La planta de energía Moss Landing es un gas natural con alimentación eléctrica planta de generación situado en Moss Landing, California , Estados Unidos, en el punto medio de la Bahía de Monterey . Sus grandes pilas son puntos de referencia, visibles en todo el Área de la Bahía de Monterey . La planta es propiedad y está operada por Dynegy, con sede en Houston, y actualmente tiene una capacidad de generación de 1020 MW (netos) a partir de sus dos unidades de generación de ciclo combinado . [3] Alguna vez fue la planta de energía más grande del estado de California, con una capacidad de generación de 2560 MW, antes de que sus dos grandes unidades de vapor supercrítico se desconectaran.
Planta de energía Moss Landing | |
---|---|
País | Estados Unidos |
Localización | Moss Landing, California |
Coordenadas | 36 ° 48′17.54 ″ N 121 ° 46′55.19 ″ W / 36.8048722 ° N 121.7819972 ° WCoordenadas : 36 ° 48′17.54 ″ N 121 ° 46′55.19 ″ W / 36.8048722 ° N 121.7819972 ° W |
Estado | Operacional |
Fecha de comisión | 1950 |
Propietario (s) | Dynegy |
Central de energía térmica | |
Combustible primario | Gas natural |
¿ Ciclo combinado ? | sí |
Generación de energía | |
Unidades operativas | 2 x 530 MW |
Unidades dadas de baja | 7 |
Capacidad de la placa de identificación | 1.060 MW |
Producción neta anual | 4.179 GWh (2018) [1] |
Capacidad de almacenamiento | 567,5 MW (a partir de finales de 2020) [2] |
enlaces externos | |
Los comunes | Medios relacionados en Commons |
Será el sitio de una nueva estación de energía de almacenamiento de baterías para el almacenamiento de baterías de la red de más de 567 MW / 2270 MWh de energía, potencialmente la más grande del mundo cuando esté terminada. [2]
Historia
En 1949, Pacific Gas & Electric (PG&E) comenzó la construcción de la planta de energía Moss Landing. Durante la década de 1950 se construyeron cinco unidades de vapor alimentadas con gas natural y petróleo. La generación comercial se inició en 1950 con una capacidad de 613 MW.
En 1964, comenzó la construcción de dos unidades adicionales (6 y 7), con dos nuevas pilas de 500 pies (150 m). Estas dos unidades tenían una capacidad de 750 MW cada una para un total de 1500 MW, con calderas de 180 pies (55 m) de altura. Emplearon una tecnología más nueva que utiliza vapor supercrítico a 3600 psi (25 MPa).
En 1995, las cinco unidades originales fueron retiradas y en 1997 PG&E dejó que los permisos caduquen para estas unidades. [4]
Como parte de la Desregulación de Servicios Públicos en California, PG&E vendió la planta a Duke Energy (DENA) en 1998. Para cumplir con una regulación de contaminación más restrictiva, las unidades 6 y 7 se actualizaron en 1998 con una unidad de reducción catalítica selectiva y sistemas de control digital.
