Fuel and Combustion

Fuel and Combustion

Analysis of a Biomass-Fueled Combined Heat, Power, and Cooling System Featuring Innovative Heat Recovery and a Triple Organic Rankine Cycle

Document Type : Original Article

Authors
Arash Kalantari 1
Najmeh Hajialigol 2
1 Faculty of Mechanical Engineering, K. N. Toosi University of Technology, Tehran, Iran
2 Hamedan University of Technology
10.22034/jfnc.2025.535934.1431
Abstract
I
In this study, a novel configuration of a biomass-fueled tri-generation system—capable of producing power, heating, and cooling—is proposed and analyzed through comprehensive energy and exergy assessments. The proposed design incorporates an innovative heat recovery strategy with a coefficient of performance (COP) of 0.78. The system under investigation comprises several integrated components, including a biomass combustion unit; a three-stage Organic Rankine Cycle (ORC) utilizing octane, heptane, and R-141b as working fluids for electricity generation; a Kalina cycle for combined power and heat production; an absorption refrigeration cycle for cooling and heating purposes; and thermally integrated heat exchangers. The study further explores the influence of key parameters—such as the exhaust gas temperature after the first ORC stage, the working fluid temperature in the Kalina cycle, and the outlet gas temperature from the absorption cooling section—on primary energy savings and the energy product generation rates. The results demonstrate that the proposed system achieves energy, exergy, and electrical efficiencies of 82%, 55%, and 60%, respectively.
Keywords
Trigeneration
Biomass
Three-Stage Organic Rankine Cycle
Kalina Cycle
Exergy Analysis

Subjects

با افزایش تقاضای جهانی انرژی و کاهش منابع سوخت‌های فسیلی، نیاز به سیستم‌های پایدار و کارآمد بیش‌ازپیش احساس می‌شود [1]. زیست‌توده، به‌ویژه خاک‌اره کاج، به‌عنوان منبعی تجدیدپذیر با پتانسیل بالای تولید انرژی پاک مطرح است، اما بهره‌برداری بهینه از آن در سیستم‌های تولید هم‌زمان برق، گرمایش و سرمایش محدود است. سیستم‌های متداول مبتنی بر سوخت فسیلی با مشکلاتی مانند بازده پایین، آلودگی زیست‌محیطی و هزینه‌های بالا مواجه‌اند و انعطاف‌پذیری لازم را ندارند. سیستم‌های CCHP زیست‌توده‌ای ظرفیت بالاتری در بهبود بازده انرژی و کاهش آلودگی دارند، اما طراحی‌های کنونی عمدتاً کوچک‌مقیاس و فاقد ادغام حرارتی کافی هستند؛ بنابراین، توسعه سیستم نوآورانه‌ای مبتنی بر گاز سنتز از خاک‌اره کاج با تمرکز بر بهبود عملکرد و تحلیل‌های فنی و ترمودینامیکی، گامی مهم در جهت استفاده بهتر از زیست‌توده و انرژی پایدار است. با افزایش تقاضای جهانی انرژی و کاهش منابع فسیلی، استفاده از سیستم‌های تولید هم‌زمان برق، گرما و سرما (CCHP) به‌عنوان راهکاری کارآمد و پایدار موردتوجه قرار گرفته است [2]. این سیستم‌ها با بهره‌گیری از گرمای تلف‌شونده، راندمان انرژی را افزایش داده و قابلیت استفاده از محرک‌های متنوع مانند توربین گازی، موتور احتراق داخلی و منابع تجدیدپذیر نظیر زیست‌توده، انرژی خورشیدی و زمین‌گرمایی را دارند [3،4]. با وجود هزینه‌های اولیه بالا و نیاز به دانش فنی، مطالعات امکان‌سنجی فنی–اقتصادی نتایج امیدوارکننده‌ای ارائه داده‌اند. به‌عنوان مثال، پاپلی و همکاران [5] کاهش مصرف برق و بهبود بازیابی انرژی را گزارش کردند. همچنین، ابراهیمی و همکاران [6] سیستمی هیبریدی با راندمان انرژی ۵۶ و اگزرژی ۶۹ درصد طراحی کردند که به‌طور قابل توجهی آلاینده‌های زیست‌محیطی را کاهش داد.

