Выбор мощности и количества ГПУ для мини-ТЭЦ

Практика показывает, что газопоршневые электроагрегаты нежелательно постоянно эксплуатировать с нагрузкой выше 90% от номинальной мощности. При соблюдении данного правила повышается надёжность работы оборудования, понижается механический износ и снижается риск аварийных остановок, что в совокупности ведёт к уменьшению эксплуатационных затрат. Данное пороговое значение является эмпирическим. Ни в каких официальных документах производителей оно не указывается, но подтверждается практикой эксплуатации ГПУ.
При этом у разных специалистов весьма серьёзно различается мнение о величине максимально допустимой загрузке газопоршневых установок. Кто-то опускает пороговое значение загрузки до 85%, и даже до 80%, однако некоторые инженеры говорят о возможности постоянной работы и при 95%. В принципе, самый правильный подход - индивидуально устанавливать данную границу по результатам эксплуатации ГПЭА на конкретном объекте.
В данной ситуации лично я придерживаюсь того мнения, что оптимальным уровнем загрузки является именно 90% от номинальной мощности. Однако мои расчётные таблицы позволяют задать любое другое пороговое значение, после чего все эксплуатационные и экономические показатели энергоцентра автоматически пересчитываются (имеется в виду расчёт экономики в ходе предпроектной проработки мини-ТЭЦ).

Производители ГПЭА, как правило, не определяют верхнюю границу загрузки своих машин, но очень часто задают нижний предел загрузки на уровне 40% - 50% от номинальной мощности. В ряде случаев данное ограничение вызвано исключительно тем, что при меньшей нагрузке в выхлопных газах увеличиваются содержание вредных выбросов (прежде всего CO и NOx). Если пренебречь экологической составляющей, то большинство газопоршневых электроагрегатов может работать с минимальной загрузкой и до 30% от номинала. Однако работа на меньшей мощности уже может привести к определённым проблемам с повышенным износом механики и общим снижением надёжности двигателя.
Кроме того, необходимо принимать во внимание, что работа ГПЭА с низкой загрузкой экономически невыгодна, поскольку резко увеличивается себестоимость вырабатываемой электроэнергии. Поэтому я в своих расчётах задаю нижнее пороговое значение загрузки ГПЭА на уровне 40% от номинала. Однако расчётные таблицы позволяют задать и любое другое значение данного показателя.

Если в состав электростанции входит несколько газопоршневых электроагрегатов, то как правило, автоматика на ГПЭС настроена таким образом, что общая нагрузка делится между всеми машинами практически поровну.
При этом в расчётах экономики проекта необходимо учитывать, что при снижении нагрузки всех работающих машин ниже 40% от номинала один из электроагрегатов должен отключаться, в результате чего вырастает загрузка работающих машин. Обычно это происходит в автоматическом режиме. То есть, если на работающих ГПЭА нагрузка снизилась до 40% от номинала, то отключается один из электроагрегатов. Потом второй, третий и так далее. Если из-за снижения нагрузки отключается последний работающий ГПЭА, то электропитание объекта осуществляется только от внешней сети. (Если электростанция работает изолированно от внешней сети, то приходится ставить искусственную нагрузку).
При росте нагрузки свыше 90% от номинальной мощности происходит обратный процесс (так же автоматически) - включается одна из неработающих газопоршневых установок, в результате чего снижается загрузка всех ГПУ, находящихся в работе. То есть, если на объекте выросла электрическая нагрузка (например, включили дополнительную производственную линию), в результате чего загрузка на работающих машинах возросла до 90% от номинала, то в работу обязательно должна включиться ещё одна машина. И так процесс повторяется до тех пор, пока в составе электростанции есть неработающие ГПЭА. Если же все электроагрегаты, входящие в состав электростанции, на этот момент уже работают, то увеличивается отбор электроэнергии из внешней сети.
Включения и выключения ГПЭА необходимо учитывать для того, чтобы определить наработку на каждый электроагрегат за год. А ежегодная наработка, в свою очередь, является очень важным показателем, от которого зависят виды регламентных работ, приходящихся на каждый конкретный год эксплуатации, а значит и себестоимость электроэнергии в этот год.