A partir de 2000, se retiraron las ocho pilas de 69 m (225 pies) y los 19 tanques de almacenamiento de fueloil, y se construyeron dos nuevas unidades en el sitio anterior. Las nuevas unidades 1 y 2 entraron en funcionamiento en 2002. Son unidades de ciclo combinado , 50% más eficientes que las otras unidades, porque utilizan dos turbinas: primero, un par de turbinas de gas de 170 MW, luego una turbina de vapor de 190 MW, para un total de 530 MW cada uno. Cuando se completó en 2002, la planta era la planta de energía más grande de California por capacidad, con 2560 MW. [5]
En 2006, tras haber invertido más de 500 millones de dólares en capacidad mejorada, eficiencia y control de emisiones, Duke Energy vendió la planta a LS Power Equity Partners. [6] [7] Dynegy luego compró la planta en abril de 2007 junto con otros activos de los socios de LS. [8]
En 2015, una torre de transmisión se derrumbó en la planta de energía, lo que provocó un corte de energía local. [9]
El 31 de diciembre de 2016, Dynegy retiró las unidades de vapor supercrítico 6 y 7 porque ya no eran económicamente competitivas. Sin embargo, Dynegy continúa manteniendo el permiso en estas unidades. [10]
En febrero de 2017, el productor de energía independiente Dynegy, Inc. anunció que podría cerrar la planta de gas, debido a las condiciones del mercado que resultan de un exceso de capacidad de electricidad al por mayor en California, lo que dificulta operar de manera rentable. [11] [ aclaración necesaria ] Para 2018, California tenía 7.000 MW de capacidad de generación excedente, pero una cantidad similar (principalmente refrigerada por el océano) se retiraría para 2021. [12] El exceso de precios al por mayor es en parte resultado de políticas que garantizan servicios públicos como PG&E (un monopolio regulado) un retorno de la inversión para construir nuevas plantas de energía, incluso cuando no son necesarias. Los productores de energía independientes como Dynegy, por otro lado, no tienen un retorno garantizado de su inversión. [11] La producción de energía se ha reducido considerablemente, reduciendo los impuestos pagados al condado de Monterey . [13]
Conexión a la red
La planta tiene líneas eléctricas que la conectan a la Ruta 15 e interconexiones como la Ruta 26 y la Ruta 66 que permiten que la energía fluya a regiones lejanas. La planta también está conectada a cargas locales y a la región de San José mediante líneas de transmisión.
Unidades de gas
Tanto las unidades supercríticas como las unidades de ciclo combinado utilizan enfriamiento de un solo paso. Las unidades supercríticas tienen un requerimiento de enfriamiento de 600,000 galones estadounidenses (2,300 m 3 ) por minuto, y las unidades de ciclo combinado un requerimiento de 250,000 galones estadounidenses (950 m 3 ). [4]
Unidades de vapor supercrítico 6 y 7
Las unidades 6 y 7 utilizaron vapor supercrítico . Estas unidades se retiraron a fines de 2016. Al final de su vida útil, las unidades 6 y 7 se operaban típicamente como unidades pico cuando la demanda de electricidad era más alta. En 2016, el último año de operación, solo operaron aproximadamente el 3% del tiempo. [10]
El proceso de generación de las unidades 6 y 7 comienza con la inyección de gas natural en un extremo de la caldera para quemar. Se inyecta agua primaria en el otro extremo de la caldera para recibir el calor producido. El gas simplemente proviene de una tubería de gas natural y los productos de combustión suben por la chimenea y salen a la atmósfera. El agua tiene un camino mucho más complicado y consta de dos sistemas distintos: agua refrigerante y agua primaria (generadora de vapor). El agua de refrigeración se bombea desde la bahía de Monterey o el cercano Elkhorn Slough . Luego se purifica, se usa para enfriar el agua proveniente de las turbinas y se descarga al océano. El vapor para las turbinas se crea a partir del flujo de agua primario, que se precalienta antes de ingresar a la caldera. Desde la caldera, el vapor sobrecalentado se dirige a una primera turbina que trabaja a alta presión, luego a una turbina de baja presión. Las turbinas impulsan los generadores.
Unidades de ciclo combinado 1 y 2
Los productos de combustión impulsan directamente las turbinas de gas. Primero, el aire se extrae de la entrada de aire al compresor (impulsado por el eje de la turbina), luego se quema con gas natural en la cámara de combustión. Los gases de combustión calientes pasan a través de la turbina real (que impulsa el eje). Desde un punto de vista termodinámico, este es el ciclo estándar de Brayton . Debido a que la turbina de gas no transfiere energía del proceso de combustión a la turbina a través del vapor, evita el costo, la pérdida de energía y el impacto ambiental del ciclo primario del agua.
