El proyecto de repotenciación de Erbil añade 500 MW a la red del Kurdistán

Después de construir tres plantas de ciclo simple de combustible dual de 1.000 MW, cada una con ocho turbinas de combustión, Mass Global Holding Ltd. recientemente repotencia la central eléctrica de gas de Erbil, ubicada en el Kurdistán iraquí, utilizando generadores de vapor verticales de recuperación de calor, agregando 500 MW de capacidad a la red local.

El Kurdistán iraquí, ubicado en la esquina noreste de Irak, está construyendo una nación. El país tiene un gobierno independiente, mantiene su propio ejército, enarbola su propia bandera, habla su propio idioma y recientemente comenzó a vender directamente su petróleo en el mercado global, para consternación del gobierno iraquí. Puede que Kurdistán no sea un Estado libre, pero funciona como un mercado libre.

La fuerte inversión del Gobierno Regional del Kurdistán (GRK) en infraestructura durante la última década es otra señal importante de su autonomía. El Primer Ministro Nechirvan Barzani afirmó el compromiso del GRK con los proyectos de electrificación a largo plazo porque "impulsarán también un mayor desarrollo en otros sectores [de su economía]".

El productor de energía independiente Mass Global Holding Ltd. (MGH), con sede en Ammán, Jordania, es una empresa que ha invertido mucho en el futuro del Kurdistán. MGH ha construido, posee y opera alrededor de 3.000 MW de generación de energía con turbinas de combustión (CT) en Kurdistán, la mayor de las cuales es la central eléctrica de gas de Erbil (EGPS), ubicada a unos 22 kilómetros al sur de la ciudad capital de Erbil (Figura 1). ). En agosto, los ataques aéreos estadounidenses impidieron que el grupo autodenominado Estado Islámico de Irak y Siria (ISIS) entrara en Erbil, y las fuerzas kurdas Peshmerga expulsaron a los militantes de la ciudad, aunque al momento de escribir este artículo, ISIS sigue controlando la ciudad norteña de Mosul.

El desarrollo de la Fase 1 de EGPS comenzó en enero de 2007 con la instalación de cuatro CT multieje GE Frame 9E con una capacidad total de 500 MW. La Fase 1 se completó en mayo de 2008. En 2011, la finalización de la Fase 2 añadió otros cuatro CT y aumentó la capacidad de la planta a 1.000 MW, convirtiéndola en la central eléctrica más grande de Kurdistán y su primera planta de ciclo combinado. Los CT de ciclo simple de combustible dual pueden funcionar con gas natural o diésel. El gas llega a la estación desde los campos de gas de Khormor, mientras que los camiones entregan el petróleo a cinco tanques de combustible de 4.000 m3.

La Fase 3 de EGPS, ahora en las etapas finales de puesta en servicio, convirtió los CT de ciclo simple en dos bloques de energía de ciclo combinado 4 x 1, elevando la capacidad de la estación a 1.500 MW. La mayor parte de la electricidad se consume en Erbil, aunque a principios de este año el KRG había comenzado a exportar electricidad al norte, a Mosul, y al sur, a Kirkuk, ayudando a aliviar la escasez de energía en esas regiones y al mismo tiempo aumentando los ingresos para el Kurdistán. Sin embargo, una noticia de mediados de septiembre informó que el gobierno del Kurdistán iraquí había cortado la electricidad a Mosul y las áreas circundantes, que estaban controladas por militantes de ISIS.

La fase 3 agregó ocho generadores de vapor de recuperación de calor (HRSG) de doble presión de CMI Energy, dos turbinas de vapor (ST) GE C-7 de 250 MW nominales y dos condensadores enfriados por aire (ACC) de 40 celdas de GEA Energietechnik que operan a 0,0666 bara (1,97 in Hga) a 15 °C de temperatura ambiente. ABB Suecia proporcionó y construyó una nueva subestación de 400 kV para interconectar las ST con la red nacional del Kurdistán. La finalización de la Fase 3 mejoró la eficiencia térmica de la planta a aproximadamente entre un 55% y un 56%, convirtiendo así a EGPS en una de las plantas de energía más eficientes de Irak. Los 500 MW añadidos en la Fase 3 proporcionan aproximadamente el 15% de la demanda de energía de la región del Kurdistán. El constructor turco ENKA Construction & Industry Co. (ENKA) fue seleccionado por MGH para construir la Fase 3 sobre una base de ingeniería, adquisiciones y construcción (EPC).

