Usina Elétrica Moss Landing - Moss Landing Power Plant
| Usina Elétrica Moss Landing | |
|---|---|
 Moss Landing Power Plant, com suas pilhas altamente visíveis
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| País | Estados Unidos |
| Localização | Moss Landing, Califórnia |
| Coordenadas | 36 ° 48′17,54 ″ N 121 ° 46′55,19 ″ W / 36,8048722 ° N 121,7819972 ° W Coordenadas: 36 ° 48′17,54 ″ N 121 ° 46′55,19 ″ W / 36,8048722 ° N 121,7819972 ° W |
| Status | Operacional |
| Data da comissão | 1950 |
| Os Proprietários) | Dynegy |
| Estação de energia térmica | |
| Combustível primário | Gás natural |
| Ciclo combinado ? | sim |
| Geração de energia | |
| Unidades operacionais | 2 x 530 MW |
| Unidades desativadas | 7 |
| Capacidade da placa de identificação | 1.060 MW |
| Produção líquida anual | 4.179 GWh (2018) |
| Capacidade de armazenamento | 567,5 MW (começando no final de 2020) |
| links externos | |
| Commons | Mídia relacionada no Commons |
A Usina de Energia Moss Landing é uma usina de geração de eletricidade movida a gás natural localizada em Moss Landing, Califórnia , Estados Unidos, no ponto médio da Baía de Monterey . Suas grandes pilhas são marcos, visíveis em toda a área da baía de Monterey . A usina pertence e é operada pela Dynegy, sediada em Houston, e atualmente tem uma capacidade de geração de 1.020 MW (líquido) de suas duas unidades de geração de ciclo combinado . Já foi a maior usina de energia do estado da Califórnia, com uma capacidade de geração de 2.560 MW, antes que suas duas grandes unidades de vapor supercrítico fossem aposentadas em 2016.
Será o local de uma nova estação de armazenamento de bateria para armazenamento de bateria de rede de mais de 567 MW / 2.270 MWh de energia, potencialmente a maior do mundo quando concluída.
História
Em 1949, a Pacific Gas & Electric (PG&E) iniciou a construção da Usina Elétrica de Moss Landing. Cinco unidades de vapor movidas a gás natural e óleo foram construídas durante a década de 1950. A geração comercial começou em 1950 com uma capacidade de 613 MW.
Em 1964, começou a construção de duas unidades adicionais (6 e 7), com duas novas pilhas de 500 pés (150 m). Essas duas unidades tinham capacidade de 750 MW cada, totalizando 1.500 MW, com caldeiras de 55 m de altura. Eles empregaram uma tecnologia mais recente usando vapor supercrítico a 3.600 psi (25 MPa).
Em 1995, as cinco unidades originais foram aposentadas e, em 1997, a PG&E deixou as autorizações caducadas para essas unidades.
Como parte da Desregulamentação das Utilidades na Califórnia, a PG&E vendeu a planta para a Duke Energy (DENA) em 1998. Para cumprir as regulamentações de poluição mais restritivas, as unidades 6 e 7 foram atualizadas em 1998 com uma unidade de redução catalítica seletiva e sistemas de controle digital.
A partir de 2000, as oito pilhas de 225 pés (69 m) e 19 tanques de armazenamento de óleo combustível foram removidos e duas novas unidades foram construídas no local anterior. As novas unidades 1 e 2 foram colocadas em operação em 2002. São unidades de ciclo combinado , 50% mais eficientes do que as outras unidades, porque usam duas turbinas: primeiro, um par de turbinas a gás de 170 MW, depois uma turbina a vapor de 190 MW, para um total de 530 MW cada. Quando concluída em 2002, a usina era a maior usina de energia da Califórnia em capacidade, com 2.560 MW.
Em 2006, tendo investido mais de meio bilhão de dólares em capacidade atualizada, eficiência e controle de emissões, a Duke Energy vendeu a planta para LS Power Equity Partners. A Dynegy então comprou a fábrica em abril de 2007 junto com outros ativos de parceiros LS.
Em 2015, uma torre de transmissão desabou na usina, causando uma grande queda de energia na área do condado de Monterey.
Em 31 de dezembro de 2016, a Dynegy aposentou as unidades de vapor supercrítico 6 e 7 por não serem mais competitivas economicamente. No entanto, a Dynegy continua a manter a licença nessas unidades.
Em fevereiro de 2017, a produtora independente de energia Dynegy, Inc. anunciou que poderia fechar a planta de gás, devido às condições de mercado resultantes de um excesso de capacidade de eletricidade no atacado na Califórnia, tornando difícil operar com lucro. Em 2018, a Califórnia tinha 7.000 MW de capacidade de geração excedente, mas uma quantidade semelhante (principalmente resfriada pelo oceano) seria aposentada em 2021. O excesso de preços no atacado é parcialmente resultado de políticas que garantem um retorno a concessionárias como a PG&E (um monopólio regulamentado) no investimento para construção de novas usinas, mesmo quando elas não são necessárias. Os produtores independentes de energia como a Dynegy, por outro lado, não têm um retorno garantido do seu investimento. A produção de energia caiu consideravelmente, reduzindo os impostos pagos ao Condado de Monterey .
Ligação à rede
A usina tem linhas de energia que a conectam ao Caminho 15 e interconexões como o Caminho 26 e o Caminho 66 que permitem que a energia flua para regiões distantes. A planta também está conectada às cargas locais e à região de San Jose por linhas de transmissão.
Unidades de gás
Tanto as unidades supercríticas quanto as unidades de ciclo combinado usam resfriamento de passagem única. As unidades supercríticas têm uma necessidade de resfriamento de 600.000 galões americanos (2.300 m 3 ) por minuto, e as unidades de ciclo combinado uma necessidade de 250.000 galões americanos (950 m 3 ).
Unidades de vapor supercríticas 6 e 7
As unidades 6 e 7 usaram vapor supercrítico . Essas unidades foram aposentadas no final de 2016. No final de sua vida útil, as unidades 6 e 7 normalmente funcionavam como unidades de pico, quando a demanda por eletricidade era mais alta. Em 2016, último ano de operação, eles operaram apenas cerca de 3% do tempo.
O processo de geração das unidades 6 e 7 começa com o gás natural injetado em uma das extremidades da caldeira a ser queimado. A água primária é injetada na outra extremidade da caldeira para receber o calor produzido. O gás simplesmente vem de um gasoduto de gás natural e os produtos da combustão sobem pela chaminé e vão para a atmosfera. A água tem um caminho muito mais complicado e consiste em dois sistemas distintos: água de refrigeração e água primária (geradora de vapor). A água de resfriamento é bombeada da Baía de Monterey ou do próximo Elkhorn Slough . Em seguida, é purificado, usado para resfriar a água que sai das turbinas e lançado no oceano. O vapor para as turbinas é criado a partir do fluxo de água primário, que é pré-aquecido antes de entrar na caldeira. Da caldeira, o vapor superaquecido é direcionado para uma primeira turbina trabalhando em alta pressão, depois para uma turbina de baixa pressão. As turbinas movem os geradores.
Unidades de ciclo combinado 1 e 2
Os produtos de combustão acionam as turbinas a gás diretamente. Primeiro, o ar é puxado da entrada de ar para o compressor (acionado pelo eixo da turbina), depois é queimado com gás natural na câmara de combustão. Os gases de combustão quentes passam então pela turbina propriamente dita (acionando o eixo). Do ponto de vista termodinâmico, este é o ciclo de Brayton padrão . Como a turbina a gás não transfere energia do processo de combustão para a turbina via vapor, ela evita o custo, a perda de energia e o impacto ambiental do ciclo primário da água.
Na saída das turbinas a gás, parte da energia restante (calor) no gás de exaustão é recuperada por meio de um trocador de calor e transferida para a água que alimenta uma turbina a vapor, semelhante às unidades 6 e 7.
Em uma escala menor do que as unidades supercríticas, as unidades 1 e 2 também são mais flexíveis, com um tempo de inicialização de apenas uma hora, contra 24 horas para as unidades 6 e 7.
Armazenamento de bateria
As concessionárias da Califórnia são obrigadas por uma lei de 2013 a fornecer armazenamento significativo de bateria até 2024.
