Мощность электростанции

Выбор типа электростанции и ее мощность для покрытия собственных нужд промышленных потребителей и месторождений производятся после формирования списка потребителей с определением режима работы электростанции (изолированный/островной либо параллельно с сетью).

На вновь строящихся объектах энергетики проводится анализ планируемых к установке потребителей с указанием всех потребителей электрической энергии, характера нагрузки, пускового тока и мощности.

Для потребителей должна быть определена категория надежности электроснабжения, которая даст данные о допустимых временных перерывах в электроснабжении.

Эти данные будут использоваться для определения типа резервной генерирующей мощности, например, для установки резервного дизеля с АВР нужной электрической мощности. Такая дизельная генераторная установка должна обеспечить питание всех потребителей первой категории с отключением неответственных потребителей.

При решении проблемы энергоснабжения необходимо учитывать множество факторов, наиболее значимыми являются общая электрическая нагрузка объекта.
Также важным фактором является наличие или отсутствие на объекте подключения к линиям электропередачи. Как правило, на удаленных объектах, таких, как месторождения, внешние линии электропередачи отсутствуют. В этом случае дальнейший выбор системы электроснабжения будет определяться суммарной нагрузкой и единичной мощностью наиболее крупного потребителя.

Необходимо учитывать, что при включении крупных потребителей без частотно-регулируемого пуска в изолированных электрических сетях пусковая мощность должна быть покрыта работающими генераторами газопоршневых или газотурбинных установок. При этом на один генератор наброс нагрузки не должен превышать 20%.

В тех случаях, когда единичный электрический потребитель имеет мощность более 20% от номинальной мощности газопоршневого двигателя или газовой турбины, защита от отключения по изменению частоты и в целом надежность работы потребителей может быть повышена установкой частотно-регулируемого привода.
Как правило, применение частотно-регулируемых приводов является весьма затратным мероприятием для больших мощностей и применяется на объектах, находящихся в эксплуатации при отсутствии других возможностей ограничения пусковой мощности.

При включении-отключении нагрузки более 20% в изолированных электрических возникают значительные колебания частоты, достигающие 5 Гц, что может приводить к отключению таких потребителей встроенной микропроцессорной защитой, а также механической перегрузке газопоршневого двигателя или газовой турбины.

Производители качественных газопоршневых и газотурбинных генераторных установок предоставляют заказчикам графики допустимых набросов мощности для работы в изолированном режиме.

Дизель-генераторы могут принимать значительные набросы нагрузки, намного больше, чем газопоршневые двигатели. Как правило, они изначально проектируются для питания потребителей в изолированных электрических сетях.

Для более крупных энергетических объектов, где резервирование мощности с помощью дизель-генераторных установок невозможно, могут устанавливаться резервные газовые турбины и дожимные компрессорные компрессорные установки с постоянно работающим масляным насосом для автоматического запуска и подачи газа на работающую газовую турбину.

В том случае, если основная газовая дожимная компрессорная выходит из строя, резервная оперативно запускается в работу. При достаточном объеме газопровода на линии нагнетания газового компрессора существует возможность сохранения в работе турбины даже при времени запуска резервного компрессора в течение 1 минуты.

Проблема объема газопровода на линии нагнетания редко принимается во внимание на стадии проектирования. При работе газовой турбины в изолированном режиме отсутствует возможность снижения нагрузки. В результате недостаточный объем газопровода перед газовой турбиной может привести к аварийному отключению генераторного выключателя по падению давлению входного давления перед газовой турбиной.

В режиме работы параллельно с сетью объем газопровода на линии нагнетания после дожимного компрессора не играет такой роли, как в изолированном режиме. Большие изменения давления газа перед турбиной не возникают в связи с более стабильным режимом работы турбины. Резкие изменения нагрузки турбины в режиме параллели компенсируются сетью.

Для промышленных и энергетических объектов, на которых есть возможность подключения к электрическим сетям, единичная мощность электрическая мощность потребителей не играет существенной роли.
Мощность электростанции собственных нужд должна быть приблизительно равна мощности базовой нагрузки.

Пиковые мощности будут покрываться за счет электрических сетей. Таким образом будет достигнута максимальная загрузка собственных генерирующих мощностей.
Это обеспечит минимально возможный срок окупаемости установленной мощности электростанции объекта и будет достигнута максимальная экономия на разнице себестоимости производства электроэнергии и электроэнергии, полученной от сетей.

Выбор типа генерирующего оборудования зависит в первую очередь от суммарной электрической нагрузки объекта. При нагрузке до 10 МВт наиболее целесообразно выбирать газопоршневые генераторные установки. Применение газотурбинных установок мощностью ниже 10 МВт нецелесообразно ввиду их низкого кпд по сравнению с газопоршневыми двигателями.

Как правило, мощность серийных газопоршневых двигателей не превышает 10 МВт. С ростом мощности у газопоршневых двигателей резко растут габариты и масса. При размещении газопоршневого двигателя в стандартном 40-футовом контейнере максимальной заводской готовности единичная мощность двигателя составляет 1 МВт.

Газовый двигатель мощностью 2 МВт должен размещаться в сдвоенном по ширине контейнере и требует проведения монтажных работ на объекте. Например, масса 2-мегаваттной газопоршневой генераторной установки Caterpillar CG170-20 на раме составляет около 18 тонн. С учетом массы вспомогательного оборудования и укрытия масса такой установки составит более 30 тонн.

В тех случаях, когда выполняется проект тепло-электроснабжения удаленных объектов, таких, как месторождения, применение газотурбинных установок может оказаться более целесообразным по массогабаритным характеристикам, несмотря на более низкий коэффициент полезного действия и для мощностей ниже 10 МВт.
Они могут оказаться единственным решением для электро-теплоснабжения таких объектов благодаря своей низкой массе и компактности.

Вследствие использования попутного нефтяного газа в качестве топлива у газопоршневых двигателей применяется снижение номинальной мощности (дерейтинг) для уменьшения риска детонации в цилиндрах, достигающее 35% при работе на тяжелых углеводородных газах.

Ввиду роста штрафов за сжигание попутного нефтяного газа в нефтяной отрасли доля ПНГ в качестве топлива будет постепенно увеличиваться. Основным требованием при сжигании попутного нефтяного газа является необходимость поддержания температуры газа на 10-15 °С выше температуры точки росы.
В целом газовые турбины работают на попутном нефтяном газе более устойчиво по сравнению с газопоршневыми двигателями.

При разработке проектов строительства электростанций собственных нужд нужно учитывать, что для газопоршневых установок не требуется высокое входное давление газа, в то время как для газовых турбин оно должно быть не менее 1,2 МПа в зависимости от мощности газовой турбины.

В связи с этим для газотурбинных генераторных установок необходимо применение дожимных компрессорных установок, например, винтового типа, как наиболее бюджетного способа повышения давления газа. При наличии масляной системы смазки дожимного компрессора газ должен иметь нормированное значение остаточного маслосодержания на линии нагнетания для подачи в газовую турбину.

Газовые турбины имеют очень широкий диапазон единичной мощности от 4 до 560 МВт. При мощности 40 МВт и выше газотурбинные установки имеют высокий коэффициент полезного действия, около 38-40%.

Однако российские производители газовых турбин не имеют собственных разработок на единичную мощность свыше 25 МВт. Это существенно ограничивает применение газовых турбин российского производства для электростанций суммарной мощностью свыше 150 МВт.

В случае строительства как газопоршневых, так и газотурбинных электростанций необходимо использовать когенерацию, т.е. комбинированную выработку тепловой и электрической энергии за счет использования тепла выхлопных газов и тепла систем охлаждения. При этом достигается значительная экономия топлива на производство тепловой энергии.

Если промышленный объект требует наличие пара низких параметров для технологии производства, на выхлопной части газотурбинной установки возможно применение парового котла-утилизатора, либо водяного котла-утилизатора с последующим догревом воды и ее испарением в паровом котле.

При больших расходах пара на объекте применяются паротурбинные установки. Как правило, такие промышленные предприятия уже имеют в своем составе паротурбинные блоки и проводят только модернизацию существующих блоков.

При проектной мощности электростанции не менее 150 МВт и расположении энергоблоков в населенных пунктах целесообразно рассматривать применение парогазовых установок. КПД блоков парогазового цикла составляет свыше 50%.