バックアップ電源システムの燃料選択について理解する

商用および産業用バックアップ電源の初期の頃、好まれる燃料は一貫してディーゼルであったため、バックアップ発電機システムの選択において燃料の選択は問題になりませんでした。今日ではそのようなことはありません。エンジニアとエンドユーザーにはいくつかの燃料オプションがあり、それぞれが異なる用途で独自の利点を提供します。

バックアップ発電機は内燃エンジンによって駆動され、そのエンジンには化石燃料が供給されます。ディーゼル燃料は数十年にわたりバックアップ電源システムに使用されてきました。天然ガスや液体プロパンなどの気体燃料が受け入れられてきています。これらの燃料を独自の方法で組み合わせることで、追加の燃料オプションが提供されます。たとえば、二元燃料発電機は、その時点で利用可能な燃料に応じて、天然ガスまたは LP 蒸気燃料のいずれかで動作します。バイ燃料発電機は、ディーゼル燃料と天然ガスを同時に使用して動作し、それぞれの利点を活用します。

ガソリンは一般にバックアップ電源システムの燃料としては不適切な選択肢であるため、このリストには著しく含まれていません。ディーゼル燃料やガス燃料に比べて非常に揮発性が高いため、大量に保管することが困難であるだけでなく、ディーゼル燃料に比べて熱密度が大幅に低いです。さらに、ガソリンを気体燃料と組み合わせて使用することは容易ではありません。そのため、商業用および産業用のバックアップ電源システムでは、ガソリンを燃料として使用することは、たとえあったとしてもほとんどありません。

ディーゼル燃料

前述したように、ディーゼル燃料は商業用および産業用のバックアップ電源用途に従来から選択されてきた燃料です (表 1 を参照)。ディーゼルエンジンの利点の 1 つは熱効率が高いことであり、これにより大規模 kW アプリケーション (通常は 150 kW 以上) において kW あたりの資本コストが低く抑えられます。ディーゼル燃料は現場で保管する必要があるため、ディーゼル燃料発電機は、天然ガスインフラの恩恵を受けられない遠隔地でもバックアップ電力を提供できます。同じ理由で、病院や 911 コールセンターなどのミッションクリティカルなアプリケーションを扱う市場セグメントでは、現場での燃料が信頼性の確保に役立つため、ディーゼル燃料発電機を選択することがよくあります。最後に、ディーゼル燃料は非常に長い間バックアップ電源用途に使用されてきたため、市場ではディーゼルエンジンがバックアップ電源システムにとって最も信頼性の高い原動機であるという認識があります。

広く受け入れられているにもかかわらず、ディーゼル燃料には欠点があります。たとえば、米国環境保護庁は、すべての予備発電機用途で超低硫黄ディーゼル (ULSD) の使用を義務付けています。 ULSD は追加の精製プロセスを経るため、従来のディーゼル燃料よりも安定性が低くなります。メンテナンスを怠ると、ディーゼル燃料は時間の経過とともに劣化します。保管後 1 年以内に、炭化水素が酸素と反応して細かい沈殿物やゴムが形成されるときに酸化が起こります。これらの汚染物質がエンジン内に引き込まれると、燃料フィルターや燃料インジェクターが詰まる可能性があります。微生物も同様に燃料を汚染する可能性があります。水は結露として燃料システムに侵入する可能性があり、細菌や菌類の増殖を促進します。これらの微生物は実際には燃料自体を餌とします。増殖するとゼラチン状のコロニーを形成し、燃料システムを詰まらせる可能性があります。さらに、それらの廃棄物は本質的に酸性であるため、燃料タンクの腐食を引き起こす可能性があります。

これらは、バックアップ電源アプリケーションにおける重大な懸念事項です。 72 時間の全負荷運転に耐えるサイズのタンクを備えたディーゼル燃料発電機は、60% の典型的な負荷レベル、週に 1 回の無負荷運転、平均停電を想定すると、1 つの燃料タンクを燃焼させるのに軽く約 20 年かかる可能性があります。年間わずか4時間。ただし、これらの問題は、燃料タンクから水と沈殿物の両方を定期的に除去する継続的な燃料テストとメンテナンス計画を立てることで軽減できます。緊急用途の場合、NFPA 110: 緊急および待機電源システムの規格内の規定により、燃料のメンテナンスが必要です。このタイプのメンテナンスプログラムは発電機の総所有コストを増加させるため、これも考慮する必要があります。自動燃料研磨装置はポンプと濾過システムで構成されており、バックアップ電源システムの初期費用がかかりますが、継続的な燃料メンテナンス費用は削減されます。手動メンテナンス計画は、長期的にはコストが高くなります。