Оптимальная загрузка газопоршневых установок лежит в границах от 40% до 90% от номинальной мощности. Поэтому, если вы включите в состав электростанции три ГПУ по 1,5 МВт, то в действительности располагаемая мощность у вас будет не 4,5 МВт, а всего 4,05 МВт. В мини-ТЭЦ можно ставить вместе сколько угодно установок. Они будут делить нагрузку между собой поровну и автоматически отключаться (включаться) при снижении (росте) нагрузки.

Уровень загрузки газопоршневых установок существенно влияет на себестоимость вырабатываемой электроэнергии, а значит, и на срок окупаемости проекта.
Здесь представлен пример расчёта срока окупаемости проекта в зависимости от загрузки ГПЭА. Это реальный объект (складской комплекс), на который планируется поставить один электроагрегат MWM TCG2020V20 мощностью 2000 кВт. Расчёты выполнены мной в сентябре 2019 г. Если на странице сайта плохо видно, то можете скачать файл "Окупаемость" и изучить данную таблицу подробно.

В рассматриваемом примере нагрузка 1274 кВт (загрузка 64%) - это фактический уровень среднегодовой электрической нагрузки на объекте в 2019 году. Таким образом, если исходить из текущего уровня потребления электроэнергии на данном объекте, то ГПЭА на 2000 кВт для данного объекта представляется слишком мощным. Такой электроагрегат будет загружен в среднем по году всего на 64%, в результате чего срок окупаемости проекта превысит 3,5 года даже с учётом экономии на утилизированном тепле.

Если исходить из фактических нагрузок, то оптимальным для этого объекта был бы выбор газопоршневой установки MWM мощностью не 2000 кВт, а 1560 кВт (это модель TCG2020 V16). Тогда среднегодовая загрузка ГПУ составит 81,7%, что существенно сократит срок окупаемости проекта.
ГПЭА MWM TCG2020V20 мощностью 2000 кВт на данном объекте есть смысл использовать только при условии, что за счёт подключения новых электропотребителей произойдёт рост среднегодовой электрической нагрузки до уровня 1600 - 1700 кВт. В этом случае среднегодовая загрузка составит 80 - 85% от номинальной мощности, в результате чего срок окупаемости проекта сократится до приемлемых 2,5 - 3 лет.
Из приведённого примера видно, что приемлемые экономические показатели у проекта по строительству ГПЭС будут только тогда, когда среднегодовая загрузка электростанции превышает 70% от установленной мощности. С учётом верхнего ограничения в 90% оптимальный диапазон среднегодовой загрузки ГПЭА составляет 70 - 90% от номинальной мощности. Если загрузка ниже 70%, то хорошей экономики у такого проекта не может быть в принципе. Исключение составляют только те объекты, у которых очень высокая стоимость электроэнергии (свыше 6 руб./кВт*ч без НДС) и одновременно довольно дешёвый газ (менее 4500 руб./1000 куб.м без НДС).

Поэтому удельная стоимость газопоршневой установки мощностью 3 МВт будет всегда ниже, чем у ГПУ на 1 МВт. В результате 6 ГПЭА по 1 МВт всегда будут дороже, чем 3 шт. по 2 МВт, а 2 ГПЭА по 3 МВт будут дешевле, чем 3 ГПЭА по 2 МВт. Таким образом, закрывать необходимую вам электрическую мощность обычно более выгодно несколькими "большими" электроагрегатами, чем целой кучей "маленьких" машин.

