JUSTIFICATION OF PARAMETERS AND HEATING MODES OF A PYROLYSIS-GASIFICATION UNIT WITH INTEGRATED PROCESSES OF SYNTHESIS GAS CLEANING AND ENRICHMENT

The object of the study is the process of thermochemical conversion of lignocellulosic biomass in a combined pyrolysis-gasification unit with integrated zones for reduction, cleaning, and enrichment of syn-gas. The aim of the work is the thermotechnical substantiation of the operating modes of the d...

Ausführliche Beschreibung

Gespeichert in:

Bibliographische Detailangaben
Datum:	2026
1. Verfasser:	Omarov , I.
Format:	Artikel
Sprache:	Ukrainisch
Veröffentlicht:	Institute of Renewable Energy National Academy of Sciences of Ukraine 2026
Schlagworte:	pyrolysis-gasification unit biomass synthesis gas cleaning and enrichment zone electric heating capacity.
Online Zugang:	https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/617
Tags:	Tag hinzufügen Keine Tags, Fügen Sie den ersten Tag hinzu!
Назва журналу:	Vidnovluvana energetika
Завантажити файл:

Institution

Vidnovluvana energetika

_version_	1871104126572560384
author	Omarov , I.
author_facet	Omarov , I.
author_institution_txt_mv	[ { "author": "I. Omarov ", "institution": "Institute of Renewable Energy of the National Academy of Sciences of Ukraine, Kyiv, Ukraine" } ]
author_sort	Omarov , I.
baseUrl_str	https://ve.org.ua/index.php/journal/oai
collection	OJS
datestamp_date	2026-07-18T06:32:24Z
description	The object of the study is the process of thermochemical conversion of lignocellulosic biomass in a combined pyrolysis-gasification unit with integrated zones for reduction, cleaning, and enrichment of syn-gas. The aim of the work is the thermotechnical substantiation of the operating modes of the dry pyrolysis chamber and the reduction zone, taking into account the formation of water vapor and the course of high-temperature heterogeneous reactions. It has been established that during the pyrolysis of 1 kilogram of pellets, approximately 0.269 kg of water vapor is formed, which corresponds to 27% of the mass of the initial feedstock. About 52% of the total amount of water vapor is released within the temperature range of 100–130°C, which determines the maximum thermal load on the reduction zone. The water vapor enters the reaction volume at a temperature close to 100°C and requires additional heat input to be heated to the operating range of 800–1000°C. An assessment of the heat consumption for the water vapor and ensuring the progress of endothermic reactions upon its interaction with carbon has been carried out. The reserve of internal energy of the heated charcoal layer has been determined for an allowable temperature decrease from 1000 to 820°C. The additional power required to compensate for peak thermal loads in the reduction zone has been calculated. It has been shown that a total electric heating power of 6.5 kW ensures the maintenance of a stable temperature regime. The required thickness of the thermal insulation layer made of charcoal has been substantiated. The minimum calculated thickness is 70 mm. In the design implementation, a thickness of 100 mm was adopted, taking into account an operational safety margin. The calculated heating rate of pellets in the dry pyrolysis chamber is 5.08°C/min. Experimental verification demonstrated high agreement between calculated and experimental data; the coefficient of determination is 0.989. The obtained results confirm the feasibility of stable production of syn-gas with increased heating value through the integration of pyrolysis and reduction processes within a unified technological scheme.
doi_str_mv	10.36296/1819-8058.2026.1(84).345-378
first_indexed	2026-04-01T01:00:04Z
format	Article
fulltext	345 Відновлювана енергетика. № 1/2026 \| Біоенергетика УДК 66.097:662.756 https://doi.org/10.36296/1819-8058.2026.1(84).345-378 ОБҐРУНТУВАННЯ ПАРАМЕТРІВ І РЕЖИМІВ НАГРІВАННЯ ПІРОЛІЗНО-ГАЗИФІКАЦІЙНОЇ УСТАНОВКИ З ІНТЕГРОВАНИМИ ПРОЦЕСАМИ ОЧИЩЕННЯ ТА ЗБАГАЧЕННЯ СИНТЕЗ-ГАЗУ Отримано 15 лют. 2026 р.; рекомендовано до публікації 23 бер. 2026 р. Доступно онлайн 31 бер. 2026 р. Омаров І. С. Автор для кореспонденції: Омаров Іван, e-mail: omarov.ivan@gmail.com Анотація. Об’єктом дослідження є процес термохімічної конверсії рослинної біомаси в комбінованій пі- ролізно-газифікаційній установці з інтегрованими зонами відновлення, очищення та збагачення син- тез-газу. Метою роботи є теплотехнічне обґрунтування режимів функціонування камери сухого піро- лізу та зони відновлення з урахуванням утворення водяної пари й перебігу високотемпературних гетерогенних реакцій. Встановлено, що під час піролізу 1 кг пелет формується близько 0.269 кг водяної пари, що відповідає 27 % від маси вихідної сировини. Близько 52 % загальної кількості водяної пари виді- ляється в температурному інтервалі 100–130 °С, що зумовлює максимальне теплове навантаження на зону відновлення. Водяна пара надходить у реакційний об’єм з температурою, близькою до 100 °С, і потребує додаткового підведення теплоти для нагрівання до робочого діапазону 800–1000 °С. Вико- нано оцінювання витрат теплоти на нагрівання водяної пари та забезпечення протікання ендотермі- чних реакцій її взаємодії з вуглецем. Визначено запас внутрішньої енергії шару розігрітого деревного ву- гілля за допустимого зниження температури з 1000 до 820 °С. Розраховано величину додаткової потужності, необхідної для компенсації пікових теплових витрат у зоні відновлення. Показано, що су- марна потужність електронагрівання на рівні 6,5 кВт забезпечує підтримання стабільного темпера- турного режиму. Обґрунтовано необхідну товщину теплоізоляційного шару з деревного вугілля. Міні- мальна розрахункова товщина становить 70 мм. У конструктивному виконанні прийнято 100 мм з урахуванням експлуатаційного запасу. Розрахована швидкість нагрівання пелет у камері сухого піролізу становить 5.08 °С/хв. Експериментальна перевірка засвідчила високу узгодженість розрахункових та експериментальних даних; значення індексу детермінації становить 0.989. Отримані результати під- тверджують можливість стабільного виробництва синтез-газу з підвищеною теплотворною здат- ністю шляхом інтеграції процесів піролізу та відновлення в єдиній технологічній схемі. Ключові слова: піролізно-газифікаційна установка; біомаса; синтез-газ; зона очищення і збагачення; по- тужність електронагріву. Вступ. Сучасний етап розвитку енергогенерувальних си- стем характеризується переходом до децентралізова- ного виробництва електричної енергії з використанням відновлюваних джерел. Централізовані станції на вико- пних паливах поступово скорочують свою частку на ри- нку енергетичних ресурсів, тоді як установки малої та се- редньої потужності, що працюють на відновлюваних джерелах енергії, набувають значного поширення [1]. Лібералізація нормативно-правової бази у сфері малої енергетики та зростаюча потреба в надійному та ста- лому енергопостачанні зумовили підвищення попиту на обладнання для виробництва та зберігання енергії як загалом, так, зокрема, і електричної енергії [2]. Стохастичний характер виробництва електричної енергії з кліматозалежних відновлюваних джерел (зокрема со- нячної та вітрової енергетики) не забезпечує гарантова- ної стабільності електропостачання, тоді як викорис- тання парових і газових турбін малої встановленої потужності (до 200  кВт) обмежується значними капі- тальними витратами та обмеженою комерційною дос- тупністю цього обладнання [3]. У результаті промислові підприємства активно впроваджують електрогенерува- льні та когенераційні установки на базі поршневих ДВЗ, що працюють на викопних паливах. Економічно приваб- ливе використання палив з біомаси стримується висо- кою вартістю обладнання, складністю існуючих техноло- гічних рішень та відсутністю доступних за ціною аналогів, унаслідок чого рівень їх масового впрова- дження залишається низьким [4]. Сучасний етап трансформації глобальної енергетики ха- рактеризується не лише зростанням абсолютних обсягів споживання електроенергії, але й збільшенням ролі від- новлюваних енергоресурсів у структурі первинного енер- госпоживання та електрогенерації [5]. За даними Міжна- родного енергетичного агентства (IEA), у 2024 році світовий попит на електоенергію зріс приблизно на 4.3 % порівняно з 2023 роком, що істотно перевищує середні темпи приросту за попереднє десятиліття та відображає аспірант https://orcid.org/0000-0001-9449-853X Інститут відновлюваної енергетики НАН України, м. Київ, Україна 346 Відновлювана енергетика. № 1/2026 \| Біоенергетика активізацію процесів переходу на споживання електрое- нергії в основних секторах економіки у глобальному мас- штабі. Подібна динаміка зафіксована в більшості регіонів світу, зокрема в Європейському Союзі, де обсяг спожи- вання електроенергії у 2024 році збільшився орієнтовно на 1.5 % порівняно з попереднім роком [6]. Згідно з опри- людненими прогнозами, у 2026 році очікується пода- льше зростання світового споживання електроенергії з середньорічним темпом на рівні 3.7 %, що перевищува- тиме темпи зростання загального світового енергоспожи- вання [7]. Наведені дані підтверджують домінуючу роль електроенергетичного сектору в структурі кінцевого ене- ргоспоживання. Як зазначено у роботі [8], близько 70 % приросту світо- вого споживання первинної енергії до 2040 року припа- датиме на сектор електрогенерації, при цьому темпи зро- стання попиту на електроенергію утричі перевищу- ватимуть динаміку споживання інших видів енергії. За- значена тенденція відображає структурну переорієнта- цію глобального енергетичного балансу на користь елек- троенергії як домінуючого енергоносія в системі кінцевого енергоспоживання. Водночас близько 39.3 % світового виробництва електроенергії забезпечується за рахунок вугільної генерації, що зумовлює високий рівень викидів парникових газів та актуалізує необхідність прис- кореної декарбонізації електроенергетичного сектору шляхом масштабного впровадження відновлюваних і ни- зьковуглецевих технологій. У структурі відновлюваних джерел енергії біомаса зай- має провідні позиції, домінуючи за обсягами викорис- тання серед інших видів ресурсів. Згідно [9] біоенерге- тика забезпечує близько 55 % світового виробництва енергії з відновлюваних джерел та формує орієнтовно 9 % глобального первинного енергопостачання (приб- лизно 56 EJ у 2023 році), охоплюючи виробництво теп- лової та електричної енергії, а також рідких і газоподіб- них біопалив. Визначальну роль у цьому сегменті відіграє деревна біомаса, що характеризується значним вмістом структурних полісахаридів – передусім целю- лози (38–50 % маси) та геміцелюлози, – які зумовлюють її високу реакційну здатність у процесах термохімічної конверсії. Водночас нижча питома теплота згоряння по- рівняно з викопним паливом, а також технологічні й ло- гістичні обмеження щодо використання твердих біопа- лив обґрунтовують доцільність розвитку та вдоскона- лення термохімічних методів конверсії біомаси, спря- мованих на підвищення енергетичної та термодинаміч- ної ефективності її використання. Серед термохімічних технологій конверсії біомаси істо- рично домінує пряме спалювання, яке залишається ос- новним способом її енергетичного використання, пере- дусім у секторі теплогенерації. Водночас глобальні масштаби біоенергетичної електрогенерації є суттє- вими: встановлена потужність біоенергетики у світі оці- нюється на рівні 150 ГВт. Пряме спалювання супрово- джується значними ексергетичними втратами, оскільки хімічна енергія палива перетворюється переважно на теплоту. Ефективність подальшого перетворення теплоти на електроенергію є термодинамічно обмеже- ною, що знижує електричний ККД та загальну ефектив- ність використання палива [10, 11]. У зв’язку з цим гази- фікація та піроліз розглядаються як ефективніші методи термохімічної конверсії біомаси, здатні забезпечити ра- ціональне використання її енергетичного та ексергетич- ного потенціалу [12]. Відповідно до даних Європейської біоенергетичної асо- ціації (EBA), у країнах Європи експлуатується близько 141 установки з газифікації біомаси, тоді як ще 54 проє- кти перебувають на різних стадіях розробки. Провідні позиції за кількістю діючих об’єктів займає Німеччина (61 установка). Водночас Франція, Фінляндія та Італія демонструють позитивну динаміку розширення відпові- дних генерувальних потужностей [13]. На ринку пред- ставлені модульні газогенераторні електростанції з но- мінальною електричною потужністю 45–50 кВт, причому виробники зазначають, що технологія є еконо- мічно доцільною для установок малої потужності від 5 кВтₑл. Водночас масштабування газогенераторних ус- тановок традиційного типу супроводжується систем- ними обмеженнями, пов’язаними з нестабільністю складу генераторного газу та складністю його ефектив- ного очищення перед подальшим використанням [14]. Суттєвим обмеженням технології газифікації є утво- рення смолистих сполук у значній кількості, що істотно ускладнює використання генераторного газу в сучасних газопоршневих двигунах. Декларований провідними виробниками (MWM, Jenbacher) міжремонтний ресурс до 80 тис. годин досяжний лише за умов жорсткого до- тримання нормативів щодо якості палива: вміст смол і твердих частинок – до 50 мг/м3; лужних металів – до 1 мг/м3, хлоридів – до 10 мг/м3, аміаку – до 50 мг/м3, сполук сірки – до 50 мг/м3. Практика експлуатації свід- чить, що забезпечення таких показників для газу з біо- маси є технологічно складним і економічно обтяжливим [15]. Щоб привести склад синтез-газу, виробленого в га- зогенераторі, до нормативних показників, застосовують багатоступеневі системи очищення (циклонні сепара- тори, скрубери, труби Вентурі, електрофільтри, фільтра- ційні модулі). Це зумовлює зростання капітальних та експлуатаційних витрат, підвищення втрат тиску в газо- вому тракті та збільшення власного енергоспоживання допоміжним обладнанням, що знижує сумарну енерге- тичну ефективність установки [16]. Експлуатація когене- раційних модулів потужністю 50 кВт демонструє зни- ження доступної електричної потужності та відхилення від паспортних характеристик унаслідок накопичення смолистих і зольних відкладень на деталях фільтрів. Та- ким чином, стабільність складу генераторного газу є ви- значальним обмежувальним чинником масштабування традиційних технологій газифікації [17]. З термодинамічної точки зору газифікація є частково оки- сним процесом, що супроводжується істотними втратами ексергетичного потенціалу внаслідок тепломасообміну, дифузійних процесів та перебігу гетерогенних реакцій. Частина енергетичного потенціалу біомаси витрачається на внутрішнє часткове окиснення для підтримання 347 Відновлювана енергетика. № 1/2026 \| Біоенергетика температурного режиму в камері газифікації, що змен- шує можливості його подальшого перетворення на кори- сну роботу. Додаткові втрати виникають у системах очи- щення газу через втрати тиску та розсіювання енергії у вигляді низькопотенційного тепла [18]. Піроліз є процесом термічного розкладання біомаси без доступу кисню, у межах якого не відбувається внутріш- нього часткового окиснення, характерного для газифіка- ції, що забезпечує вищий рівень збереження ексергети- чного потенціалу вихідної сировини. У процесі піролізу біомаси за відсутності кисню утворюються три основні продукти: біовугілля, піролізна олія та піролізний газ [19]. Для максимізації виходу піролізного газу застосо- вують підвищені температури процесу та інтенсифіко- вані режими нагрівання, що сприяють розвитку вторин- них реакцій термічного крекінгу парогазових продуктів і зменшенню частки конденсованої фракції. Процес має ендотермічний характер і потребує підведення теплоти в межах 0.5–3.0 МДж/кг біомаси [20]. Витрати теплоти визначаються температурою процесу, швидкістю нагрі- вання біомаси та особливостями конструкції реактора. За температури понад 450 С теплоту згоряння піроліз- ного газу можна використати на покриття внутрішніх те- плових потреб, що дає змогу компенсувати витрати на нагрівання і зменшити потребу в зовнішньому підве- денні енергії [20]. З позицій ексергетичного аналізу піроліз має вищий сту- пінь збереження потенціалу щодо виконання корисної роботи порівняно з окисними процесами, оскільки зна- чна частина ексергетичного потенціалу вихідної біомаси концентрується у твердому вуглецевому залишку, пред- ставленому термостійкими ароматичними структурами [21, 22]. Акумулювання енергетичного потенціалу в біочарі забезпечує можливість його подальшого вико- ристання як енергетичного матеріалу або як стабільної форми тривалого зв’язування вуглецю, що підвищує екологічну та термодинамічну обґрунтованість процесу [23]. Багатопродуктний характер процесу піролізу зумо- влює підвищену функціональну гнучкість енерготехно- логічної системи: піролізна олія може використовува- тися як рідке паливо або як хімічна сировина, тоді як піролізний газ витрачається на забезпечення внутрішніх потреб установки в теплоті, що дає змогу мінімізувати зовнішнє підведення енергії й підвищити сумарну енер- гетичну ефективність процесу [24, 25]. Виходячи з аналізу праць [1–25] можна констатувати, що кожна з технологій термохімічної конверсії біомаси (газифікація, піроліз) має власні технічні обмеження. Зо- крема, газифікація орієнтована на отримання одного ці- льового продукту – генераторного газу, якість якого по- винна відповідати жорстким вимогам щодо вмісту смол і механічних домішок, що зумовлює необхідність засто- сування складних систем очищення та підвищує експлу- атаційні витрати [26, 27]. На відміну від газифікації піро- ліз забезпечує диференційований розподіл енерге- тичного потенціалу біомаси між трьома продуктами пі- ролізу та знижує ймовірність потрапляння смолистих сполук до елементів обладнання. За порівнянних умов рівень збереження ексергетичного потенціалу в процесі піролізу є вищим, ніж у газифікаційному, оскільки відсу- тнє часткове окиснення палива для підтримання темпе- ратурного режиму [28]. Отже, обґрунтованою є потреба у створенні комбінова- ної установки з електронагрівом зони піролізу. Викори- стання електронагріву як керованого джерела теплоти дасть змогу підтримувати необхідний температурний режим в піролізній установці без спалювання частини палива, що забезпечить стабільність складу і теплотвор- ної здатності синтез-газу. Поєднання електронагріву з утилізацією теплоти піролізного газу для попереднього підігріву сировини зменшить потребу у зовнішньому енергопідведенні та підвищить загальну енергоефекти- вність процесу. Постановка завдання. Метою роботи є обґрунтування потужності електронагріву комбінованої піролізно-гази- фікаційної установки з інтегрованими процесами очи- щення та збагачення синтез-газу залежно від її констру- кційно-технологічних параметрів. Для досягнення мети необхідно виконати такі завдання: – провести порівняльний аналіз ефективності техноло- гій піролізу і газифікації; – обґрунтувати конструкційно-технологічні параметри комбінованої піролізно-газифікаційної установки з інтегрованими процесами очищення та збагачення синтез-газу; – визначити необхідну потужність електронагрівання реакційної зони, а також зон очищення і збагачення синтез-газу; – експериментальним шляхом перевірити достовір- ність аналітичних розрахунків. Матеріали та методи дослідження Об’єктом дослідження є комбінована піролізно-газифі- каційна установка з інтегрованими процесами очи- щення та збагачення синтез-газу. Предмет дослідження – залежності між конструкційно- технологічними параметрами комбінованої піролізно- газифікаційної установки та необхідною потужністю електронагріву її реакційної зони та зон очищення і зба- гачення синтез-газу (робочих зон). Гіпотезою дослідження є те, що шляхом встановлення залежностей між конструкційно-технологічними пара- метрами комбінованої піролізно-газифікаційної устано- вки та необхідною потужністю електронагріву робочих зон можна обґрунтувати раціональні значення потужно- сті електронагріву. Отримані результати слугуватимуть підґрунтям для подальшого вдосконалення конструкції та режимів роботи комбінованих піролізно-газифікацій- них установок для термохімічної конверсії біомаси в си- нтетичні палива. Під час дослідження було прийнято низку спрощень. Розподіл температур у робочих зонах вважався 348 Відновлювана енергетика. № 1/2026 \| Біоенергетика рівномірним, без урахування локальних гарячих та хо- лодних зон. Коефіцієнт теплопередачі між нагрівачем і паливом приймався сталим незалежно від режиму го- ріння або піролізу. Для моделювання використано усе- реднені фізико-хімічні властивості біомаси, як-от воло- гість, щільність та теплова здатність. Реакційна зона розглядалася як однорідний об’єм без