Uno de los requisitos de diseño clave para el proyecto es que la planta pueda enviarse en cualquier combinación de operación de carga base durante toda su vida útil. Eso significa que cada bloque de energía puede enviarse de forma independiente, pero además, cada CT dentro de un bloque de energía puede iniciarse o reiniciarse dependiendo de los requisitos de la red en ese momento, con un mínimo de dos CT operando en un bloque de energía. Este modo de funcionamiento plantea importantes exigencias al HRSG.

Hay dos opciones principales de configuración de HRSG que se utilizan en la actualidad. Los acuerdos horizontales han sido tradicionalmente favorecidos en Estados Unidos, mientras que los acuerdos verticales se encuentran comúnmente en Europa y Asia. Ambas disposiciones se encuentran detrás de los CT de clase “E” y “F” y son comparables en rendimiento. Sin embargo, generalmente se considera que la versión horizontal tiene una ligera ventaja cuando se utiliza combustión por conductos y en la disposición del catalizador. La versión vertical tiene accesibilidad mejorada, mayor flexibilidad en la disposición interna de las superficies de transferencia de calor, mayor resistencia cuando se usa en servicio de ciclismo o seguimiento de carga y elimina la necesidad de una grúa para levantar los módulos en su lugar. Además, el HRSG vertical es el preferido para plantas que queman fueloil pesado, ya que se limpia más fácilmente con sopladores de hollín.

La diferencia más sorprendente entre las dos opciones de disposición de HRSG está en la constructibilidad de la unidad. En lugar de colocar los módulos individuales en su lugar usando una grúa pesada, los módulos HRSG verticales se levantan en su lugar usando un remolque y gatos hidráulicos temporales, comenzando con el economizador, y suspendidos mediante una serie de soportes colgantes superiores (Figura 2).

El HRSG horizontal típico está diseñado con numerosos cabezales en los extremos opuestos de cada módulo de tubo vertical o placa. La ventilación se produce en el cabezal superior y los cabezales inferiores son puntos de drenaje. Los cabezales superior e inferior requieren tubería de puente.

Por el contrario, una disposición vertical consta de módulos individuales con un único cabezal de entrada y salida, con los "tubos de puente" reemplazados por codos soldados en taller. Luego, todo el módulo se somete a una prueba hidráulica entre un único cabezal de entrada y salida antes del envío. Los tambores de la caldera se asientan de forma independiente sobre la superestructura de acero, y la soldadura en campo consiste únicamente en las conexiones de tuberías entre módulos y las conexiones a los tambores de la caldera, lo que simplifica significativamente el proceso de montaje. El alto nivel de fabricación en taller de tubos, componentes y otros subconjuntos para EGPS redujo el tiempo y la mano de obra de construcción necesarios para montar cada HRSG (Figura 3). La prefabricación también reduce el desafío logístico de mover grandes cantidades de materias primas a largas distancias sobre terrenos difíciles.

La accesibilidad mejora enormemente en una disposición vertical de HRSG. Hay puertas de acceso ubicadas estratégicamente en su carcasa para que un inspector pueda llegar fácilmente a cualquier ubicación de un módulo sin andamios parándose sobre los tubos horizontales del módulo. También se puede acceder a los cabezales desde el interior de la carcasa del HRSG.

La disposición vertical también es más tolerante cuando hay una falla en un tubo específico en un módulo. Debido a que los tambores están ubicados lejos de los haces de tubos y los codos de retorno no tienen cabezales intermedios, se pueden extraer tubos específicos de un módulo y reemplazarlos en el campo. La configuración serpentina del HRSG vertical tiene un buen historial en operación cíclica porque los módulos de tubos tienen curvas de retorno flexibles en lugar de cabezales fijos, lo que permite la libre expansión de los tubos, muy parecido a un calentador de agua de alimentación.

El HRSG vertical está diseñado para ciclos térmicos. Un HRSG debe purgarse de cualquier gas explosivo persistente antes de reiniciarlo. Esto significa que el CT suministra aire de purga soplando aire relativamente frío a través del HRSG caliente durante varios minutos antes de reiniciar el CT. Dentro del HRSG, el aire frío apaga el sobrecalentador, formando condensado dentro de los tubos que drena y sacude térmicamente los cabezales inferiores en un HRSG horizontal. Se debe drenar el agua acumulada dentro del cabezal inferior para evitar que el condensado se arrastre a la tubería de sobrecalentamiento, lo que puede provocar un choque térmico y deformar los tubos aguas abajo. En el HRSG vertical, el cabezal de salida del sobrecalentador es el único punto bajo en el sistema que recolecta cualquier condensado formado, evitando el arrastre de condensado por diseño. Los HRSG horizontales están configurados con muchos drenajes grandes debajo de los cabezales inferiores del sobrecalentador y del recalentador para evitar el arrastre de condensado.

La fase 3 incluyó la instalación de los HRSG, ST y ACC en medio de una planta operativa, conectando los HRSG a través de una compuerta desviadora durante un breve corte, seguido del arranque de cada bloque de energía en modo de ciclo combinado.

Un problema desafiante fue realizar la conexión física del CT a la brida de conexión del HRSG antes del montaje del HRSG en un cronograma muy ajustado. Las estructuras de pila de CT existentes se reconfiguraron reemplazando el codo de la carcasa con una nueva caja en “T” prefabricada en taller proporcionada por CMI con compuerta desviadora integral en cada uno de los ocho CT durante interrupciones secuenciales de CT para minimizar el tiempo de inactividad (Figura 4). La primera TC se completó en tres días; las unidades posteriores se completaron en sólo dos días cada una. Cada CT se reinició cuando se completó su compuerta desviadora y los CT continuaron funcionando en modo de ciclo simple durante el posterior montaje del HRSG (Figura 5). El proceso de conversión se realizó sin problemas porque se incluyeron disposiciones para la conversión de la compuerta desviadora en el diseño estructural de la chimenea original, minimizando el impacto en la chimenea existente.

Los HRSG instalados durante la Fase 3 son de doble presión (secciones de sobrecalentamiento de alta presión [HP] y baja presión [LP]) sin recalentamiento, una disposición común con el 9E configurado en un bloque de alimentación 4 x 1. Las principales condiciones de vapor son 77 bara a 520 °C a 50,93 kg/s para el recalentamiento HP y 8,2 bara y 219,9 °C a 10,96 kg/s para el recalentamiento LP. El vapor principal producido por cada HRSG en un bloque de potencia se alimenta a un cabezal común que va al ST. Deben estar en funcionamiento un mínimo de dos CT para producir suficiente vapor para que el ST y el bloque de energía permanezcan en servicio.

La formación del personal de la planta también fue una prioridad para el equipo del proyecto. CMI Energy desarrolló un programa de capacitación diseñado para la operación y mantenimiento del sistema HRSG de la planta. Se presentaron dos cursos, cada uno de cinco días de duración.

La necesidad crítica de energía adicional del KRG aceleró el cronograma del proyecto después de que comenzaron los trabajos del contrato en abril de 2012. Trabajando estrechamente con ENKA y otros proveedores subcontratistas, CMI pudo acelerar su trabajo de ingeniería, adquisición de materias primas y fabricación del taller, de esta manera acelerando el montaje in situ en dos meses. La construcción de acero comenzó en abril de 2013, la primera prueba hidráulica se completó en diciembre de 2013 y el primer encendido tuvo lugar en enero de 2014.

MGH ha firmado contratos con Enka y CMI para repotenciar de manera similar sus plantas de Sulaymaniyah y Duhouk, también ubicadas en la región del Kurdistán en el norte de Irak. Cada una de las dos plantas está ahora en proceso de repotenciación desde el ciclo simple (ocho CT Frame 9E que producen 1.000 MW) al ciclo combinado (1.500 MW). El proyecto de Sulaymaniyah comenzó a construirse en julio de 2013 y se espera que esté terminado a principios de 2016. El proyecto de Duhouk comenzó en octubre de 2013.

Incluso después de completar estos tres proyectos, el potencial para repotenciar los CT de ciclo simple en Irak es enorme, siempre que se pueda garantizar la seguridad de las instalaciones. La información más reciente indica que quedan otros 4.000 MW que se pueden capturar simplemente repotenciando los CT de ciclo simple existentes. Seguramente veremos muchos nuevos proyectos de repotenciación a la escala de EPGS en los próximos años. ■

-Dr. Robert Peltier, PE es el editor consultor de POWER.

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