Чем больше электроагрегатов в составе ГПЭС, тем выше гибкость в работе всей электростанции. Этот факт особенно важно учитывать при переменных электрических нагрузках на таких объектах, как например, водогрейная котельная.
Допустим, на крупную котельную можно поставить один электроагрегат, который полностью закрывает все собственные нужды (4000 кВт) в зимний период (например, один MWM TCG2032 V16 мощностью 4,3 МВт). И это будет самый дешёвый вариант. Но в тоже время это будет совершенно негибкая система, которая не сможет работать вне отопительного сезона, когда электрическая нагрузка может упасть, например, до 1000 - 1200 кВт. С инженерной точки зрения на такой объект будет боле грамотно поставить три ГПЭА по1500 - 1600 кВт (например, MWM TCG2020V16 мощностью 1560 кВт). Тогда в летнее время собственные нужды котельной сможет обеспечить одна работающая газопоршневая установка, а две других ГПУ будут остановлены и смогут экономить моторесурс.
Но 3 х 1,5 МВт, скорее всего, будет более дорогим решением, чем 1 х 4,3 МВт.

Выбирая газопоршневую установку для мини-ТЭЦ необходимо исходить из того, что должна быть обеспечена среднегодовая загрузка электростанции на уровне 70 - 90% от установленной мощности. Только в этом случае у проекта будут хорошие экономические показатели. При этом необходимо "не мельчить" и закрывать необходимую вам мощность достаточно "большими" газопоршневыми электроагрегатами, так как это ведёт к снижению капитальных затрат на строительство ГПЭС. В то же время в составе мини-ТЭЦ должно быть такое количество ГПУ, которое обеспечивает достаточную гибкость работы электростанцииприменительно к реальному профилю электрических нагрузок на конкретном объекте.
В общем, выбор единичной мощности и количества ГПУ для энергоцентра - это во многом творческий процесс, который невозможно полностью формализовать в силу того, что для каждого случая требуется индивидуальный подход, учитывающий техническую и экономическую специфику того или иного объекта.

Часть электроэнергии, вырабатываемой любой электростанцией, потребляется на собственные нужды. В случае газопоршневых установок это, прежде всего, работа вентиляторов в составе выносных радиаторов, а так же различных насосов.
Проблемой является то, что собственное потребление ГПЭА не является константой, а постоянно изменяется в некоторых пределах. Конечно, производители обычно указывают мощность всех электропотребляющих устройств в составе ГПУ (насосы, вентиляторы, ТЭНы и т.п.). Однако в каждый конкретный момент времени эти «внутренние» потребители могут быть включены в совершенно произвольном порядке. Кроме того, помимо собственных нужд конкретного ГПЭА, одновременно происходит потребление электроэнергии ещё и общими системами всей электростанции (например, освещение и пожарная сигнализация), которые так же работают в совершенно произвольном режиме. В результате точное значение потребления электроэнергии на собственные нужды ГПЭС предсказать практически невозможно.
Так, одним из факторов, влияющих на отбор вырабатываемой электроэнергии на нужды ГПЭА, является погода. Например, если в летнее время нет потребности в использовании утилизированного тепла, то выносной радиатор газопоршневой установки в сильную жару работает практически на полную мощность. Но при этом совсем не работает циркуляционный насос внешнего (или промежуточного) контура, так как отопление на объекте отключено. Однако если пошёл дождь, то потребность в электроэнергии для выносного радиатора сразу же немного снижается, так как вентиляторам становится проще справляться с охлаждением двигателя.
В зимнее время потребление электроэнергии выносным радиатором снижается очень существенно, так как практически всё утилизированное тепло идёт потребителям. Но при этом "на полную катушку" включается в работу насос внешнего контура, который обеспечивает циркуляцию теплоносителя и передачу «халявной» тепловой энергии этим самым потребителям.
Таким образом, собственные нужды любой газопоршневой установки меняются совершенно непредсказуемым образом, в результате чего практически невозможно установить их точное значение. Не смотря на это, «внутреннее» потребление электроэнергии обязательно необходимо учитывать при подборе оборудования для ГПЭС. Поэтому в расчётах технических и экономических параметров электростанции, как правило, задаётся некоторое условное среднегодовое значение собственных нужд на один ГПЭА. Например, для больших машин Jenbacher и MWM мощностью 4 - 4,5 МВт это может быть 200 - 250 кВт на каждую единицу. Если в составе электростанции 5 - 6 таких "монстров", то отбор электроэнергии на собственное потребление получается весьма приличными - 1,0 - 1,5 МВт. При выборе ГПУ нельзя не учитывать такую существенную выпадающую мощность.

Для ГПЭА отсутствуют стандартные номиналы мощности. Каждый производитель выпускает электроагрегаты с такой мощностью, как ему заблагорассудится. Кроме того, газопоршневые установки редко имеют "круглую" мощность, например, ровно 1000 кВт. Чаще всего, это некруглое значение, такое как 1067 кВт для Jenbacher JMS320. Поэтому о номинальной мощности ровно в 1500 или 3000 кВт можно говорить только условно. Насколько я знаю, ни одной модели ГПУ с номиналом ровно 1500 или 3000 кВт сейчас не производится.
Крупно повезло только номиналу в 2000 кВт - на такую "круглую" мощность делают ГПЭА сразу несколько производителей - Caterpillar G3520С и G3516H, MWM TCG2020V20 и Jenbacher JMS612 (правда, в этом случае не ровно 2000 кВт, а 2001 кВт), а так же Cummins C2000N5.
По всем остальным мощностям "стандартные" номиналы просто отсутствуют. Поэтому, более правильно было бы говорить о некоторых мощностных диапазонах, в которые попадают ГПУ различных производителей с близкой номинальной мощностью. Для газопоршневых установок средней и большой мощности (от 1 МВт до 4,5 МВт) можно выделить следующие диапазоны:

Внутри этих диапазонов может быть до пяти модели ГПЭА, более-менее близких по своим техническим параметрам. Поэтому выбирать приходится не между электроагрегатами имеющими одинаковую мощность, например, ровно 1500 кВт, а между моделями, мощность которых попадает в один диапазон, например, Jenbacher JMS420 (1492 кВт) и MWM TCG2020V16 (1560 кВт). Вне указанных диапазонов мощности сейчас на российском рынке ГПЭА ничего не предлагается (хотя, может быть, я что-то и упустил). 
Проблема заключается в том, что в некоторых мощностных диапазонах выбирать практически не из чего, так как предлагается всего одна модель, заслуживающая доверия, а со всем остальным "железом" лучше и не связаться. Но это уже тема для отдельного разговора.

Зарубежные производители ГПЭА обычно указывают электрическую мощность ГПУ при cos φ =1. В то же время, согласно отечественным ГОСТам, электрическую мощность дизельных и газопоршневых электроагрегатов необходимо указывать при cos φ =0,8.
С другой стороны, за счёт того, что на импортные ГПЭА, как правило, ставят переразмеренные генераторы, разница в мощности при cos φ =1 и cos φ =0,8 не очень существенная. Например, для Jenbacher JMS320 электрическая мощность при cos φ =1 составляет 1067 кВт, а при cos φ =0,8 немного меньше - 1058 кВт. Это происходит за счёт того, что КПД генератора при cos φ =0,8 ниже, чем при cos φ =1.
Проблема заключается в том, что не все поставщики предоставляю полную техническую информацию по своим ГПЭА, в которой указывается электрическая мощность при cos φ =0,8. В этом отношении примером для всех должна служить компания Jenbacher, которая очень подробно раскрывает все технические характеристики своего оборудования. Подобная открытость демонстрирует, что данный производитель полностью уверен в своей технике.

