Igor petryk wartsila_17_10_2013
Upcoming SlideShare
Loading in...5
×
 

Igor petryk wartsila_17_10_2013

on

  • 517 views

 

Statistics

Views

Total Views
517
Views on SlideShare
381
Embed Views
136

Actions

Likes
0
Downloads
0
Comments
0

2 Embeds 136

http://www.ecolife.ru 131
http://ecolife.ru 5

Accessibility

Categories

Upload Details

Uploaded via as Adobe PDF

Usage Rights

© All Rights Reserved

Report content

Flagged as inappropriate Flag as inappropriate
Flag as inappropriate

Select your reason for flagging this presentation as inappropriate.

Cancel
  • Full Name Full Name Comment goes here.
    Are you sure you want to
    Your message goes here
    Processing…
Post Comment
Edit your comment

Igor petryk wartsila_17_10_2013 Igor petryk wartsila_17_10_2013 Presentation Transcript

  • Концепция интеллектуального производства электроэнергии 17 октября 2013 г. Игорь Петрик 1 © Wärtsilä 16 October 2013 Presentation name / Author
  • 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 • • • • 3 Более 30 лет 52 реализованных проекта Безукоризненная репутация в распределенной генерации Электростанции для промышленных и коммунальных предприятий, изолированных систем, нефтегазовой отрасли © Wärtsilä 16 October 2013 Presentation name /
  • Информационный повод... • • • • • 4 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» © Wärtsilä 4 © Wärtsilä 16 October 2013 Presentation name / Author
  • Бразилия, 330 МВт Балансирование ГЭС 5 © Wärtsilä 16
  • Техас, США, 200 МВт Быстрый игрок на рынке 6 © Wärtsilä
  • Элеринг, Эстония, 250 МВт Сверхбыстрый резерв сети 7 © Wärtsilä
  • Принципы Smart Power Generation Энерго эффективность Smart Power Generation Топливная гибкость • Манѐвренность • Высокий КПД на разных режимах • • • -50 % станции нетто, Flexicycle™ -46 % станции нетто, простой цикл -Диапазон нагрузок ~ 3 … 100 % Эксплутационная гибкость при неизменном КПД Быстрый пуск и набор нагрузки • -1 мин до полной остановки - 30 с от пуска станции до синхронизации - 5 мин до 100 % нагрузки • 8 © Wärtsilä Быстрый останов Неограниченные пуски и остановы без влияния на ТО
  • “Дело на миллиард долларов”… Великобритания - 2020 Калифорния - 2020 Исходная позиция в 2012 9 “Подвергнуть сомнению принятые практики” Системный оператор Калифорнии объявил: Отчет KEMA DNV 2012 г.: “Для сокращения эксплуатационных расходов системы, в Калифорнии требуется ввод 5.5 ГВт новых мощностей ПГУ и ГТУ” “Путем моделирования всей калифорнийской системы, мы покажем затраты на систему” Департамент энергии и изменения климата заявил: Отчет Redpoint 2012 г.: “Рынок Великобритании должен обеспечить 4.8 ГВт новых мощностей ПГУ для сокращения расходов потребителей” © Wärtsilä 16 October 2013 Presentation name / Author “Существует альтернативная технология” “Для принятия правильных решений необх. моделирование всех системных затрат будущих мощностей” “Гибкая мощность дает огромную экономию” На выходе • $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
  • Поиск оптимальных энергосистем • Задачи будущей энергосистемы?  Сокращение CO2  Надежность  Издержки • Доступные технологии • Сценарии мощности • Сценарии спроса • Сценарии цены • Размещение объектов • Эксплуат. философия Надежность Доступность Smart Power System Экологичность • Оптимиз-я режимов • При статической парка мощностей для оптимизации сокращения энергосистем ШАГ 1 себестоимости обеспечивал адекватную генерации и информацию для выбросов всей принятия «правильных» системы решений по развитию • Вводные данные портфеля генерирующих  Особенности мощностей технологий  Нагрузки • Использование  Погодные условия динамической  Системные требов-я оптимизации • Эксплуатация с-мы, позволило увидеть по оптимизированная «скрытые издержки» и себестоимости почасово изменить подход к определению оптимальной конфигурации мощ-тей ШАГ 3 ЭФФЕКТ ОТ ОПТИМИЗАЦИИ ШАГ 2 ДИНАМИЧЕСКОЕ МОДЕЛИР-Е АРХИТЕКТУРА ЭНЕРГОСИСТЕМЫ ШАГ 1 • Результаты сценариев  Эксплуатационные расходы системы  Эмиссия CO2 • Требования по оперативному резерву и себестоимость
  • Потребность системы в резервировании Системный оператор обязан предусмотреть достаточные оперативные резервы для безусловного обеспечения потребностей в электороэнергии в режиме реального времени Три главных причины резервирования: 1. Внеплановые отключения электростанций и/или ЛЭП 2. Отклонение спроса (нагрузки) от прогноза 1 2 3. Отклонение выработки ВИЭ от прогноза 3
  • Объем оперативного резерва Требования по 4-часовому резерву для системы 50 ГВт, крупнейший блок 1 ГВт ГВт 4 3 Для обеспечения целевой надежности системы Системный оператор ОБЯЗАН зарезервировать 4,3 ГВт мощностей 2 Резерв третичного регулирования 1 Резерв вторичного регулирования 99.7 % % нагрузки = 3 x1.5 надежности 2,250 МВт резерв нагрузки 1.5 % нагрузки + Аварийный резерв = 2,000 МВт ~ 2 x наибольших блока Резерв первичного регулирования 0ч 1ч 2ч 3ч 4чSUM= 99.99 % надежности
  • 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. Относительный КПД частичной нагрузки в завис. от технологии Relative part load efficiency per technology 100% Relative efficiency Относительный КПД 98% 95% 93% 90% 88% SPG SPG 85% Индустр GT-HD ГТУ Индустр CCGT-HD ПГУ 83% 80% 78% 75% 50% 60% 70% 80% Относительная нагрузка Relative output 90% 100%
  • Удовлетворение спроса на энергию Нагр Эл КПД 100% 100% 34% Нагр Эл КПД 40% Нагр Эл КПД Нагр 50% 30% 40% 50% 50% 100% 35% 35% Эл КПД 100% 34% 50% 30% 1000 МВт 500 МВт Спрос 4500 МВт 500 МВт 1000 МВт Нагр Нагр 40% 50% 35% Эл КПД 100% 34% 50% 30% 1000 МВт 500 МВт Цена Спрос Предложение 4500 МВт Penergy Нагр Эл КПД Нагр Эл КПД 100% 55% 100% 55% 50% 48% 50% 48% Мощность Penergy= Цена удовлетворения спроса 14 Эл КПД 100% © Wärtsilä 16 October 2013 Presentation name / Author 500 МВт 500 МВт
  • Удовлетв. спроса на энергию + резерв Нагр Эд КПД 100% 100% 34% Нагр Эл КПД 40% Нагр Эл КПД Нагр 50% 30% 40% 50% 50% 100% 35% 35% Эл КПД 100% 34% 50% 30% 1000 МВт 500 МВт Спрос 4500 МВт + резерв 500 МВт 1000 MW Нагр 500 МВт Нагр 40% 50% 35% Эл КПД 100% 34% 50% 30% 1000 МВт 500 МВт Цена Спрос PReserve Предложение 4500 МВт+ Предложение 4500 МВт +500 МВт резерв PReserve > PEnergy Нагр PEnergy Эл КПД Нагр Эл КПД 100% Мощность Penergy= Цена удовлетворения спроса PReserve= Цена удовлетворения спроса + требование по резерву © Wärtsilä 16 October 2013 Presentation name / Author 500 МВт 55% 100% 55% 50% 15 Эл КПД 100% 48% 50% 48% 500 МВт
  • Удовлетв. спроса на энергию + резерв c SPG Нагр Эл КПД 100% 100% 34% Нагр Эл КПД 40% Нагр Эл КПД Нагр 50% 30% 40% 50% 50% 100% 35% 35% Эл КПД 100% 34% 50% 30% 1000 МВт 500 МВт Спрос 4500 MВт + Резерв 500 МВт 1000 МВт Нагр 500 МВт Нагр 40% 50% 35% Эл КПД 100% 34% 50% 30% 1000 МВт 500 МВт Цена Спрос Предложение 4500 МВт +500 МВт резерв PReserve = PEnergy Нагр PEnergy Эл КПД Нагр Эл КПД 100% Мощность Penergy= Цена удовлетворения спроса PReserve= Цена удовлетворения спроса + требование по резерву © Wärtsilä 16 October 2013 Presentation name / Author 500 МВт 55% 100% 55% 50% 16 Эл КПД 100% 48% 50% 48% 500 МВт
  • Есть новый способ резервирования… • 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 Традиционный путь покупки резервов Новый путь 400 МВт 200 МВт резерв ной мощ-ти Электрический КПД 50 % Эл. 200 МВт КПД 55 % КПД 55 % Эл. КПД 48 % ПГУ 400 МВт работает на полной нагрузке Электрический КПД 55 % Эл. ПГУ 400 МВт работает на частичной нагрузке ПГУ 200 МВт начала выработку энергии 200 МВт резерв ной мощ-ти Эл. КПД 51% ПГУ 400 МВт работает на полной нагрузке SPG 200 МВт в горячем резерве
  • Выводы из двух исследований систем • 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 Калифорния – стоимость регулирования 2020 $ Млн Великобритания – стоимость регулирования 2020 $ Млн Ежегодная экономия затрат (- 50 %) 1500 750 Ежегодная экономия затрат (- 54 %) 1,500 750 1,600 $ млн 1,200 $ млн 740 $ млн 600 $ млн 0 0 Базовый вариант 18 Гибкий вариант © Wärtsilä 16 October 2013 Presentation name / Author Базовый вариант Гибкий вариант
  • Существует большой потенциал экономии Исследование Redpoint • 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 KEMA DNV • 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 19 © Wärtsilä 16 October 2013 Presentation name / Author Links to the studies: www.smartpowergeneration.com/downloads
  • WARTSILA.COM / 20 © Wärtsilä Doc.ID: Revision: Status: