Download - Igor petryk wartsila_17_10_2013
![Page 1: Igor petryk wartsila_17_10_2013](https://reader034.vdocuments.mx/reader034/viewer/2022051610/549d5232b47959ca318b498c/html5/thumbnails/1.jpg)
1 © Wärtsilä 16 October 2013 Presentation name / Author
Концепция интеллектуального производства
электроэнергии
17 октября 2013 г.
Игорь Петрик
![Page 2: Igor petryk wartsila_17_10_2013](https://reader034.vdocuments.mx/reader034/viewer/2022051610/549d5232b47959ca318b498c/html5/thumbnails/2.jpg)
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™
![Page 3: Igor petryk wartsila_17_10_2013](https://reader034.vdocuments.mx/reader034/viewer/2022051610/549d5232b47959ca318b498c/html5/thumbnails/3.jpg)
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
![Page 4: Igor petryk wartsila_17_10_2013](https://reader034.vdocuments.mx/reader034/viewer/2022051610/549d5232b47959ca318b498c/html5/thumbnails/4.jpg)
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
![Page 5: Igor petryk wartsila_17_10_2013](https://reader034.vdocuments.mx/reader034/viewer/2022051610/549d5232b47959ca318b498c/html5/thumbnails/5.jpg)
5 © Wärtsilä 16
October 2013
Presentation name /
Балансирование ГЭС
Бразилия, 330 МВт
![Page 6: Igor petryk wartsila_17_10_2013](https://reader034.vdocuments.mx/reader034/viewer/2022051610/549d5232b47959ca318b498c/html5/thumbnails/6.jpg)
Техас, США, 200 МВт
6 © Wärtsilä
Быстрый игрок на рынке
![Page 7: Igor petryk wartsila_17_10_2013](https://reader034.vdocuments.mx/reader034/viewer/2022051610/549d5232b47959ca318b498c/html5/thumbnails/7.jpg)
Элеринг, Эстония, 250 МВт
7 © Wärtsilä
Сверхбыстрый резерв сети
![Page 8: Igor petryk wartsila_17_10_2013](https://reader034.vdocuments.mx/reader034/viewer/2022051610/549d5232b47959ca318b498c/html5/thumbnails/8.jpg)
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
![Page 9: Igor petryk wartsila_17_10_2013](https://reader034.vdocuments.mx/reader034/viewer/2022051610/549d5232b47959ca318b498c/html5/thumbnails/9.jpg)
“Дело на миллиард долларов”…
9 © Wärtsilä 16 October 2013 Presentation name / Author
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”
![Page 10: Igor petryk wartsila_17_10_2013](https://reader034.vdocuments.mx/reader034/viewer/2022051610/549d5232b47959ca318b498c/html5/thumbnails/10.jpg)
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
![Page 11: Igor petryk wartsila_17_10_2013](https://reader034.vdocuments.mx/reader034/viewer/2022051610/549d5232b47959ca318b498c/html5/thumbnails/11.jpg)
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
![Page 12: Igor petryk wartsila_17_10_2013](https://reader034.vdocuments.mx/reader034/viewer/2022051610/549d5232b47959ca318b498c/html5/thumbnails/12.jpg)
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
![Page 13: Igor petryk wartsila_17_10_2013](https://reader034.vdocuments.mx/reader034/viewer/2022051610/549d5232b47959ca318b498c/html5/thumbnails/13.jpg)
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
![Page 14: Igor petryk wartsila_17_10_2013](https://reader034.vdocuments.mx/reader034/viewer/2022051610/549d5232b47959ca318b498c/html5/thumbnails/14.jpg)
Удовлетворение спроса на энергию
14 © Wärtsilä 16 October 2013 Presentation name / Author
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 КПД
Нагр Эл КПДНагр Эл КПД
Нагр Эл КПД
Нагр Эл КПД
Нагр Эл КПДНагр Эл КПД
Penergy= Цена удовлетворения спроса
![Page 15: Igor petryk wartsila_17_10_2013](https://reader034.vdocuments.mx/reader034/viewer/2022051610/549d5232b47959ca318b498c/html5/thumbnails/15.jpg)
Удовлетв. спроса на энергию + резерв
15 © Wärtsilä 16 October 2013 Presentation name / Author
1000 МВт
1000 MW
1000 МВт
500 МВт
500 МВт
500 МВт
500 МВт500 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
Penergy= Цена удовлетворения спроса
PReserve= Цена удовлетворения спроса + требование по резерву
Нагр
Нагр
Нагр
Нагр
Нагр
Нагр
НагрНагр
![Page 16: Igor petryk wartsila_17_10_2013](https://reader034.vdocuments.mx/reader034/viewer/2022051610/549d5232b47959ca318b498c/html5/thumbnails/16.jpg)
Удовлетв. спроса на энергию + резерв c SPG
16 © Wärtsilä 16 October 2013 Presentation name / Author
1000 МВт
1000 МВт
1000 МВт
500 МВт
500 МВт
500 МВт
500 МВт500 МВт
100%
50%
100%
50%
Спрос 4500 MВт +
Резерв 500 МВт
Предложение 4500 МВт
+500 МВт резерв
Предложение 4500 МВт
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%
Нагр Эл КПД
Нагр Эл КПД
Нагр Эл КПДНагр Эл КПД
Нагр Эл КПД
Нагр Эл КПД
Нагр Эл КПДНагр Эл КПД
Penergy= Цена удовлетворения спроса
PReserve= Цена удовлетворения спроса + требование по резерву
![Page 17: Igor petryk wartsila_17_10_2013](https://reader034.vdocuments.mx/reader034/viewer/2022051610/549d5232b47959ca318b498c/html5/thumbnails/17.jpg)
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
работает на
частичной
нагрузке
ПГУ 200 МВт
начала
выработку
энергии
Традиционный путь покупки резервов
Эл.
КПД
55 %
ПГУ 400 МВт
работает на
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 %
![Page 18: Igor petryk wartsila_17_10_2013](https://reader034.vdocuments.mx/reader034/viewer/2022051610/549d5232b47959ca318b498c/html5/thumbnails/18.jpg)
Выводы из двух исследований систем
18 © Wärtsilä 16 October 2013 Presentation name / Author
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
![Page 19: Igor petryk wartsila_17_10_2013](https://reader034.vdocuments.mx/reader034/viewer/2022051610/549d5232b47959ca318b498c/html5/thumbnails/19.jpg)
Существует большой потенциал экономии
19 © Wärtsilä 16 October 2013 Presentation name / Author
• 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
![Page 20: Igor petryk wartsila_17_10_2013](https://reader034.vdocuments.mx/reader034/viewer/2022051610/549d5232b47959ca318b498c/html5/thumbnails/20.jpg)
Doc.ID: Revision: Status:20/ © Wärtsilä
WARTSILA.COM