A la salida de las turbinas de gas, parte de la energía restante (calor) en el gas de escape se recupera a través de un intercambiador de calor y se transfiere al agua que alimenta una turbina de vapor, similar a las unidades 6 y 7.
A menor escala que las unidades supercríticas, las unidades 1 y 2 también son más flexibles, con un tiempo de puesta en marcha de solo una hora, frente a 24 horas para las unidades 6 y 7.
Almacenamiento de la batería
Una ley de 2013 exige que las empresas de servicios públicos de California proporcionen un almacenamiento de batería significativo para 2024. [14]
Vistra 500 kV
El 29 de junio de 2018, Vistra Energy , que se fusionó con Dynegy el 9 de abril de 2018, [15] anunció que desarrollará un sistema de almacenamiento de energía de 300 MW / 1200 MWh que se ubicará en Moss Landing , utilizando el edificio de turbinas existente y interconexión de las unidades 6 y 7, conectando a la red de 500 kV. [16] Vistra Energy espera que el sistema de almacenamiento de energía comience a operar comercialmente a fines de 2020, en espera de recibir la aprobación de la Comisión de Servicios Públicos de California (CPUC). Este sería el sistema de almacenamiento de energía de batería de iones de litio más grande del mundo. [17] El proyecto comenzó a construirse en diciembre de 2019, [18] y comenzó a operar a fines de 2020. [19] Está hecho de celdas LG JH4 en racks TR1300 en dos pisos en la antigua sala de turbinas. [20]
En agosto de 2020 se aprobó una expansión a 1.500 MW / 6.000 MWh (que también se conecta a la red de 500 kV), pero no se decidió. [21] [22]
Cuerno de alce 115 kV
Pacific Gas & Electric (PG&E) solicitó a la CPUC que aprobara cuatro proyectos de almacenamiento de energía ubicados en Moss Landing, incluido otro gran sistema de almacenamiento de batería de iones de litio de 182,5 MW / 730 MWh ("Elkhorn") que será proporcionado por Tesla y propiedad y operado por PG&E, conectándose a la red regional de 115 kV. [23] [24] [25] En febrero de 2020, la Comisión de Planificación del Condado de Monterey aprobó por unanimidad el proyecto, que inicialmente estaba programado para comenzar la construcción a fines de marzo [26] y estar completo para 2021. [27] Sin embargo, el COVID- La pandemia del 19 de febrero en California y la posterior orden de quedarse en casa obligaron a retrasar el proyecto. [26] La construcción comenzó en julio de 2020. [28] Cuando se complete el proyecto Moss Landing, duplicará el almacenamiento de energía disponible en California. [29]
Ver también
- Energía en California
- Lista de centrales eléctricas en California
- Lista de proyectos de almacenamiento de energía
Referencias
- ^ "Navegador de datos de electricidad - planta de energía de aterrizaje de Dynegy Moss" . www.eia.gov . Consultado el 3 de febrero de 2020 .
- ^ a b Spector, Julian (8 de noviembre de 2018). "Propuesta de batería récord de PG&E gana la aprobación de los reguladores" . Greentech Media . Archivado desde el original el 10 de agosto de 2020.
cuatro proyectos, por un total de 567,5 megavatios / 2270 megavatios-hora… incluye… sistema Tesla de 182,5 megavatios / 730 megavatios-hora que PG&E poseería en una subestación cercana.
- ^ "Activos generadores de dinamismo" (PDF) . Febrero de 2018 . Consultado el 28 de mayo de 2018 .
- ^ a b "Evaluación final del personal - Proyecto de planta de energía de Moss Landing" (PDF) . Comisión de Energía de California. Junio de 2000 . Consultado el 28 de mayo de 2018 .
- ^ "Duke Energy inicia el proyecto de modernización de Moss Landing" . Duke Energy. 16 de noviembre de 2000. Archivado desde el original el 2 de julio de 2004.
