Mooslandungskraftwerk – Wikipedia

Posted on by
before-content-x4

Erdgaskraftwerk in Moss Landing, Kalifornien

Luftaufnahme des Moss Landing Power Plant

Einer der Stapel für die Einheiten 6 und 7

Das Mooslandungskraftwerk ist eine erdgasbetriebene Stromerzeugungsanlage in Moss Landing, Kalifornien, USA, in der Mitte von Monterey Bay. Die großen Stapel sind Wahrzeichen, die in der gesamten Monterey Bay Area sichtbar sind. Die Anlage gehört und wird von Dynegy aus Houston betrieben und verfügt derzeit über eine Erzeugungskapazität von 1020 MW (netto) aus den beiden Kombikraftwerken.[3] Es war einst das größte Kraftwerk im US-Bundesstaat Kalifornien mit einer Erzeugungskapazität von 2560 MW, bevor die beiden großen überkritischen Dampfanlagen außer Betrieb genommen wurden.

Hier soll ein neues Batteriespeicherkraftwerk für die Netzbatteriespeicherung mit einer Leistung von über 567 MW / 2.270 MWh errichtet werden, das nach Fertigstellung möglicherweise das weltweit größte sein wird.[2]

Geschichte[edit]

1949 begann Pacific Gas & Electric (PG & E) mit dem Bau des Moss Landing Power Plant. In den 1950er Jahren wurden fünf erdgas- und ölbetriebene Dampfanlagen gebaut. Die kommerzielle Erzeugung begann 1950 mit einer Leistung von 613 MW.

1964 begann der Bau von zwei zusätzlichen Einheiten (6 und 7) mit zwei neuen 150-m-Stapeln. Diese beiden Einheiten hatten eine Leistung von jeweils 750 MW für insgesamt 1500 MW mit 55 m hohen Kesseln. Sie verwendeten eine neuere Technologie unter Verwendung von überkritischem Dampf bei 25 MPa (3.600 psi).

1995 wurden die ursprünglichen fünf Einheiten stillgelegt, und 1997 ließ PG & E die Genehmigungen für diese Einheiten verfallen.[4]

Im Rahmen der Deregulierung von Versorgungsunternehmen in Kalifornien verkaufte PG & E die Anlage 1998 an Duke Energy (DENA). Um den restriktiveren Vorschriften zur Verschmutzung zu entsprechen, wurden die Einheiten 6 und 7 1998 mit einer selektiven katalytischen Reduktionseinheit und digitalen Steuerungssystemen aufgerüstet.

Ab dem Jahr 2000 wurden die acht 69-m-Stapel und 19 Heizöl-Lagertanks entfernt und auf dem ehemaligen Gelände zwei neue Einheiten gebaut. Die neuen Einheiten 1 und 2 wurden 2002 in Betrieb genommen. Sie sind Kombikraftwerke, 50% effizienter als die anderen Einheiten, da sie zwei Turbinen verwenden: zuerst ein Paar 170-MW-Gasturbinen, dann eine 190-MW-Dampfturbine; für jeweils 530 MW. Nach seiner Fertigstellung im Jahr 2002 war das Kraftwerk mit einer Leistung von 2560 MW das größte Kraftwerk in Kalifornien.[5]

Im Jahr 2006 verkaufte Duke Energy die Anlage an LS Power Equity Partners, nachdem er über eine halbe Milliarde Dollar in verbesserte Kapazität, Effizienz und Emissionskontrolle investiert hatte.[6][7]Dynegy kaufte die Anlage dann im April 2007 zusammen mit anderen Vermögenswerten von LS-Partnern.[8]

Am 31. Dezember 2016 hat Dynegy die überkritischen Dampfeinheiten 6 und 7 ausgemustert, da sie wirtschaftlich nicht mehr wettbewerbsfähig waren. Dynegy behält jedoch weiterhin die Genehmigung für diese Einheiten bei.[9]