Электрическая мощность ГПУ несколько различается в зависимости от номинала установленного генератора. Как правило, на всех моделях газопоршневых электроагрегатов мощность с генератором на 0,4 кВ немного выше, чем с генератором на 6,3 кВ или 10,5 кВ. Например у Jenbacher JMS320 электрическая мощность с генератором на 0,4 кВ составляет 1067 кВт, а с генератором на 10,5 кВ - 1053 кВт.
Проблема заключается в том, что некоторые недобросовестные и/или безграмотные поставщики ГПЭА в своих коммерческих предложениях дают цену на оборудование с высоковольтным генератором, а электрическую мощность указывают для машины на 0,4 кВ. Разница хоть и небольшая, но характеризующая таких "специалистов" крайне негативно. Моя задача, как консультанта, состоит и в том, чтобы отслеживать даже такие мелкие "косяки" и предупреждать о них заказчика.

Необходимо различать механическую и электрическую мощность газопоршневых электроагрегатов. Механическая мощность двигателя всегда немного выше, чем электрическая мощность ГПЭА за счёт того, что КПД генератора никогда не равен 100%, а составляет обычно 95 - 97%.
В качестве примера покажу шильдики с одной и той же ГПУ Caterpillar G3616B.

Мощность одной и той же модели газопоршневой установки может весьма существенно отличаться в зависимости от года выпуска и серии. Мой самый любимый пример - Jenbacher JMS616. В 1995 году выпускалась модель JW616 GSB02, которая имела мощность 1548 кВт. Сейчас компания Йенбахер предлагает модель J616 GS-J01, мощность которой составляет 2681 кВт.
Однако необходимо учитывать, что ГПУ одной модели, но с разной номинальной мощностью, могут предлагаться и одновременно, поскольку в производстве могут находиться модификации, «заточенные» под различные задачи. Но в этой ситуации разница в мощности газопоршневых установок одной модели, как правило, не такая большая, как в случае J616 разных годов выпуска. Поэтому всегда необходимо обращать внимание на электрическую мощность, указанную в ТКП поставщика и/или в паспорте на конкретный электроагрегат, а при покупке б/у оборудования - на мощность, указанную на шильдике.

Выбирая ГПУ необходимо обращать внимание на реальную электрическую мощность тех электроагрегатов, которые предлагают поставщики, и помнить, что часть вырабатываемой электроэнергии будет расходоваться на собственные нужды электростанции, что должно учитываться в расчётах окупаемости, поскольку выпадающая мощность всегда несколько ухудшает экономику проекта. 

Для действующего объекта правильный подбор единичной мощности и общего количества электроагрегатов, входящих в состав будущей мини-ТЭЦ, можно сделать только на основе анализа профиля фактических электрических нагрузок (почасовок). Причём желательно использовать данные не менее, чем за один календарный год.

Частный консультант по мини-ТЭЦ

Выбор мощности и количества ГПУ без иллюзий

Как правильно подобрать газопоршневые установки для мини-ТЭЦ

1. Ограничения по максимальной и минимальной загрузке

а) Оптимальная максимальная загрузка - 90%

б) Минимальная загрузка - не менее 40%

в) Автоматическое включение и выключение ГПЭА

ВЫВОД:

2. Зависимость экономики проекта от состава ГПЭА в мини-ТЭЦ

а) Зависимость срока окупаемости от загрузки ГПУ

б) Зависимость удельной стоимости ГПУ от мощности

Чем мощнее газопоршневой электроагрегат, тем ниже его удельная стоимость

в) Гибкость в работе мини-ТЭЦ

ВЫВОД:

3. Особенности газопоршневых установок

а) Собственные нужды ГПУ

б) Для газопоршневых электроагрегатов нет стандартных номиналов мощности

в) Мощность при cos φ = 1 и cos φ = 0,8

г) Зависимость мощности ГПЭА от напряжения генератора

д) Разница в механической и электрической мощности ГПЭА

е) Зависимость мощности ГПУ от года выпуска и серии

ВЫВОД:

Рекомендация: