Исходная ситуация. К нам обратилась строительно-монтажная организация с запросом на проведение ПНР ДГУ 420 кВт и испытаний под нагрузкой конечного Заказчика. Заказчик - производство продуктов питания непрерывного цикла. Как выяснилось при проведении ПНР, основные потребители — электродвигатели (насосы, вентиляция, конвейеры).

Ошибка в подборе. Подрядчик поставил оборудование согласно исходному ТЗ которое он получил от конечного Заказчика. По ТЗ была заложена станция 420 кВт «с небольшим запасом», без проверки пусковых режимов и реальной одновременности включения.

Что произошло при аварии. После переключения на генератор при запуске группы двигателей возникали провалы напряжения; защита фиксировала перегрузку, и ДГУ уходил в аварийную остановку. Ситуация проявлялась нестабильно (в зависимости от последовательности включения и состояния нагрузки), что особенно опасно. Пришлось разбираться в сложившейся ситуации на месте, изучили всех потребителей и их паспортные данные и пришли к выводу что большая часть электродвигателей подключено напрямую без плавного пуска и ПЧ.

Что показал расчёт калькулятором. Вбили паспортные данные в наш инженерный калькулятор. С учётом пусковых токов и одновременности включения эквивалентная пусковая нагрузка получилась >550 кВт. То есть 420 кВт физически не способны удержать напряжение в момент пуска.

Решение. Было предложено 2 варианта: 1 вариант: Замена станции на 600 кВт или 2 вариант: корректировка логики включения (приоритет/очередность) и изменение способа пуска электродвигателей. Совместным решением Сторон был выбран вариант №2, как наиболее оптимальный с технической и экономической точки зрения.

Результат. Удалось избежать покупки новой ДГУ, подрядчик уложился в сроки сдачи объекта. Уверенный запуск при авариях, напряжение стабилизировалось в пусковой фазе.

Инженерный вывод. «Сумма кВт» — не расчёт. Ключевой риск — очередность включения нагрузки и пусковые токи, особенно в резервном режиме.

Исходная ситуация. Заказчик - Складской комплекс, обратился с запросом на приобретение ДГУ 500 кВт. ДГУ планировался как резервный источник.

Ошибка в подходе. Заложили в свой проект ДГУ 500 кВт «чтобы точно хватило с учетом расширения», без привязки к режимам и фактической одновременности. В процессе подготовки ценового предложения и изучения проекта выяснилось что одновременная нагрузка — ~260–280 кВт. Тяжёлых пусков и нелинейной нагрузки практически нет.

Чем это опасно. Помимо переплаты за оборудование, мощный ДГУ часто работает в режиме хронического недогруза (40–55%), что ведёт к росту удельного расхода топлива, ухудшению температурных режимов, образованию нагара и повышению требований к обслуживанию.

Что показал расчёт калькулятором. При инженерной постановке задачи калькулятор дал достаточный диапазон 360–380 кВт (уже с корректным запасом под резервный режим).

Решение. Убедили Заказчика что достаточно станции 400 кВт.

Экономический эффект. Снижение стоимости Оборудования на ~1,5 млн ₽ и снижение стоимости эксплуатации, плюс более корректный, с точки зрения надежности оборудования, режим эксплуатации. Экономию на эксплуатации показали на реальных цифрах с помощью нашего калькулятора эксплуатации ДГУ.

Инженерный вывод. Надёжность — это не «взять побольше», а подобрать мощность под реальные режимы и фактическую нагрузку.

Исходные данные. Заказчик подбирал дизельный генератор 100 кВт для постоянной работы (основной источник электроснабжения). Планируемая загрузка — ≈80%, годовая наработка — ≈8 600 моточасов.

На первом этапе заказчик ориентировался на минимальную цену оборудования и рассматривал ДГУ 100 кВт на двигателе Ricardo как самый доступный вариант.

Потенциальная ошибка. Выбор генератора только по цене покупки без учёта: моторесурса, межсервисных интервалов, стоимости ТО и реальной стоимости 1 кВт·ч при режиме 24/7.

Для постоянной эксплуатации такая логика почти всегда приводит к существенной переплате в процессе работы оборудования.