一部の用途では、ディーゼル燃料発電機は、EPA によって採用された定置式非道路用ディーゼルエンジンに対するより厳しい Tier 4 排出基準にも直面しており、2011 年中に最初の段階導入が予定されています。ただし、Tier 4 規則は「緊急」と「」に影響します。非緊急」発電機の場合は、それぞれの稼働時間、つまり排出量が大きく異なる傾向にあるため、発電機の使用方法が異なります。 EPA は非常用発電機を「地域の電力会社からの電力が遮断された場合にバックアップ電力を供給することを唯一の機能とする発電機」と定義しています。緊急アプリケーションには EPA Tier-2/Tier-3 への準拠のみが必要です。これに対し、非非常用発電機とは、負荷管理やピークカットなどの非常用電力としてのみ使用されていない発電機のことです。緊急時以外の用途では、Tier 4 排出要件が適用されます。したがって、バックアップ電源システムの燃料の選択肢としてディーゼルを検討する場合、発電機の排出要件に対するアプリケーションの影響を考慮する必要があります。

気体燃料と比較すると、現在のディーゼル燃料 (およびガソリン) のコストは比較的高価です。原油のバレル当たりのコストが高いことと、追加の EPA エンジン排出規制により、ディーゼルエンジンと燃料の両方の総コストが増加しています。 2012 年 5 月の時点で、オフハイウェイディーゼル燃料のコストは 1 ガロンあたり約 3.46 ドルでした (2012 年 5 月に米国エネルギー情報局が報告したオンハイウェイディーゼル燃料の 1 ガロンあたりの平均コストに基づく推定値から、コストの推定値を差し引いたもの)州および連邦の物品税は、高速道路上のディーゼル燃料にのみ適用されます）。比較すると、2012 年 5 月の商用天然ガス価格は 1,000 立方フィートあたり 8.09 ドルでした (米国エネルギー情報局の報告による)。 150 kW のディーゼル発電機をディーゼル燃料で全負荷で 24 時間運転すると、おそらく 260 ガロン、つまり約 900 ドルのディーゼル燃料を消費するでしょう。同様の天然ガス燃料ユニットを同じ時間全負荷で運転すると、約 48,000 立方フィート、つまり約 388 ドルの天然ガスを消費する可能性があります。したがって、緊急バックアップ電源システム用のディーゼル燃料を検討する場合は、アプリケーションに影響を与える停電の平均長さを考慮して燃料コストを予測し、それが許容できるかどうかを判断してください。

天然ガス

過去には、費用対効果、電力密度、耐久性と燃料の信頼性の認識に基づいて、産業用バックアップ電源用途では気体燃料が避けられてきました。しかし、最近の技術革新はその状況を変えました。これらの革新には、強化されたバルブとシート、最適化された空気と燃料の混合気が含まれます。エンジン速度の最適化により大幅に改善されました。歴史的に、発電機はエンジン速度を 1,800 rpm に制限する 4 極オルタネーターに直接接続するように構成されていました。必要に応じてギアオンギアのパワートレインや 2 極オルタネーターを実装することにより、発電機メーカーは火花点火エンジンの出力と性能を最適化することができました。これにより、過渡性能が向上し、エンジンのベアリングにかかるストレスが軽減され、出力密度が向上しました。一言で言えば、より強力なエンジンと資本コストの削減を意味します。

特に、バックアップ電力システムの燃料としての天然ガスに関しては、稼働時間が長いことが主な利点です (表 2 を参照)。天然ガスは敷地内に有限量貯蔵されるのではなく、電力会社によって供給されるため、停電の長さに関係なく、燃料の補給は問題になりません。特にこの利点は、住宅用バックアップ電源ソリューションの重要なセールスポイントでもあります。

天然ガスはディーゼル燃料よりも環境に優しいです。天然ガス燃料エンジンは、同等のディーゼル燃料エンジンよりも NOX と粒子状物質の排出が少ないだけでなく、大量のディーゼル燃料の保管に伴う燃料封じ込めの問題や環境問題も回避します。また、ガスなので液漏れの心配もありません。これらの理由から、燃料封じ込めに適用される現地の規制はディーゼル燃料エンジンの規制よりも大幅に緩く、準拠にかかるコストが大幅に低くなります。

自動車用火花点火エンジンは、大量に入手しやすくなっているため、発電機メーカーにとってコスト効率の高いコンポーネントとなっています。また、通常、同様のサイズのディーゼルエンジンよりも調達コスト効率が高くなります。これは、150 kW 以下の単発エンジンのバックアップ電源アプリケーションでは、ガス燃料バックアップ電源システムの kW あたりのコストが低くなる傾向があることを意味します。より大きな kW のアプリケーションの場合、ガス燃料発電機は、発電機の並列化への統合アプローチで出力を組み合わせるように構成できます (図 1 を参照)。一般的なコスト効率と、統合並列接続によってもたらされる信頼性および拡張性の利点 (1 台の非常に大型のディーゼル燃料発電機と比較して) を組み合わせることで、大規模なアプリケーションでも魅力的な代替手段となります。発電機が 10 秒以内に緊急負荷を引き受けることを必要とするアプリケーションでは、オンラインになっている最初の発電機がその負荷に対して十分な大きさになるようにシステムを構成できます。この最初のジェネレーターは 10 秒の要件を満たすことができ、残りのジェネレーターは他の負荷カテゴリを処理できます。

天然ガスは稼働時間が長いため、残念なことに、マイナス面が認識されます。天然ガスは公共事業者によって供給されるため、その可用性は施設の制御の範囲外です。オンサイト燃料貯蔵所は、その可用性に疑問の余地がないため、多くの管轄当局 (AHJ) によって好まれています。これは通常、NFPA 70: National Electrical Code、Article 700: Emergency Systems によって、多くの自治体の緊急システム負荷に対して要求されています。天然ガスは主に地下パイプラインによって供給されており、通常、電力が停止するような悪天候の影響を受けることはありませんが、天然ガスのインフラは 100% 信頼できるわけではありません。エンジニアは、地元のガス事業者および AHJ と協力して、現場のディーゼル燃料と比較した天然ガスインフラの信頼性を理解する必要があります。また、システム所有者と協力して、施設が地元の電力会社の裁量で天然ガス燃料の供給を遮断する削減政策の対象にならないようにしてください。燃料補給や燃料の劣化に関する懸念が完全に理解されていれば、多くの用途において天然ガスの信頼性が良好になることは珍しくありません。

LP燃料

LP 燃料バックアップ電源システムは、LP 液体構成または LP 蒸気構成で動作できます。 LP 蒸気はおそらくバックアップ電源システムでより一般的です (表 3 を参照)。前述した一般的な気体燃料の利点はすべて、150 kW 以下の単発エンジンのバックアップ電源用途における kW あたりのコストの削減など、LP 燃料にも当てはまります。火花点火燃料である LP 燃料は、その用途に適した自動車用エンジンで動作します。

気体燃料としての LP の一般的な利点に加えて、LP はディーゼル燃料と同様に現場で保管する必要があります。したがって、LP 燃料は、現場で燃料を必要とする用途において、ディーゼルに代わる許容可能な気体燃料の代替手段となる可能性があります。コンサルティングエンジニアも、ディーゼル燃料ソリューションを選択する前に、顧客と一緒にこの点を検討する必要があります。 LP は同じ現場要件を満たしますが、燃料劣化の心配がないという利点があります。

LP 燃料の欠点は、実際にはシステム設計におけるさらなる課題です。システムが LP 液体構成で動作するか LP 蒸気構成で動作するかに関係なく、LP 燃料は加圧下で液体として保管されます。 LP 蒸気燃料設計では、この液体燃料を蒸気としてエンジンの燃焼室に導入する必要があります。沸点が -44 F であるため、周囲温度で燃料タンク内で自然に気化します。ただし、ボイルオフ率 (液体 LP 燃料が蒸発して蒸気になる速度) の管理は設計上の考慮事項です。 LP 蒸気バックアップ電源システムを実装する場合は、周囲温度、LP 燃料タンクのサイズ、発電機の燃料消費率を考慮する必要があります。