Im Februar 2017 gab der unabhängige Stromerzeuger Dynegy, Inc. bekannt, dass er das Gaswerk möglicherweise schließen wird, da die Marktbedingungen aufgrund einer Überlastung der Großhandelsstromkapazität in Kalifornien den profitablen Betrieb erschweren.[10][clarification needed] Bis 2018 verfügte Kalifornien über eine überschüssige Erzeugungskapazität von 7.000 MW, aber eine ähnliche Menge (größtenteils ozeangekühlt) würde bis 2021 stillgelegt.[11]

Der Anstieg der Großhandelspreise ist teilweise auf Richtlinien zurückzuführen, die Versorgungsunternehmen wie PG & E (ein reguliertes Monopol) eine Kapitalrendite für den Bau neuer Kraftwerke garantieren, auch wenn diese nicht benötigt werden. Unabhängige Stromerzeuger wie Dynegy hingegen haben keine garantierte Rendite für ihre Investition.[10] Die Stromerzeugung ist stark zurückgegangen, wodurch die an Monterey County gezahlten Steuern gesenkt wurden.[12]

Netzanschluss[edit]

Die Anlage verfügt über Stromleitungen, die sie mit Pfad 15 verbinden, und Verbindungen wie Pfad 26 und Pfad 66, über die Strom in weit entfernte Regionen fließen kann. Die Anlage ist auch über Übertragungsleitungen mit lokalen Lasten und der Region San Jose verbunden.

Gaseinheiten[edit]

Sowohl die überkritischen Einheiten als auch die Kombikraftwerke verwenden eine Durchlaufkühlung. Die überkritischen Einheiten haben einen Kühlbedarf von 2.300 m (600.000 US-Gallonen)3) pro Minute und die kombinierten Zyklikeinheiten eine Anforderung von 250.000 US-Gallonen (950 m)3).[4]

Überkritische Dampfeinheiten 6 und 7[edit]

Die Einheiten 6 und 7 verwendeten überkritischen Dampf. Diese Einheiten wurden Ende 2016 ausgemustert. Am Ende ihrer Lebensdauer wurden die Einheiten 6 und 7 in der Regel als Spitzeneinheiten betrieben, wenn der Strombedarf am höchsten war. Im Jahr 2016, dem letzten Betriebsjahr, waren sie nur etwa 3% der Zeit in Betrieb.[9]

Der Erzeugungsprozess für die Blöcke 6 und 7 beginnt mit Erdgas, das an einem Ende des zu verbrennenden Kessels eingespritzt wird. Am anderen Ende des Kessels wird Primärwasser eingespritzt, um die erzeugte Wärme aufzunehmen. Das Gas kommt einfach aus einer Erdgasleitung, und Verbrennungsprodukte steigen den Stapel hinauf und gelangen in die Atmosphäre. Wasser hat einen viel komplizierteren Weg und besteht aus zwei unterschiedlichen Systemen: Kühlwasser und primäres (dampferzeugendes) Wasser. Kühlwasser wird aus der Monterey Bay oder dem nahe gelegenen Elkhorn Slough gepumpt. Dann wird es gereinigt, zum Abkühlen des von den Turbinen kommenden Wassers verwendet und in den Ozean eingeleitet. Dampf für die Turbinen entsteht aus dem Primärwasserstrom, der vor dem Eintritt in den Kessel vorgewärmt wird. Vom Kessel wird der überhitzte Dampf in eine erste Turbine geleitet, die bei hohem Druck arbeitet, und dann in eine Niederdruckturbine. Die Turbinen treiben die Generatoren an.

