Критериями выбора силовых агрегатов для строительства когенерационных электростанций являются вопросы расхода топлива, уровень эксплуатационных затрат, а также срок окупаемости оборудования электростанции. Важными факторами выбора силовых агрегатов являются простота эксплуатации, уровень технического обслуживания и ремонта, а также место выполнения ремонта силовых агрегатов. Эти вопросы связаны, прежде всего, с расходами и проблемами, которые может иметь впоследствии владелец автономной электростанции. Часто возникают споры, что лучше использовать газопоршневую или газотурбинную установку. Проведем сравнительную характеристику по некоторым критериям. В качестве первого критерия рассмотрим эксплуатационные затраты. Стоимость капитального ремонта газопоршневого двигателя может составлять 50% от первоначальной стоимости самого силового агрегата. Ремонт газопоршневых установок можно производить на месте без сложного диагностического оборудования один раз в 3 года. Цена ремонта газотурбинной установки составляет 70% от начальных вложений. Капитальный ремонт проводиться раз в 5 лет, и ввиду его сложности на месте капремонт газовой турбины не производится. Поставщик должен увезти отработанный блок и привезти сменный газотурбинный блок. Старый блок может быть восстановлен только в заводских условиях. Как видно, затраты примерно равны. Реальные, честные цены на сами газотурбинные и поршневые агрегаты сопоставимой мощности и качества также схожи. Следующим критерием рассмотри нагрузку. Нижний предел минимальной электрической нагрузки, официально заявляемый заводами производителями для индустриальных турбин, составляет 3–5%, но в таком режиме расход по топливу возрастает на 40%. Максимальная нагрузка газотурбинной установки, в ограниченных временных интервалах может достигать 110-120%. Современные газопоршневые установки обладают феноменальной экономичностью, базирующейся на высоком уровне электрического КПД. «Проблемы», связанные с работой газопоршневых установок на малых нагрузках, решаются положительно еще на стадии проектирования. Проектирование должно быть качественным.
Соблюдение рекомендованного заводом изготовителем режима эксплуатации продлит жизнь деталям двигателя, сэкономив таким образом деньги владельцу автономной электростанции. Иногда, чтобы вывести газопоршневые машины в номинальный режим при частичных нагрузках, в проект тепловой схемы станции включаются один-два электрических котла, которые и позволяют обеспечить желаемые 50% нагрузки. Теперь рассмотрим мощность силовых агрегатов электростанций и температуру окружающей среды. При значительном повышении температуры окружающей среды мощность газотурбинной установки падает. Но при понижении температуры электрическая мощность газотурбинной установки, наоборот, растет. Параметры электрической мощности, по существующим стандартам ISO, измеряются при t +15 °C. Иногда важным моментом является и то, что газотурбинная установка способна отдать в 1,5 раза больше бесплатной тепловой энергии, нежели поршневой агрегат аналогичной мощности. При использовании мощной (от 50 МВт) автономной ТЭЦ в коммунальном хозяйстве, например, это может иметь определяющее значение при выборе типа силовых агрегатов, особенно при большом и равномерном потреблении именно тепловой энергии. Наоборот, там, где тепло не требуется в больших количествах, а нужен акцент именно на производстве электрической энергии, будет экономически целесообразнее использование газопоршневых установок. Высокая температура на выходе газотурбинных установок позволяет использовать в составе электростанции паровую турбину. Это оборудование бывает востребованным, если потребителю необходимо получить максимальное количество электрической энергии при одном и том же объеме потраченного газового топлива, и таким образом достичь высокого электрического КПД – до 60%. Энергокомплекс такой конфигурации сложнее в эксплуатации и стоит он на 30-40% дороже обычного. Рассмотрим КПД установок. КПД силовой установки более чем актуален – ведь он влияет на расход топлива. Средний удельный расход газового топлива на 1 выработанный кВт/час значительно меньше у газопоршневой установки, причем при любом режиме нагрузки (хотя длительные нагрузки менее 25% противопоказаны для поршневых двигателей). Электрический КПД поршневых машин составляет 40–44%, а у современных газовых турбин – 38-40% (в парогазовом цикле турбина способна выдать КПД, достигающий 60%). Парогазовый цикл применяется при высокой мощности электростанций – от 20-100 МВт. Сравнение газотурбинных установок и газопоршневых двигателей в составе мини–ТЭЦ показывает, что установка газовых турбин целесообразна на объектах, которые имеют равномерные электрические и тепловые потребности при мощности свыше 30-40 МВт.
Из вышесказанного следует, что электрический КПД силовых агрегатов разных типов имеет прямую проекцию на расход топлива. Газопоршневые агрегаты расходуют на четверть, меньше топлива, чем газотурбинные установки – это основная статья расходов. Соответственно, при схожей или равной стоимости самого оборудования более дешёвая электрическая энергия получается на газопоршневых установках. Газ – это основная расходная статья при эксплуатации автономной электростанции. Последним критерием оценки рассмотрим экологический фактор. Надо отметить, что газопоршневые установки уступают газотурбинным агрегатам по уровню выбросов NOx. Так как моторное масло выгорает, поршневые агрегаты имеют уровень вредных выбросов в атмосферу чуть больший, чем у газотурбинных агрегатов. Уровень вредных выбросов от большинства современных газотурбинных установок не превышает значение 20 ppm и в каких-то проектах это может иметь определенное значение. Поршневые установки при работе имеют вибрации и низкочастотный шум. Доведение шума до стандартных значений возможно, просто необходимы соответствующие инженерные решения. Помимо расчёта рассеивания при разработке раздела проектной документации «Охрана окружающей среды» делается акустический расчёт и проверяется: удовлетворяют ли выбранные проектные решения и применяемые материалы требованиям СанПиН с точки зрения шума. Сравнение газотурбинных установок и газопоршневых двигателей в составе мини–ТЭЦ показывает, что установка газовых турбин возможна на любых объектах, которые имеют электрические нагрузки более 14-15 МВт, но из-за высокого расхода газа турбины рекомендуются для электростанций гораздо большей мощности – 50- 70 МВт.