- ^ "Duke Energy completa la venta de activos de generación al por mayor a LS Power" . comunicado de prensa . 4 de mayo de 2006. Archivado desde el original el 27 de septiembre de 2011 . Consultado el 16 de febrero de 2011 .
- ^ "LS Power cierra trato para los activos de Duke" . comunicado de prensa . 4 de mayo de 2006 . Consultado el 28 de mayo de 2018 .
- ^ "Dynegy anuncia la finalización de LS Power Transaction" . comunicado de prensa . 2 de abril de 2007 . Consultado el 28 de mayo de 2018 .
- ^ Meléndez, Claudia (18 de octubre de 2015). "Actualización: el poder regresa a través de la península de Monterey" . Monterey Herald .
- ^ a b "Las torres gemelas altas de la planta de energía de Moss Landing están apagadas, pero los permisos permanecen" . Semanal del condado de Monterey . 23 de febrero de 2017 . Consultado el 28 de mayo de 2018 .
- ^ a b Penn, Ivan; Menezes, Ryan (5 de febrero de 2017). "Los californianos están pagando miles de millones por energía que no necesitan" . Los Angeles Times . Archivado desde el original el 22 de febrero de 2017 . Consultado el 30 de diciembre de 2017 .
California tiene un gran y creciente exceso de poder, según descubrió una investigación de Los Angeles Times. Las plantas de energía del estado están en camino de poder producir al menos un 21% más de electricidad de la que necesitan para 2020, según estimaciones oficiales. Y eso ni siquiera cuenta la enorme producción de electricidad de los paneles solares en la azotea que se ha sumado al excedente.
Por lo general, a los servicios públicos se les garantiza una tasa de retorno de aproximadamente el 10,5% del costo de cada nueva planta, independientemente de la necesidad. Esto crea un incentivo importante para mantener la construcción en marcha: las empresas de servicios públicos pueden ganar más dinero construyendo nuevas plantas que comprando y revendiendo electricidad disponible de plantas existentes administradas por competidores.
- ^ Spector, Julian (15 de enero de 2018). "PG&E debe solicitar almacenamiento de energía y DER para reemplazar 3 plantas de gas existentes" . Greentech Media . Archivado desde el original el 2 de septiembre de 2020.
La ISO de California tiene alrededor de 7.000 megavatios de capacidad excedente [en 2018]. .. alrededor de 7.000 megavatios de plantas más antiguas ya están programadas para retirarse para 2021 debido a una regulación sobre plantas que utilizan agua del océano para enfriar.
- ^ Cortez, Felix (27 de febrero de 2020). "Planta de energía de batería Tesla aprobada en Moss Landing" . KSBW . Archivado desde el original el 25 de julio de 2020.
“Es enorme para el área y, como saben, la planta de energía se ha ido cerrando gradualmente y están produciendo alrededor de una décima parte de la energía que solían producir en el pasado y eso nos duele de un punto de vista fiscal ”, dijo el supervisor del condado de Monterey, John Phillips.
- ^ "PG&E, Tesla rompe la tierra en el sistema de almacenamiento de energía de batería Landmark | PG&E" . www.pge.com . 29 de julio de 2020 . Consultado el 6 de febrero de 2021 .
- ^ "Fusión Vistra / Dynegy - Vistra Energy" . Vistra Energy . Consultado el 3 de julio de 2018 .
- ^ "Condado de Monterey - Archivo #: PC 19-019, PLN180394. Prueba B - Borrador de discusión" . monterey.legistar.com . Condado de Monterey. 2019-03-20. pag. 5.
- ^ "Vistra Energy para desarrollar un proyecto de almacenamiento de baterías de 300 megavatios en California" . investor.vistraenergy.com . Consultado el 3 de julio de 2018 .
- ^ Hering, Garrett (17 de abril de 2020). "A pesar de COVID-19, se espera que el conjunto de baterías de California de 300 MW esté en línea en 2020" . www.spglobal.com . Consultado el 24 de julio de 2020 .