Что показал инженерный расчёт. Мы сравнили два варианта в калькуляторе стоимости электроэнергии от ДГУ.

Вариант 1 — ДГУ 100 кВт на двигателе Ricardo:

• Стоимость 1 кВт·ч: ≈ 24,6 руб/кВт·ч
• Износ + ТО: ≈ 4,47 руб/кВт·ч
• Годовые эксплуатационные расходы (OPEX): ≈ 16,9 млн руб/год

Вариант 2 — ДГУ 100 кВт на двигателе Iveco:

• Стоимость 1 кВт·ч: ≈ 21,2 руб/кВт·ч
• Износ + ТО: ≈ 2,36 руб/кВт·ч
• Годовые эксплуатационные расходы (OPEX): ≈ 14,6 млн руб/год

Ключевая разница. Разница в цене покупки оборудования — сотни тысяч рублей. Разница в эксплуатации — около 2,3 млн рублей в год.

При постоянной работе ДГУ вариант на Ricardo оказывается дешевле только на этапе закупки. Уже в первый год эксплуатации генератор на Iveco начинает экономить бюджет.

Принятое решение. После демонстрации расчётов заказчик отказался от варианта на Ricardo и утвердил ДГУ 100 кВт на двигателе Iveco как технически и экономически обоснованное решение для постоянной работы.

Результат.

• Снижение стоимости электроэнергии на ≈ 3,4 руб/кВт·ч
• Экономия более 2 млн руб в год
• Предсказуемые интервалы обслуживания
• Ресурсная эксплуатация без ускоренного износа

Инженерный вывод. Для постоянного режима эксплуатации ключевым параметром является не цена генератора, а стоимость 1 кВт·ч с учётом топлива, ресурса и ТО.

Исходные данные. Заказчик подбирал надежный дизельный генератор для объекта с постоянной нагрузкой. По факту нагрузка составляла ≈230-240 кВт, годовая наработка — ≈8 600 моточасов. Цель на старте — взять нажежное оборудование в рамках заложенного бюджета.

Первоначальное решение. Взять генератор на хорошем двигателе «впритык»: мощностью 250 кВт под нагрузку около 230 кВт, чтобы не переплачивать за мощность. В итоге остановились на генераторе Cummins 250 кВт.

Что показал расчёт (вариант 250 кВт).

• Загрузка: ≈92%
• Мощность на нагрузке: 230 кВт
• Расход топлива: ≈63,76 л/ч
• Стоимость 1 кВт·ч: ≈20,72 руб/кВт·ч
• Годовые эксплуатационные расходы (OPEX): ≈40 987 799,7 ₽/год

При такой схеме генератор большую часть времени работает практически на номинале. Это означает более жёсткий температурный режим и меньший запас по устойчивости к пиковым событиям (перегрузкам, ухудшению условий охлаждения и т.п.).

Альтернативный расчёт (вариант 300 кВт).

• Загрузка: ≈76%
• Мощность на нагрузке: 230 кВт
• Расход топлива: ≈61,99 л/ч
• Стоимость 1 кВт·ч: ≈20,34 руб/кВт·ч
• Годовые эксплуатационные расходы (OPEX): ≈39 883 661,9 ₽/год

Ключевая разница. Хотя ДГУ 300 кВт дороже при покупке, он работает в более правильной зоне загрузки (ближе к 65–80%), что даёт меньший расход топлива и более спокойный режим двигателя.

По результатам сравнения расчётов разница по эксплуатационным затратам составила порядка ≈1,1 млн ₽ в год (40,99 млн ₽/год против 39,88 млн ₽/год).

Принятое решение. Заказчик отказался от варианта 250 кВт «впритык» и утвердил 300 кВт, чтобы обеспечить оптимальный режим эксплуатации и снизить эксплуатационные затраты.

Результат.

• Снижение годовых эксплуатационных затрат
• Стабильная работа в оптимальной зоне загрузки
• Более мягкий температурный режим двигателя и прогнозируемая эксплуатация

Инженерный вывод. Экономия на мощности часто даёт обратный эффект: при постоянной нагрузке слишком маленький ДГУ работает дороже, чем генератор с разумным запасом, потому что большую часть времени находится в тяжёлом режиме близко к номиналу.