урахування скла- дної геометрії та контактних зон з тенами. Вважалося, що властивості матеріалу нагрівачів упродовж експери- менту залишалися незмінними, а зовнішні умови, зок- рема температура та вологість навколишнього середо- вища, не змінювалися. Дослідження виконувалися на піролізно-газифікаційній установці з інтегрованими процесами очищення та збага- чення синтез-газу (рис. 1). Установка (рис. 1) складається зі сталевого корпусу, який виконаний зі сталі 45 у вигляді безшовної гарячетягнутої труби з товщиною стінки 8 мм. З метою герметизації корпус додатково утеплено базаль- товим волокном 16. Товщина шару утеплення становить 100 мм. Всередині корпусу концентрично розташована камера сухого піролізу 1. Камера піролізу виконана зі сталі 09Г2С (0.09 % вуглецю, близько 2 % марганцю, менше 1 % кремнію). Товщина стінки камери становить 8 мм. Конструкцією передбачено кільцевий простір між корпусом і камерою 1, який заповнений деревним біову- гіллям 2. Для нагрівання в біовугіллі встановлено верти- кальні 12 та горизонтальні 15 електронагрівачі (кварцові трубки з вольфрамовою спіраллю всередині мод. КГТ- 220-1300). Установка оснащена колосниковою решіткою 3, містить інжектор 4, вертикальну трубу 14 та днище 6. Інжектор 4 встановлено під колосниковою решіткою 3. Установка зверху щільно закривається кришкою 5. Кріп- лення труби 14 реалізовано на зовнішній стінці камери пі- ролізу 1 і виконано жорстким. Нижній кінець труби 14 сполучається з інжектором 4, а верхній – входить у внут- рішній об’єм камери піролізу 1. Сполучення з інжектором забезпечує надходження газоподібних продуктів для по- дальшого розкладання. Конструкція (див. рис. 1) забез- печує ефективні умови для проведення газифікації / піро- лізу та інтегрованих процесів очищення і збагачення синтез-газу з біомаси, а отже, її можна застосовувати для створення децентралізованих джерел теплоелектропо- стачання на базі газопоршневих двигунів. Установка дає змогу виробляти безсмольний газ з біомаси. Для очи- щення виробленого синтез-газу його пропускають через розпечений до температури 1000 C вугільний фільтр, в якому відбувається крекінг пари смоли на прості некон- денсуючі сполуки, а також розкладання води на чадний газ та водень. Недоліком установки (див. рис. 1) є склад- ність підтримувати високий температурний режим у зоні відновлення, де одночасно протікають термічні та хімічні процеси очищення та збагачення синтез-газу. Також ма- ють місце значні витрати енергії на нагрівання камери су- хого піролізу 1. Нагрівання камери піролізу 1 здійсню- ється електронагрівачами 12, а температурний режим у зоні відновлення підтримується горизонтально встанов- леними електронагрівачами 15. Установка також містить два люки 7 для завантаження деревного вугілля, патрубок 8 для відбирання виробленого синтез-газу та люк 11 для розпалювання палива в установці. Для підк- лючення електронагрівачів в установці передбачено кле- мову коробку 13. У режимі прямої газифікації для підви- щення концентрації водню в синтез-газі передбачено трубку 9 для подачі води. Під час руху трубкою 9 вода на- грівається та надходить під колосникову решітку у вигляді пари. У режимі сухого піролізу трубки 9 і 10 герметично перекриваються й не беруть участі в технологічному про- цесі. Принцип роботи установки такий. На початку роботи установку через два люки 7 наповнюють подрібненим деревним вугіллям з розміром фракції 5–8 мм. Висота шару деревного вугілля має бути на 10–15 см вищою рі- вня електронагрівачів 12. Наступним кроком є уві- мкнення електронагрівачів 12 і нагрівання деревного вугілля. У камеру сухого піролізу 1 подають біопаливо (в нашому випадку – це деревні пелети). Пелети, виготов- лені з деревини твердолистяних порід (бука, граба та дуба), були підготовлені відповідно до чинних технічних умов для пелетизованого біопалива. Хімічно-технологі- чні характеристики пелет представлені такими показни- ками: вологість – 14 %; зольність – 7.26 %; вміст летких речовин – 67.43 %; сірка – 0.11 %; нижча теплота зго- ряння – 15.04 МДж/кг; вища теплота згоряння – 17.91 МДж/кг; хлор у сухому стані – 0.085 %. У процесі розігрівання за допомогою електронагрівачів 12 дере- вне біовугілля акумулює теплову енергію та передає її стінкам камери піролізу. Під впливом підведеної ззовні теплоти відбувається поступове підвищення темпера- тури пелет в об’ємі камери, що зумовлює їх термічне ро- зкладання. Внаслідок піролітичних перетворень форму- ються леткі піролізні сполуки і твердий вуглецевий залишо – біовугілля. Леткі піролізні сполуки через вер- тикальну трубу 14 подаються під колесникову решітку 3. Для виходу з установки леткі продукти піролізу мають пройти зону відновлення, розігріту електронагрівачами 15 до температури 1000 C. У зоні відновлення відбува- ється термічний крекінг високомолекулярних вуглевод- невих сполук з утворенням простіших горючих продук- тів. Фізично та хімічно зв’язана вода, наявна в продуктах піролізу, бере участь у реакції утворення водяного газу, унаслідок чого формується синтез-газ, збагачений окси- дом вуглецю та воднем. У подальшому водень взаємо- діє з вуглецем з утворенням метану, тоді як діоксид ву- глецю в зоні відновлення і збагачення відновлюється до оксиду вуглецю(II), що зумовлює підвищення теплоти згоряння отриманого синтез-газу. Після проходження зони відновлення горючі гази піднімаються кільцевим простором, охолоджуючись і передаючи частину теп- лоти деревному біовугіллю та камері сухого піролізу. Деревне вугілля поповнюють через два люки 7. Синтез- газ виводять через патрубок 8. Установка може працю- вати в двох режимах: безперервно і періодично. З метою підвищення ККД установки після неї рекомендується встановлювати котел-утилізатор. Для реєстрації темпера- тури установки використовувалась термопара: хромель- алюмелева ТХА-2388. Вимірювання тривалості роботи ус- тановки здійснювалося за допомогою механічного секу- ндоміра СОСпр-26-2-000 (клас точності 2, похибка ±4 С). 349 Відновлювана енергетика. № 1/2026 \| Біоенергетика а) б) Рис. 1. Піролізно-газифікаційна установка з інтегрованими процесами очищення та збагачення синтез-газу [29]: а) схематичне зображення; б) фотографія 1 – камера сухого піролізу; – шар біовугілля; 3 – колосникова решітка; 4 – інжектор; 5 – кришка піролізно-гази- фікаційної установки; 6 – днище; 7 – люк; 8 – патрубок відбору виробленого синтез-газу; 9 – трубка подачі води; 10 – трубка подачі повітря; 11 – люк для розпалювання палива в установці; 12 – вертикальний електро- нагрівач мод. КГТ-220-1300; 13 – клемова коробка; 1 – вертикальна труба; 15 – горизонтальний електронагрі- вач мод. КГТ-220-1300; 16 – утеплювач з базальтового волокна; Т – термопара хромель-алюмелева ТХА-2388 Розрахунок кількості водяної пари, що утворюється під час піролізу пелет, виконано згідно з методикою, наве- деною в [30–32]. Виклад основного матеріалу Найпростішим способом одержання горючого газу з ро- слинної біомаси (пелет) для живлення двигунів внутрі- шнього згорання та виробництва електричної енергії є процес виробництва синтез-газу в газогенераторних установках [33]. Для цього застосовують газогенератори зворотного процесу, у яких частина біомаси спалюється для формування необхідного теплового режиму, після чого газоподібні продукти горіння та термічного розкла- дання, проходячи через зону відновлення, перетворю- ються на горючий газ. Разом з тим утворення ситез-газу має низку суттєвих недоліків, зокрема відносно низьку теплоту згоряння та підвищені енергетичні витрати на підтримання процесу, що знижує його загальну ефекти- вність. Водночас газогенераторні установки характери- зуються невибагливістю до якості палива і здатні працю- вати на біомасі з підвищеним вмістом вологи. Водяна пара, що надходить у зону відновлення, бере участь у реакціях утворення СО та Н2, підвищуючи теплотворну здатність синтез-газу. Однак перебіг цих реакцій супро- воджується додатковими витратами теплоти, необхід- ної для нагрівання пари та забезпечення ендотермічних перетворень. Пари води знижують температуру зони відновлення, унаслідок чого процес роботи газогенера- тора набуває періодичного характеру, з витратами часу та енергії на розігрівання зони відновлення, а калорій- ність такого газу може різко коливатися. Іншим методом термохімічної переробки біомаси є пі- роліз – процес її розкладання за відсутності окислювача. Під час піролізу високомолекулярні компоненти біо- маси розкладаються з утворенням трьох основних про- дуктів: неконденсованих газів, піролізної рідини та біовугілля. Вихід основних продуктів піролізу залежить від виду бі- омаси, швидкості нагрівання та температурного ре- жиму. Для максимізації виходу піролізної рідини засто- совують швидкий піроліз зі швидкістю нагрівання понад 350 Відновлювана енергетика. № 1/2026 \| Біоенергетика 50 С/хв і температурою 450–600 С. Для отримання пе- реважно горючих газів використовують повільний або помірний піроліз зі швидкістю нагрівання менш ніж 10 С/хв за температур 700–900 С. У температурному інтервалі 700–900 С процес піролізу може набувати автотермічного характеру, що супрово- джується інтенсивним виділенням газоподібних проду- ктів і зменшенням виходу біовугілля. Основною перева- гою газу, одержаного в піролізній установці, є відсутність баластного азоту, характерного для генера- торного газу. Водночас такий газ містить діоксид вуг- лецю та частину летких негорючих компонентів, що зни- жує його теплотворну здатність. У продуктах піролізу також присутня водяна пара, час- тина якої зумовлена початковою вологістю біомаси, а частина утворюється внаслідок термічної розкладання целюлози, геміцелюлози та лігніну – основних структур- них компонентів біомаси. Водяна пара характеризу- ється високою теплоємністю та відбирає значну частину підведеної теплоти, що негативно впливає на тепловий баланс процесу. Її наявність у газоподібних і рідких про- дуктах піролізу знижує їх теплотворну здатність і погір- шує загальні енергетичні показники установки. Виконаємо порівняння технологій піролізу і газифікації за енергетичними, технологічними та техніко-економіч- ними показниками з метою визначення їх відносної ефективності та доцільності застосування в складі авто- номних енерготехнологічних систем (табл. 1). Таблиця 1. Порівняльний аналіз ефективності технологій піролізу і газифікації Марка (країна-виро- бник) Електрична потужність установки, Nел, кВт Теплова по- тужність уста- новки, Q, кВт Витрата па- лива, кг/год Питома витрата палива, кг/кВтел. Продуктив- ність за газом, м3/год Питома ціна ус- тановки, грн/кВт Вид палива, вологість палива (W), % Спожи- вання елек- троенергії, кВт Приведе- ний показ- ник енерго- економіч- ної ефекти- вності Ве- лич. b1, бали Ве- лич. b2, бали Ве- лич. b3, бали Ве- лич. b4, бали Ве- лич. b5, бали Велич. b6, бали Велич. b7, бали Ве- лич. b8, бали bпри- вед, бали K Газогенераторні установки SynCraft Type 500 (Австрія) 500 10.0 740 10.0 362 1.00 0.724 4.10 1250 10.0 333 125 3.05 тріска, W=25– 30 % 6.67 15 1.0 4.33 0.38 Wood gas CHP ECO 495 (Burkhardt Grupppe, Ні- меччина) 390 7.94 610 8.17 244 4.12 0.626 5.33 914 7.47 307 500 3.86 пелети, W=10 % 1.0 11 2.8 5.48 0.58 CW 1000-300 (SYNCRAFT, Das Holzkraftwerk, Німеччина) 300 6.25 488 6.52 208 5.18 0.69 4.69 750 6.29 398 268 1.0 Деревні відходи, W=30– 40 % 10.0 10 3.2 4.96 0.49 Wood gas CHP ECO 220 (Burkhardt Grupppe, Ні- меччина) 190 4.19 305 4.05 122 7.42 0.642 5.08 460 4.18 307 500 3.86 пелети, W10 % 1.0 5.5 6.6 5.94 0.66 ГГУ-100 «Атік» (Україна) 125 2.97 250 3.34 51 9.39 0.408 10.0 160 2.08 272 729 4.74 Солома, W40 % 10.0 7 5.2 7.87 1.0 СНР «HKA 70» Spanner Re² GmbH (Німеч- чина) 68 1.9 144 2.42 55.1 9.25 0.810 2.89 155 2.05 281 875 4.42 Деревна тріска, W15 % 1.67 5 6.8 5.09 0.51 G-60 Herbst (Ірландія) 60 1.75 120 2.02 48.7 9.51 0.812 2.86 75 1.16 225 108 6.47 Деревна тріска, W30% 6.67 3 8.8 6.71 0.8 СНР «HKA 50» Spanner Re² GmbH (Німеч- чина) 49 1.54 106 1.79 41.9 9.67 0.855 2.38 120 1.65 281 875 4.42 Деревна тріска, W15 % 1.67 6 6.4 5.22 0.53 Volter 40 Indoor (Фін- ляндія) 40 1.38 100 1.7 38 9.78 0.950 1.54 120 1.65 307 500 3.86 Деревна тріска, W18 % 2.67 2 9.6 6.49 0.76 All Power Labs PP30 (США) 25 1.09 50 1.19 25 10.0 1.0 1.25 75 1.16 112 554 10.0 Деревна тріска, W20 % 3.33 1 10.0 7.18 0.88 CMD ECO20х CHP System (Італія) 20 1.0 40 1.0 22 10.0 1.1 1.0 54 1.0 333 125 3.05 Деревна тріска, W=15– 20 % 6.67 2 9.6 6.17 0.71 Піролізні установки (піролізний газ є вторинним джерелом теплоти) Bioenergy Concept GmbH (Німеччина) – 1.0 700 1.58 250 9.17 0.36 7.09 125 1.65 75 000 8.5 Рослинна та дере- винна біо- маса, W28 % 8.35 35 8.89 6.87 0.9 WasteX Carbonizer Model Y 2.3 (Сінгапур, ви- робництво – в Індії) – 1.0 540 1.21 180 9.72 0.33 9.09 90 1.28 70 000 10.0 Рослинна та дере- винна біо- маса, W30 % 10.0 25 9.53 7.25 0.97 351 Відновлювана енергетика. № 1/2026 \| Біоенергетика З метою забезпечення коректного та методично обґру- нтованого прямого порівняння газогенераторних і піро- лізних установок у роботі застосовано уніфікований під- хід до формування системи критеріїв оцінювання (b₁–b₈) та інтегрального показника ефективності. Такий підхід дає змогу привести техніко-економічні характеристики різних за фізичною природою процесів до єдиної безро- змірної шкали та забезпечити їхню порівнюваність у ме- жах спільної методики. При формуванні критеріїв вра- ховано, що для більшості промислових піролізних установок піролізний газ виконує функцію внутрішнього (вторинного) енергоносія і використовується переважно для підтримання теплового балансу камери піролізу, а не розглядається як самостійний комерційний продукт. Це суттєво відрізняє піролізні установки від класичних газогенераторів, у яких синтез-газ є основним цільовим продуктом. У зв’язку з обмеженістю та неоднорідністю паспортних даних, що надаються виробниками піроліз- ного обладнання, для окремих показників застосовано типові питомі характеристики процесу піролізу, отри- мані з узагальнених джерел літератури, з подальшим їх приведенням до уніфікованого формату розрахунку. Це забезпечує методичну цілісність аналізу та дає змогу ви- конати коректне багатокритеріальне ранжування уста- новок у межах єдиної оціночної моделі. Оскільки піролізні установки в типовій конфігурації не виробляють електроенергію, прийнято Nел = 0, а крите- рій b1 є сталим у межах вибірки (1 бал) і не впливає на ранжування. Для приведення до показників b2–b8 використано узага- льнені допущення (єдині для всієї підвибірки): 1) розрахункова теплова потужність установки визнача- лась через теплоту згоряння біомаси та прийняту ефек- тивність відбору теплоти (різну для різних технологічних класів): 𝑄 = 𝑚·𝐿𝐻𝑉· 3.6 , (1) де 𝐿𝐻𝑉 – нижча теплота згоряння палива (прийнято 16 МДж/кг);  – коефіцієнт корисного використання теплоти (прий- нято  = 0.6 − 0.8). Марка (країна-виро- бник) Електрична потужність установки, Nел, кВт Теплова по- тужність уста- новки, Q, кВт Витрата па- лива, кг/год Питома ви- трата палива, кг/кВтел. Продуктив- ність за га- зом, м3/год Питома ціна ус- тановки, грн/кВт Вид палива, во- логість палива (W), % Спожи- вання елек- троенергії, кВт Приведе- ний показ- ник енерго- економіч- ної ефекти- вності Ве- лич. b1, бали Ве- лич. b2, бали Ве- лич. b3, бали Ве- лич. b4, бали Ве- лич. b5, бали Велич. b6, бали Велич. b7, бали Ве- лич. b8, бали bпри- вед, бали K Піролізні установки (піролізний газ є вторинним джерелом теплоти) Bioenergy Concept GmbH (Німеччина) – 1.0 700 1.58 250 9.17 0.36 7.09 125 1.65 75 000 8.5 Рослинна та дере- винна біо- маса, W27 % 8.35 35 8.89 6.87 0.9 WasteX (Сінга- пур) – 1.0 800 1.79 300 9.54 0.37 9.09 150 1.84 70 000 10.0 Рослинна та дере- винна біо- маса, W30 % 10.0 45 8.58. 7.10 0.94 ETIA Group – Biogreen® (Франція, група VOW) – 1.0 1600 3.48 600 7.53 0.38 5.82 300 3.51 100 000 4.5 Рослинна та дере- винна біо- маса, W22 % 4.13 90 6.21 4.73 0.52 BTG Bioliquids (Нідерланди) – 1.0 2000 4.31 1000 6.6 0.5 1.0 500 4.71 120 000 2.5 Рослинна та дере- винна біо- маса, W20 % 2.17 150 5.37 3.03 0.21 EMPYRO (Ні- дерланди) – 1.0 5000 10.0 4500 0.9 7.2 2250 10.0 110 000 4.0 Рослинна та дере- винна біо- маса, W20 % 2.17 350 1.0 4.49 0.47 Carbon Twister Pyrolysis Furnaces (Ні- дерланди) – 1.0 400 1.12 120 0.3 7.0 60 1.17 90 000 6.0 Рослинна та дере- винна біо- маса. W25 % 6.09 18 9.72 6.03 0.75 Eliquo Water & Energy / PYREG® (Німе- ччина) – 1.0 533 1.0 150 0.28 10.0 75 1.0 80 000 7.0 Рослинна та дере- винна біо- маса, W25 % 6.09 20 10.0 7.44 1.0 Splainex (Splainex Ecosystems, Нідерладнди) – 1.0 1100 2.42 400 0.36 9.09 200 2.58 95 000 5.5 Рослинна та дере- винна біо- маса, W28 % 8.35 60 8.0 6.02 0.75 Ensyn RTP (Ка- нада, США) – 1.0 2500 5.0 1500 0.6 1.0 750 5.66 130 000 1.0 Рослинна та дере- винна біо- маса, W18 % 1.0 250 3.68 2.41 0.1 352 Відновлювана енергетика. № 1/2026 \| Біоенергетика 2) продуктивність установки за газом 𝑉газоцінювалася за питомим виробництвом синтез-газу: 𝑉газ = 0.5 нм3 кг 𝑚, (2) де 𝑉газ – продуктивність установки за синтез-газом, нм3/год; 𝑚 – масова витрата палива, кг/год; 0.5 нм3/кг – питоме виробництво синтез-газу з 1 кг па- лива (сухої біомаси). Споживання електричної енергії визначалося на основі типових питомих показників енергоспоживання допомі- жних систем (транспортери, подрібнювальне облад- нання, приводні установки тощо). Оцінювання здійсню- валося за встановленою потужністю на власні потреби за заданої продуктивності подачі сировини, що забезпечує коректне зіставлення альтернативних технологічних рі- шень. Питома вартість установки задавалася в межах ти- пових інвестиційних параметрів для промислового обла- днання відповідного технологічного класу. Такий підхід дає змогу виконати порівняльне ранжування в межах до- сліджуваної вибірки без порушення відносної структури критерію та без спотворення логіки оцінювання. Узагальнене рівняння багатопараметричної оптимізації енерготехнологічної системи має вигляд: max 𝑥𝜖 𝑏пр.(𝑥) = ∑ 𝑎𝑖𝑏𝑖(𝑦𝑖(𝑥))𝑛 𝑖=1 , 𝑛 = 8. (3) де 𝑥 – сукупність керованих параметрів піролізно-гази- фікаційної установки, що визначають її техніко-економі- чні характеристики. У межах аналізу 𝑥 є аргументом, який формує табличні показники 𝑦𝑖(𝑥);  – область допустимих рішень, що задає множину по- рівнюваних варіантів системи: 𝑦𝑖,𝑚𝑖𝑛 ≤ 𝑦𝑖(𝑥) ≤ 𝑦𝑖,𝑚𝑎𝑥 , 𝑖 = 1, … ,8. (4) 𝑏пр.(𝑥) – приведений показник енерго-економічної ефе- ктивності установки, наведений у бальній формі. Він є результатом зваженого агрегування часткових бальних оцінок bi за окремими критеріями; 𝑏𝑖(𝑦𝑖) – нормовані бальні оцінки в інтервалі [1; 10], отримані з табличних значень(𝑦𝑖) шляхом лінійної нор- малізації в межах досліджуваної вибірки. Для показників, зростання яких свідчить про підви- щення ефективності установки (електрична та теплова потужність, продуктивність за газом, допустима воло- гість палива), використовується лінійна нормалізація за принципом монотонного зростання. Бальна оцінка ви- значається за залежністю: 𝑏𝑖(𝑦𝑖) = 1 + 9 𝑦𝑖−𝑦𝑖,𝑚𝑖𝑛 𝑦𝑖,𝑚𝑎𝑥 −𝑦𝑖,𝑚𝑖𝑛 , 𝑖𝜖{1,2,5, 7}. (5) де 𝑦𝑖 – фактичне значення і-го показника; 𝑦𝑖,𝑚𝑎𝑥 , 𝑦𝑖,𝑚𝑖𝑛 – мінімальне та максимальне значення ві- дповідного показника в межах досліджуваної вибірки. Для показників, зменшення яких свідчить про підви- щення ефективності установки (загальна та питома ви- трата палива, питома ціна установки, споживання елек- троенергії на власні потреби), застосовується лінійна нормалізація за принципом монотонного спадання. 𝑏𝑖(𝑦𝑖) = 1 + 9 𝑦𝑖,𝑚𝑎𝑥 −𝑦𝑖 𝑦𝑖,𝑚𝑎𝑥 −𝑦𝑖,𝑚𝑖𝑛 , 𝑖𝜖{3,4,6, 8}. (6) 𝑎𝑖 – коефіцієнти значущості критеріїв, що відображають їх відносний внесок у загальну ефективність. Встановлю- ються відповідно до пріоритетів оцінювання та задово- льняють умови: 𝑎𝑖0, ∑ 𝑎𝑖 = 1, 𝑛 = 8.𝑛 𝑖=1 (7) Пріоритетність задана в такий спосіб: 𝑎4𝑎7 𝑎8 𝑎6, тобто найбільшу вагу має мінімізація питомої витрати палива, далі – здатність установки працювати на вологому па- ливі, потім – мінімізація енергоспоживання та питомої ціни установки. У нашому випадку вектор табличних показників 𝑦𝑖(𝑥) має вигляд: {𝑦 𝑖 (𝑥)}𝑖=1 𝑛 = {𝑁ел(𝑥), 𝑄(𝑥), 𝑚(𝑥), 𝑚пр(𝑥), 𝑉газ(𝑥), Цпит(𝑥), 𝑊(𝑥), 𝐸вл.спож.(𝑥)}. (8) 𝑏пр.(𝑥) = 𝑎1𝑏1(𝑁ел(𝑥)) + 𝑎2𝑏2( 𝑄(𝑥)) + 𝑎3𝑏3(𝑚(𝑥)) + 𝑎4𝑏4 (𝑚пр (𝑥)) + 𝑎5𝑏5(𝑉газ(𝑥)) + 𝑎6𝑏6 (Цпит(𝑥)) + 𝑎7𝑏7(𝑊(𝑥)) + 𝑎8𝑏8(𝐸вл.спож.(𝑥)), (9) де 𝑁ел – електрична потужність установки, кВт·год; Q – теплова потужність установки, кВт·год; 𝑚 – витрата палива, кг/год; 𝑚пр – питома витрата палива (на одиницю корисної по- тужності), кг/год; 𝑉газ – продуктивність установки за газом, м3/год; Цпит – питома ціна установки, грн/кВт; W – допустима вологість палива %; 𝐸вл.спож. – споживання електричної енергії для підтри- мання процесу газоутворення, кВт. b1, b2, b3, b4, b5, b6, b7, b8 – нормована бальна оцінка відпо- відно: електричної потужності установки (кВт·год); тепло- вої потужності установки (кВт·год); витрати палива (кг/год); питомої витрати палива (кг/кВтел.); продуктивності устано- вки за газом (м3/год); питомої ціни установки (грн/кВт); ро- боти установки на заданому виді сировини й вологості (%); електроспоживання на забезпечення внутрішніх енергети- чних потреб процесу (кВт). Коефіцієнт відносної ефективності установки: 𝐾 = 0.1 + 0.9 (𝑏пр−𝑏𝑚𝑖𝑛) (𝑏𝑚𝑎𝑥−𝑏𝑚𝑖𝑛) (10) де 𝑏𝑚𝑖𝑛 – мінімальне значення інтегрального показника в межах вибірки (відповідає найменш ефективній уста- новці серед розглянутих), 𝑏𝑚𝑖𝑛 = 𝑚𝑖𝑛(𝑏пр𝑗); 𝑏𝑚𝑎𝑥 – максимальне значення інтегрального показника (відповідає найефективнішій установці серед розгляну- тих), 𝑏𝑚𝑎𝑥 = 𝑚𝑎𝑥(𝑏пр𝑗). 353 Відновлювана енергетика. № 1/2026 \| Біоенергетика Газогенераторні установки характеризуються стабільні- стю виробництва синтез-газу та можливістю його пря- мого використання для виробництва електричної енер- гії в когенераційних установках. Технологія ефективно працює в установках малої та середньої потужності (50– 500 кВт) і може бути відносно просто інтегрована в існу- ючу теплову систему об’єкта без складних додаткових рішень з організації теплообміну. Водночас ефектив- ність газифікації істотно залежить від фізико-хімічних властивостей біомаси, що зумовлює необхідність її по- передньої підготовки. До основних обмежень технології належать підвищене утворення смол під час газифікації окремих видів палива, чутливість процесу до коливань складу та вологості сировини, а також відсутність дода- ткової продукції, яка могла б забезпечувати додаткову економічну ефективність установки. Піролізні установки переробляють сировину підвищеної вологості та забезпечують виробництво, крім піроліз- ного газу, таких додаткових продуктів, як біовугілля та біоолія. Правильно організоване використання теплоти всередині установки (повторне використання теплоти процесу) зменшує утворення смол, а робота системи є екологічно безпечнішою. Однак з піролізного газу не ви- робляють безпосередньо електроенергію. Встановлення установок потребує значних інвестицій, складнішої організації теплообміну, технічних рішень щодо використання / утилізації піролізного газу. Середні бальні оцінки критеріїв для технологій піролізу та газифікації наведені на рис. 2. Поєднання процесів піролізу та газифікації в одній уста- новці дає можливість спочатку здійснити термічне роз- кладання біомаси, а отриманий газ надалі використати в камері газифікації або безпосередньо для виробниц- тва електроенергії. Така схема забезпечує підвищення сумарного коефіцієнта корисного використання енергії до К = 0.9 (Кгаз = 0.664, Кпір = 0.683) за рахунок внутріш- ньої теплової рекуперації, зниження питомої витрати палива та розширення допустимого діапазону вологості сировини. Додатковою перевагою є отримання біову- гілля / біоолії як супутнього продукту, що покращує еко- номічні показники установки. Теоретично це створює умови для виконання нерівності Кпір-газифmax(Кпір, Кгаз), оскільки поєднання цих технологій дає змогу зменшити питому витрату палива, знизити енергетичні витрати на сушіння палива та раціонально використати тепло між окремими стадіями процесу. Рис. 2. Середні бальні оцінки критеріїв для технологій піролізу та газифікації За результатами інтегральної оцінки встановлено, що технології піролізу та газифікації мають близькі зна- чення узагальненого показника ефективності (див. рис. 2), однак різну структуру техніко-економічних хара- ктеристик. З метою підвищення якості газу, одержаного в процесі піролізу, пропонується поєднати піроліз із подальшим пропусканням піролізних газів через зону відновлення за аналогією з газогенераторною установ- кою [29]. Під час проходження через зону відновлення СО2 відновлюється до СО, термічно нестійкі органічні сполуки деструктують з утворенням простіших горючих компонентів, смолисті речовини піддаються крекінгу, а 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 b1 b2 b3 b4 b5 b6 b7 b8 С ум ар н и й б ал ( 1 –1 0 ) Нормована бальна оцінка Газифікація Піроліз 354 Відновлювана енергетика. № 1/2026 \| Біоенергетика водяна пара взаємодіє з розігрітим вуглецем з утворен- ням СО та Н2; частина Н2 може далі реагувати з вуглецем з утворенням СН4. Одним з головних недоліків такого процесу є необхід- ність підтримання високої температури в зоні віднов- лення, особливо під час протікання реакцій взаємодії водяної пари з вуглецем, які є ендотермічними та пот- ребують значного підведення теплоти. Зниження тем- ператури реакційної зони призводить до неповного пе- ребігу цих реакцій, що суттєво погіршує склад і теплотворну здатність газу. Відведення газу з камери піролізу та з установки здійс- нюється самоплином, процес відновлення в надколис- никовій зоні відбувається за мінімального надлишко- вого тиску, величина якого визначається опором шару деревного вугілля проходженню синтез-газів, що утво- рюються внаслідок термолізу. З урахуванням насипної щільності деревного вугілля в кільцевому просторі між корпусом і камерою піролізу цей надлишковий тиск не- значною мірою відрізняється від атмосферного. Тому масо- та теплообмінні процеси доцільно розглядати як такі, що перебувають за умов сталого атмосферного ти- ску. Оскільки для перебігу реакції взаємодії водяної пари з вуглецем необхідне підведення теплоти, процес проті- кає за температури 800–1000 C та за тиску, близького до атмосферного: C+H2O(g)⇌ CO+H2+ΔH≈+131 кДж/моль. (11) Тому при розрахунку балансу теплоти, необхідної для перебігу реакції водяного газу, слід врахувати витрати теплоти на підігрівання водяної пари та деревного ву- гілля до температури 900 C, а також витрати теплоти на перебіг самої хімічної реакції, оскільки вона є ендотер- мічною. Необхідно враховувати, що частина оксиду вуглецю (CO), утвореного внаслідок реакції (1), може безпосере- дньо взаємодіяти з водяною парою, що зумовлює пере- біг реакції конверсії водяного газу: CO+H2O ⇌ CO2+H2 – ΔH≈-41,2 кДж/моль. (12) Ця реакція є екзотермічною та супроводжується виді- ленням 41.2 кДж/моль теплоти, та приводить до утво- рення діоксиду вуглецю (CO2). У зоні відновлення CO2 вступає у взаємодію з вуглецем з утворенням оксиду ву- глецю (CO) за реакцією Будуара, яка є ендотермічною: C+CO2 ⇌ 2CO+ΔH≈+172 кДж/моль (13) Враховуючи перебіг хімічного процесу, до 50 % парів Н2О можуть брати участь в утворенні вуглекислого газу (CO2). Проте якщо порівнювати ентальпію реакції утво- рення водяного газу C+H2O⇌CO+H2 та сумарну енталь- пію послідовності (конверсія CO водяною парою CO+H2O⇌CO2+H2 з одночасною реакцією Будуара C+CO2⇌2CO), то сумарна зміна ентальпії в обох випад- ках є однаковою і становить ΔH≈+131 кДж/моль. Оскі- льки обидва шляхи перетворення забезпечують одна- ковий сумарний тепловий ефект і формують еквівален- тний склад газової фази, у подальших енергетичних розрахунках баланс теплоти доцільно визначати, вихо- дячи з реакції утворення водяного газу для всієї кілько- сті водяної пари, що міститься в продуктах піролізу. Оскільки під час проходження зони відновлення утво- рюється вільний водень, за наявності вуглецю можливе протікання реакції гідрогазифікації, яка є екзотерміч- ною: C+2H2 ⇌ CH4 – ΔH≈-74,8 кДж/моль (14) Реакція гідрогазифікації протікає в температурному ін- тервалі 800–1000 C. За умови зростання температури рівновага зміщується в бік розкладання метану на вуг- лець і водень. Отже, утворення метану може відбува- тися поза зоною відновлення, а саме у зоні охоло- дження продуктів піролізу, яка одночасно забезпечує нагрівання камери сухого піролізу. Тому в подальших розрахунках витрат теплоти на підтримання темпера- тури відновної зони теплоту, що виділяється під час ре- акції гідрогазифікації, не враховуємо. Надходження водяної пари до зони відновлення є нері- вномірним і характеризується піковими значеннями, що відповідають перебігу фізичних і хімічних процесів у ка- мері сухого піролізу. Перший етап пов’язаний з випаро- вуванням вологи з матеріалу, який піддається піролізу, та визначається залишковою фізичною вологістю дере- вних пелет. Подальші розрахунки виконано для 1 кг пелет вологістю 14 %. Суха речовина складається з 42 % целюлози, 31 % геміцелюлози, 23 % лігніну, 3 % екстрактивних речовин і 1 % золи. Другий етап виділення води пов’язаний з термічним ро- зкладанням геміцелюлози. Процес протікає в темпера- турному діапазоні 220–315 C, при цьому максимальна швидкість розкладання спостерігається за температури близько 290 C. Внаслідок деструкції геміцелюлози може утворюватися водяна пара масою до 18 % від її по- чаткової маси. Третій етап утворення води відповідає розкладанню це- люлози. Він відбувається в доволі широкому температу- рному інтервалі, 250–400 C, а кількість води, що виді- ляється, може становити до 18 % від початкової маси целюлози. Четвертий етап утворення води пов’язаний з термічним розкладанням лігніну. Процес відбувається в температу- рному діапазоні 200–400 С, при цьому кількість води, що виділяється, може становити до 8 % від початкової маси лігніну. Результати розрахунку кількості водяної пари, що утво- рюється на окремих стадіях термічного розкладання це- люлози, геміцелюлози та лігніну, занесемо в табл. 2. 355 Відновлювана енергетика. № 1/2026 \| Біоенергетика Таблиця 2. Результати розрахунку кількості водяної пари, що утворюється під час піролізу пелет Етап Температурний діа- пазон, С Пік виділення во- логи, С У відношенні до по- чаткової маси мате- ріалу, % У перерахунку на 1 кг біомаси, г Підсушування біо- маси 100–130 відсутній 14 140 Розкладання геміо- целюлози 220–315 290 18 65 Розкладання целю- лози 250–400 290–310 18 48 Розкладання лігніна 200–400 відсутній 8 16 Аналіз даних табл. 2 свідчить, що під час піролізу з 1 кг пелет утворюється близько 269 г водяної пари, що від- повідає 27 % від початкової маси сировини. Близько 52 % від цієї кількості пари виділяється в температур- ному інтервалі 100–130 С. Другий виражений макси- мум припадає на діапазон 290–310 С і становить приб- лизно 42 % від загальної маси утвореної вологи. Виконаний аналіз дозволяє показати, що максимальне термічне навантаження зона відновлення зазнає під час випаровування вологи з пелет, оскільки саме на цьому етапі до вказаної зони необхідно підводити найбільшу кількість енергії. На цьому етапі водяна пара має темпе- ратуру близько 100 С, тому необхідно підвести додат- кову теплоту для її нагрівання до температури, за якої відбувається реакція утворення водяного газу. Оскільки теплоємність водяної пари зростає зі збільшен- ням температури, у розрахунках приймаємо її значення за температури 1000 С, що становить cₚ = 2.32 кДж/(кг·К). Розрахуємо потрібну кількість теплоти для компенсації нагрівання пари до 900 С: 𝑄𝑝 = 𝑐𝑝 · 𝑚𝑝 · ∆𝑇, (15) де ср – питома теплоємність водяної пари, кДж/(кг·К); mp – маса водяної пари, кг; ∆T – зміна температури, С. За швидкості нагрівання 10C/хв потужність теплового потоку визначається за виразом: 𝑃𝑝 = 𝑄𝑝/𝑡, (16) де t – час нагрівання, с. Кількість теплоти, яку необхідно підвести до зони відно- влення для її розігрівання до 1000 С: 𝑄𝑣 = 𝑐𝑣 · 𝑚𝑣 · ∆𝑇, (17) де Qv – кількість теплоти, яку слід підвести до зони від- новлення для її розігрівання до 1000С, кДж; cv – питома теплоємність вуглецю, кДж/(кг·К); mv – маса вуглецю, кг; ∆T – зміна температури, С. Для розігрівання зони відновлення до температури 1000 С упродовж 10 хв необхідна потужність теплового потоку становить: 𝑃𝑣 = 𝑄𝑣/𝑡𝑣 , (18) де Pv – потужність теплового потоку, необхідна для ро- зігрівання зони відновлення, Вт; tv – час нагрівння, с. Кількість теплоти, необхідної для протікання реакції утворення водяного газу: 𝑄𝑅 = ∆𝐻° · (𝑚𝐻2𝑂/𝑀𝐻2𝑂), (19) де QR – кількість теплоти, необхідної для протікання ре- акції утворення водяного газу, кДж (Дж); 𝑚𝐻2𝑂 – маса води, кг; 𝑀𝐻2𝑂 – молярна маса води, кг/моль; ∆𝐻° – значення ентальпії реакції утворення водяного газу, кДж/моль. Реакція утворення водяного газу характеризується утво- ренням CO та Н2 у температурному діапазоні 800– 1000 С. Тому на початковому етапі надходження водя- ної пари в зону відновлення, за умови попереднього на- грівання цієї зони до 1000 С, у ній наявний запас внут- рішньої енергії розігрітого деревного вугілля. Цей запас може бути використаний для нагрівання водяної пари та забезпечення протікання реакції утворення водяного газу. Приймемо допустиме зниження температури в зоні відновлення до 820 С та обчислимо запас енергії, що може бути використаний для реакції утворення Н2. 𝑄𝑣𝑠 = 𝑐𝑣900 · 𝑚𝑣 · ∆𝑇, (20) де 𝑄𝑣𝑠 – запас теплоти, реакційної зони відновлення, кДж; 𝑐𝑣900 – питома теплоємність деревного вугілля за сере- дньої температури процесу (≈900 C), кДж/(кг·К); 𝑚𝑣 – маса деревного вугілля в зоні відновлення, кг; ∆𝑇 – зміна температури, С. Додаткова кількість теплоти, яку необхідно підвести до зони відновлення, визначається як різниця між сумар- ними витратами теплоти на нагрівання водяної пари та протікання реакції водяного газу і наявним запасом те- плоти розігрітого вуглецю: 𝑄 = 𝑄𝑝 + 𝑄𝑅 − 𝑄𝑣𝑠, (21) де 𝑄 – додаткова кількість теплоти, яку необхідно підве- сти до зони відновлення, кДж; 356 Відновлювана енергетика. № 1/2026 \| Біоенергетика 𝑄𝑝 –кількість теплоти, необхідна для компенсації нагрі- вання пари до 900 С, кДж; 𝑄𝑅 – кількість теплоти, необхідна для протікання реакції утворення водяного газу, кДж; 𝑄𝑣𝑠 – запас теплоти, реакційної зони відновлення, кДж. Оскільки пікова фаза процесу триває приблизно 1 хв, необхідний тепловий потік для компенсації енергетич- них витрат у зоні відновлення визначається за виразом: 𝑃 = 𝑄/𝑡, (22) де Р – потужність теплового потоку, Вт; 𝑄 – додаткова кількість теплоти, яку необхідно підвести до зони відновлення, кДж; t – тривалість пікової фази процесу, с. Розглянемо питання конструктивного розміщення зони відновлення. За температури, близької до 1000 С, пе- редача теплоти від зони відновлення до навколишнього середовища відбувається, переважно, шляхом тепло- вого випромінювання. За відсутності теплоізоляції раді- аційні втрати були б значними. Тому зону відновлення необхідно екранувати з боків футеровкою, а зверху та знизу ізолювати шарами матеріалу з низькою теплопро- відністю. У запропонованій конструкції як теплоізоля- ційний прошарок використовується шар деревного ву- гілля. Площа поверхні, визначена з геометричних параметрів установки і становить S = 0.138 м2. Темпера- туру в зоні відновлення прийнято близько 1000 С. Бічні стінки мають футеровку, тому втрати теплоти в радіаль- ному напрямку мінімальні. Усередині шару рівномірно розміщені електронагрвівачі. Виходячи з термохімічних процесів, що відбуваються в зоні відновлення, прийма- ємо її висоту 100 мм. Граничну температуру зовнішньої поверхні приймаємо не вищою за 200–250 С. За такого рівня температури ін- тенсивність теплового випромінювання поверхні стано- вить приблизно 2–3 % від випромінювання при 1000 C, що забезпечує суттєве зменшення радіаційних втрат те- плоти. Для насипного шару деревного вугілля за високих тем- ператур реальна теплопровідність становить λ = 0.15…0.20 Вт/(м·К); у розрахунках приймемо λ = 0.2 Вт/(м·К). Середній тепловий потік через шар визначаємо як: 𝑞 = 𝑃 2·𝑆 , (23) q – щільність теплового потоку, Вт/м2; Р – сумарна потужність електронагрівачів, Вт; S – площа поверхні теплообміну, м2. Необхідний перепад температур: ∆𝑇 = 𝑇0 − 𝑇𝑆, (24) де ∆𝑇 – зміна температури, С; 𝑇0 – початкова температура в зоні відновлення, С; 𝑇𝑆 – температура шару деревного вугілля, С. Необхідна товщина шару вугілля, за законом Фур’є: 𝑞 =  · ∆𝑇/𝛿, (25) звідси 𝛿біовуг =  · ∆𝑇/𝑞, (26) де 𝛿біовуг – товщина шару вугілля, м; q – щільність теплового потоку, Вт/м2; λ – коефіцієнт теплопровідності шару вугілля, Вт/(м·К); ∆T – зміна температури, С; Окремого вивчення потребує питання підведення теп- лоти до пелет, розміщених у камері сухого піролізу. Конструктивно камера сухого піролізу є герметизова- ним металевим циліндром з трубкою відведення син- тез-газу, який встановлено всередині зовнішнього кор- пусу установки, також виконаного у вигляді циліндра. Між зовнішнім корпусом і корпусом камери сухого піро- лізу утворюється замкнений міжкорпусний простір, що має зовнішній патрубок для відведення газу. У нижній частині зовнішнього корпусу, під камерою сухого піро- лізу, розміщена зона відновлення, очищення та збага- чення отриманого горючого газу. Горючі гази через від- відну трубку подаються в нижню частину зовнішнього корпусу. Таким чином, для виходу з установки горючий газ повинен пройти через зону відновлення, при цьому його рух забезпечує конвективний теплообмін між зо- ною відновлення та корпусом камери сухого піролізу під час протікання процесу піролізу пелет. Початкове нагрівання камери сухого піролізу здійсню- ється чотирма електронагрівачами типу КГТ потужністю по 1300 Вт, розміщеними у міжкорпусному просторі між зовнішнім корпусом і корпусом камери. Зазначений простір заповнений деревним вугіллям насипної щіль- ності, яке виконує функцію теплоакумулювального та ізолювального шару. Електронагрівачі розміщені рівномірно по периметру корпусу камери, формуючи чотири рівнозначні сектори, що нагріваються, та забезпечуючи симетричний розпо- діл теплового потоку. Об’єм камери сухого піролізу за- безпечує завантаження приблизно 9 кг пелет у насип- ному стані. Для проведення теплових розрахунків приймемо: один сектор, що нагрівається, розглядаємо як плоску прямо- кутну стінку висотою 350 мм і шириною 173 мм, в якій між теном і металевим корпусом камери сухого піролізу розміщений шар деревного вугілля товщиною 50 мм, далі розташована металева пластина товщиною 8 мм. З внутрішнього боку стінки розміщений шар пелет товщи- ною 45 мм з масою 2.25 кг. У розрахунках приймаємо, що 50 % потужності електро- нагрівача рівномірно передається шару деревного ву- гілля. Тепловіддача електронагрівача, розігрітого до 1000 C, відбувається переважно випромінюванням у по- вному куті 360. З урахуванням теплоємності шару вугілля та неминучих теплових втрат у конструкції в подальших розрахунках приймаємо, що на нагрівання камери сухого 357 Відновлювана енергетика. № 1/2026 \| Біоенергетика піролізу ефективно використовується лише половина встановленої потужності електронагрівачів. Для подальших розрахунків приймемо, що площа пря- мокутної стінки при висоті h = 0.35 м та ширині b = 0.173 м становить SR = 0.35  0.173 = 0.0606 м2. Теплоп- ровідність пористого деревного вугілля становить λбіовуг ≈ 0.2 Вт/м·К, а сталі – λсталі ≈ 45 Вт/м·К. Термічний опір шарів знайдемо за математичною зале- жністю: 𝑅 = 𝛿/, (27) де δ – товщина шару, м;  – коефіцієнт теплопровідності матеріалу, Вт/(м·К). Для шара деревного вугілля товщиною 50 мм за коефіці- єнта теплопровідності 0.2 Вт/м·К термічний опір стано- виить Rбіовуг = 0.05/0.2 ≈ 0.25 м2 К/Вт. Для металевої стінки товщиною 8 мм за теплопровідності 45 Вт/м·К термічний опір становить Rсталі = 0.008/45 ≈ 0.00017 м2 К/Вт. Аналіз отриманих значень свідчить, що у розглянутій си- стемі теплопередачі визначальним є термічний опір шару деревного вугілля, тоді як опір металевої стінки є на кілька порядків меншим і практично не впливає на загальний процес теплопередачі. Густина реального теплового потоку визначається за співвідношенням: 𝑞′ = (𝑇1 − 𝑇2)/𝑅∑ , (28) де 𝑞′ – густина реального теплового потоку, Вт/м2; Т1 – температура внутрішньої поверхні зони нагрівання (температура шару деревного вугілля), C; Т2 – температура внутрішньої поверхні металевої стінки камери, C; RΣ – сумарний термічний опір теплопровідних шарів, м²·К/Вт. Повний тепловий потік (потужність), що передається пе- летам: 𝑄пел = 𝑞 · 𝑆𝑅, (29) 𝑄пел – повний тепловий потік, що передається пелетам, Вт; 𝑆𝑅 – площа теплопередачі, м2. Швидкість нагрівання пелет у камері сухого піролізу ви- значимо за формулою: 𝑑𝑇 𝑑𝑡 = 𝑄̇пел 𝑚пел∙𝑐пел (30) де 𝑑𝑇 𝑑𝑡 – швидкість нагрівання пелет у камері сухого піро- лізу, С/хв; 𝑚пел – маса сухих пелет в секторі, кг; 𝑐пел – питома теплоємність пелет, кДж/(кг К). Таблиця 3. Результати теплових розрахунків піролізно-газифікаційної установки з інтегрованими процесами очищення та збагачення синтез-газу Параметр Позначення Величина Одиниці вимі- рювання Математичне рівняння Вихідні дані для розрахунку Маса пелет (для аналітичного оціню- вання процесу утворення водяної пари) m 1.0 кг Маса утвореної водяної пари 𝑚𝐻2𝑂 0.269 кг Частка водяної пари - 27 % Частка вологи в температурному діапа- зоні (100–130 C) 52 % Частка вологи в температурному діапа- зоні (290–310 C) 42 % Маса водяної пари mp 0.14 кг Питома теплоємність пари ср 2.25 кДж/(кг·К) Питома теплоємність пари при 1000 С ср 2.32 кДж/(кг·К) Питома теплоємність вуглецю cv 1.45 кДж/(кг·К) Маса деревного