
| title_short | INCREASING THE EFFICIENCY AND ECONOMY OF A COGENERATION POWER PLANT WITH AN AIR TURBINE |
| title_sort | increasing the efficiency and economy of a cogeneration power plant with an air turbine |
| topic | pyrolysis pre-furnace air turbine thermodynamic analysis capital costs overall efficiency electrical efficiency. |
| topic_facet | pyrolysis pre-furnace air turbine thermodynamic analysis capital costs overall efficiency electrical efficiency. піролізний передтопок повітряна турбіна термодинамічний аналіз капітальні витрати повний коефіцієнт ефективності електричний ККД. |
| url | https://systemre.org/index.php/journal/article/view/811 |
| work_keys_str_mv | AT rusanovandrii increasingtheefficiencyandeconomyofacogenerationpowerplantwithanairturbine AT kostikovandrii increasingtheefficiencyandeconomyofacogenerationpowerplantwithanairturbine AT fedoreikovalerii increasingtheefficiencyandeconomyofacogenerationpowerplantwithanairturbine AT kardasdariusz increasingtheefficiencyandeconomyofacogenerationpowerplantwithanairturbine AT tarasovavistoria increasingtheefficiencyandeconomyofacogenerationpowerplantwithanairturbine AT ganzhamykola increasingtheefficiencyandeconomyofacogenerationpowerplantwithanairturbine AT kuznetsovmikhail increasingtheefficiencyandeconomyofacogenerationpowerplantwithanairturbine AT rusanovandrii pídviŝennâenergoefektivnostítaekonomíčnostíkogeneracíjnoíenergoustanovkizpovítrânoûturbínoû AT kostikovandrii pídviŝennâenergoefektivnostítaekonomíčnostíkogeneracíjnoíenergoustanovkizpovítrânoûturbínoû AT fedoreikovalerii pídviŝennâenergoefektivnostítaekonomíčnostíkogeneracíjnoíenergoustanovkizpovítrânoûturbínoû AT kardasdariusz pídviŝennâenergoefektivnostítaekonomíčnostíkogeneracíjnoíenergoustanovkizpovítrânoûturbínoû AT tarasovavistoria pídviŝennâenergoefektivnostítaekonomíčnostíkogeneracíjnoíenergoustanovkizpovítrânoûturbínoû AT ganzhamykola pídviŝennâenergoefektivnostítaekonomíčnostíkogeneracíjnoíenergoustanovkizpovítrânoûturbínoû AT kuznetsovmikhail pídviŝennâenergoefektivnostítaekonomíčnostíkogeneracíjnoíenergoustanovkizpovítrânoûturbínoû |