Введение
Электростанция, работающая на природном газе, в Мосс-Лэндинг, Калифорния.
На этом месте строится новая электростанция накопительного хранения энергии для сетевых аккумуляторов мощностью более 567 МВт / 2270 МВт·ч, которая после завершения может стать крупнейшей в мире. В 2022 году во время строительства на площадке произошел пожар, в результате чего PG&E и Tesla приняли меры по устранению последствий. Проект был продолжен, и третья фаза была завершена и введена в эксплуатацию в июне 2023 года.
It is the site of a new battery storage power station for grid battery storage of over 567 MW / 2,270 MWh of power, potentially the world's largest when completed. A fire occurred on site in 2022 during construction, and PG&E and Tesla took corrective actions. The project still moved forward and Phase III was completed and went into operation in June 2023.
История
В 1949 году компания Pacific Gas & Electric (PG&E) начала строительство электростанции Moss Landing. В 1950-х годах было построено пять паровых агрегатов, работающих на природном газе и нефти. Коммерческая выработка электроэнергии началась в 1950 году с мощностью 613 МВт. В 1964 году началось строительство двух дополнительных блоков (6 и 7) с двумя новыми дымовыми трубами высотой 500 футов (152 м). Мощность каждого из этих двух блоков составляла 750 МВт, в общей сложности 1500 МВт, с котлами высотой 180 футов (55 м). Они использовали более новую технологию, основанную на сверхкритическом паре. В 1995 году первоначальные пять блоков были выведены из эксплуатации, а в 1997 году PG&E позволила истечь срок действия разрешений на эти блоки. В рамках дерегулирования энергетической отрасли в Калифорнии, PG&E продала электростанцию компании Duke Energy (DENA) в 1998 году. Для соответствия более строгим экологическим нормам, блоки 6 и 7 были модернизированы в 1998 году установкой селективного каталитического восстановления и цифровыми системами управления. Начиная с 2000 года, были демонтированы восемь дымовых труб высотой 225 футов (69 м) и 19 резервуаров для хранения мазута, и на их месте были построены два новых блока. Новые блоки 1 и 2 были введены в эксплуатацию в 2002 году. Это установки комбинированного цикла, на 50% более эффективные, чем остальные блоки, поскольку они используют две турбины: сначала пару газовых турбин мощностью 170 МВт, а затем паровую турбину мощностью 190 МВт, что в сумме составляет 530 МВт на каждый блок. После завершения строительства в 2002 году электростанция стала крупнейшей электростанцией в Калифорнии по установленной мощности – 2560 МВт. В 2006 году, инвестировав более полумиллиарда долларов в модернизацию мощности, повышение эффективности и контроль выбросов, Duke Energy продала электростанцию компании LS Power Equity Partners. В апреле 2007 года компания Dynegy приобрела электростанцию вместе с другими активами партнеров LS. В 2015 году на электростанции обрушилась линия электропередачи, что привело к масштабному отключению электроэнергии в округе Монтерей. 31 декабря 2016 года Dynegy вывела из эксплуатации сверхкритические паровые блоки 6 и 7, поскольку они стали экономически неконкурентоспособными. Однако Dynegy продолжает поддерживать разрешения на эти блоки. В феврале 2017 года независимый производитель электроэнергии Dynegy, Inc. объявила о возможности закрытия газовой электростанции из-за рыночной ситуации, вызванной избытком оптовой мощности в Калифорнии, что затрудняет прибыльную работу. Избыток мощности электроэнергии частично является следствием политики, гарантирующей таким коммунальным предприятиям, как PG&E (регулируемая монополия), возврат инвестиций за строительство новых электростанций, даже если они не нужны. Независимые производители электроэнергии, такие как Dynegy, напротив, не имеют гарантированного возврата своих инвестиций. Выработка электроэнергии значительно сократилась, что привело к снижению налоговых поступлений в округ Монтерей.
In 1995, the original five units were retired, and in 1997 PG&E let the permits lapse for these units. As part of the Deregulation of Utilities in California, PG&E sold the plant to Duke Energy (DENA) in 1998. To comply with more restrictive pollution regulations, units 6 and 7 were upgraded in 1998 with a selective catalytic reduction unit and digital control systems. Starting in 2000, the eight 225 feet (69 m) stacks and 19 fuel oil storage tanks were removed, and two new units were built on the former site. The new units 1 and 2 were brought online in 2002. They are combined cycle units, 50% more efficient than the other units, because they use two turbines: first, a pair of 170 MW gas turbines, then a 190 MW steam turbine, for a total of 530 MW each. When completed in 2002, the plant was the largest power plant in California by capacity, at 2560 MW. In 2006, having invested over half a billion dollars in upgraded capacity, efficiency and emission control, Duke Energy sold the plant to LS Power Equity Partners. Dynegy then purchased the plant in April 2007 along with other assets of LS partners. In 2015, a transmission tower collapsed at the power plant, causing a major Monterey County area power outage. On December 31, 2016, Dynegy retired supercritical steam units 6 and 7 as they were no longer economically competitive. However, Dynegy continues to maintain the permit on these units. In February 2017, independent power producer Dynegy, Inc. announced that it may close the gas plant, due to market conditions resulting from a glut of wholesale electricity capacity in California making it difficult to operate profitably. The glut in electricity capacity is partially a result of policies which guarantee utilities like PG&E (a regulated monopoly) a return on investment for building new power plants, even when they are not needed. Independent power producers like Dynegy, on the other hand, do not have a guaranteed return on their investment. Power production has dropped considerably, reducing taxes paid to Monterey County.
Подключение к сети
У завода имеются линии электропередач, соединяющие его с магистралью 15, а также межсоединения, такие как магистрали 26 и 66, обеспечивающие передачу электроэнергии в отдалённые регионы. Завод также подключен к местным потребителям и региону Сан-Хосе посредством линий электропередачи.
Газовые агрегаты
Как сверхкритические, так и установки комбинированного цикла используют прямоточную систему охлаждения. Сверхкритические установки имеют потребность в охлаждении в минуту, а установки комбинированного цикла – в .
Вистра 500 кВ
29 июня 2018 года Vistra Energy, которая объединилась с Dynegy 9 апреля 2018 года, объявила о планах строительства системы хранения энергии мощностью 300 МВт / 1200 МВт·ч, расположенной в Moss Landing. Для этого будет использовано существующее турбинное здание и существующее подключение от блоков №6 и №7 к сети 500 кВ. Vistra Energy рассчитывала, что система хранения энергии начнет коммерческую эксплуатацию к концу 2020 года, при условии получения одобрения от Калифорнийской комиссии по коммунальным услугам (CPUC). Это должна была стать крупнейшая в мире система хранения энергии на литий-ионных аккумуляторах. Строительство проекта началось в декабре 2019 года, а первая фаза была введена в эксплуатацию в конце 2020 года. Она состоит из ячеек LG JH4, установленных в стойках TR1300 в два этажа в старом турбинном зале. Вторая фаза, добавившая еще 100 МВт / 400 МВт·ч, была завершена в августе 2021 года, увеличив общую мощность до 400 МВт / 1600 МВт·ч. В сентябре 2021 года первая фаза была отключена из-за высокой температуры, вызванной утечкой в шланге системы жидкостного охлаждения, в то время как вторая фаза продолжала работу. В феврале 2022 года первая фаза оставалась отключенной, а вторая также вышла из строя из-за срабатывания спринклерной системы. К июлю 2022 года большая часть комплекса была восстановлена в работе. В 2023 году началось строительство третьей фазы мощностью еще 350 МВт / 1400 МВт·ч, что увеличило общую мощность до 750 МВт / 3000 МВт·ч, и она была введена в эксплуатацию в августе 2023 года. Расширение до 1500 МВт / 6000 МВт·ч (также с подключением к сети 500 кВ) было одобрено в августе 2020 года, но решение о его реализации не было принято.
Elkhorn 115 кВ
В Калифорнии по закону 2013 года коммунальные предприятия обязаны обеспечить значительные объемы накопления энергии в батареях к 2024 году. Pacific Gas & Electric (PG&E) обратилась в CPUC с просьбой одобрить четыре проекта хранения энергии, расположенные в Moss Landing, включая еще одну крупную систему хранения энергии на литий-ионных батареях мощностью 182,5 МВт / 730 МВт·ч ("Elkhorn"), поставляемую Tesla и принадлежащую и эксплуатируемую PG&E, с подключением к региональной сети 115 кВ. Проект разработан для повышения надежности энергоснабжения и увеличения использования возобновляемых источников энергии на площадке Moss Landing. Проект также направлен на снижение затрат за счет уменьшения зависимости PG&E от пиковых электростанций, запускаемых в периоды повышенного спроса. 3 июля 2019 года, в соответствии с Законом штата Калифорния о качестве окружающей среды, Агентство по управлению ресурсами округа Монтерей опубликовало Отрицательную декларацию с смягчающими мерами, в которой подробно описаны действия, необходимые для смягчения потенциального воздействия проекта на окружающую среду. После этого проект был открыт для публичного обсуждения его экологического воздействия. Калифорнийский союз надежной энергетики заявил, что округ Монтерей не соблюл стандарты Закона штата Калифорния о качестве окружающей среды при проведении экологической оценки. В феврале 2020 года Комиссия по планированию округа Монтерей единогласно одобрила проект, строительство которого первоначально планировалось начать в конце марта. Однако пандемия COVID-19 в Калифорнии и последовавший за этим приказ о самоизоляции привели к отсрочке начала проекта. Строительство началось в июле 2020 года, ввод в эксплуатацию состоялся в апреле 2022 года, а официальное открытие – в июне 2022 года.