вугілля 𝑚𝑣 2.7 кг Ентальпія реакції водяного газу ∆𝐻° 131 кДж/моль Молярна маса води 𝑀𝐻2𝑂 0.018 кг/моль Час пікової фази t 60 с Час розігрівання зони tv 600 с Температура зони відновлення Т1 1000 С Температура зони відновлення Т2 20 С 358 Відновлювана енергетика. № 1/2026 \| Біоенергетика Параметр Позначення Величина Одиниці вимі- рювання Математичне рівняння Коефіцієнт теплопровідності деревного вугілля біовуг 0.2 Вт/(м·К) Коефіцієнт теплопровідності сталі сталі 45 Вт/(м·К) Висота сектора h 0.35 м Ширина сектора b 0.173 м Товщина шару вугілля δбіовуг 0.05 м Товщина сталевої стінки камери δсталі 0.008 м Питома теплоємність пелет 𝑐𝑝𝑒𝑙 1.4 кДж/(кг·К) Маса пелет (в секторі) 𝑚пел 2 кг Результати розрахунків Сумарна потужність нагрівачів P 6.5 кВт Теплота нагрівання пари до 900 С 𝑄𝑝 252 кДж (5) Потужність нагрівання пари Pp 4.2 кВт (6) Теплота розігрівання зони відновлення 𝑄𝑣 3797.6 кДж (7) Потужність розігрівання зони Pv 6.33 кВт (8) Теплота реакції водяного газу QR 1019 кДж (9) Запас теплоти зони 𝑄𝑣𝑠 923.4 кДж (10) Додаткова теплота Q 347.6 кДж (11) Необхідна потужність у піковій фазі P 5.79 кВт (12) Щільність теплового потоку q 23.5 кВт/м2 (13) Перепад температур ∆𝑇 800 С (14) Необхідна товщина шару вугілля 𝛿біовуг 0.07 м (16) Прийнята товщина шару вугілля 𝛿біовуг 0.10 м - Термічний опір шару деревного вугілля Rбіовуг 0.25 м2 К/Вт (17) Термічний опір сталевої стінки товщи- ною 8 мм за теплопровідності 45 Вт/м·К Rсталі 0.00017 м2 К/Вт (17) Сумарний термічний опір RΣ 0.25017 м2·К/Вт Густина реального теплового потоку 𝑞′ 3.917 Вт/м2 (18) Потужність, що передається пелетам 𝑄пел 237 Вт (19) Швидкість нагрівання пелет 𝑑𝑇 𝑑𝑡 0.0846 К/с (20) Швидкість нагрівання зони - 5.08 С/хв - Отже, для підтримання процесу достатньо застосувати п’ять електронагрівачів сумарною потужністю 6.5 кВт, що забезпечить як швидке розігрівання зони віднов- лення, так і компенсацію витрат теплоти під час проті- кання реакції утворення водяного газу. Розрахунок показує (табл. 3), що мінімальна товщина теплоізоляційного шару становить 70 мм; однак з ураху- ванням конструктивного запасу приймається товщина 100 мм, яка закладена в конструкції установки. На експериментальній установці в камеру сухого піролізу було завантажено 8 кг пелет і виконано нагрівання до те- мператури 280 С з фіксацією часу та температури. За ре- зультатами експерименту та розрахункової швидкості нагрівання пелет побудовано температурні залежності нагрівання пелет у камері сухого піролізу (рис. 3). Величину відхилення між експериментальними та тео- ретичними даними оцінено за допомогою індексу дете- рмінації R2, який для виконаних розрахунків становить 0.989. Отже, маємо високий ступінь узгодження даних, отриманих експериментальним та аналітичним шляхами, особливо в температурному діапазоні 40– 100 С (див. рис. 3). Незначні відхилення експеримента- льної кривої від теоретичної зумовлені перебігом про- цесів піролізу летких компонентів. Частина підведеної енергії витрачається на їх термічне розкладання та фа- зове перетворення з утворенням газоподібних продук- тів, а не на підвищення температури пелет. 359 Відновлювана енергетика. № 1/2026 \| Біоенергетика Рис. 3. Залежність температури пелет у камері сухого піролізу від часу нагрівання Цю роботу виконано в межах проєкту HEI-COPILOT, що реалізується в рамках ініціативи EIT HEI Initiative «Розви- ток інноваційної спроможності закладів вищої освіти», яка фінансується Європейським Союзом. Висновки За результатами дослідження встановлено: 1. Інтегральні коефіцієнти ефективності газифікації та піролізу є зіставними Кга = 0.664, а Кпір = 0.683, що сві- дчить про відсутність суттєвої переваги однієї техно- логії над іншою при їх окремому застосуванні. За ра- хунок зниження питомого споживання електроенергії на власні потреби та розширення до- пустимого діапазону вологості палива технічно об- ґрунтованим є створення комбінованої піролізно-га- зифікаційної установки як енергоефективного рішення, що забезпечує інтегральний коефіцієнт ефективності на рівні К = 0.9. 2. Зона відновлення повинна мати висоту 100 мм, у якій необхідно підтримувати температуру в діапа- зоні 850–1000 C. Для зменшення тепловтрат випро- мінюванням над та під зоною відновлення передба- чено шар деревного біовугілля товщиною не менше 100 мм. Крім того, у статті обґрунтовано та віднесено до одиниці маси палива витрати енергії на одер- жання горючих газів з водяної пари фізичної вологи пелет та водяної пари, що формується внаслідок те- рмічного розкладу її структурних компонентів. 3. Внаслідок проведених досліджень визначено ви- трати енергії на технологічні процеси піролізу, очи- щення та відновлення горючих газів. Встановлено, що сумарна потужність електронагрівання камери сухого піролізу має становити 6.5 кВт (п’ять електро- нагрівачів по 1300 Вт). Для забезпечення рівномір- ного температурного поля електронагрівачі в центральній частині зони відновлення повинні бути розташовані симетрично та з однаковим кроком, що гарантує однорідне нагрівання робочого об’єму ка- мери сухого піролізу. 4. Аналіз температурної залежності свідчить, що про- цес нагрівання пелет у камері сухого піролізу відбу- вається рівномірно та без різких температурних ко- ливань. Експериментальна крива та розрахункова крива мають близький характер, що підтверджує адекватність прийнятої теплотехнічної моделі. Неве- ликі відхилення в окремих температурних інтерва- лах пов’язані з перебігом фізико-хімічних процесів у пелетах, зокрема з видаленням вологи та початком термічного розкладання органічних компонентів. За- галом отримані результати підтверджують правиль- ність визначення потужності електронагріву та ефек- тивність вибраної конструкції камери сухого піролізу. 0 50 100 150 200 250 300 0 5 10 15 20 25 30 35 40 Розрахункова залежність Експерементальна залежність Час нагрівання τ, хв Температура пелет T, C 360 Відновлювана енергетика. № 1/2026 \| Біоенергетика ПОСИЛАННЯ 1. Nadeem, T. B., Siddiqui, M., Khalid, M., Asif, M. (2023). Distributed energy systems: A review of classification, technologies, applications, and policies. Energy Strategy Reviews, 48, 101096. https://doi.org/10.1016/j.esr.2023.101096 2. Iweh, C. D., Gyamfi, S., Tanyi, E., & Effah-Donyina, E. (2021). Distributed Generation and Renewable Energy Integration into the Grid: Prerequisites, Push Factors, Practical Options, Issues and Merits. Energies, 14(17), 5375. https://doi.org/10.3390/en14175375 3. Situmorang, Y. A., Zhao, Zh., Yoshida, A., Abudula, A., Guan, G. (2020). Small-scale biomass gasification systems for power generation (<200 kW class): A review. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 117, 109486. https://doi.org/10.1016/j.rser.2019.109486 4. Akhtar, A., Krepl, V., & Ivanova, T. (2018). A combined overview of combustion, pyrolysis, and gasification of biomass. Energy & Fuels, 32(7), 7294–7318. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.8b01678 5. Abouemara, K., Shahbaz, M., McKay, G., & Al-Ansari, T. (2024). The review of power generation from integrated biomass gasification and solid oxide fuel cells: Current status and future directions. Fuel, 360, 130511. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2023.130511 6. International Energy Agency. Global Energy Review 2025: Electricity [Електронний ресурс]. Paris: IEA, 2025. Режим доступу: https://www.iea.org/reports/global-energy-review- 2025/electricity (дата звернення: 11.02.2026). 7. International Energy Agency. Electricity Mid-Year Update 2025: Demand – Global Electricity Use to Grow Strongly in 2025 and 2026 [Електронний ресурс]. Paris: IEA, 2025. Режим доступу: https://www.iea.org/reports/electricity-mid-year- update-2025/demand-global-electricity-use-to-grow- strongly-in-2025-and-2026 (дата звернення: 11.02.2026). 8. Balopi, B., Moyo, M., & Gorimbo, J. (2025). Biomass-to- electricity conversion technologies: A review. Waste Disposal & Sustainable Energy, 7, 323–351. https://doi.org/10.1007/s42768-025-00226-5 9. International Energy Agency. Bioenergy – Analysis and outlook [Електронний ресурс]. Paris: IEA, 2025. Ре- жим доступу: https://www.iea.org/energy- system/renewables/bioenergy (дата звернення: 11.02.2026). 10. Gao, Y., Wang, M., Raheem, A., Wang, F., Wei, J., Xu, D., Song, X., Bao, W., Huang, A., Zhang, S., & Zhang, H. (2023). Syngas production from biomass gasification: Influences of feedstock properties, reactor type, and reaction parameters. ACS Omega, 8(35), 31620–31631. https://doi.org/10.1021/acsomega.3c03050 11. Jerzak, W., Acha, E., & Li, B. (2024). Comprehensive Review of Biomass Pyrolysis: Conventional and Advanced Technologies, Reactor Designs, Product Compositions and Yields, and Techno-Economic Analysis. Energies, 17(20), 5082. https://doi.org/10.3390/en17205082 12. Li, T., Wang, J., Chen, H., et al. (2023). Performance analysis of an integrated biomass-to-energy system based on gasification and pyrolysis. Energy Conversion and Management, 287, 117085. https://doi.org/10.1016/j.enconman.2023.117085 13. European Biogas Association (EBA). Gasification: diversification of biomass processing and waste utilisation [Електронний ресурс]. SAF Україна, 29.04.2025. Режим доступу: https://saf.org.ua/news/2321/ (дата звернення: 11.02.2026). 14. Ruiz, J. A., Juárez, M. C., Morales, M. P., Muñoz, P., & Mendívil, M. A. (2013). Biomass gasification for electricity generation: Review of current technology barriers. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 18, 174–183. https://doi.org/10.1016/j.rser.2012.10.021 15. IEA Bioenergy (2025) Biomass gasification for hydrogen production. IEA Bioenergy Task 33. Режим доступу: https://www.ieabioenergy.com/wp- content/uploads/2025/03/IEA-Bioenergy_T33_Bio- H2_Final_v2.pdf (дата звернення: 11.02.2026) 16. Huang, Y., Wan, Y., Liu, S., Zhang, Y., Ma, H., Zhang, S., & Zhou, J. (2019). A Downdraft Fixed-Bed Biomass Gasification System with Integrated Products of Electricity, Heat, and Biochar: The Key Features and Initial Commercial Performance. Energies, 12(15), 2979. https://doi.org/10.3390/en12152979 17. Alabi, O. O., Gbadeyan, O. J., Towoju, O. A., & Deenadayalu, N. (2024). Enhancing sustainable energy production through biomass gasification gas technology: A review. F1000Research, 13, 511. https://doi.org/10.12688/f1000research.147958 18. Zhang, Y., Wan, L., & Guan, J. (2020). A review on biomass gasification: Effect of main parameters on char generation and reaction. Energy & Fuels, 34(11), 13438–13455. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.0c02900 19. Parvari, E., Mahajan, D., & Hewitt, E. L. (2025). A review of biomass pyrolysis for production of fuels: Chemistry, processing, and techno-economic analysis. Biomass, 5(3), 54. https://doi.org/10.3390/biomass5030054 20. Ortiz, O. A., Orozco, L. M., Rios, L. A. (2025). A new modelling approach for the pyrolysis step in biomass https://doi.org/10.1016/j.esr.2023.101096 https://doi.org/10.3390/en14175375 https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.8b01678 https://doi.org/10.1016/j.fuel.2023.130511 https://www.iea.org/reports/global-energy-review-2025/electricity?utm_source=chatgpt.com https://www.iea.org/reports/global-energy-review-2025/electricity?utm_source=chatgpt.com https://www.iea.org/reports/electricity-mid-year-update-2025/demand-global-electricity-use-to-grow-strongly-in-2025-and-2026?utm_source=chatgpt.com https://www.iea.org/reports/electricity-mid-year-update-2025/demand-global-electricity-use-to-grow-strongly-in-2025-and-2026?utm_source=chatgpt.com https://www.iea.org/reports/electricity-mid-year-update-2025/demand-global-electricity-use-to-grow-strongly-in-2025-and-2026?utm_source=chatgpt.com https://doi.org/10.1007/s42768-025-00226-5 https://www.iea.org/energy-system/renewables/bioenergy?utm_source=chatgpt.com https://www.iea.org/energy-system/renewables/bioenergy?utm_source=chatgpt.com https://doi.org/10.1021/acsomega.3c03050 https://doi.org/10.3390/en17205082 https://doi.org/10.1016/j.enconman.2023.117085 https://saf.org.ua/news/2321/?utm_source=chatgpt.com https://doi.org/10.1016/j.rser.2012.10.021 https://www.ieabioenergy.com/wp-content/uploads/2025/03/IEA-Bioenergy_T33_Bio-H2_Final_v2.pdf https://www.ieabioenergy.com/wp-content/uploads/2025/03/IEA-Bioenergy_T33_Bio-H2_Final_v2.pdf https://www.ieabioenergy.com/wp-content/uploads/2025/03/IEA-Bioenergy_T33_Bio-H2_Final_v2.pdf https://doi.org/10.3390/en12152979 https://doi.org/10.12688/f1000research.147958 https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.0c02900 https://doi.org/10.3390/biomass5030054 361 Відновлювана енергетика. № 1/2026 \| Біоенергетика gasification, Results in Chemistry, 14, 102146. https://doi.org/10.1016/j.rechem.2025.102146 21. Chandrasekharan Nair, S., John, V., Geetha Bai, R., & Kikas, T. (2025). Torrefaction of Lignocellulosic Biomass: A Pathway to Renewable Energy, Circular Economy, and Sustainable Agriculture. Sustainability, 17(17), 7738. https://doi.org/10.3390/su17177738 22. Tiedeu William, N., & Adipah, S. (2018). Coal and biomass pyrolysis and gasification – A review. Journal of Energy Research and Reviews, 1(1), 1–21. https://doi.org/10.9734/jenrr/2018/v1i19781 23. Alam, M., Loha, Ch., Sarkar, I., Chaturvedi, N. D. (2025). An integrated pyrolysis and air gasification model for hydrogen-rich syngas production and comparative assessment of agricultural biomass in Aspen plus, International Journal of Hydrogen Energy, 179, 151696. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2025.151696 24. Buelvas, A., Quintero-Coronel, D. A., Vanegas, O., Ortegon, K., Bula, A., Mesa, J., González- Quiroga, Arturo. (2024). Gasification of solid biomass or fast pyrolysis bio-oil: Comparative energy and exergy analyses using AspenPlus®. Engineering Reports, 6(7), e12825. https://doi.org/10.1002/eng2.12825 25. Roddy, D. J., Manson-Whitton, C. 5.10 – Biomass Gasification and Pyrolysis, Editor(s): Ali Sayigh, Comprehensive Renewable Energy, Elsevier, 2012. Pages 133–153. https://doi.org/10.1016/B978-0-08- 087872-0.00514-X 26. Zheng, J.-L., Zhu, M.-Q., Wen, J.-L., Sun, R.-c. (2016). Gasification of bio-oil: Effects of equivalence ratio and gasifying agents on product distribution and gasification efficiency. Bioresource Technology, 211, 164–172. https://doi.org/10.1016/j.biortech.2016.03.088. 27. Suparmin, P., Purwanti, N., Nelwan, L. O., Tambunan, A. H. (2024). Syngas production by biomass gasification: A meta-analysis. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 206, 114824. https://doi.org/10.1016/j.rser.2024.114824 28. Gracia-Monforte, C., Lete, A., Marias, F., Ábrego, J., Arauzo, J. (2026). Energy, exergy and mass balances of a biomass pyrolysis pilot plant. Energy Conversion and Management, 353, 121154. https://doi.org/10.1016/j.enconman.2026.121154 29. Клюс В. П., Омаров І. С. Газогенератор безсмоль- ного газу : пат. 154915 Україна : МПК C10J 3/00. № u202301010 ; заявл. 13.03.2023 ; опубл. 03.01.2024, Бюл. № 1. 30. Di Blasi, C. (2008). Modeling chemical and physical processes of wood and biomass pyrolysis. Progress in Energy and Combustion Science, 34(1), 47–90. https://doi.org/10.1016/j.pecs.2006.12.001 31. Bridgwater, A. V. (2012). Review of fast pyrolysis of biomass and product upgrading. Biomass and Bioenergy, 38, 68–94. https://doi.org/10.1016/j.biombioe.2011.01.048. 32. Basu, P. (2018). Biomass gasification, pyrolysis and torrefaction (3rd ed.). Academic Press. 564 р. https://www.sciencedirect.com/book/monograph/978 0128129920/biomass-gasification-pyrolysis-and- torrefaction 33. Golub, G., Tsyvenkova, N., Golub, V., Chuba, V., Omarov, I., Holubenko, A. (2022). Determining the effect of the structural and technological parameters of a gas blower unit on the air flow distribution in a gas generator. Eastern- European Journal of Enterprise Technologies, 4 (8 (118)), 29–43. https://doi.org/10.15587/1729-4061.2022.263436 https://doi.org/10.1016/j.rechem.2025.102146 https://doi.org/10.9734/jenrr/2018/v1i19781 https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2025.151696 https://doi.org/10.1002/eng2.12825 https://doi.org/10.1016/B978-0-08-087872-0.00514-X https://doi.org/10.1016/B978-0-08-087872-0.00514-X https://doi.org/10.1016/j.biortech.2016.03.088 https://doi.org/10.1016/j.rser.2024.114824 https://doi.org/10.1016/j.enconman.2026.121154 https://doi.org/10.1016/j.pecs.2006.12.001 https://doi.org/10.1016/j.biombioe.2011.01.048 https://www.sciencedirect.com/book/monograph/9780128129920/biomass-gasification-pyrolysis-and-torrefaction https://www.sciencedirect.com/book/monograph/9780128129920/biomass-gasification-pyrolysis-and-torrefaction https://www.sciencedirect.com/book/monograph/9780128129920/biomass-gasification-pyrolysis-and-torrefaction 362 Відновлювана енергетика. № 1/2026 \| Біоенергетика UDC 66.097:662.756 https://doi.org/10.36296/1819-8058.2026.1(84).345-378 JUSTIFICATION OF PARAMETERS AND HEATING MODES OF A PYROLYSIS-GASIFICATION UNIT WITH INTEGRATED PROCESSES OF SYNTHESIS GAS CLEANING AND ENRICHMENT Received Feb. 15, 2026; accepted Mar. 23, 2026 Available online Mar. 31, 2026 Omarov I. Author for correspondence: Omarov Ivan, e-mail: omarov.ivan@gmail.com Abstract. The object of the study is the process of thermochemical conversion of lignocellulosic biomass in a com- bined pyrolysis-gasification unit with integrated zones for reduction, cleaning, and enrichment of syn-gas. The aim of the work is the thermotechnical substantiation of the operating modes of the dry pyrolysis chamber and the reduction zone, taking into account the formation of water vapor and the course of high-temperature heteroge- neous reactions. It has been established that during the pyrolysis of 1 kilogram of pellets, approximately 0.269 kg of water vapor is formed, which corresponds to 27% of the mass of the initial feedstock. About 52% of the total amount of water vapor is released within the temperature range of 100–130°C, which determines the maximum thermal load on the reduction zone. The water vapor enters the reaction volume at a temperature close to 100°C and requires additional heat input to be heated to the operating range of 800–1000°C. An assessment of the heat consumption for the water vapor and ensuring the progress of endothermic reactions upon its interaction with carbon has been carried out. The reserve of internal energy of the heated charcoal layer has been determined for an allowable temperature decrease from 1000 to 820°C. The additional power required to compensate for peak thermal loads in the reduction zone has been calculated. It has been shown that a total electric heating power of 6.5 kW ensures the maintenance of a stable temperature regime. The required thickness of the thermal insulation layer made of charcoal has been substantiated. The minimum calculated thickness is 70 mm. In the design implementation, a thickness of 100 mm was adopted, taking into account an operational safety margin. The calculated heating rate of pellets in the dry pyrolysis chamber is 5.08°C/min. Experimental verification demonstrated high agreement between calculated and experimental data; the coefficient of determination is 0.989. The obtained results confirm the feasibility of stable production of syn- gas with increased heating value through the integration of pyrolysis and reduction processes within a unified technological scheme. Keywords: pyrolysis-gasification unit; biomass; synthesis gas; cleaning and enrichment zone; electric heating capacity. Introduction. The current stage of development of power generation systems is characterized by a transition to de- centralized electricity production based on renewable en- ergy sources. Centralized power plants operating on fossil fuels are gradually reducing their share in the energy mar- ket, while small- and medium-scale units utilizing renewa- ble energy sources are becoming increasingly widespread [1]. The liberalization of the regulatory framework in the field of small-scale energy and the growing demand for a reliable and sustainable energy supply have led to an in- creased demand for equipment for energy generation and storage in general, and for electricity production in particu- lar [2]. The stochastic nature of electricity generation from cli- mate-dependent renewable sources (in particular, solar and wind energy) does not ensure guaranteed stability of power supply. At the same time, the use of small-capacity steam and gas turbines (up to 200 kW installed capacity) is constrained by high capital expenditures, and the limited