Kombinierte Zykluseinheiten 1 und 2[edit]

Verbrennungsprodukte treiben die Gasturbinen direkt an. Zuerst wird Luft vom Lufteinlass zum Kompressor gesaugt (angetrieben von der Turbinenachse), dann wird sie mit Erdgas in der Brennkammer verbrannt. Die heißen Verbrennungsgase durchlaufen dann die eigentliche Turbine (Antrieb der Achse). Aus thermodynamischer Sicht ist dies der Standard-Brayton-Zyklus. Da die Gasturbine keine Energie vom Verbrennungsprozess über Dampf zur Turbine überträgt, werden die Kosten, der Energieverlust und die Umweltauswirkungen des primären Wasserkreislaufs vermieden.

Am Ausgang der Gasturbinen wird ein Teil der verbleibenden Energie (Wärme) im Abgas durch einen Wärmetauscher zurückgewonnen und auf Wasser übertragen, das eine Dampfturbine speist, ähnlich wie bei den Einheiten 6 und 7.

In kleinerem Maßstab als die überkritischen Einheiten sind die Einheiten 1 und 2 mit einer Startzeit von nur einer Stunde flexibler als 24 Stunden für die Einheiten 6 und 7.

Batteriespeicher[edit]

Vistra 500 kV[edit]

Am 29. Juni 2018 fusionierte Vistra Energy mit Dynegy am 9. April 2018[13] kündigte an, ein Energiespeichersystem mit 300 MW / 1.200 MWh in Moss Landing zu entwickeln, das das bestehende Turbinengebäude und die bestehende Verbindung der Einheiten 6 und 7 nutzt und an das 500-kV-Netz anschließt.[14] Vistra Energy geht davon aus, dass das Energiespeichersystem bis Ende 2020 den kommerziellen Betrieb aufnehmen wird, bis die Genehmigung der California Public Utilities Commission (CPUC) vorliegt. Dies wäre das weltweit größte Energiespeichersystem für Lithium-Ionen-Batterien.[15] Das Projekt begann im Dezember 2019 mit dem Bau und soll bis Ende 2020 abgeschlossen sein.[16] Eine Erweiterung auf 1.500 MW / 6.000 MWh (ebenfalls an das 500-kV-Netz angeschlossen) wurde im August 2020 genehmigt, aber nicht beschlossen.[17][18]

Elkhorn 115 kV[edit]

Pacific Gas & Electric (PG & E) hat CPUC gebeten, vier Energiespeicherprojekte in Moss Landing zu genehmigen, darunter ein weiteres großes Lithium-Ionen-Batteriespeichersystem mit 182,5 MW / 730 MWh (“Elkhorn”), das von Tesla bereitgestellt und von PG & E betrieben wird Anschluss an das regionale 115-kV-Netz.[19][20][21] Im Februar 2020 genehmigte die Planungskommission von Monterey County einstimmig das Projekt, dessen Baubeginn ursprünglich für Ende März und März geplant war[22] bis 2021 abgeschlossen sein.[23] Die COVID-19-Pandemie in Kalifornien und die anschließende Anordnung, zu Hause zu bleiben, zwangen das Projekt jedoch zu einer Verzögerung.[22] Die Bauarbeiten begannen im Juli 2020.[24]

Siehe auch[edit]

Verweise[edit]

  1. ^ “Stromdatenbrowser – Landungskraftwerk Dynegy Moss”. www.eia.gov. Abgerufen 2020-02-03.
  2. ^ ein b Spector, Julian (2018-11-08). “PG & E’s rekordverdächtiger Vorschlag für eine Batterie erhält die Genehmigung der Aufsichtsbehörden”. Greentech Media. Archiviert vom Original am 10.08.2020. Vier Projekte mit einer Gesamtleistung von 567,5 Megawatt / 2.270 Megawattstunden… umfassen… ein Tesla-System mit 182,5 Megawatt / 730 Megawattstunden, das PG & E in einem nahe gelegenen Umspannwerk besitzen würde.
  3. ^ “Dynergie erzeugende Vermögenswerte” (PDF). Februar 2018. Abgerufen 28. Mai 2018.
  4. ^ ein b “Abschließende Mitarbeiterbewertung – Moss Landing Power Plant Project” (PDF). California Energy Commission. Juni 2000. Abgerufen 28. Mai 2018.
  5. ^ “Duke Energy geht neue Wege beim Modernisierungsprojekt für Mooslandungen”. Duke Energy. 16. November 2000. Archiviert von das Original am 2. Juli 2004.
  6. ^ “Duke Energy schließt Verkauf von Großhandelsanlagen an LS Power ab”. Pressemitteilung. 4. Mai 2006. Archiviert von das Original am 27. September 2011. Abgerufen 16. Februar 2011.
  7. ^ “LS Power schließt Deal für Duke Assets ab”. Pressemitteilung. 4. Mai 2006. Abgerufen 28. Mai 2018.
  8. ^ “Dynegy gibt Abschluss der LS-Stromtransaktion bekannt”. Pressemitteilung. 2. April 2007. Abgerufen 28. Mai 2018.
  9. ^ ein b “Die hohen Zwillingstürme des Kraftwerks Moss Landing sind ausgeschaltet, aber die Genehmigungen bleiben erhalten.”. Monterey County Weekly. 23. Februar 2017. Abgerufen 28. Mai 2018.
  10. ^ ein b Penn, Ivan; Menezes, Ryan (2017-02-05). “Die Kalifornier zahlen Milliarden für Strom, den sie nicht brauchen.”. Los Angeles Zeiten. Archiviert vom Original am 22.02.2017. Abgerufen 2017-12-30.

    Kalifornien hat eine große und wachsende Machtschwemme, wie eine Untersuchung der Los Angeles Times ergeben hat. Die Kraftwerke des Staates sind auf dem richtigen Weg, bis 2020 nach offiziellen Schätzungen mindestens 21% mehr Strom produzieren zu können, als sie benötigen. Und das zählt nicht einmal die steigende Stromerzeugung durch Solarmodule auf dem Dach, die den Überschuss erhöht hat.

    Den Versorgungsunternehmen wird in der Regel eine Rendite von ca. 10,5% für die Kosten jeder neuen Anlage garantiert, unabhängig vom Bedarf. Dies schafft einen großen Anreiz, den Bau am Laufen zu halten: Energieversorger können beim Bau neuer Anlagen mehr Geld verdienen als durch den Kauf und Wiederverkauf von leicht verfügbarem Strom aus bestehenden Anlagen, die von Wettbewerbern betrieben werden.