- ^ Colthorpe, Andy (7 de enero de 2021). "Con 300MW / 1.200MWh, el sistema de almacenamiento de baterías más grande del mundo hasta ahora está en funcionamiento" . Noticias de almacenamiento de energía . Archivado desde el original el 28 de enero de 2021.
- ^ Colthorpe, Andy (17 de junio de 2021). "El fabricante revela su participación en el sistema de almacenamiento de energía de baterías más grande del mundo hasta ahora" . Noticias de almacenamiento de energía .
- ^ "Vistra aprobó la construcción de una batería de red más grande que todo el almacenamiento de baterías a gran escala en los EE . UU. Combinado" . Revista pv USA . 13 de agosto de 2020. Archivado desde el original el 4 de septiembre de 2020.
- ^ "Dynegy Moss Landing LLC (Vistra Energy) / IS_PLN190253" . ceqanet.opr.ca.gov . Condado de Monterey. 2020-05-15. pag. 9.
transformar la tensión entre los sistemas de conversión de potencia de 34,5 kV y los sistemas de transmisión de 500 kV. Las subestaciones contendrían la casa de control del transformador de 500 kV y los disyuntores, interruptores y equipos diversos asociados necesarios para conectarse a la línea de 500 kV existente.
- ^ "Carta de aviso 5322-E de PG&E a CPUC" (PDF) . Consultado el 3 de julio de 2018 .
- ^ "Tesla llega a otro gigantesco acuerdo de almacenamiento de energía en California" . Ars Technica . Consultado el 3 de julio de 2018 .
- ^ "Condado de Monterey - Archivo #: PC 20-013, PLN 180371. Prueba B - Borrador de discusión" . monterey.legistar.com . 2020-02-14. págs. 2–4.
El proyecto BESS tendrá capacidad para despachar hasta 730 megavatios hora (MWh) de energía a la red eléctrica a una tasa máxima de 182,5 MW por hasta 4 horas en periodos de alta demanda. El propósito del proyecto (proyecto) Elkhorn Battery Energy Storage System (BESS) es permitir que PG&E proporcione energía confiable y flexible al sistema eléctrico en y alrededor de la subestación Moss Landing de PG&E, que sirve a la subárea local de South Bay-Moss Landing , que abarca Silicon Valley hasta la costa central.
- ^ a b Hering, Garrett (26 de marzo de 2020). "El auge del almacenamiento de baterías de EE. UU. Golpea el obstáculo de COVID-19 a medida que aumentan los retrasos del proyecto" . www.spglobal.com . Consultado el 24 de julio de 2020 .
El proyecto de almacenamiento de energía de la batería Tesla Moss Landing (Elkhorn) de Pacific Gas and Electric Co. de 182,5 MW, por ejemplo, un proyecto de marquesina planeado cerca de las costas de la bahía de Monterey en California, estaba en camino de comenzar la construcción a fines de marzo. Eso no sucederá ahora, ya que Pacific Gas and Electric, o PG&E, ha pospuesto la palada inicial "hasta que se levante la orden de quedarse en casa", según Paul Doherty, portavoz de la empresa de servicios públicos.
- ^ "Instalación de almacenamiento de baterías de Elkhorn - Declaración negativa mitigada" . Condado de Monterey. 2019-07-02. pag. 7.
Se prevé que la construcción del proyecto comenzará a fines de 2019 y principios de 2020, y las actividades de cierre continuarán hasta el verano de 2021.
- ^ "PG&E, Tesla comienza la construcción de una de las baterías más grandes del mundo" . Revista pv USA . 29 de julio de 2020. Archivado desde el original el 29 de septiembre de 2020 .
- ^ Katz, Cheryl (15 de diciembre de 2020). "En el impulso de las energías renovables, el almacenamiento de baterías a escala de red está en aumento" . Yale E360 . Consultado el 6 de febrero de 2021 .