commercial availability of such equipment [3]. As a result, industrial enterprises are actively implementing electric power generation and cogeneration units based on piston ICE operating on fossil fuels. The economically attractive utilization of biomass-derived fuels is hindered by the high cost of equipment, the complexity of existing technological solutions, and the lack of affordable alternatives, which leads to a low level of their large-scale deployment [4]. The current stage of transformation of the global energy sector is characterized not only by an increase in absolute electricity consumption, but also by a growing role of re- newable energy resources in the structure of primary en- ergy consumption and electricity generation [5]. According to the International Energy Agency (IEA), global electricity demand in 2024 increased by approximately 4.3% com- pared to 2023, significantly exceeding the average growth rates of the previous decade and reflecting an acceleration of the transition to electricity consumption across major economic sectors on a global scale. Similar dynamics have been observed in most regions of the world, including the European Union, where electricity consumption in 2024 in- creased by about 1.5% compared with the previous year [6]. According to published forecasts, further growth in PhD student https://orcid.org/0000-0001-9449-853X Institute of Renewable Energy, NAS of Ukraine, Kyiv, Ukraine 363 Відновлювана енергетика. № 1/2026 \| Біоенергетика global electricity consumption is expected at an average an- nual rate of 3.7% in 2026, exceeding the growth rate of to- tal world energy consumption [7]. These data confirm the dominant role of the electricity sector in the structure of final energy consumption. As noted in [8], approximately 70% of the projected in- crease in global primary energy consumption by 2040 will be attributed to the power generation sector, while the growth rate of electricity demand will be three times higher than that of other forms of energy consumption. This trend reflects a structural reorientation of the global energy bal- ance toward electricity as the dominant energy carrier in the system of final energy consumption. At the same time, about 39.3% of global electricity genera- tion is provided by coal-fired power plants, resulting in high greenhouse gas emissions and underscoring the urgent need for accelerated decarbonization of the power sector through the large-scale deployment of renewable and low- carbon technologies. Within the structure of renewable energy sources, biomass holds a leading position, dominating in terms of utilization volumes among other resource types. According to [9], bi- oenergy accounts for approximately 55% of global renewa- ble energy production and contributes about 9% to the global primary energy supply (approximately 56 EJ in 2023), encompassing the production of heat and electricity as well as liquid and gaseous biofuels. A decisive role in this segment is played by woody biomass, which is characterized by a high content of structural poly- saccharides – primarily cellulose (38–50% by mass) and hemicellulose – determining its high reactivity in thermo- chemical conversion processes. At the same time, its lower heating value compared to fossil fuels, as well as techno- logical and logistical constraints associated with the use of solid biofuels, substantiate the expediency of developing and improving thermochemical biomass conversion meth- ods aimed at enhancing the energetic and thermodynamic efficiency of its utilization. Among thermochemical biomass conversion technologies, direct combustion has historically dominated and remains the primary method of its energy utilization, particularly in the heat generation sector. At the same time, the global scale of bioenergy-based electricity generation is signifi- cant: the installed capacity of bioenergy worldwide is esti- mated at approximately 150 GW. Direct combustion is ac- companied by considerable exergy losses, since the chemical energy of the fuel is predominantly converted into heat. The efficiency of subsequent heat-to-electricity con- version is thermodynamically limited, resulting in reduced electrical efficiency and overall fuel utilization efficiency [10, 11]. In this context, gasification and pyrolysis are con- sidered more efficient thermochemical biomass conversion methods, capable of ensuring a more rational utilization of its energy and exergy potential [12]. According to data from the European Bioenergy Associa- tion (EBA), approximately 141 biomass gasification plants are currently in operation across Europe, while an additio- nal 54 projects are at various stages of development. Germany holds a leading position in terms of the number of operating facilities (61 plants). At the same time, France, Finland, and Italy demonstrate positive dynamics in ex- panding the corresponding generating capacities [13]. The market offers modular gasifier-based power plants with a nominal electrical capacity of 45–50 kW, and manufactur- ers indicate that the technology is economically feasible for small-scale installations starting from 5 kWₑ. However, the scaling-up of conventional gasifier units is traditionally ac- companied by systemic limitations related to the instability of synthesis gas composition and the complexity of its effec- tive cleaning prior to subsequent utilization [14]. A significant limitation of gasification technology is the for- mation of tar compounds in considerable quantities, which substantially complicates the use of synthesis gas in modern gas piston ICEs. The overhaul interval declared by leading manufacturers (MWM, Jenbacher) of up to 80,000 operating hours is achievable only under strict compliance with fuel quality standards: tar and particulate matter content up to 50 mg/m3; alkali metals up to 1 mg/m3; chlorides up to 10 mg/m3; ammonia up to 50 mg/m3; and sulphur compounds up to 50 mg/m3. Operational practice indicates that ensuring such parameters for biomass-derived gas is technologically complex and economically burdensome [15]. To bring the composition of synthesis gas produced in a gasifier to the required standards, multistage gas cleaning systems are employed (cyclone separators, scrubbers, Ven- turi tubes, electrostatic precipitators, and filtration mod- ules). This leads to increased capital and operating expend- itures, higher pressure losses in the gas tract, and greater auxiliary energy consumption, thereby reducing the overall energy efficiency of the installation [16]. The operation of 50 kW cogeneration modules demon- strates a reduction in available electrical power and devia- tions from rated characteristics due to the accumulation of tar and ash deposits on filter components. Thus, the stabil- ity of synthesis gas composition represents a key limiting factor in the scaling-up of conventional gasification tech- nologies [17]. From a thermodynamic perspective, gasification is a par- tially oxidative process accompanied by significant losses of exergy potential due to heat and mass transfer, diffusion process, and the progression of heterogeneous reactions. A portion of the energy potential of biomass is consumed for internal partial oxidation to maintain the temperature regime in the gasification chamber, thereby reducing the potential for its subsequent conversion into useful work. Additional losses occur in gas cleaning systems due to pres- sure drop and energy dissipation in the form of low-grade heat [18]. Pyrolysis is a process of thermal decomposition of biomass in the absence of oxygen, within which no internal partial oxidation occurs, which is characteristic of gasification. This ensures a higher level of preservation of the exergy poten- tial of the initial feedstock. During biomass pyrolysis under oxygen-free conditions, three main products are formed: biochar, pyrolysis oil, and pyrolysis gas [19]. 364 Відновлювана енергетика. № 1/2026 \| Біоенергетика To maximize the yield of pyrolysis gas, elevated process temperatures and intensified heating regimes are applied, promoting secondary thermal cracking reactions of vapor– gas products and reducing the fraction of condensed prod- ucts. The process is endothermic in nature and requires heat input in the range of 0.5–3.0 MJ per kilogram of bio- mass [20]. Heat consumption is determined by the process temperature, the heating rate of the biomass, and the spe- cific design features of the reactor. At temperatures above 450°C, the heating value of the pyrolysis gas can be used to meet internal thermal demands, thereby offsetting heating costs and reducing the need for external energy input [20]. From the standpoint of exergy analysis, pyrolysis demon- strates a higher degree of preservation of the potential for performing useful work compared to oxidative processes, since a significant portion of the exergy potential of the original biomass is concentrated in the solid carbonaceous residue represented by thermally stable aromatic struc- tures [21, 22]. The accumulation of energy potential in bio- char enables its subsequent use either as an energy mate- rial or as a stable form of long-term carbon sequestration, thereby enhancing the environmental and thermodynamic justification of the process [23]. The multiproduct nature of pyrolysis ensures increased functional flexibility of the energy-technological system: pyrolysis oil can be utilized as a liquid fuel or as chemical feedstock, while pyrolysis gas can be used to meet the in- ternal heat demand of the installation, which allows mini- mization of external energy input and improves the overall energy efficiency of the process [24, 25]. Based on the analysis of studies [1–25], it can be stated that each thermochemical biomass conversion technology (gas- ification, pyrolysis) has its own technical limitations. In par- ticular, gasification is oriented toward obtaining a single target product—synthesis gas—the quality of which must comply with stringent requirements regarding tar and par- ticulate content, necessitating the use of complex gas cleaning systems and increasing operating costs [26, 27]. In contrast to gasification, pyrolysis provides a differentiated distribution of the energy potential of biomass among three pyrolysis products and reduces the probability of tar compounds entering equipment components. Under com- parable conditions, the level of exergy preservation in the pyrolysis process is higher than in gasification, since there is no partial oxidation of the fuel to maintain the tempera- ture regime [28]. Therefore, there is a well-founded need to develop a com- bined installation with electric heating of the pyrolysis zone. The use of electric heating as a controllable heat source enables the pyrolysis unit to maintain the required temperature regime without combusting part of the fuel, thereby ensuring the stability of the composition and heat- ing value of the synthesis gas. The integration of electric heating with the utilization of pyrolysis gas heat for pre- heating the feedstock will reduce the need for external en- ergy supply and enhance the overall energy efficiency of the process. Problem statement. The aim of this work is to substantiate the electric heating power of a combined pyrolysis-gasifica- tion unit with integrated synthesis gas cleaning and enrich- ment processes as a function of its design and process pa- rameters. To achieve this aim, the following tasks must be addressed: – to perform a comparative analysis of the efficiency of py- rolysis and gasification technologies; – to justify the design and process parameters of a com- bined pyrolysis-gasification unit with integrated synthesis gas cleaning and enrichment processes; – to determine the required electric heating power for the reaction zone, as well as for the synthesis gas cleaning and enrichment zones; – to experimentally validate the accuracy and reliability of the analytical calculations. Materials and Methods The object of the study is a combined pyrolysis-gasification unit with integrated processes of synthesis gas cleaning and enrichment. The subject of the study comprises the relationships be- tween the design and process parameters of the combined pyrolysis-gasification unit and the required electric heating power of its reaction zone, as well as the synthesis gas cleaning and enrichment zones (working zones). The research hypothesis assumes that by establishing func- tional relationships between the design and process pa- rameters of the combined pyrolysis-gasification unit and the required electric heating power of the working zones, it is possible to substantiate rational values of electric heating power. The obtained results will serve as a basis for further improvement of the design and operating modes of com- bined pyrolysis-gasification units intended for the thermo- chemical conversion of biomass into synthetic fuels. During the study, a number of simplifying assumptions were adopted. The temperature distribution within the working zones was assumed to be uniform, without ac- counting for local hot and cold spots. The heat transfer co- efficient between the heating element and the fuel was considered constant, regardless of the combustion or py- rolysis regime. For modelling purposes, averaged physicochemical proper- ties of biomass were used, including moisture content, den- sity, and heating value. The reaction zone was treated as a homogeneous volume, without considering the complex geometry or contact zones with the electric heating ele- ments. It was assumed that the properties of the heater materials remained unchanged throughout the experi- ment, and that external conditions, in particular ambient temperature and humidity, were constant. The study was conducted using a pyrolysis-gasification unit with integrated processes of synthesis gas cleaning and en- richment (Fig. 1). The installation (Fig. 1) consists of a steel casing made of grade 45 steel in the form of a seamless hot- rolled pipe with a wall thickness of 8 mm. For sealing and 365 Відновлювана енергетика. № 1/2026 \| Біоенергетика thermal insulation purposes, the casing is additionally insu- lated with basalt fibre (16). The thickness of the insulation layer is 100 mm. Inside the casing, a dry pyrolysis chamber (1) is concentri- cally arranged. The pyrolysis chamber is made of 09G2S steel (0.09% carbon, approximately 2% manganese, less than 1% silicon). The wall thickness of the chamber is 8 mm. The design provides for an annular space between the cas- ing and chamber (1), which is filled with wood biochar (2). For heating purposes, electric heaters are installed verti- cally (12) and horizontally (15) within the biochar layer (quartz tubes with a tungsten spiral inside, model KGT-220- 1300). The unit is equipped with a grate (3), includes an in- jector (4), a vertical pipe (14), and a bottom section (6). The injector (4) is installed beneath the grate (3). The unit is tightly sealed at the top with a lid (5). The vertical pipe (14) is rigidly mounted to the outer wall of the pyrolysis chamber (1). Its lower end is connected to the injector (4), while its upper end extends into the internal volume of the pyrolysis chamber (1). The connection to the injector ensures the supply of gaseous products for further decomposition. The design (Fig. 1) provides efficient conditions for carrying out gasification/pyrolysis and integrated processes of syn- thesis gas cleaning and enrichment from biomass, enabling its application in the development of decentralized heat and power supply systems based on gas piston ICEs. The unit makes it possible to produce tar-free gas from biomass. For purification of the produced synthesis gas, it is passed through a charcoal filter heated to a temperature of 1000C, where tar vapours undergo cracking into simple non-condensable compounds, and water decomposition into carbon monoxide and hydrogen takes place. A critical issue with the installation (Fig. 1) is the difficulty of maintaining a high-temperature regime in the reduction zone, where thermal and chemical processes of synthesis gas cleaning and enrichment occur simultaneously. Signifi- cant energy consumption is also associated with heating the dry pyrolysis chamber (1). Heating of the pyrolysis chamber (1) is carried out by electric heaters (12), while the temperature regime in the reduction zone is maintained by horizontally installed electric heaters (15). The installation also includes two hatches (7) for loading charcoal, a pipe (8) for the withdrawal of produced synthe- sis gas, and a hatch (11) for kindling the unit and cleaning ash. A terminal box (13) is provided for connecting the elec- tric heaters. In the direct gasification mode, to increase the hydrogen concentration in the synthesis gas, a water supply tube (9) is provided. As water flows through the annular channel, it is heated and then supplied beneath the grate in the form of steam. The operating principle of the installation is as follows. At the initial stage, the unit is filled through two hatches (7) with crushed charcoal of 5–8 mm particle size. The height of the charcoal layer must be 10–15 cm above the level of the electric heaters (12). The next step involves switching on the electric heaters (12) via the terminal box (13) and heating the charcoal bed. Biofuel (in this case, wood pellets) is supplied into the dry pyrolysis chamber (1). The pellets, produced from hard- wood (beech, hornbeam, and oak), were prepared in ac- cordance with the applicable technical standards for pelletized biofuels. The physicochemical characteristics of the pellets are as follows: moisture content – 14%; ash con- tent – 7.26%; volatile matter content – 67.43%; sulphur – 0.11%; lower heating value (LHV) – 15.04 MJ/kg; higher heating value (HHV) – 17.91 MJ/kg; chlorine content on a dry basis – 0.085%. During heating by means of the electric heaters (12), the charcoal accumulates thermal energy and transfers it to the walls of the pyrolysis chamber. Under the influence of ex- ternally supplied heat, the temperature of the pellets within the chamber volume gradually increases, resulting in their thermal decomposition. As a result of pyrolytic trans- formations, volatile pyrolysis compounds and a solid carbo- naceous residue (biochar) are formed. The volatile pyrolysis compounds are conveyed through the vertical pipe (14) beneath the grate (3). To exit the installa- tion, the volatile pyrolysis products must pass through the reduction zone, which is heated by electric heaters (15) to a temperature of 1000C. In the reduction zone, thermal cracking of high-molecular- weight hydrocarbons occurs, yielding simpler, combustible products. Physically and chemically bound water present in the pyrolysis products participates in the water–gas reac- tion, leading to the formation of synthesis gas enriched with carbon monoxide and hydrogen. Subsequently, hydro- gen interacts with carbon to form methane, while carbon dioxide in the reduction and enrichment zone is reduced to carbon monoxide (CO), which increases the heating value of the produced synthesis gas. After passing through the reduction zone, the combustible gases rise through the annular space, cooling down and transferring part of their heat to the wood biochar and the dry pyrolysis chamber. Charcoal is replenished through two hatches (7). The syn- thesis gas is discharged through the pipe (8). The installa- tion can operate in two modes: continuous and batch. To increase the overall efficiency of the unit, it is recom- mended to install a waste heat recovery boiler down- stream. Temperature measurements were carried out using a k- type thermocouple THA-2388 (T). The operating time of the installation was measured using a mechanical stopwatch SOSpr-26-2-000 (accuracy class 2, error ±4 s). Since the developed installation can operate in a direct gas- ification mode, it is equipped with an air supply channel (10) with a nozzle (4). To increase the heating value of the 366 Відновлювана енергетика. № 1/2026 \| Біоенергетика gas during operation in gasifier mode, an annular channel (9) is provided for supplying steam to the reaction zone. In the dry pyrolysis mode, pipes (9) and (10) are hermetically sealed and do not participate in the technological process. а) b) Fig. 1. Schematic diagram of the pyrolysis-gasification unit with integrated syngas cleaning and enrichment processes [29]: а) schematic diagram; b) photograph 1 – dry pyrolysis chamber; 2 – biochar layer; 3 – grate; 4 – injector; 5 – pyrolysis-gasification unit lid; 6 – bottom plate; 7 – access hatch; 8 – syngas outlet pipe; 9 – water supply pipe; 10 – air supply pipe; 11 – lower access hatch; 12 – vertical electric heater, model KGT-220-1300; 13 – terminal box; 14 – vertical pipe; 15 – horizontal electric heater, model KGT- 220-1300; 16 – basalt fiber insulation; T – k-type thermocouple (TXA-2388). The calculation of the amount of water vapor generated during pellet pyrolysis was performed in accordance with the methodology presented in [30–32]. Results and Discussion The simplest method of obtaining combustible gas from lig- nocellulosic biomass (pellets) for fuelling internal combus- tion engines and generating electricity is the production of synthesis gas in gasifier units [33]. For this purpose, downdraft gasifiers are commonly used, in which a portion of the biomass is combusted to establish the required ther- mal regime. Subsequently, the gaseous products of com- bustion and thermal decomposition, passing through the reduction zone, are converted into combustible gas. However, synthesis gas production has several significant drawbacks, including a relatively low heating value and in- creased energy consumption required to sustain the process, which reduces its overall efficiency. At the same time, gasifier units are characterized by low sensitivity to fuel quality and are capable of operating on biomass with elevated moisture content. The steam entering the reduction zone participates in reac- tions leading to the formation of CO and H2, thereby in- creasing the heating value of the synthesis gas. Neverthe- less, these reactions are accompanied by additional heat consumption required for steam heating and for sustaining endothermic transformations. Water vapor lowers the temperature in the reduction zone, that may result in cyclic gasifier operation that requires additional time and energy for reheating the reduction zone, while the heating value of the produced gas may fluctuate significantly. Another method of thermochemical biomass conversion is pyrolysis—the process of decomposition in the absence of 367 Відновлювана енергетика. № 1/2026 \| Біоенергетика an oxidizing agent. During pyrolysis, high-molecular-weight biomass components undergo thermal decomposition with the formation of three main products: non-condensable gases, pyrolysis liquid, and biochar. The yield of the main pyrolysis products depends on the type of biomass, the heating rate, and the temperature regime. To maximize the yield of pyrolysis liquid, fast pyrolysis is applied, with heat- ing rates exceeding 50C/min and temperatures of 450– 600C. To predominantly obtain combustible gases, slow or moderate pyrolysis is employed, with heating rates below 10°C/min at temperatures of 700–900C. Within the temperature range of 700–900C, the pyrolysis process may acquire an autothermal character, accompa- nied by intensive evolution of gaseous products and a re- duced biochar yield. A major advantage of received gas pro- duced in a pyrolysis unit is the absence of ballast nitrogen, which is characteristic of synthesis gas. At the same time, such gas contains carbon dioxide and a fraction of volatile non-combustible components, which reduce its heating value. Water vapor is also present in the pyrolysis products. Part of it originates from the initial moisture content of the bio- mass, while another part is formed as a result of thermal degradation of cellulose, hemicellulose, and lignin—the main structural components of biomass. Water vapor is characterized by high heat capacity and absorbs a signifi- cant portion of the supplied heat, thereby adversely affect- ing the thermal balance of the process. Its presence in gas- eous and liquid pyrolysis products reduces their heating values and degrades the overall energy performance of the unit. A comparative analysis of pyrolysis and gasification tech- nologies in terms of energy, technological, and techno-eco- nomic indicators is carried out to determine their relative efficiency and feasibility for application in autonomous en- ergy-technological systems (Table 1). Table 1. Comparative Analysis of the Efficiency of Pyrolysis and Gasification Technologies Model (Coun- try of origin) Electrical power of the unit, Nₑₗ, kW Thermal power of the unit, Q, kW Fuel consump- tion rate, kg/h Specific fuel consumption, kg/kWₑ Gas produc- tion rate, m³/h Specific capital cost of the unit, UAH/kW Fuel type, fuel moisture con- tent (W), % Electric power consumption, kW Integrated energy–eco- nomic effi- ciency indi- cator Value b1, Points Value b2, Points Value b3, Points Value b4, Points Value b5, Points Value b6, Points Value b7, Points Value b8, Points bnor- mal., Points K Gasifier units SynCraft Type 500 (Austria) 500 10.0 740 10.0 362 1.00 0.724 4.10 1250 10.0 333125 3.05 Wood chips, W=25– 30% 6.67 15 1.0 4.33 0.38 Wood Gas CHP ECO 495 (Burkhardt Gruppe, Ger- many) 390 7.94 610 8.17 244 4.12 0.626 5.33 914 7.47 307500 3.86 Pellets, W=10% 1.0 11 2.8 5.48 0.58 CW 1000-300 (SYNCRAFT, Das Holzkraft- werk, Ger- many) 300 6.25 488 6.52 208 5.18 0.69 4.69 750 6.29 398268 1.0 Wood waste, W=30– 40% 10.0 10 3.2 4.96 0.49 Wood Gas CHP ECO 220 (Burkhardt Gruppe, Ger- many) 190 4.19 305 4.05 122 7.42 0.642 5.08 460 4.18 307500 3.86 Pellets, W≤10% 1.0 5.5 6.6 5.94 0.66 GGU-100 “Atik” (Ukraine) 125 2.97 250 3.34 51 9.39 0.408 10.0 160 2.08 272729 4.74 Straw, W≤40% 10.0 7 5.2 7.87 1.0 CHP “HKA 70” (Spanner Re² GmbH, Ger- many) 68 1.9 144 2.42 55.1 9.25 0.810 2.89 155 2.05 281875 4.42 Wood chips, W≤15% 1.67 5 6.8 5.09 0.51 G-60 Herbst (Ireland) 60 1.75 120 2.02 48.7 9.51 0.812 2.86 75 1.16 225108 6.47 Wood chips, W ≤ 30% 6.67 3 8.8 6.71 0.8 CHP “HKA 50” (Spanner Re² GmbH, Ger- many) 49 1.54 106 1.79 41.9 9.67 0.855 2.38 120 1.65 281875 4.42 Wood chips, W ≤ 15% 1.67 6 6.4 5.22 0.53 Volter 40 In- door (Finland) 40 1.38 100 1.7 38 9.78 0.950 1.54 120 1.65 307500 3.86 Wood chips, W ≤ 18% 2.67 2 9.6 6.49 0.76 All Power Labs PP30 (USA) 25 1.09 50 1.19 25 10.0 1.0 1.25 75 1.16 112554 10.0 Wood chips, W ≤ 20% 3.33 1 10.0 7.18 0.88 CMD ECO20x CHP System (Italy) 20 1.0 40 1.0 22 10.0 1.1 1.0 54 1.0 333125 3.05 Wood chips, W = 15– 25% 6.67 2 9.6 6.17 0.71 368 Відновлювана енергетика. № 1/2026 \| Біоенергетика In order to ensure a correct and methodologically sub- stantiated direct comparison between gasifier and pyrol- ysis units, a unified approach to the formation of the evaluation criteria system (b₁–b₈) and the integral effi- ciency indicator was applied in this study. Such an approach makes it possible to transform the techno-eco- nomic characteristics of processes with different physi- cal natures into a single dimensionless scale and to en- sure their comparability within a common methodo- logical framework. Model (Coun- try of origin) Electrical power of the unit, Nₑₗ, kW Thermal power of the unit, Q, kW Fuel consump- tion rate, kg/h Specific fuel consumption, kg/kWₑ Gas produc- tion rate, m³/h Specific capital cost of the unit, UAH/kW Fuel type, fuel moisture con- tent (W), % Electric power consumption, kW Integrated energy–eco- nomic effi- ciency indi- cator Value b1, Points Value b2, Points Value b3, Points Value b4, Points Value b5, Points Value b6, Points Value b7, Points Value b8, Points bnor- mal., Points K Pyrolysis units (pyrolysis gas as a secondary heat source) Bioenergy Concept GmbH (Ger- many) – 1.0 700 1.58 250 9.17 0.36 7.09 125 1.65 75000 8.5 Herba- ceous and woody bio- mass, W≤28% 8.35 35 8.89 6.87 0.9 WasteX Car- bonizer Model Y 2.3 (Singapore; manufactured in India) – 1.0 540 1.21 180 9.72 0.33 9.09 90 1.28 70000 10.0 Herba- ceous and woody bio- mass, W≤30% 10.0 25 9.53 7.25 0.97 Bioenergy Concept GmbH (Ger- many) – 1.0 700 1.58 250 9.17 0.36 7.09 125 1.65 75000 8.5 Herba- ceous and woody bio- mass, W≤27% 8.35 35 8.89 6.87 0.9 WasteX (Sin- gapore) – 1.0 800 1.79 300 9.54 0.37 9.09 150 1.84 70000 10.0 Herba- ceous and woody bio- mass, W≤30% 10.0 45 8.58. 7.10 0.94 ETIA Group – Biogreen® (France, VOW Group) – 1.0 1600 3.48 600 7.53 0.38 5.82 300 3.51 100000 4.5 Herba- ceous and woody bio- mass, W≤22% 4.13 90 6.21 4.73 0.52 BTG Bioliq- uids (Nether- lands) – 1.0 2000 4.31 1000 6.6 0.5 1.0 500 4.71 120000 2.5 Herba- ceous and woody bio- mass, W≤20% 2.17 150 5.37 3.03 0.21 EMPYRO (Netherlands) – 1.0 5000 10.0 4500 0.9 7.2 2250 10.0 110000 4.0 Herba- ceous and woody bio- mass, W≤20% 2.17 350 1.0 4.49 0.47 Carbon Twister Pyrol- ysis Furnaces (Netherlands) – 1.0 400 1.12 120 0.3 7.0 60 1.17 90000 6.0 Herba- ceous and woody bio- mass, W≤25% 6.09 18 9.72 6.03 0.75 Eliquo Water & Energy / PYREG® (Ger- many) – 1.0 533 1.0 150 0.28 10.0 75 1.0 80000 7.0 Herba- ceous and woody bio- mass, W≤25% 6.09 20 10.0 7.44 1.0 Splainex (Splainex Eco- systems, Netherlands) – 1.0 1100 2.42 400 0.36 9.09 200 2.58 95000 5.5 Herba- ceous and woody bio- mass, W≤28% 8.35 60 8.0 6.02 0.75 Ensyn RTP (Canada, USA) – 1.0 2500 5.0 1500 0.6 1.0 750 5.66 130000 1.0 Herba- ceous and woody bio- mass, W≤18% 1.0 250 3.68 2.41 0.1 369 Відновлювана енергетика. № 1/2026 \| Біоенергетика In establishing the criteria, it was taken into account that for most industrial pyrolysis units, pyrolysis gas serves as an internal (secondary) energy carrier and is primarily used to maintain the thermal balance of the pyrolysis chamber ra- ther than being considered an independent commercial product. This fundamentally distinguishes pyrolysis units from conventional gasifiers, in which synthesis gas consti- tutes the main target product. Due to the limited availability and heterogeneity of tech- nical specifications provided by manufacturers of pyrolysis equipment, typical specific process characteristics obtained from generalized literature sources were applied for cer- tain parameters, followed by their conversion into a unified calculation format. This ensures methodological con- sistency of the analysis and enables a correct multicriteria ranking of the units within a single evaluation model. Since pyrolysis units in their typical configuration do not generate electricity, it was assumed that Nₑₗ=0 kW, and cri- terion b₁ is constant within the sample (1 point) and there- fore does not influence the ranking. For conversion to indicators b2–b8, generalized assump- tions were applied (uniform for the entire sub-sample): the calculated thermal power of the unit was determined based on the lower heating value of biomass and the as- sumed heat recovery efficiency (which differs for various technological classes); 𝑄 = 𝑚·𝐿𝐻𝑉· 3.6 , (1) where LHV is the lower heating value of the fuel (assumed to be 16 MJ/kg); η is the heat utilization efficiency coefficient (assumed within the range η=0.6–0.8). 2) the gas production rate of the unit, 𝑉𝑔𝑎𝑠 was estimated based on the specific yield of synthesis gas: 𝑉𝑔𝑎𝑠 = 0.5 𝑁𝑚3 𝑘𝑔 𝑚, (2) where 𝑉𝑔𝑎𝑠 – is the production rate of synthesis gas, Nm3/h; 𝑚 – is the fuel mass flow rate, kg/h; 0.5 Nm3/kg – specific yield of synthesis gas per 1 kg of fuel (dry biomass). Electricity consumption was determined based on typical specific energy consumption indicators of auxiliary systems (conveyors, grinding equipment, drive units, etc.). The as- sessment was carried out using the installed capacity for in- ternal needs at a given feedstock throughput, ensuring a correct comparison of alternative technological solutions. The specific capital cost of the installation was defined within the range of typical investment parameters for in- dustrial equipment of the corresponding technological class. Such an approach enables comparative ranking within the studied sample without violating the relative structure of the criterion or distorting the evaluation logic. The generalized equation of multiparametric optimization of the energy-technological system has the following form: max 𝑥𝜖 𝑏𝑛𝑜𝑟𝑚𝑎𝑙.(𝑥) = ∑ 𝑎𝑖𝑏𝑖(𝑦𝑖(𝑥))𝑛 𝑖=1 , 𝑛 = 8. (3) where 𝑥 – a set of controlled parameters of the pyrolysis– gasification unit that determine its techno-economic char- acteristics. Within the scope of the analysis, x serves as an argument that defines (forms) the tabulated performance indicators 𝑦𝑖(𝑥);  – the feasible solution domain defining the set of compa- rable system configurations: 𝑦𝑖,𝑚𝑖𝑛 ≤ 𝑦𝑖(𝑥) ≤ 𝑦𝑖,𝑚𝑎𝑥 , 𝑖 = 1, … ,8. (4) 𝑏𝑛𝑜𝑟𝑚𝑎𝑙.(𝑥) – the normalized energy-economic efficiency indicator of the unit, expressed in a point-based form. It represents the result of weighted aggregation of partial score values 𝑏𝑖 according to individual evaluation criteria; 𝑏𝑖(𝑦𝑖) – normalized score values within the interval [1; 10], obtained from the tabulated values (𝑦𝑖) through linear nor- malization within the analysed sample. For indicators whose increase reflects an improvement in the unit efficiency (electrical and thermal power, gas pro- duction rate, permissible fuel moisture content), linear nor- malization based on the principle of monotonic increase is applied. The score value is determined according to the fol- lowing relationship: 𝑏𝑖(𝑦𝑖) = 1 + 9 𝑦𝑖−𝑦𝑖,𝑚𝑖𝑛 𝑦𝑖,𝑚𝑎𝑥 −𝑦𝑖,𝑚𝑖𝑛 , 𝑖𝜖{1,2,5, 7}. (5) where 𝑦𝑖 – actual value of the i-th indicator; 𝑦𝑖,𝑚𝑎𝑥 , 𝑦𝑖,𝑚𝑖𝑛 – minimum and maximum values of the cor- responding indicator within the analysed sample. For indicators whose decrease corresponds to an improve- ment in the unit efficiency (total and specific fuel consump- tion, specific capital cost of the unit, and electricity con- sumption for internal needs), linear normalization based on the principle of monotonic decrease is applied. 𝑏𝑖(𝑦𝑖) = 1 + 9 𝑦𝑖,𝑚𝑎𝑥 −𝑦𝑖 𝑦𝑖,𝑚𝑎𝑥 −𝑦𝑖,𝑚𝑖𝑛 , 𝑖𝜖{3,4,6, 8}. (6) 𝑎𝑖 – weighting coefficients of the criteria reflecting their rel- ative contribution to the overall efficiency. They are deter- mined in accordance with the evaluation priorities and sat- isfy the following conditions: 𝑎𝑖0, ∑ 𝑎𝑖 = 1, 𝑛 = 8.𝑛 𝑖=1 (7) The priority is defined as follows: 𝑎4𝑎7 𝑎8 𝑎6, meaning that the highest weight is assigned to the minimization of specific fuel consumption, followed by the unit’s ability to operate on high-moisture fuel, then the minimization of electricity consumption for internal needs, and finally the minimization of the specific capital cost of the unit. In our case, the vector of tabulated indicators 𝑦𝑖(𝑥) is given by: {𝑦 𝑖 (𝑥)}𝑖=1 𝑛 = {𝑁𝑒𝑙(𝑥), 𝑄(𝑥), 𝑚(𝑥), 𝑚𝑠𝑝(𝑥), 𝑉𝑔𝑎𝑠(𝑥), 𝐶𝑠𝑝(𝑥), 𝑊(𝑥), 𝐸𝑎𝑢𝑥(𝑥)}. (8) 𝑏𝑛𝑜𝑟𝑚𝑎𝑙.(𝑥) = 𝑎1𝑏1(𝑁𝑒𝑙(𝑥)) + 𝑎2𝑏2( 𝑄(𝑥)) + 𝑎3𝑏3(𝑚(𝑥)) + 𝑎4𝑏4 ( 𝑚𝑠𝑝(𝑥)) + 𝑎5𝑏5 (𝑉𝑔𝑎𝑠(𝑥)) + 𝑎6𝑏6 (𝐶𝑠𝑝(𝑥)) + 𝑎7𝑏7(𝑊(𝑥)) + 𝑎8𝑏8(𝐸𝑎𝑢𝑥(𝑥)), (9) 370 Відновлювана енергетика. № 1/2026 \| Біоенергетика where 𝑁𝑒𝑙 – electrical power of the unit, kW; Q – thermal power of the unit, kW; 𝑚 – fuel consumption rate, kg/h; 𝑚𝑠𝑝 – specific fuel consumption (per unit of useful power), kg/kW; 𝑉𝑔𝑎𝑠 – gas production rate of the unit, m³/h; Csp – specific capital cost of the unit, UAH/kW; W – permissible fuel moisture content, %; 𝐸𝑎𝑢𝑥 – electricity consumption for sustaining the gas gen- eration process, kW. b1, b2, b3, b4, b5, b6, b7, b8 – normalized score values corre- sponding respectively to: electrical power of the unit (kW); thermal power of the unit (kW); fuel consumption rate (kg/h); specific fuel consumption (kg/kWₑ); gas production rate (m3/h); specific capital cost of the unit (UAH/kW); ca- pability of operation with the specified type of feedstock and moisture content (%); electricity consumption for in- ternal energy needs of the process (kW). Relative efficiency coefficient of the unit: 𝐾 = 0.1 + 0.9 (𝑏𝑛𝑜𝑟𝑚𝑎𝑙−𝑏𝑚𝑖𝑛) (𝑏𝑚𝑎𝑥−𝑏𝑚𝑖𝑛) (10) where 𝑏𝑚𝑖𝑛 – the minimum value of the integral indicator within the analysed sample (corresponding to the least effi- cient unit among those considered), 𝑏𝑚𝑖𝑛 = 𝑚𝑖𝑛(𝑏𝑛𝑜𝑟𝑚𝑎𝑙𝑗); 𝑏𝑚𝑎𝑥 – the maximum value of the integral indicator (corre- sponding to the most efficient unit among those consid- ered), 𝑏𝑚𝑎𝑥 = 𝑚𝑎𝑥(𝑏𝑛𝑜𝑟𝑚𝑎𝑙𝑗). Gasifier units are characterized by stable synthesis gas pro- duction and the ability to use it directly for electricity gen- eration in cogeneration systems. The technology operates efficiently in small- and medium-capacity installations (50– 500 kW) and can be relatively easily integrated into the ex- isting thermal infrastructure of a facility without complex additional heat exchange solutions. At the same time, the efficiency of gasification significantly depends on the phys- icochemical properties of biomass, which necessitates its preliminary preparation. The main limitations of the tech- nology include increased tar formation during the gasifica- tion of certain fuel types, sensitivity of the process to fluc- tuations in feedstock composition and moisture content, and the absence of additional by-products that could en- hance the economic performance of the unit. Pyrolysis units are capable of processing feedstock with el- evated moisture content and, in addition to pyrolysis gas, produce such value-added products as biochar and bio-oil. Properly organized internal heat utilization (recirculation of process heat) reduces tar formation, and the system oper- ation is environmentally safer. However, electricity is not generated directly from pyrolysis gas. The installation of such units requires significant capital investment, a more complex heat-exchange system, and technical solutions for the utilization or disposal of pyrolysis gas. The average score values of the evaluation criteria for py- rolysis and gasification technologies are presented in Fig. 2. Fig. 2. Average Criterion Scores for Pyrolysis and Gasification Technologies 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 b1 b2 b3 b4 b5 b6 b7 b8 To ta l s co re ( 1 –1 0 ) Normalized score value Gasification Pyrolysis 371 Відновлювана енергетика. № 1/2026 \| Біоенергетика The integration of pyrolysis and gasification processes within a single unit makes it possible to first perform the thermal decomposition of biomass and subsequently utilize the resulting gas either in the gasification chamber or di- rectly for electricity generation. Such a configuration en- sures an increase in the overall energy utilization coeffi- cient up to K=0.9 (Kgas=0.664, Kpyr=0.683) due to internal heat recuperation, reduction of specific fuel consumption, and expansion of the permissible feedstock moisture range. An additional advantage is the production of bio- char/bio-oil as by-products, which improves the economic performance of the installation. Theoretically, this creates conditions for satisfying the inequality Kpyr-gasmax(Kpyr, Kgas), since the combination of these technologies allows for reduced specific fuel consumption, lower energy demand for fuel drying, and rational utilization of heat between in- dividual process stages. According to the results of the integral assessment, pyroly- sis and gasification technologies exhibit similar values of the generalized efficiency indicator (Fig. 2), although their techno-economic structures differ. In order to improve the quality of gas produced during pyrolysis, it is proposed to combine pyrolysis with the subsequent passage of pyrolysis gases through a reduction zone, analogous to a gasifier unit [29]. During passage through the reduction zone, CO2 is re- duced to CO; thermally unstable organic compounds de- compose to form simpler combustible components; tar substances undergo cracking; and water vapor reacts with heated carbon to form CO and H2, with part of the H2 sub- sequently reacting with carbon to form CH4. One of the main drawbacks of such a process is the neces- sity to maintain a high temperature in the reduction zone, particularly during the reactions between water vapor and carbon, which are endothermic and require significant heat input. A decrease in the temperature of the reaction zone leads to incomplete progression of these reactions, sub- stantially deteriorating the composition and heating value of the gas. Gas removal from the pyrolysis chamber and from the unit as a whole occurs by natural draft. The reduction process in the above-grate zone proceeds under minimal excess pres- sure, the magnitude of which is determined by the re- sistance of the charcoal bed to the flow of synthesis gases formed as a result of thermolysis. Considering the bulk den- sity of charcoal in the annular space between the casing and the pyrolysis chamber, this excess pressure only slightly differs from atmospheric. Therefore, mass and heat trans- fer processes may reasonably be considered to occur under conditions close to