  11. ^ Spector, Julian (15.01.2018). “PG & E muss Energiespeicher und DERs anfordern, um 3 vorhandene Gasanlagen zu ersetzen”. Greentech Media. Archiviert vom Original am 02.09.2020. Die kalifornische ISO verfügt über eine Überkapazität von rund 7.000 Megawatt [in 2018]. .. Bis 2021 sollen bereits rund 7.000 Megawatt älterer Anlagen in den Ruhestand gehen, da die Vorschriften für Anlagen gelten, die Meerwasser zur Kühlung verwenden.
  12. ^ Cortez, Felix (27. Februar 2020). “Tesla-Batteriekraftwerk in Moss Landing zugelassen”. KSBW. Archiviert vom Original am 25. Juli 2020. “Es ist riesig für die Region und wie Sie wissen, wurde das Kraftwerk allmählich stillgelegt und sie produzieren ungefähr ein Zehntel des Stroms, den sie in der Vergangenheit produziert haben, und das tut uns aus steuerlicher Sicht weh”, sagte John, Supervisor von Monterey County Phillips.
  13. ^ “Vistra / Dynegy Merger – Vistra Energy”. Vistra Energy. Abgerufen 2018-07-03.
  14. ^ “Monterey County – Aktenzeichen: PC 19-019, PLN180394. Anlage B – Diskussionsentwurf”. monterey.legistar.com. Monterey County. 2019-03-20. p. 5.
  15. ^ “Vistra Energy entwickelt 300-Megawatt-Batteriespeicherprojekt in Kalifornien”. investor.vistraenergy.com. Abgerufen 2018-07-03.
  16. ^ Hering, Garrett (17.04.2020). “Trotz COVID-19 wird eine 300-MW-Batterie in Kalifornien voraussichtlich im Jahr 2020 online sein.”. www.spglobal.com. Abgerufen 2020-07-24.
  17. ^ “Vistra hat den Bau einer Netzbatterie genehmigt, die größer ist als alle Batteriespeicher im Versorgungsmaßstab in den USA zusammen.”. pv magazine USA. 13. August 2020. Archiviert vom Original am 04.09.2020.
  18. ^ Dynegy Moss Landing LLC (Vistra Energy) / IS_PLN190253. ceqanet.opr.ca.gov. Monterey County. 2020-05-15. p. 9. Transformieren Sie die Spannung zwischen den 34,5-kV-Leistungsumwandlungssystemen und den 500-kV-Übertragungssystemen. Die Umspannwerke würden das 500-kV-Transformator-Steuerhaus und die dazugehörigen Leistungsschalter, Schalter und sonstigen Geräte enthalten, die zum Anschließen der vorhandenen 500-kV-Leitung erforderlich sind.
  19. ^ “Beratungsschreiben 5322-E von PG & E an CPUC” (PDF). Abgerufen 3. Juli, 2018.
  20. ^ “Tesla schließt einen weiteren Mammut-Energiespeichervertrag in Kalifornien ab”. Ars Technica. Abgerufen 2018-07-03.
  21. ^ “Monterey County – Aktenzeichen: PC 20-013, PLN180371. Anlage B – Diskussionsentwurf”. monterey.legistar.com. 2020-02-14. S. 2–4. Das BESS-Projekt kann in Zeiten hoher Nachfrage bis zu 430 Megawattstunden (MWh) Energie mit einer maximalen Rate von 182,5 MW für bis zu 4 Stunden in Zeiten hoher Nachfrage in das Stromnetz einspeisen. Der Zweck des Elkhorn Battery Energy Storage System (BESS) -Projekts (Projekt) besteht darin, PG & E in die Lage zu versetzen, das elektrische System in und um die Moss Landing Substation von PG & E, die das lokale Teilgebiet South Bay-Moss Landing bedient, zuverlässig und flexibel mit Strom zu versorgen über das Silicon Valley bis zur zentralen Küste.
  22. ^ ein b Hering, Garrett (26.03.2020). “US-amerikanischer Batteriespeicherboom trifft COVID-19-Straßensperre, da Projektverzögerungen zunehmen”. www.spglobal.com. Abgerufen 2020-07-24. Das 182,5-MW-Tesla-Moss-Landungsbatterie-Energiespeicherprojekt (Elkhorn) von Pacific Gas and Electric Co., beispielsweise ein Festzeltprojekt, das in der Nähe der Küste der kalifornischen Monterey Bay geplant war, sollte Ende März mit dem Bau beginnen. Dies wird jetzt nicht mehr geschehen, da Pacific Gas and Electric oder PG & E den Spatenstich “bis nach Aufhebung der Bestellung für den Aufenthalt zu Hause” verschoben hat, so Paul Doherty, ein Sprecher des Versorgungsunternehmens.
  23. ^ “Elkhorn Battery Storage Facility – Mitigated Negative Declaration”. Monterey County. 2019-07-02. p. 7. Die Bauarbeiten für das Projekt werden voraussichtlich Ende 2019 und Anfang 2020 beginnen. Die Abschlussaktivitäten werden bis zum Sommer 2021 fortgesetzt.
  24. ^ “PG & E, Tesla beginnt mit dem Bau einer der größten Batterien der Welt”. pv magazine USA. 29. Juli 2020. Archiviert vom Original am 29.09.2020.


after-content-x4