مطالعات اخیر بهبود عملکرد سیستم‌های CCHP از منظر انرژی و اگزرژی را نشان می‌دهند. سانتو [7] بازده انرژی بین 65 تا 81 درصد و بازده اگزرژی تا 4/38 درصد گزارش کردند که با نیروگاه‌های حرارتی پیشرفته رقابت‌پذیر است. یو و همکاران [8] با طراحی یک سیستم هیبریدی مبتنی بر سلول سوختی اکسید جامد و توربین گازی، توانستند تولید ترکیبی برق، گرما و سرمایش را با بازده بالا ارائه دهند، گرچه هزینه و مقیاس‌پذیری مانع تجاری‌سازی گسترده این فناوری‌هاست. برای بهره‌برداری مؤثر از گرمای زائد، به‌کارگیری چرخه‌های پیشرفته مانند ORC و کالینا رواج یافته است. اوده و همکاران [9] با ترکیب موتور استرلینگ و ORC، افزایش قابل‌توجهی در بازده، صرفه‌جویی انرژی و کاهش آلاینده‌ها حاصل کردند. سونگ و همکاران [10] نیز افزایش تولید برق و بازده اگزرژی را در چرخه ORC دومرحله‌ای گزارش دادند، هرچند انتخاب سیال کاری در این سیستم‌ها اهمیت بالایی دارد. در خصوص چرخه کالینا، پریخانی و همکاران [11] بازده انرژی 83/49 و اگزرژی 68/27 درصد را به دست آوردند. ترکیب سیستم کالینا با واحد جذب LiBr–H₂O  توسط لیو و همکاران [12] باعث افزایش 45 درصد در توان تولیدی شد. وانگ و همکاران [13] نیز با تلفیق چرخه کالینا و چیلر جذبی آمونیاک- آب به بازده حرارتی تقریباً 100 درصد و بازگشت سرمایه 31/2 سال دست یافتند. در مجموع، این تحقیقات بر نقش کلیدی طراحی دقیق، انتخاب فناوری مناسب، و استفاده از انرژی‌های تجدیدپذیر در بهبود پایداری و کارایی سیستم‌های CCHP تأکید دارند.

نرم‌افزار Aspen Plus یکی از مؤثرترین نرم‌افزارهای موجود برای فرایندهای ترمودینامیکی زیست‌توده است. تعداد زیاد پژوهش‌های انجام شده با این نرم‌افزار این موضوع را تأیید می‌کند. به‌عنوان نمونه، مطالعه بسیار جالبی توسط سیمونا و همکاران [14] انجام شده است که در آن یک سیستم CCHP مبتنی بر زیست‌توده برای یک ساختمان تاریخی در پروجا، ایتالیا شبیه‌سازی شده است. مدل ساخته شده در Aspen شامل یک توربین گازی، چرخه رانکین ارگانیک، چیلر جذبی و مخزن ذخیره بود که به‌صورت خودکار نیازهای گرمایشی، سرمایشی و آب گرم ساختمان را تأمین می‌کرد. نکته برجسته این مطالعه علاوه بر نوآوری، جنبه‌های مالی آن بود؛ فرض بر این بود که سوخت زیست‌توده رایگان است و سرمایه‌گذاری پس از 93/2 سال به سوددهی می‌رسد و می‌توان آن را تا 15/7 سال بدون ضرر حفظ کرد. همچنین این سیستم سالانه بیش از ۶۳۲ تن کاهش انتشار دی‌اکسیدکربن را به همراه داشت که بسیار چشمگیر است. ژو و همکاران [15] یک سیستم چندمنظوره جدید بر پایه احتراق زیست‌توده برای تولید هم‌زمان برق، گرمایش و سرمایش پیشنهاد کردند. طبق شبیه‌سازی آن‌ها که با استفاده از نرم‌افزار Aspen HYSYS انجام شد، این سیستم قادر بود تقریباً ۱۰۴۰۳ کیلووات برق، 4/4927 کیلووات سرمایش و ۱۷۴۳ کیلووات گرمایش تولید کند. این سیستم بازده انرژی عالی 1/67 درصد و بازده اگزرژی 15/37 درصد داشت. هزینه عملیاتی تقریباً ۵۶۸ دلار به‌ازای هر ساعت کار بود، درحالی‌که هزینه واحد تولید برابر با 89/14 دلار به‌ازای هر گیگاژول گزارش شد. وانگ و همکاران [16] نیز سیستم چندمنظوره زیست‌توده‌ای مشابهی پیشنهاد دادند که نتایج شبیه‌سازی Aspen HYSYS آن‌ها نیز بسیار چشمگیر بود. این سیستم توانست ۱۹۴۴۰ کیلووات برق، ۴۲۶۱ کیلووات گرما و ۲۴۷۸ کیلووات سرما تولید کند. بازده انرژی و بازده اگزرژی به ترتیب 93/53 درصد و 78/38 درصد بوده و هزینه واحد تولید 57/15 دلار به‌ازای هر گیگاژول گزارش شد.