constant atmospheric pressure. Since the reaction between water vapor and carbon requires heat input, the process proceeds at temperatures of 800– 1000C and at a pressure close to atmospheric: C+H2O(g)⇌ CO+H2+ΔH≈+131 kJ/mol. (11) Therefore, when calculating the heat balance required for the water-gas reaction, it is necessary to account for the heat input for preheating the water vapor and charcoal to 900C, as well as the heat consumption associated with the chemical reaction itself, since it is endothermic. It should also be taken into account that a portion of the carbon monoxide (CO) formed as a result of reaction (1) may directly react with water vapor, leading to the water- gas shift reaction: CO+H2O ⇌ CO2+H2 – ΔH≈-41,2 kJ/mol. (12) This reaction is exothermic and is accompanied by the re- lease of 41.2 kJ/mol of heat, resulting in the formation of carbon dioxide (CO2). In the reduction zone, CO2 reacts with carbon to form carbon monoxide (CO) according to the Boudouard reaction, which is endothermic: C+CO2 ⇌ 2CO+ΔH≈+172 kJ/mol. (13) Taking into account the course of the chemical process, up to 50% of Н2О vapor may participate in the formation of carbon dioxide (CO2). However, when comparing the en- thalpy of the water-gas reaction C+H2O⇌CO+H2 with the total enthalpy of the reaction sequence (water-gas shift re- action CO+H2O⇌CO2+H2 combined with the simultaneous Boudouard reaction C+CO2⇌2CO), the overall enthalpy change in both cases is identical and amounts to ΔH≈+131 kJ/mol. Since both transformation pathways provide the same overall thermal effect and result in an equivalent gas- phase composition, in subsequent energy calculations, it is reasonable to determine the heat balance based on the wa- ter–gas reaction for the total amount of water vapor con- tained in the pyrolysis products. Since free hydrogen is formed during passage through the reduction zone, the presence of carbon may lead to the oc- currence of the hydrogasification reaction, which is exo- thermic: C+2H2 ⇌ CH4 – ΔH≈-74,8 kJ/mol. (14) The hydrogasification reaction proceeds within the temper- ature range of 800–1000C. As the temperature increases, the equilibrium shifts toward methane decomposition into carbon and hydrogen. Consequently, methane formation may occur outside the reduction zone, namely in the cool- ing zone of the pyrolysis products, which simultaneously provides heating of the dry pyrolysis chamber. Therefore, in subsequent calculations of the heat required to maintain the temperature of the reduction zone, the heat released during the hydrogasification reaction is not included. The supply of water vapor to the reduction zone is non-uni- form and is characterized by peak values corresponding to the progression of physical and chemical processes in the dry pyrolysis chamber. The first stage is associated with moisture evaporation from the material undergoing pyrol- ysis and is determined by the residual physical moisture content of the wood pellets. Subsequent calculations were performed for 1 kg of pellets with a moisture content of 14%. The dry matter consists of 42% cellulose, 31% hemicellulose, 23% lignin, 3% extrac- tives, and 1% ash. 372 Відновлювана енергетика. № 1/2026 \| Біоенергетика The second stage of water release is associated with the thermal decomposition of hemicellulose. This process oc- curs within the temperature range of 220–315C, with the maximum decomposition rate observed at approximately 290C. As a result of hemicellulose decomposition, water vapor may be formed in an amount of up to 18% of its initial mass. The third stage of water formation corresponds to the de- composition of cellulose. It occurs within a relatively broad temperature range of 250–400C, and the amount of water released may reach up to 18% of the initial mass of cellu- lose. The fourth stage of water formation is associated with the thermal decomposition of lignin. The process occurs within the temperature range of 200–400C, and the amount of wa- ter released may reach up to 8% of the initial mass of lignin. The results of the calculation of the amount of water vapor formed at individual stages of the thermal decomposition of cellulose, hemicellulose, and lignin are summarized in Table 2. Table 2. Results of the calculation of the amount of water vapor formed during the pyrolysis of pellets Stage Temperature range, С Peak moisture release, С As a percentage of the ini- tial mass of the material, % Per 1 kg of biomass, g Biomass drying 100 – 130 absent 14 140 Hemicellulose decomposition 220 – 315 290 18 65 Cellulose decomposition 250 – 400 290 – 310 18 48 Lignin decomposition 200 – 400 absent 8 16 Analysis of the data presented in Table 2 indicates that ap- proximately 269 g of water vapor is formed during the py- rolysis of 1 kg of pellets, which corresponds to 27% of the initial feedstock mass. About 52% of this amount of vapor is released within the temperature range of 100–130C. A second pronounced maximum occurs in the range of 290– 310C and accounts for approximately 42% of the total mass of generated moisture. The performed analysis demonstrates that the reduction zone experiences the maximum thermal load during the evaporation of moisture from the pellets, since it is at this stage that the largest amount of energy must be supplied to the zone. At this stage, the water vapor has a tempera- ture of approximately 100C; therefore, additional heat must be supplied to raise its temperature to the level at which the water–gas reaction occurs. Since the heat capacity of water vapor increases with tem- perature, in the calculations its value at 1000C is adopted, namely cₚ=2,32 kJ/(kg·K). Let us calculate the required amount of heat to compen- sate for heating the steam to 900C: 𝑄𝑝 = 𝑐𝑝 · 𝑚𝑝 · ∆𝑇, (15) where ср – specific heat capacity of water vapour, kJ/(kg·K); mp – mass of water vapor, kg; ∆T – temperature change, С. At a heating rate of 10C/min, the thermal power is deter- mined by the following expression: 𝑃𝑝 = 𝑄𝑝/𝑡, (16) where t – heating time, s. The amount of heat that must be supplied to the reduction zone to raise its temperature to 1000С: 𝑄𝑣 = 𝑐𝑣 · 𝑚𝑣 · ∆𝑇, (17) where Qv – the amount of heat that must be supplied to the reduction zone to raise its temperature to 1000С, kJ; cv – specific heat capacity of carbon, kJ/(kg·K); mv – mass of carbon, kg; ∆T – temperature change, С. To heat the reduction zone to a temperature of 1000C within 10 minutes, the required thermal power is: 𝑃𝑣 = 𝑄𝑣/𝑡𝑣 , 18) where Pv – thermal power required to heat the reduction zone, W; tv – heating time, s. The amount of heat required for the water–gas reaction to proceed is: 𝑄𝑅 = ∆𝐻° · (𝑚𝐻2𝑂/𝑀𝐻2𝑂), (19) where QR – the amount of heat required for the water–gas reaction to proceed, kJ (J); 𝑚𝐻2𝑂 – mass of water, kg; 𝑀𝐻2𝑂 – molar mass of water, kg/mol; ∆𝐻° – enthalpy change of the water–gas reaction, kJ/mol. The water-gas reaction is characterized by the formation of CO and H2 in the temperature range of 800–1000C. There- fore, at the initial stage of steam supply to the reduction zone, provided that this zone has been preheated to 1000C, there exists a reserve of internal energy stored in the heated charcoal bed. This reserve can be used to heat the water vapor and to sustain the water-gas reaction. Let us assume an allowable decrease in the temperature of the reduction zone to 820C and calculate the energy re- serve that can be utilized to drive H₂ formation. 373 Відновлювана енергетика. № 1/2026 \| Біоенергетика 𝑄𝑣𝑠 = 𝑐𝑣900 · 𝑚𝑣 · ∆𝑇, (20) where 𝑄𝑣𝑠 – heat reserve of the reduction reaction zone, kJ; 𝑐𝑣900 – specific heat capacity of charcoal at the average pro- cess temperature (≈900C), kJ/(kg·K); 𝑚𝑣 – mass of charcoal in the reduction zone, kg; ∆𝑇 – temperature change, С. The additional amount of heat that must be supplied to the reduction zone is determined as the difference between the total heat required for heating the water vapor and sus- taining the water-gas reaction, and the available heat re- serve of the preheated carbon: 𝑄 = 𝑄𝑝 + 𝑄𝑅 − 𝑄𝑣𝑠 , (21) where 𝑄 – additional heat that must be supplied to the re- duction zone, kJ; 𝑄𝑝 – heat required to compensate for heating the steam to 900°C, kJ; 𝑄𝑅 – heat required for the water–gas reaction to proceed, kJ; 𝑄𝑣𝑠 – heat reserve of the reduction reaction zone, kJ. Since the peak phase of the process lasts approximately 1 minute, the required thermal power to compensate for the energy demand in the reduction zone is determined by the following expression: 𝑃 = 𝑄/𝑡, (22) where Р – thermal power, W; 𝑄 – additional heat that must be supplied to the reduction zone, kJ; t – duration of the peak phase of the process, s. Let us consider the issue of the structural arrangement of the reduction zone. At temperatures close to 1000C, heat transfer from the reduction zone to the environment oc- curs predominantly through thermal radiation. In the ab- sence of thermal insulation, radiative losses would be sig- nificant. Therefore, the reduction zone must be insulated with layers of material having low thermal conductivity. In the proposed design, a layer of charcoal is used as the thermal insulation medium. The surface area, determined from the geometric parameters of the unit, is S=0.138 m2. The temperature in the reduction zone is assumed to be approximately 1000C. Electric heaters are uniformly dis- tributed within the layer. Based on the thermochemical processes occurring in the reduction zone, its height is assumed to be 100 mm. The limiting temperature of the outer surface is assumed to be no higher than 200–250°C. At this temperature level, the intensity of thermal radiation from the surface amounts to approximately 2–3% of that at 1000°C, thereby substan- tially reducing radiative heat losses. For a bulk layer of charcoal at elevated temperatures, the effective thermal conductivity is λ=0,15…0,20 W/(m·K); in the calculations λ=0,2 W/(m·K). The average heat flux through the layer is determined as follows: 𝑞 = 𝑃 2·𝑆 , (23) q – heat flux density, W/m2; Р – total power of the electric heaters, W; S – heat transfer surface area, m2. Required temperature difference: ∆𝑇 = 𝑇0 − 𝑇𝑆, (24) where ∆𝑇 – temperature difference, С; 𝑇0 – initial temperature in the reduction zone, С; 𝑇𝑆 – temperature of the charcoal layer, С. The required thickness of the charcoal layer, according to Fourier’s law, is: 𝑞 =  · ∆𝑇/𝛿, (25) from which it follows 𝛿𝑏𝑖𝑜𝑐ℎ𝑎𝑟 =  · ∆𝑇/𝑞, (26) where 𝛿𝑏𝑖𝑜𝑐ℎ𝑎𝑟 — thickness of the charcoal layer, m; q – heat flux density, W/m2; λ — thermal conductivity of the charcoal layer, W/(m·K); ∆T – temperature difference, С. A separate analysis is required for the issue of heat supply to the pellets located in the dry pyrolysis chamber. Struc- turally, the dry pyrolysis chamber is a sealed metal cylinder equipped with a pyrolysis gas outlet tube and installed in- side the outer casing of the unit, which is also cylindrical in shape. Between the outer casing and the wall of the dry py- rolysis chamber, a closed inter-casing space is formed, pro- vided with an external pipe for gas discharge. In the lower part of the outer casing, beneath the dry pyrolysis chamber, the reduction, cleaning, and enrichment zone of the fuel gas is located. The fuel gases are conveyed through the out- let tube to the lower section of the outer casing. Thus, in order to exit the unit, the fuel gas must pass through the reduction zone, and its movement ensures convective heat transfer between the reduction zone and the wall of the dry pyrolysis chamber during the pyrolysis process of the pel- lets. The initial heating of the dry pyrolysis chamber is carried out by KGT-type electric heaters with a rated power of 1300 W each, installed in the inter-casing space between the outer casing and the chamber wall. This space is filled with bulk charcoal, which serves as both a heat-accumulating and insulating layer. The electric heaters are uniformly arranged along the pe- rimeter of the chamber casing, forming four equivalent heating sectors and ensuring a symmetrical distribution of the heat flux. The volume of the dry pyrolysis chamber al- lows loading approximately 9 kg of pellets in bulk. For the purpose of thermal calculations, the following as- sumptions are adopted: one heated sector is considered as a flat rectangular wall with a height of 350 mm and a width of 173 mm. Between the heating element and the metal 374 Відновлювана енергетика. № 1/2026 \| Біоенергетика casing of the dry pyrolysis chamber, there is a 50 mm-thick layer of charcoal, followed by a metal plate with a thickness of 8 mm. On the inner side of the wall, there is a 45 mm thick layer of pellets with a mass of 2.25 kg. In the calculations, it is assumed that 50% of the electric heater power is uniformly transferred to the charcoal layer. Heat transfer from the electric heater, heated to 1000C, occurs predominantly by radiation over a full 360 solid an- gle. Taking into account the heat capacity of the charcoal layer and the inevitable thermal losses within the structure, it is further assumed that only half of the installed electric heater power is effectively utilized for heating the dry py- rolysis chamber. For subsequent calculations, it is assumed that the area of the rectangular wall with a height h=0.35 m and a width b=0.173 m is SR=0,350,173=0,0606 m2. The thermal con- ductivity of porous charcoal is λbiochar≈0,2 W/m·K, and that of steel is – λsteel≈45 W/m·K. The thermal resistance of the layers is determined accord- ing to the following mathematical relationship: 𝑅 = 𝛿/, (27) where δ – is the layer thickness, m;  – is the thermal conductivity of the material, W/(m·K). For a 50 mm thick charcoal layer with a thermal conductiv- ity of 0.2 W/(m·K), the thermal resistance is Rbichar=0,05/0,2≈0,25 m2 K/W. For an 8 mm thick metal wall with a thermal conductivity of 45 W/(m·K), the thermal re- sistance is Rsteel=0,008/45≈0,00017 m2 K/W. The analysis of the obtained values indicates that, in the considered heat-transfer system, the thermal resistance of the charcoal layer is dominant, whereas the resistance of the metal wall is several orders of magnitude smaller and practically does not affect the overall heat-transfer process. The density of the actual heat flux is determined by the fol- lowing relationship: 𝑞′ = (𝑇1 − 𝑇2)/𝑅∑ , (28) where 𝑞′ – density of the actual heat flux, W/m2; Т1 – temperature of the inner surface of the heating zone (temperature of the charcoal layer), C; Т2 – temperature of the inner surface of the metal wall of the chamber, C; RΣ – total thermal resistance of the heat-conducting layers, m²·K/W. The total heat flow (power) transferred to the pellets is: 𝑄𝑝𝑒𝑙 = 𝑞 · 𝑆𝑅, (29) 𝑄𝑝𝑒𝑙 – total heat flow transferred to the pellets, W; 𝑆𝑅 – heat transfer area, m2. The heating rate of the pellets in the dry pyrolysis chamber is determined by the following formula: 𝑑𝑇 𝑑𝑡 = 𝑄̇𝑝𝑒𝑙 𝑚𝑝𝑒𝑙∙𝑐𝑝𝑒𝑙 (30) where 𝑑𝑇 𝑑𝑡 – heating rate of pellets in the dry pyrolysis cham- ber, С/min; 𝑚𝑝𝑒𝑙 – mass of dry pellets in the sector, kg; 𝑐𝑝𝑒𝑙 – specific heat capacity of pellets, kJ/(kg·K). Table 3. Results of thermal calculations for the pyrolysis-gasification unit with integrated syngas cleaning and enrich- ment processes Parameter Symbol Value Unit of meas- urement Mathematical equation Initial data for calculation Mass of pellets (for analytical assessment of water vapor formation process) m 1.0 kg – Mass of generated water vapor 𝑚𝐻2𝑂 0.269 kg – Water vapor content - 27 % – Moisture fraction in the temperature range (100–130C) 52 % – Moisture fraction in the temperature range (290–310C) 42 % – Mass of water vapor mp 0.14 kg – Specific heat capacity of steam ср 2.25 kJ/(kg·K) – Specific heat capacity of steam at 1000С ср 2.32 kJ/(kg·K) – Specific heat capacity of carbon cv 1.45 kJ/(kg·K) – Mass of biochar 𝑚𝑣 2.7 kg – Enthalpy of the water-gas reaction ∆𝐻° 131 kJ/(kg·K) – Molar mass of water 𝑀𝐻2𝑂 0.018 kJ/(kg·K) – Duration of the peak phase t 60 s – Heating time of the zone tv 600 s – 375 Відновлювана енергетика. № 1/2026 \| Біоенергетика Parameter Symbol Value Unit of meas- urement Mathematical equation Initial data for calculation Reduction zone temperature Т1 1000 С – Initial temperature of the reduction zone Т2 20 С – Thermal conductivity of biochar biochar 0.2 W/(m·K) – Thermal conductivity of steel steel 45 W/(m·K) – Height of the sector h 0.35 m – Width of the sector b 0.173 m – Thickness of the charcoal layer δbiochar 0.05 m – Thickness of the steel wall of the chamber δsteel 0.008 m – Specific heat capacity of pellets 𝑐𝑝𝑒𝑙 1.4 kJ/(kg·K) – Mass of pellets (in the sector) 𝑚𝑝𝑒𝑙 2 kg – Results of calculations Total installed heater power P 6.5 kW Heat required to raise steam temperature to 900С 𝑄𝑝 252 kJ (5) Power required for steam heating Pp 4.2 kW (6) Heat required for heating the reduction zone 𝑄𝑣 3797.6 kJ (7) Power required for heating the reduction zone Pv 6.33 kW (8) Heat of the water-gas reaction QR 1019 kJ (9) Heat reserve of the zone 𝑄𝑣𝑠 923.4 kJ (10) Additional heat input Q 347.6 kJ (11) Required power during the peak phase P 5.79 kW (12) Heat flux density q 23.5 kW/m2 (13) Temperature drop ∆𝑇 800 С (14) Required thickness of the biochar layer 𝛿𝑏𝑖𝑜𝑐ℎ𝑎𝑟 0.07 m (16) Adopted thickness of the biochar layer 𝛿𝑏𝑖𝑜𝑐ℎ𝑎𝑟 0.10 m - Thermal resistance of the biochar layer Rbichar 0.25 m2 K/W (17) Thermal resistance of the 8 mm thick steel wall with a thermal conductivity of 45 W/(m·K) Rsteel 0.00017 m2 K/W (17) Overall thermal resistance RΣ 0.25017 m2 K/W Actual heat flux density 𝑞′ 3.917 W/m2 (18) Power transferred to the pellets 𝑄𝑝𝑒𝑙 237 W (19) Heating rate of the pellets 𝑑𝑇 𝑑𝑡 0.0846 K/s (20) Heating rate of the zone - 5.08 С/min - Thus, to sustain the process, it is sufficient to employ five electric heaters with a total installed power of 6.5 kW, which ensures both rapid heating of the reduction zone and compensation of heat consumption during the water-gas reaction. The calculation results (Table 3) indicate that the minimum required thickness of the thermal insulation layer is 70 mm; however, taking into account a structural safety margin, a thickness of 100 mm is adopted and implemented in the unit design. In the experimental setup, 8 kg of pellets were loaded into the dry pyrolysis chamber and heated to a temperature of 280C, with time and temperature being recorded. Based on the experimental data and the calculated heating rate of the pellets, temperature profiles of pellet heating in the dry pyrolysis chamber were constructed (Fig. 3). 376 Відновлювана енергетика. № 1/2026 \| Біоенергетика Fig. 3. Dependence of pellet temperature in the dry pyrolysis chamber on heating time The deviation between the experimental and theoretical data was evaluated using the coefficient of determination R2, which for the performed calculations amounts to 0.989. Thus, a high degree of agreement is observed between the data obtained experimentally and analytically, particularly within the temperature range of 40–100°C (Fig. 3). Minor de- viations of the experimental curve from the theoretical one are attributed to the progression of pyrolysis processes in- volving volatile components. A portion of the supplied en- ergy is consumed for their thermal decomposition and phase transformation with the formation of gaseous products, ra- ther than for increasing the temperature of the pellets. This paper was supported by the HEI-COPILOT project within the EIT HEI Initiative "Innovation Capacity Building for Higher Education", funded by the European Union. Conclusions: 1. The integral efficiency coefficients of gasification and py- rolysis are comparable, with Kgas=0.664, а Kpyr=0.683, indi- cating the absence of a significant advantage of one tech- nology over the other when applied separately. Owing to the reduction of specific electricity consumption for inter- nal needs and the expansion of the permissible fuel mois- ture range, the development of a combined pyrolysis–gasi- fication unit is technically justified as an energy-efficient solution, providing an integral efficiency coefficient at the level of K=0.9. 2. The reduction zone should have a height of 100 mm, within which the temperature must be maintained in the range of 850–1000C. To reduce radiative heat losses, a layer of wood biochar at least 100 mm thick is provided above and below the reduction zone. In addition, the study substantiates and normalizes, per unit mass of fuel, the en- ergy consumption required for the production of combus- tible gases from steam originating from both the physical moisture in the pellets and the water vapor formed as a re- sult of thermal degradation of their structural components. 3. The conducted research determined the energy con- sumption associated with the technological processes of pyrolysis, gas cleaning, and reduction of combustible gases. It was established that the total electric heating power of the dry pyrolysis chamber should amount to 6.5 kW (five electric heaters, rated at 1300 W each). To ensure a uni- form temperature field, the electric heaters in the central part of the reduction zone must be arranged symmetrically and with equal spacing, thereby guaranteeing homogene- ous heating of the working volume of the dry pyrolysis chamber. 4. Analysis of the temperature dependence indicates that pellet heating in the dry pyrolysis chamber proceeds uni- formly and without sharp temperature fluctuations. The ex- perimental curve closely follows the calculated one, con- firming the adequacy of the adopted thermal model. Minor deviations in certain temperature intervals are associated with physicochemical processes occurring in the pellets, in particular, moisture removal and the onset of thermal deg- radation of organic components. Overall, the obtained re- sults confirm the correctness of the determined electric heating power and the effectiveness of the selected dry py- rolysis chamber design. 0 50 100 150 200 250 300 0 5 10 15 20 25 30 35 40 Розрахункова залежність Експерементальна залежність Heating time τ, min Pellet temperature T, C Analytical dependence Experimental dependence 377 Відновлювана енергетика. № 1/2026 \| Біоенергетика REFERENCES: 1. Nadeem, T. B., Siddiqui, M., Khalid, M., Asif, M. (2023). Distributed energy systems: A review of classification, technologies, applications, and policies. Energy Strategy Reviews, 48, 101096. https://doi.org/10.1016/j.esr.2023.101096 2. Iweh, C. D., Gyamfi, S., Tanyi, E., & Effah-Donyina, E. (2021). Distributed Generation and Renewable Energy Integration into the Grid: Prerequisites, Push Factors, Practical Options, Issues and Merits. Energies, 14(17), 5375. https://doi.org/10.3390/en14175375 3. Situmorang, Y. A., Zhao, Zh., Yoshida, A., Abudula, A., Guan, G. (2020). Small-scale biomass gasification systems for power generation (<200 kW class): A review. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 117, 109486. https://doi.org/10.1016/j.rser.2019.109486 4. Akhtar, A., Krepl, V., & Ivanova, T. (2018). A combined overview of combustion, pyrolysis, and gasification of biomass. Energy & Fuels, 32(7), 7294–7318. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.8b01678 5. Abouemara, K., Shahbaz, M., McKay, G., & Al-Ansari, T. (2024). The review of power generation from integrated biomass gasification and solid oxide fuel cells: Current status and future directions. Fuel, 360, 130511. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2023.130511 6. International Energy Agency. Global Energy Review 2025: Electricity [Online]. – Paris: IEA, 2025. – Available at: https://www.iea.org/reports/global-energy-review- 2025/electricity (accessed 11 February 2026). 7. International Energy Agency. Electricity Mid-Year Update 2025: Demand – Global Electricity Use to Grow Strongly in 2025 and 2026 [Online]. – Paris: IEA, 2025. – Available at: https://www.iea.org/reports/electricity- mid-year-update-2025/demand-global-electricity-use- to-grow-strongly-in-2025-and-2026 (accessed 11 February 2026). 8. Balopi, B., Moyo, M., & Gorimbo, J. (2025). Biomass-to- electricity conversion technologies: A review. Waste Disposal & Sustainable Energy, 7, 323–351. https://doi.org/10.1007/s42768-025-00226-5 9. International Energy Agency. Bioenergy – Analysis and outlook [Online]. – Paris: IEA, 2025. – Available at: https://www.iea.org/energy- system/renewables/bioenergy (accessed 11 February 2026). 10. Gao, Y., Wang, M., Raheem, A., Wang, F., Wei, J., Xu, D., Song, X., Bao, W., Huang, A., Zhang, S., & Zhang, H. (2023). Syngas production from biomass gasification: Influences of feedstock properties, reactor type, and reaction parameters. ACS Omega, 8(35), 31620–31631. https://doi.org/10.1021/acsomega.3c03050 11. Jerzak, W., Acha, E., & Li, B. (2024). Comprehensive Review of Biomass Pyrolysis: Conventional and Advanced Technologies, Reactor Designs, Product Compositions and Yields, and Techno-Economic Analysis. Energies, 17(20), 5082. https://doi.org/10.3390/en17205082 12. Li, T., Wang, J., Chen, H., et al. (2023). Performance analysis of an integrated biomass-to-energy system based on gasification and pyrolysis. Energy Conversion and Management, 287, 117085. https://doi.org/10.1016/j.enconman.2023.117085 13. European Biogas Association (EBA). Gasification: diversification of biomass processing and waste utilisation [Online]. – SAF Ukraine, 29.04.2025. – Available at: https://saf.org.ua/news/2321/ (accessed 11 February 2026). 14. Ruiz, J. A., Juárez, M. C., Morales, M. P., Muñoz, P., & Mendívil, M. A. (2013). Biomass gasification for electricity generation: Review of current technology barriers. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 18, 174–183. https://doi.org/10.1016/j.rser.2012.10.021 15. IEA Bioenergy (2025) Biomass gasification for hydrogen production. IEA Bioenergy Task 33. Available at: https://www.ieabioenergy.com/wp- content/uploads/2025/03/IEA-Bioenergy_T33_Bio- H2_Final_v2.pdf (accessed 11 February 2026) 16. Huang, Y., Wan, Y., Liu, S., Zhang, Y., Ma, H., Zhang, S., & Zhou, J. (2019). A Downdraft Fixed-Bed Biomass Gasification System with Integrated Products of Electricity, Heat, and Biochar: The Key Features and Initial Commercial Performance. Energies, 12(15), 2979. https://doi.org/10.3390/en12152979 17. Alabi, O. O., Gbadeyan, O. J., Towoju, O. A., & Deenadayalu, N. (2024). Enhancing sustainable energy production through biomass gasification gas technology: A review. F1000Research, 13, 511. https://doi.org/10.12688/f1000research.147958 18. Zhang, Y., Wan, L., & Guan, J. (2020). A review on biomass gasification: Effect of main parameters on char generation and reaction. Energy & Fuels, 34(11), 13438–13455. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.0c02900 19. Parvari, E., Mahajan, D., & Hewitt, E. L. (2025). A review of biomass pyrolysis for production of fuels: Chemistry, processing, and techno-economic analysis. Biomass, 5(3), 54. https://doi.org/10.3390/biomass5030054 20. Ortiz, O. A., Orozco, L. M., Rios, L. A. (2025). A new modelling approach for the pyrolysis step in biomass gasification, Results in Chemistry, 14, 102146. https://doi.org/10.1016/j.rechem.2025.102146 21. Chandrasekharan Nair, S., John, V., Geetha Bai, R., & Kikas, T. (2025). Torrefaction of Lignocellulosic Biomass: A Pathway to Renewable Energy, Circular Economy, and Sustainable Agriculture. Sustainability, 17(17), 7738. https://doi.org/10.3390/su17177738 22. Tiedeu William, N., & Adipah, S. (2018). Coal and biomass pyrolysis and gasification – A review. Journal https://doi.org/10.1016/j.esr.2023.101096 https://doi.org/10.3390/en14175375 https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.8b01678 https://doi.org/10.1016/j.fuel.2023.130511 https://www.iea.org/reports/global-energy-review-2025/electricity?utm_source=chatgpt.com https://www.iea.org/reports/global-energy-review-2025/electricity?utm_source=chatgpt.com https://www.iea.org/reports/electricity-mid-year-update-2025/demand-global-electricity-use-to-grow-strongly-in-2025-and-2026?utm_source=chatgpt.com https://www.iea.org/reports/electricity-mid-year-update-2025/demand-global-electricity-use-to-grow-strongly-in-2025-and-2026?utm_source=chatgpt.com https://www.iea.org/reports/electricity-mid-year-update-2025/demand-global-electricity-use-to-grow-strongly-in-2025-and-2026?utm_source=chatgpt.com https://doi.org/10.1007/s42768-025-00226-5 https://www.iea.org/energy-system/renewables/bioenergy?utm_source=chatgpt.com https://www.iea.org/energy-system/renewables/bioenergy?utm_source=chatgpt.com https://doi.org/10.1021/acsomega.3c03050 https://doi.org/10.3390/en17205082 https://doi.org/10.1016/j.enconman.2023.117085 https://saf.org.ua/news/2321/?utm_source=chatgpt.com https://doi.org/10.1016/j.rser.2012.10.021 https://www.ieabioenergy.com/wp-content/uploads/2025/03/IEA-Bioenergy_T33_Bio-H2_Final_v2.pdf https://www.ieabioenergy.com/wp-content/uploads/2025/03/IEA-Bioenergy_T33_Bio-H2_Final_v2.pdf https://www.ieabioenergy.com/wp-content/uploads/2025/03/IEA-Bioenergy_T33_Bio-H2_Final_v2.pdf https://doi.org/10.3390/en12152979 https://doi.org/10.12688/f1000research.147958 https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.0c02900 https://doi.org/10.3390/biomass5030054 https://doi.org/10.1016/j.rechem.2025.102146 378 Відновлювана енергетика. № 1/2026 \| Біоенергетика of Energy Research and Reviews, 1(1), 1–21. https://doi.org/10.9734/jenrr/2018/v1i19781 23. Alam, M., Loha, Ch., Sarkar, I., Chaturvedi, N. D. (2025). An integrated pyrolysis and air gasification model for hydrogen-rich syngas production and comparative assessment of agricultural biomass in Aspen plus, International Journal of Hydrogen Energy, 179, 151696. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2025.151696 24. Buelvas, A., Quintero-Coronel, D. A., Vanegas, O., Ortegon, K., Bula, A., Mesa, J., González-Quiroga, Arturo. (2024). Gasification of solid biomass or fast pyrolysis bio-oil: Comparative energy and exergy analyses using AspenPlus®. Engineering Reports, 6(7), e12825. https://doi.org/10.1002/eng2.12825 25. Roddy, D.J., Manson-Whitton, C. 5.10 – Biomass Gasification and Pyrolysis, Editor(s): Ali Sayigh, Comprehensive Renewable Energy, Elsevier, 2012. Pages 133–153. https://doi.org/10.1016/B978-0-08- 087872-0.00514-X 26. Zheng, J.-L., Zhu, M.-Q., Wen, J.-L., Sun, R.-c. (2016). Gasification of bio-oil: Effects of equivalence ratio and gasifying agents on product distribution and gasification efficiency. Bioresource Technology, 211, 164–172. https://doi.org/10.1016/j.biortech.2016.03.088. 27. Suparmin, P., Purwanti, N., Nelwan, L. O., Tambunan, A. H. (2024). Syngas production by biomass gasification: A meta-analysis. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 206, 114824. https://doi.org/10.1016/j.rser.2024.114824 28. Gracia-Monforte, C., Lete, A., Marias, F., Ábrego, J., Arauzo, J. (2026). Energy, exergy and mass balances of a biomass pyrolysis pilot plant. Energy Conversion and Management, 353, 121154. https://doi.org/10.1016/j.enconman.2026.121154 29. Klius V.P., Omarov I.S. Tar-free gas generator: Pat. 154915 Ukraine: IPC C10J 3/00. No. u202301010; filed 13.03.2023; published 03.01.2024, Bull. No. 1.Di Blasi, C. (2008). Modeling chemical and physical processes of wood and biomass pyrolysis. Progress in Energy and Combustion Science, 34(1), 47–90. https://doi.org/10.1016/j.pecs.2006.12.001 30. Bridgwater, A.V. (2012). Review of fast pyrolysis of biomass and product upgrading. Biomass and Bioenergy, 38, 68–94. https://doi.org/10.1016/j.biombioe.2011.01.048. 31. Basu, P. (2018). Biomass gasification, pyrolysis and torrefaction (3rd ed.). Academic Press. 564 р. https://www.sciencedirect.com/book/monograph/978 0128129920/biomass-gasification-pyrolysis-and- torrefaction 32. Golub, G., Tsyvenkova, N., Golub, V., Chuba, V., Omarov, I., Holubenko, A. (2022). Determining the effect of the structural and technological parameters of a gas blower unit on the air flow distribution in a gas generator. Eastern- European Journal of Enterprise Technologies, 4 (8 (118)), 29–43. https://doi.org/10.15587/1729-4061.2022.263436 https://doi.org/10.9734/jenrr/2018/v1i19781 https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2025.151696 https://doi.org/10.1002/eng2.12825 https://doi.org/10.1016/B978-0-08-087872-0.00514-X https://doi.org/10.1016/B978-0-08-087872-0.00514-X https://doi.org/10.1016/j.biortech.2016.03.088 https://doi.org/10.1016/j.rser.2024.114824 https://doi.org/10.1016/j.enconman.2026.121154 https://doi.org/10.1016/j.pecs.2006.12.001 https://doi.org/10.1016/j.biombioe.2011.01.048 https://www.sciencedirect.com/book/monograph/9780128129920/biomass-gasification-pyrolysis-and-torrefaction https://www.sciencedirect.com/book/monograph/9780128129920/biomass-gasification-pyrolysis-and-torrefaction https://www.sciencedirect.com/book/monograph/9780128129920/biomass-gasification-pyrolysis-and-torrefaction
id	veorgua-article-617
institution	Vidnovluvana energetika
keywords_txt_mv	keywords
language	Ukrainian
last_indexed	2026-07-19T01:19:08Z
publishDate	2026
publisher	Institute of Renewable Energy National Academy of Sciences of Ukraine
record_format	ojs
resource_txt_mv	veorgua/d8/2712fab904d69d941053ff85c6d110d8.pdf
spelling	veorgua-article-6172026-07-18T06:32:24Z JUSTIFICATION OF PARAMETERS AND HEATING MODES OF A PYROLYSIS-GASIFICATION UNIT WITH INTEGRATED PROCESSES OF SYNTHESIS GAS CLEANING AND ENRICHMENT ОБҐРУНТУВАННЯ ПАРАМЕТРІВ І РЕЖИМІВ НАГРІВАННЯ ПІРОЛІЗНО-ГАЗИФІКАЦІЙНОЇ УСТАНОВКИ З ІНТЕГРОВАНИМИ ПРОЦЕСАМИ ОЧИЩЕННЯ ТА ЗБАГАЧЕННЯ СИНТЕЗ-ГАЗУ Omarov , I. pyrolysis-gasification unit; biomass; synthesis gas; cleaning and enrichment zone; electric heating capacity. піролізно-газифікаційна установка; біомаса; синтез-газ; зона очищення і збагачення; потужність електронагріву. The object of the study is the process of thermochemical conversion of lignocellulosic biomass in a combined pyrolysis-gasification unit with integrated zones for reduction, cleaning, and enrichment of syn-gas. The aim of the work is the thermotechnical substantiation of the operating modes of the dry pyrolysis chamber and the reduction zone, taking into account the formation of water vapor and the course of high-temperature heterogeneous reactions. It has been established that during the pyrolysis of 1 kilogram of pellets, approximately 0.269 kg of water vapor is formed, which corresponds to 27% of the mass of the initial feedstock. About 52% of the total amount of water vapor is released within the temperature range of 100–130°C, which determines the maximum thermal load on the reduction zone. The water vapor enters the reaction volume at a temperature close to 100°C and requires additional heat input to be heated to the operating range of 800–1000°C. An assessment of the heat consumption for the water vapor and ensuring the progress of endothermic reactions upon its interaction with carbon has been carried out. The reserve of internal energy of the heated charcoal layer has been determined for an allowable temperature decrease from 1000 to 820°C. The additional power required to compensate for peak thermal loads in the reduction zone has been calculated. It has been shown that a total electric heating power of 6.5 kW ensures the maintenance of a stable temperature regime. The required thickness of the thermal insulation layer made of charcoal has been substantiated. The minimum calculated thickness is 70 mm. In the design implementation, a thickness of 100 mm was adopted, taking into account an operational safety margin. The calculated heating rate of pellets in the dry pyrolysis chamber is 5.08°C/min. Experimental verification demonstrated high agreement between calculated and experimental data; the coefficient of determination is 0.989. The obtained results confirm the feasibility of stable production of syn-gas with increased heating value through the integration of pyrolysis and reduction processes within a unified technological scheme. Об’єктом дослідження є процес термохімічної конверсії рослинної біомаси в комбінованій піролізно-газифікаційній установці з інтегрованими зонами відновлення, очищення та збагачення синтез-газу. Метою роботи є теплотехнічне обґрунтування режимів функціонування камери сухого піролізу та зони відновлення з урахуванням утворення водяної пари й перебігу високотемпературних гетерогенних реакцій. Встановлено, що під час піролізу 1 кг пелет формується близько 0.269 кг водяної пари, що відповідає 27 % від маси вихідної сировини. Близько 52 % загальної кількості водяної пари виділяється в температурному інтервалі 100–130 °С, що зумовлює максимальне теплове навантаження на зону відновлення. Водяна пара надходить у реакційний об’єм з температурою, близькою до 100 °С, і потребує додаткового підведення теплоти для нагрівання до робочого діапазону 800–1000 °С. Виконано оцінювання витрат теплоти на нагрівання водяної пари та забезпечення протікання ендотермічних реакцій її взаємодії з вуглецем. Визначено запас внутрішньої енергії шару розігрітого деревного вугілля за допустимого зниження температури з 1000 до 820 °С. Розраховано величину додаткової потужності, необхідної для компенсації пікових теплових витрат у зоні відновлення. Показано, що сумарна потужність електронагрівання на рівні 6,5 кВт забезпечує підтримання стабільного температурного режиму. Обґрунтовано необхідну товщину теплоізоляційного шару з деревного вугілля. Мінімальна розрахункова товщина становить 70 мм. У конструктивному виконанні прийнято 100 мм з урахуванням експлуатаційного запасу. Розрахована швидкість нагрівання пелет у камері сухого піролізу становить 5.08 °С/хв. Експериментальна перевірка засвідчила високу узгодженість розрахункових та експериментальних даних; значення індексу детермінації становить 0.989. Отримані результати підтверджують можливість стабільного виробництва синтез-газу з підвищеною теплотворною здатністю шляхом інтеграції процесів піролізу та відновлення в єдиній технологічній схемі. Institute of Renewable Energy National Academy of Sciences of Ukraine 2026-03-31 Article Article application/pdf https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/617 10.36296/1819-8058.2026.1(84).345-378 Vidnovluvana energetika ; No. 1(84) (2026): Scientific and applied Journal renewable energy ; 345-378 Возобновляемая энергетика; ##issue.no## 1(84) (2026): Scientific and applied Journal renewable energy ; 345-378 Відновлювана енергетика; № 1(84) (2026): Науково-прикладний журнал Відновлювана енергетика; 345-378 2664-8172 1819-8058 10.36296/1819-8058.2026.1(84) uk https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/617/528 Copyright (c) 2026 I. Omarov https://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/4.0
spellingShingle	pyrolysis-gasification unit biomass synthesis gas cleaning and enrichment zone electric heating capacity. Omarov , I. JUSTIFICATION OF PARAMETERS AND HEATING MODES OF A PYROLYSIS-GASIFICATION UNIT WITH INTEGRATED PROCESSES OF SYNTHESIS GAS CLEANING AND ENRICHMENT
title	JUSTIFICATION OF PARAMETERS AND HEATING MODES OF A PYROLYSIS-GASIFICATION UNIT WITH INTEGRATED PROCESSES OF SYNTHESIS GAS CLEANING AND ENRICHMENT
title_alt	ОБҐРУНТУВАННЯ ПАРАМЕТРІВ І РЕЖИМІВ НАГРІВАННЯ ПІРОЛІЗНО-ГАЗИФІКАЦІЙНОЇ УСТАНОВКИ З ІНТЕГРОВАНИМИ ПРОЦЕСАМИ ОЧИЩЕННЯ ТА ЗБАГАЧЕННЯ СИНТЕЗ-ГАЗУ
title_full	JUSTIFICATION OF PARAMETERS AND HEATING MODES OF A PYROLYSIS-GASIFICATION UNIT WITH INTEGRATED PROCESSES OF SYNTHESIS GAS CLEANING AND ENRICHMENT
title_fullStr	JUSTIFICATION OF PARAMETERS AND HEATING MODES OF A PYROLYSIS-GASIFICATION UNIT WITH INTEGRATED PROCESSES OF SYNTHESIS GAS CLEANING AND ENRICHMENT
title_full_unstemmed	JUSTIFICATION OF PARAMETERS AND HEATING MODES OF A PYROLYSIS-GASIFICATION UNIT WITH INTEGRATED PROCESSES OF SYNTHESIS GAS CLEANING AND ENRICHMENT
title_short	JUSTIFICATION OF PARAMETERS AND HEATING MODES OF A PYROLYSIS-GASIFICATION UNIT WITH INTEGRATED PROCESSES OF SYNTHESIS GAS CLEANING AND ENRICHMENT
title_sort	justification of parameters and heating modes of a pyrolysis-gasification unit with integrated processes of synthesis gas cleaning and enrichment
topic	pyrolysis-gasification unit biomass synthesis gas cleaning and enrichment zone electric heating capacity.
topic_facet	pyrolysis-gasification unit biomass synthesis gas cleaning and enrichment zone electric heating capacity. піролізно-газифікаційна установка біомаса синтез-газ зона очищення і збагачення потужність електронагріву.
url	https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/617
work_keys_str_mv	AT omarovi justificationofparametersandheatingmodesofapyrolysisgasificationunitwithintegratedprocessesofsynthesisgascleaningandenrichment AT omarovi obgruntuvannâparametrívírežimívnagrívannâpírolíznogazifíkacíjnoíustanovkizíntegrovanimiprocesamiočiŝennâtazbagačennâsintezgazu

JUSTIFICATION OF PARAMETERS AND HEATING MODES OF A PYROLYSIS-GASIFICATION UNIT WITH INTEGRATED PROCESSES OF SYNTHESIS GAS CLEANING AND ENRICHMENT

Institution

Ähnliche Einträge