比較すると、LP 液で動作するバックアップ電源システムは、適切な量の燃料を発電機に供給するために、燃料タンク内の LP の自然気化に依存しません。代わりに、これらのシステムでは、加圧液体を発電機のエンジンに導入して燃焼させる前に、加圧液体を十分な量の蒸気に変換する気化器が必要です。気化器を使用すると、ボイルオフ率ではなく実行時間に合わせてタンクのサイズを設定できます。通常、気化器は屋外の発電機に組み込まれています。ただし、発電機が建物内に設置されている場合はこの限りではありません。ほとんどの建築基準法では液体 LP 燃料を建物内に保管するか配管するかを許可していないため、気化器は施設の外部に設置する必要があります。気化器は、内部で生成された、または外部から供給される何らかの形の熱を必要とします。

二元燃料システムおよび二元燃料システム

オンサイト燃料と公共事業者が供給する燃料について議論するときに必ず生じる信頼性の問題を軽減する 1 つの方法は、両方の燃料を一度に、または同時に使用するシステムを指定することです。二元燃料および二元燃料システムは、これらの基準に適合します (表 4 を参照)。

前述したように、二元燃料システムは、その時点で利用可能な燃料に応じて、LP 蒸気または天然ガス燃料のいずれかで動作できます。このシステムは通常、天然ガス燃料で起動および稼働しますが、燃料供給が中断された場合は、オンサイトの LP 燃料源に切り替わります。この構成は、最大 150 kW の発電機で非常に一般的です。

大規模な用途では、単一エンジン内でディーゼル燃料と天然ガスの両方を同時に燃焼させる二燃料システムが魅力的な選択肢となります (図 2 を参照)。二燃料発電機は 100% ディーゼル燃料を使用して起動し、500 ～ 750 F で点火し、パイロット燃料として機能します。電気負荷の受け入れなど、特定の基準が満たされた後、発電機のコントローラーは天然ガスを燃料混合物に導入します。ディーゼル燃料の燃焼により、1,150 ～ 1,200 F というはるかに高い発火温度を持つ天然ガスに点火します。発電機コントローラーが天然ガスを追加すると、エンジンの通常の速度制御機能により、エンジンに入るディーゼル燃料の量が減少します。このプロセスは、最適な燃料混合 (通常は 75% の天然ガスと 25% のディーゼル燃料) に達するまで続きます。負荷が増加した場合、最初はディーゼルで過渡現象に対処し、その後、新しいより高い負荷レベルに合わせて天然ガスがシステムに再び追加されます。

バイフューエル発電機は、ディーゼル燃料と天然ガス燃料の両方の信頼性の利点を活用しながら、それぞれの欠点を最小限に抑えます。バイフューエル発電機の初期コストは、通常、ディーゼル発電機よりも 15% ～ 30% 高くなります。ただし、二燃料発電機ではディーゼルではなく天然ガスが主な燃料であるため、稼働時間が延長される一方で、現場での燃料保管要件 (およびそれに関連するメンテナンスコスト) が削減されます。さらに、現場の燃料はシステムの一部のままであるため、信頼性が向上します。公共施設で遮断されたか、その他の理由で天然ガスの供給が停止した場合でも、発電機は 100% ディーゼルで稼働できます。

結論

すべてのバックアップ電源システムがディーゼル燃料のみを燃料として使用されていた時代は終わりました。ディーゼルは依然として一般的な燃料供給ですが、エンジニアとエンドユーザーには、天然ガス、LP 燃料 (液体および蒸気)、二元燃料 (天然ガスまたは LP 蒸気のいずれか)、およびバイフューエル (天然ガス) など、追加の燃料オプションがいくつかあります。ガソリンとディーゼルは同時に作動します）。それぞれに独自のメリットがあります。コンサルティングエンジニアは、顧客に最適な推奨事項を提供できるように、これらの各燃料ソースをどのように適用できるかを時間をかけて学ぶ必要があります。いつものように、特定の用途での特定の燃料の使用に関するポリシーを理解するには、必ず地元の AHJ に問い合わせてください。選択肢を知っておくと、会話がより実りあるものになります。

Kirchner は、ウィスコンシン州ウォーキシャにある Generac Power Systems のテクニカルサポートマネージャーで、あらゆる工業製品のサポートとトレーニングを行っています。彼はウィスコンシン大学で電気工学の学士号と MBA を取得しました。彼は 1999 年から Generac Power Systems に勤務しています。

参考文献

Seitz、John S.、非常用発電機の排出可能性 (PTE) の計算。覚書、米国環境保護庁、1995 年。

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