Vistra 500 kV
Em 29 de junho de 2018, a Vistra Energy , que se fundiu com a Dynegy em 9 de abril de 2018, anunciou que irá desenvolver um sistema de armazenamento de energia de 300 MW / 1.200 MWh a ser localizado em Moss Landing , usando o edifício da turbina existente e interconexão das unidades existentes 6 e 7, conectando-se à rede de 500 kV. A expectativa da Vistra Energy é que o sistema de armazenamento de energia entre em operação comercial até o final de 2020, dependendo do recebimento da aprovação da California Public Utilities Commission (CPUC). Este seria o maior sistema de armazenamento de energia de bateria de íon-lítio do mundo. O projeto começou a ser construído em dezembro de 2019, e a Fase 1 começou a operar no final de 2020. É feito de células LG JH4 em racks TR1300 em dois andares na antiga sala da turbina. Outros 100 MW (Fase 2) foram concluídos em agosto, elevando a capacidade para 400 MW. Em setembro de 2021, a Fase 1 foi desligada após um evento de alta temperatura, enquanto a Fase 2 continuou operando.
Uma expansão para 1.500 MW / 6.000 MWh (também conectada à rede de 500 kV) foi aprovada em agosto de 2020, mas não foi decidida.
Elkhorn 115 kV
As concessionárias da Califórnia são obrigadas por uma lei de 2013 a fornecer armazenamento significativo de bateria até 2024. A Pacific Gas & Electric (PG&E) solicitou ao CPUC a aprovação de quatro projetos de armazenamento de energia localizados em Moss Landing, incluindo outro grande sistema de armazenamento de bateria de íon-lítio de 182,5 MW / 730 MWh ("Elkhorn") a ser fornecido pela Tesla e pertencente e operado pela PG&E, conectando-se à rede regional de 115 kV.
O projeto é projetado para melhorar a confiabilidade da energia e permitir que mais fontes de energia renováveis sejam usadas no local de Moss Landing. O projeto também visa economizar custos, reduzindo a dependência da PG&E de usinas de energia de pico que entram em operação durante os períodos de aumento da demanda.
Em 3 de julho de 2019, de acordo com a Lei de Qualidade Ambiental da Califórnia , a Agência de Gerenciamento de Recursos do Condado de Monterey publicou uma Declaração Negativa Mitigada, detalhando as ações que devem ser tomadas para mitigar os possíveis impactos ambientais do projeto. O relatório concluiu que o projeto teria um "Impacto Menos que Significativo" no meio ambiente, desde que as ações de mitigação corretas fossem tomadas. Especificamente, verificou-se que eram necessárias ações mitigadoras para minimizar o impacto ambiental do projeto nos "recursos biológicos", como habitat da vida selvagem, e nos "recursos culturais", especialmente sítios arqueológicos culturalmente significativos no local proposto para a implantação do Megapack.
O projeto foi posteriormente aberto a apresentações públicas sobre seu impacto ambiental. O California Unions for Reliable Energy argumentou que o condado de Monterey falhou em cumprir os padrões da Lei de Qualidade Ambiental da Califórnia ao realizar sua avaliação ambiental. Os sindicatos argumentaram que o condado deveria ter realizado uma investigação mais completa sobre o potencial das baterias de íon-lítio da Tesla superaquecer e explodir, potencialmente prejudicando a pureza da água subterrânea no local de Moss Landing. Eles também afirmaram que o condado não considerou o impacto ambiental da poluição do ar que ocorreria durante a construção.
Em fevereiro de 2020, a Comissão de Planejamento do Condado de Monterey aprovou por unanimidade o projeto, que estava inicialmente programado para começar a construção no final de março e ser concluído até 2021. No entanto, a pandemia de COVID-19 na Califórnia e a subsequente ordem de permanência em casa forçaram o projeto para ser atrasado. A construção começou em julho de 2020. Quando o projeto Moss Landing for concluído, ele dobrará o armazenamento de energia disponível na Califórnia.
Veja também
- Energia na Califórnia
- Lista de centrais elétricas na Califórnia
- Lista de projetos de armazenamento de energia