[1]  I. Shahdad, M. Moghimi, and M. Navidbakhsh, “Multi-perspective analysis of a parabolic trough collector with a gradient porous structure and hybrid nanofluid: Thermal, thermodynamic, and exergoeconomic evaluation,” Clean. Eng. Technol., vol. 27, p. 101001, 2025, doi: https://doi.org/10.1016/j.clet.2025.101001.
[2]  M. S. Saleem and N. Abas, “Optimal design of renewable driven polygeneration system: A novel approach integrating TRNSYS-GenOpt linkage,” Clean. Eng. Technol., vol. 24, p. 100856, 2025, doi: https://doi.org/10.1016/j.clet.2024.100856.
[3]  S. M. A. Haider, T. A. H. Ratlamwala, K. Kamal, M. Alkahtani, M. Abid, and H. Liu, “Integrated energy, exergy, and environment (3E) analysis, and life cycle assessment of renewable sourced multigeneration system for optimized performance and environmental impact assessment,” Sustain. Energy Technol. Assessments, vol. 80, p. 104368, 2025.
[4]  S. Khanmohammadi, S. Abdolmehdi Hashemi, and M. Akbarzadeh, “Energetic and exergetic assessment of a ground source heat pump system using low temperature resources in a tropical climate,” Sustain. Energy Technol. Assessments, vol. 61, p. 103604, 2024, doi: https://doi.org/10.1016/j.seta.2023.103604.
[5]  S. Popli, P. Rodgers, and V. Eveloy, “Trigeneration scheme for energy efficiency enhancement in a natural gas processing plant through turbine exhaust gas waste heat utilization,” Appl. Energy, vol. 93, pp. 624–636, 2012, doi: https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2011.11.038.
[6]  M. Ebrahimi and S. Majidi, “Exergy-energy-environ evaluation of combined cooling heating and power system based on a double stage compression regenerative gas turbine in large scales,” Energy Convers. Manag., vol. 150, pp. 122–133, 2017, doi: https://doi.org/10.1016/j.enconman.2017.08.004.
[7]  D. B. Espirito Santo, “Energy and exergy efficiency of a building internal combustion engine trigeneration system under two different operational strategies,” Energy Build., vol. 53, pp. 28–38, 2012, doi: https://doi.org/10.1016/j.enbuild.2012.06.014.
[8]  H. You, Y. Xiao, J. Han, A. Lysyakov, and D. Chen, “Thermodynamic, exergoeconomic and exergoenvironmental analyses and optimization of a solid oxide fuel cell-based trigeneration system,” Int. J. Hydrogen Energy, vol. 48, no. 66, pp. 25918–25938, 2023, doi: https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2023.03.183.
[9]  G. T. Udeh, S. Michailos, D. Ingham, K. J. Hughes, L. Ma, and M. Pourkashanian, “A techno-enviro-economic assessment of a biomass fuelled micro-CCHP driven by a hybrid Stirling and ORC engine,” Energy Convers. Manag., vol. 227, p. 113601, 2021, doi: https://doi.org/10.1016/j.enconman.2020.113601.
[10]         J. Song and C. Gu, “Performance analysis of a dual-loop organic Rankine cycle (ORC) system with wet steam expansion for engine waste heat recovery,” Appl. Energy, vol. 156, pp. 280–289, 2015, doi: https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2015.07.019.
[11]         T. Parikhani, H. Azariyan, R. Behrad, H. Ghaebi, and J. Jannatkhah, “Thermodynamic and thermoeconomic analysis of a novel ammonia-water mixture combined cooling, heating, and power (CCHP) cycle,” Renew. Energy, vol. 145, pp. 1158–1175, 2020, doi: https://doi.org/10.1016/j.renene.2019.06.100.
[12]         Z. Liu, N. Xie, and S. Yang, “Thermodynamic and parametric analysis of a coupled LiBr/H2O absorption chiller/Kalina cycle for cascade utilization of low-grade waste heat,” Energy Convers. Manag., vol. 205, p. 112370, 2020, doi: https://doi.org/10.1016/j.enconman.2019.112370.
[13]         J. Wang, Y. Wu, and X. Liu, “Thermodynamic and economic analysis of a Kalina cycle-based combined heating and power system for low-temperature heat source utilization,” Therm. Sci. Eng. Prog., vol. 55, p. 102904, 2024, doi: https://doi.org/10.1016/j.tsep.2024.102904.
[14]         S. Di Fraia, M. Shah, and L. Vanoli, “A biomass-based polygeneration system for a historical building: A techno-economic and environmental analysis,” Energy Convers. Manag., vol. 291, p. 117336, 2023, doi: https://doi.org/10.1016/j.enconman.2023.117336.
[15]         Z. Xu et al., “Design and comprehensive thermo-enviro-economic assessment of an innovative polygeneration system using biomass fuel and LNG regasification: A CCHP-thermally desalination application,” Process Saf. Environ. Prot., vol. 183, pp. 925–944, 2024, doi: https://doi.org/10.1016/j.psep.2024.01.040.
[16]         L. Wang et al., “Thermoeconomic assessment of an innovative combined cooling, heating, and power system based on biomass combustion, TCO2 cycle, absorption chiller, and desalination,” Process Saf. Environ. Prot., vol. 184, pp. 151–169, 2024, doi: https://doi.org/10.1016/j.psep.2024.01.073.
[17]         P. Ahmadi, I. Dincer, and M. A. Rosen, “Development and assessment of an integrated biomass-based multi-generation energy system,” Energy, vol. 56, pp. 155–166, 2013, doi: https://doi.org/10.1016/j.energy.2013.04.024.
[18]         C. R. Altafini, P. R. Wander, and R. M. Barreto, “Prediction of the working parameters of a wood waste gasifier through an equilibrium model,” Energy Convers. Manag., vol. 44, no. 17, pp. 2763–2777, 2003.
[19]         Z. Ghaffarpour, M. Mahmoudi, A. H. Mosaffa, and L. G. Farshi, “Thermoeconomic assessment of a novel integrated biomass based power generation system including gas turbine cycle, solid oxide fuel cell and Rankine cycle,” Energy Convers. Manag., vol. 161, pp. 1–12, 2018.
[20]         C. Jin, Y. Yuan, H. Son, and Y. Lim, “Novel propane-free mixed refrigerant integrated with nitrogen expansion natural gas liquefaction process for offshore units,” Energy, vol. 238, p. 121765, 2022.
[21]         D.-Y. Peng and D. B. Robinson, “A new two-constant equation of state,” Ind. Eng. Chem. Fundam., vol. 15, no. 1, pp. 59–64, 1976.
[22]         H. Azariyan, M. Vajdi, and H. R. Takleh, “Assessment of a high-performance geothermal-based multigeneration system for production of power, cooling, and hydrogen: thermodynamic and exergoeconomic evaluation,” Energy Convers. Manag., vol. 236, p. 113970, 2021.
[23]         H. Ghiasirad, N. Asgari, R. K. Saray, and S. Mirmasoumi, “Thermoeconomic assessment of a geothermal based combined cooling, heating, and power system, integrated with a humidification-dehumidification desalination unit and an absorption heat transformer,” Energy Convers. Manag., vol. 235, p. 113969, 2021.
[24]         C. Wu, X. Xu, Q. Li, X. Li, L. Liu, and C. Liu, “Performance assessment and optimization of a novel geothermal combined cooling and power system integrating an organic flash cycle with an ammonia-water absorption refrigeration cycle,” Energy Convers. Manag., vol. 227, p. 113562, 2021.
[25]         M. Zhang, A. Timoshin, E. A. Al-Ammar, M. Sillanpaa, and G. Zhang, “Power, cooling, freshwater, and hydrogen production system from a new integrated system working with the zeotropic mixture, using a flash-binary geothermal system,” Energy, vol. 263, p. 125959, 2023.
[26]         G. Liao, E. Jiaqiang, F. Zhang, J. Chen, and E. Leng, “Advanced exergy analysis for Organic Rankine Cycle-based layout to recover waste heat of flue gas,” Appl. Energy, vol. 266, p. 114891, 2020.
[27]         C. Tian, C. Su, C. Yang, X. Wei, P. Pang, and J. Xu, “Exergetic and economic evaluation of a novel integrated system for cogeneration of power and freshwater using waste heat recovery of natural gas combined cycle,” Energy, vol. 264, p. 126227, 2023.
[28]         T. Parikhani, J. Jannatkhah, A. Shokri, and H. Ghaebi, “Thermodynamic analysis and optimization of a novel power generation system based on modified Kalina and GT-MHR cycles,” Energy Convers. Manag., vol. 196, pp. 418–429, 2019.
[29]         H. Ghaebi, A. S. Namin, and H. Rostamzadeh, “Performance assessment and optimization of a novel multi-generation system from thermodynamic and thermoeconomic viewpoints,” Energy Convers. Manag., vol. 165, pp. 419–439, 2018.
[30]         L. Zhang, M. Asadollahzadeh, A. H. Seikh, M. K. Agrawal, and W. Minzha, “Proposal and comprehensive study of an integrated polygeneration process relying on landfill gas, renewable hydrogen, and binary geothermal cycle,” Sep. Purif. Technol., vol. 327, p. 124897, 2023.
[31]         T. Hai et al., “A novel trigeneration model using landfill gas upgrading process and waste heat recovery: Application of methanol, desalinated water, and oxygen production,” J. Clean. Prod., vol. 393, p. 136224, 2023.
[32]         G. Chicco and P. Mancarella, “Assessment of the greenhouse gas emissions from cogeneration and trigeneration systems. Part I: Models and indicators,” Energy, vol. 33, no. 3, pp. 410–417, 2008.
[33]         M. Chahartaghi and M. Sheykhi, “Thermal modeling of a trigeneration system based on beta-type Stirling engine for reductions of fuel consumption and pollutant emission,” J. Clean. Prod., vol. 205, pp. 145–162, 2018.
[34]         O. Siddiqui and I. Dincer, “Sustainable utilization of agricultural bio-waste for multigeneration of electricity, heating, cooling and freshwater,” J. Clean. Prod., vol. 319, p. 128540, 2021.
[35]         O. Bamisile, Q. Huang, P. O. K. Anane, and M. Dagbasi, “Performance analyses of a renewable energy powered system for trigeneration,” Sustainability, vol. 11, no. 21, p. 6006, 2019.
[36]         S. Li, L. Zhu, Y. He, J. Fan, and L. Lv, “Thermodynamic evaluation of CCHP system based on biomass gasification by exploring the feasibility of using CO2 as gasification agent,” Sustain. Energy Technol. Assessments, vol. 42, p. 100867, 2020.
[37]         L. Yan, Y. Cao, and B. He, “Energy, exergy and economic analyses of a novel biomass fueled power plant with carbon capture and sequestration,” Sci. Total Environ., vol. 690, pp. 812–820, 2019.
[38]         C. Cheng, J. Cherian, M. S. Sial, U. Zaman, and H. Niroumandi, “Performance assessment of a novel biomass-based solid oxide fuel cell power generation cycle; Economic analysis and optimization,” Energy, vol. 224, p. 120134, 2021.
[39]         D. Roy, S. Samanta, and S. Ghosh, “Performance assessment of a biomass-fuelled distributed hybrid energy system integrating molten carbonate fuel cell, externally fired gas turbine and supercritical carbon dioxide cycle,” Energy Convers. Manag., vol. 211, p. 112740, 2020.
[40]         X. Xu, J. Liu, and L. Cao, “Optimization and analysis of mixed refrigerant composition for the PRICO natural gas liquefaction process,” Cryogenics (Guildf)., vol. 59, pp. 60–69, 2014.
[41]         M. Shamsi, S. Farokhi, M. Pourghafari, and A. Bayat, “Tuning the natural gas dew point by Joule-Thomson and Mechanical Refrigeration processes: A comparative energy and exergy analysis,” J. Pet. Sci. Eng., vol. 212, p. 110270, 2022.
[42]         V. Eveloy, W. Karunkeyoon, P. Rodgers, and A. Al Alili, “Energy, exergy and economic analysis of an integrated solid oxide fuel cell–gas turbine–organic Rankine power generation system,” Int. J. Hydrogen Energy, vol. 41, no. 31, pp. 13843–13858, 2016.
[43]         P. Zhu et al., “Achieving high-efficiency conversion and poly-generation of cooling, heating, and power based on biomass-fueled SOFC hybrid system: Performance assessment and multi-objective optimization,” Energy Convers. Manag., vol. 240, p. 114245, 2021.
[44]         Y. E. Yuksel, M. Ozturk, and I. Dincer, “Performance investigation of a combined biomass gasifier-SOFC plant for compressed hydrogen production,” Int. J. Hydrogen Energy, vol. 45, no. 60, pp. 34679–34694, 2020.
[45]         H. Rashidi and J. Khorshidi, “Exergy analysis and multiobjective optimization of a biomass gasification based multigeneration system,” Int. J. Hydrogen Energy, vol. 43, no. 5, pp. 2631–2644, 2018.