Igor petryk wartsila_17_10_2013

1 © Wärtsilä 16 October 2013 Presentation name / Author

Концепция интеллектуального производства

электроэнергии

17 октября 2013 г.

Игорь Петрик

Электростанции Wärtsilä

Бизнес• Станции 20…600 МВт• На газообразном и жидком топливе

• Подрядчик станций «под ключ» и

производитель двигателей

• 54 ГВт установленной мощ-ти в 169 странах

2012• Продажи 1,5 млрд евро

• Полученные заказы – 70 проектов

480 MW Flexicycle™

Wärtsilä в России

• Более 30 лет

• 52 реализованных проекта

• Безукоризненная репутация в распределенной генерации

• Электростанции для промышленных и коммунальных предприятий,

изолированных систем, нефтегазовой отрасли

3 © Wärtsilä 16 October 2013 Presentation name /

Author

Информационный повод...

• Заказ на станцию 110 МВт, г. Тихвин Ленинградской обл.

• Объявлено о подписании контракта – в мае 2013 г.

• Окончание строительства – в конце 2014 г.

• Самая большая станция Wärtsilä в России

• Образец концепции «Интеллектуального производства

электроэнергии»

4 © Wärtsilä 16 October 2013 Presentation name / Author 4 © Wärtsilä

5 © Wärtsilä 16

October 2013

Presentation name /

Балансирование ГЭС

Бразилия, 330 МВт

Техас, США, 200 МВт

6 © Wärtsilä

Быстрый игрок на рынке

Элеринг, Эстония, 250 МВт

7 © Wärtsilä

Сверхбыстрый резерв сети

8 © Wärtsilä

Принципы Smart Power Generation

Smart

Power

Generation

Энерго

эффективность

МанѐвренностьТопливная

гибкость

• Неограниченные пуски и остановы без влияния на ТО

Быстрый пуск

и набор нагрузки- 30 с от пуска

станции до

синхронизации

- 5 мин до 100 %

нагрузки

• Высокий КПД на разных режимах• -50 % станции нетто, Flexicycle™

• -46 % станции нетто, простой цикл

• -Диапазон нагрузок ~ 3 … 100 %

• Быстрый останов-1 мин до полной остановки

• Эксплутационная гибкость при неизменном КПД

“Дело на миллиард долларов”…


Исходная позиция в 2012“Подвергнуть сомнению

принятые практики”На выходе

Ка

ли

фо

рн

ия

-2020

Ве

ли

ко

бр

ита

ни

я-

2020

Системный оператор

Калифорнии объявил:

“Для сокращения

эксплуатационных

расходов системы, в

Калифорнии требуется

ввод 5.5 ГВт новых

мощностей ПГУ и ГТУ”

Департамент энергии и

изменения климата

заявил:

“Рынок Великобритании

должен обеспечить 4.8

ГВт новых мощностей

ПГУ для сокращения

расходов потребителей”

• $890 млн. в год

экономии без

дополнительных

инвестиций

• 50 % ниже затраты

на регулирование

• Все издержки

прозрачны

• $870 млн. в год

экономии без

дополнительных

инвестиций

• 50 % ниже затраты

на регулирование

• Все издержки

прозрачны

Отчет KEMA DNV

2012 г.:

“Путем моделирования

всей калифорнийской

системы, мы покажем

затраты на систему”

“Существует

альтернативная

технология”

Отчет Redpoint

2012 г.:

“Для принятия

правильных решений

необх. моделирование

всех системных затрат

будущих мощностей”

“Гибкая мощность дает

огромную экономию”

Поиск оптимальных энергосистем

ДИ

НА

МИ

ЧЕ

СК

ОЕ

М

ОД

ЕЛ

ИР

-Е •Оптимиз-я режимов парка мощностей для сокращения себестоимости генерации и выбросов всей системы

•Вводные данные

Особенности технологий

Нагрузки

Погодные условия

Системные требов-я

•Эксплуатация с-мы, оптимизированная по себестоимости почасово

АР

ХИ

ТЕ

КТ

УР

А Э

НЕ

РГ

ОС

ИС

ТЕ

МЫ

•Задачи будущей энергосистемы?

Сокращение CO2

Надежность

Издержки

•Доступные технологии

•Сценарии мощности

•Сценарии спроса

•Сценарии цены

•Размещение объектов

•Эксплуат. философия

Надежность Экологичность

Доступность

Smart

Power

System

ЭФ

ФЕ

КТ

О

Т О

ПТ

ИМ

ИЗ

АЦ

ИИ

•Результаты сценариев

Эксплуатационные расходы системы

Эмиссия CO2

•Требования по оперативному резерву и себестоимость

ШАГ 1 ШАГ 2 ШАГ 3

• При статической

оптимизации

энергосистем ШАГ 1

обеспечивал адекватную

информацию для

принятия «правильных»

решений по развитию

портфеля генерирующих

мощностей

• Использование

динамической

оптимизации

позволило увидеть

«скрытые издержки» и

изменить подход к

определению

оптимальной

конфигурации мощ-тей

Потребность системы в резервировании

Три главных причины резервирования:

1. Внеплановые отключения

электростанций и/или ЛЭП

2. Отклонение спроса (нагрузки)

от прогноза

3. Отклонение выработки ВИЭ от

прогноза

1

2

3

Системный оператор обязан предусмотреть достаточные

оперативные резервы для безусловного обеспечения потребностей

в электороэнергии в режиме реального времени

Объем оперативного резерва

4

3

2

1

1ч 2ч 3ч 4ч0ч

~ 2 x наибольших

блока

1.5 % нагрузки

3 x1.5 % нагрузки

Требования по 4-часовому резерву для системы 50 ГВт, крупнейший блок 1 ГВт

99.7 % надежности =

2,250 МВт резерв

нагрузки

Аварийный резерв =

2,000 МВт

SUM= 99.99 %

надежности

+

Резерв первичного регулирования

Резерв вторичного регулирования

Резерв третичного регулирования

Для обеспечения целевой надежности

системы Системный оператор

ОБЯЗАН зарезервировать 4,3 ГВт

мощностей

ГВт

Стоимость резерва зависит от технологии

Предоставляя резерв, электростанции работают на частичной нагрузке, что

понижает их электрический КПД. Это вызывает дополнительную себестоимость,

часто «скрытую» и не монетизированную.

75%

78%

80%

83%

85%

88%

90%

93%

95%

98%

100%

50% 60% 70% 80% 90% 100%

Re

lati

ve e

ffic

ien

cy

Relative output

Relative part load efficiency per technology

SPG

GT-HD

CCGT-HD

Индустр ГТУ

Индустр ПГУ

SPG

Относительный КПД частичной нагрузки в завис. от технологии

Отн

оси

тел

ьны

й К

ПД

Относительная нагрузка

Удовлетворение спроса на энергию


1000 МВт

1000 МВт

1000 МВт

500 МВт

500 МВт

500 МВт

500 МВт500 МВт

100%

50%

100%

50%

Спрос 4500 МВт

Предложение 4500 МВт

Мощность

Цена

Penergy

Спрос

34%

30%

34%

30%

100%

50%

34%

30%

100%

50%

40%

35%100%

50%

40%

35%

100%

50%

40%

35%

100%

50%

55%

48%

100%

50%

55%

48%

Нагр Эл КПД


Нагр Эл КПДНагр Эл КПД




Penergy= Цена удовлетворения спроса

Удовлетв. спроса на энергию + резерв


1000 МВт

1000 MW

1000 МВт

500 МВт

500 МВт

500 МВт


100%

50%

100%

50%

Спрос 4500 МВт +

резерв 500 МВт

Предложение 4500 МВт+

+500 МВт резервПредложение 4500 МВт

Мощность

Цена

PEnergy

Спрос

PReserve

PReserve > PEnergy

34%

30%

34%

30%

100%

50%

34%

30%

100%

50%

40%

35%100%

50%

40%

35%

100%

50%

40%

35%

100%

50%

55%

48%

100%

50%

55%

48%

Эл КПД

Эл КПД

Эд КПДЭл КПД

Эл КПД

Эл КПД

Эл КПДЭл КПД


PReserve= Цена удовлетворения спроса + требование по резерву

Нагр

Нагр

Нагр

Нагр

Нагр

Нагр

НагрНагр

Удовлетв. спроса на энергию + резерв c SPG


1000 МВт

1000 МВт

1000 МВт

500 МВт

500 МВт

500 МВт


100%

50%

100%

50%

Спрос 4500 MВт +

Резерв 500 МВт


+500 МВт резерв


Мощность

Цена

PEnergy

Спрос

PReserve = PEnergy

34%

30%

34%

30%

100%

50%

34%

30%

100%

50%

40%

35%100%

50%

40%

35%

100%

50%

40%

35%

100%

50%

55%

48%

100%

50%

55%

48%








PReserve= Цена удовлетворения спроса + требование по резерву

Есть новый способ резервирования…

Эл.

КПД

55 %

400 МВт

Эл.

КПД

48 %

200 МВт

200 МВт

резерв

ной

мощ-ти

Эл.

КПД

51%

ПГУ 400 МВт

работает на

полной

нагрузке

ПГУ 400 МВт


частичной

нагрузке

ПГУ 200 МВт

начала

выработку

энергии

Традиционный путь покупки резервов

Эл.

КПД

55 %

ПГУ 400 МВт


полной

нагрузке

200 МВт

резерв

ной

мощ-ти

SPG 200 МВт в

горячем

резерве

Новый путь

•Использовать гибкие генераторные агрегаты с быстрым пуском

•Выгода 1 = Оптимизация режимов всего парка (нет необходимости

эксплуатировать электростанции на частичных нагрузках)

•Выгода 2 = Нет необходимости запускать дорогостоящую генерацию для

выработки энергии

Электрический КПД 50 % Электрический КПД 55 %

Выводы из двух исследований систем


1,200 $

млн

600 $

млн

Базовый

вариант

Гибкий

вариант

Ежегодная

экономия

затрат

(- 50 %)

Калифорния – стоимость регулирования

2020

1500

$ Млн

0

7501,600 $

млн

740 $

млн

Гибкий

вариант

Ежегодная

экономия

затрат

(- 54 %)

Великобритания – стоимость

регулирования 2020

1,500

$ Млн

0

750

•Обычно часть затрат на регулирование (сетевые услуги) спрятана в тарифах на

передачу и эта стоимость не учитывается при моделировании энергосистем

•При оптимизации парка генерирующих мощностей ВСЕ эксплуатационные

затраты системы должны быть приняты во внимание

Базовый

вариант

Существует большой потенциал экономии


• Данные для развития механизма рынка

• Эффект от технологии

• $870 млн в год (5% от эксплуатац. расходов

системы) без дополнительн. инвест. затрат

• На 54% ниже стоимость регулирования

системы

Исследование Redpoint

• Точнее информация для планирования

будущего портфеля генерирующих мощностей

• Эффект от технологии

• $890 млн в год (11% от эксплуатац. расходов

системы) без дополнительн. инвест. затрат

• На 50% ниже стоимость регулирования

системы

Исследование KEMA DNV

Links to the studies: www.smartpowergeneration.com/downloads

http://www.smartpowergeneration.com/downloads

Igor petryk wartsila_17_10_2013

Documents

Transcript of Igor petryk wartsila_17_10_2013